Evaluation of Power Performance by Anemometer on WTGS

(1)

http://dx.doi.org/10.5369/JSST.2012.21.4.303 pISSN 1225-5475/eISSN 2093-7563

풍력발전기 너셀에 장착된 풍속계를 이용한 출력성능 평가

김수상^{1 •} 박세광^2,+

Evaluation of Power Performance by Anemometer on WTGS

Soo-Sang Kim¹and Sekwang Park^2,+

Abstract

We carried out the power performance evaluation for 1.5 MW×2 by using anemometer installed on WTGS(Wind Turbine Generator System) in the wind farm at Shi-hwa bang-a-mu-ri. In this paper, we compared and analyzed the performance of guaranteed output and measured output of WTGS which includes output curve, output coefficient, AEP(Annual Energy Product) and availability, etc.. The power performance of WTGS was optimized in the low wind speed sections(3 m/s ~ 10 m/s) and the measured output was more produced by AEP 109 % and availability 112 % than the guaranteed output. In addition, we could also cut the high cost of testing WTGS performance by using anemometer as a substitute for weather mast.

Keywords : WTGS, Anemometer, Guaranteed Output Curve), Mmeasured Output Curve, Power Coefficient, AEP, Availability

1. 서 론 1.1 연구의 필요성

풍력발전시스템의 성능평가는 지형변화에 따른 풍황조건 의 왜 곡과 측정 결과의 불확실성을 최소화하여 표준의 성능평가 조건을 유지하기 위하여 IEC 61400-12 규정에 제시된 지형조건과 측정절 차에 따라 이루어진다. 즉 기상 마스트는 주 풍속 방향으로 풍력발 전기 로타 직경의 2배 ~ 4배 사이에 위치해야 하며 2.5배가 권장되 고 있다[1].

그러나, IEC 규정에 제시된 조건을 만족하지 않아 기상 마스트를 설치할 수 없는 경우 풍력발전시스템 출력 성능 을 평가할 수 있는 새로운 대안을 필요로 하게 된다.

풍력발전시스템의 성능이라 함은 바람의 변화에 따라 풍력발전 기의 출력변화를 나타낸 출력곡선을 의미한다.

자연에서 부는 바람은 지역이나 지형마다 풍속 분포 특성이 다르 고 풍향과 풍속이 수시로 변할 뿐만 아니라 때때로 돌풍이나 태풍으 로 돌변하기 때문에 바람의 분포 특성을 조사하고 분석하는 일이 매 우 중요하다. 이 때문에 우선 풍력발전 개발 후보지역중 한 두 곳에 서 약 1년 동안 풍황을 관측하고 풍황예측모델을 이용하여 풍력발

전 시스템 설치지점의 풍황 및 연간발전량을 예측하여 풍력 발전사 업의 경제성을 평가하게 된다[2]. 이는 풍력발전량 은 풍속의 세제 곱에 비례하기 때문에 풍황의 좋고 나쁨이 풍력발전사업에 미치는 영향이 크기 때문이다. 이 논문의 연구대상인 시화 방아머리 풍력발 전단지는 주 풍속이 불어오는 북서방향으로 서해가 바로 연접하여 있어 IEC 규정에 따라 기상마스트를 설치할 수 없는 지형적 조건을 갖고 있다. 따라서 풍력발전기 너셀에 장착된 풍속계를 이용하여 출 력성능을 평가한 사례를 논하고자 한다.

1.2 연구내용

시화 방아머리 풍력발전단지의 풍력발전시스템은 주 풍속 이 불 어오는 북서방향으로부터 후류 손실을 줄이기 위해 Fig. 1.1과 같이 풍력발전 1호기는 X좌표-162,433, Y좌표-421,189에, 풍력발전 2 호기는 X좌표-162,788, Y좌표-421,073에 설치되었으며 각 호기 간의 이격거리는 360 m로서 로타직경의 약 5배를 확보하였다.

시화 방아머리에서 성능평가를 실시한 풍력발전시스템은 Table 1.1과 같다[3]. 이는 국내에서 개발되어 풍력발전기 및 풍력발전단 지 국제인증기관(DEWI-OCC)으로부터 형식 인증(type certificate)을 획득하여 상용화된 제품이다.

이 연구는 2011년 1월부터 12월까지 1년 동안 시화 방아머리 풍 력발전단지에서 1.5 MW 풍력발전시스템 2대를 운전하여 얻은 출 력데이터와 풍력발전기 너셀에 장착된 Table 1.2의 풍속계로 측정 한 풍속데이터를 이용하여 산출한 측정 출력곡선과 풍력발전시스템

1

한국수자원공사(K-water)

2

경북대학교 IT대학 전기공학과(Department of Electrical Engineering, Kyungpook National Unversity)

+

Corresponding author: [email protected]

(Received : May. 3, 2012, Revised : Jun. 19, 2012, Accepted : Jul. 10, 2012)

(2)

제작사가 제시한 보증출력곡선 에 2004년 9월부터 2005년 1월까 지 시화 방아머리에서 사전 실측한 Table 1.3의 표준풍속자료[4]를 각각 대입하여 출력곡선, 출력계수, 연간발전량 및 이용률 등의 출 력특성을 비교 분석하였다. 단, 지형 기울기(terrain sloop)에 따른 풍속 상승각도(up flow angle), 난류강도, 풍속전단계수(wind shear exponent), 대기온습도, 풍속계 후류영향 등의 조건이 불확 실성으로 작용할 수 있다.

2. 풍력발전시스템 제작사의 보증출력 분석

2.1 보증출력곡선

시화 방아머리 풍력단지에서 풍력발전시스템의 성능보증을 위해 제작사가 제시한 풍속별 보증출력과 보증출력곡선은 Fig. 2.1과 같 다. 이 풍력발전시스템 의 운전조건은 3.0 m/s 에서 발전을 시작하 여 12 m/s 에서 정격출력에 이르게 되며, 25 m/s 에서 풍력발전기 보호를 위하여 강제로 정지시킨다. 풍속이 25 m/s 를 초과하게 되 면 풍력발전기는 블레이드를 90°의 안전한 위치로 이동시킴으로써 정지한다.

여기서 풍력발전기의 정격출력을 넘지 않도록 운전하기 위해서 블레이드 피치제어 방식을 이용한다. 이는 출력제어 와 주요 브레이 크 시스템의 기능을 담당하여 어떠한 작동 조건하에서도 바람 하중 을 최소화 시킨다.

2.2 보증출력계수

질량m, 속도 V 인 물체의 운동에너지는 (1/2) ㎷²이기 때문에 밀도p , 체적 AL (면적 A×L)인 바람이 속도 V 로 이동할 때의 바 람이 지니는 에너지E_W(J )는 식(2.1)과 같다.

바람이 거리L 을 시간 t 로 통과할 경우, 바람의 속도 V =L/t 로 나타낼 수 있기 때문에 식(2.1)은 식(2.2)와 같이 된다.

Fig. 1.1 The wind farm at Shi-hwa bang-a-mu-ri.

Table 1.1 The specification of WTGS

Table 1.2 The anemometer installed on WTGS

Table 1.3 The typical wind data at Shi-hwa bang-a-mu-ri

Fig. 2.1 The curve of guaranteed output versus wind speed.

(2.1)

(2.2)

(3)

따라서, 단위시간에 면적A 를 통과하는 바람의 출력 P_A(W)(J/s) 는 다음 식(2.3)과 같다.

여기에서 풍차가 내보낼 수 있는 단위시간 당 에너지를 출력P 라 고 하고, 풍차의 출력P 와 바람의 출력 P_A의 비는 식(2.4)와 같다.

여기서, CP 를 출력계수라고 한다. 이것의 물리적 의미는 바람이 지니는 출력 중 풍차에 의해 얼마만큼 출력을 내보낼 수 있었는지를 나타내는 풍차의 성능평가 지표가 되는 것이다. 즉 풍차의 효율을 뜻한다[2].

본 풍력발전시스템의 풍속별 보증 출력계수와 보증 출력계수곡 선은 Fig. 2.2와 같다. 이는 풍력발전기 시동 풍속인 3 m/s 에서 6

% 를 시작으로 6 m/s 까지 가파르게 상승곡선을 그리다가, 7 m/s

~ 8 m/s 에서 42 % 의 최고 정점에 이른다. 이후 정격풍속인 12 m/s 에서 30 %, 16 m/s 에서 13 % 까지 가파르게 하향곡선을 나타 내다가 종단풍속 25 m/s 에서의 3 % 까지는 완만히 하향 곡선을 이루었다. 전체적으로 저 풍속 구간인 6 m/s ~ 12 m/s 에서 30 % 이상의 가장 우수한 성능을 이루다가 점점 풍속이 커질수록 보증출 력계수가 저하하는 특성을 나타내었다.

2.3 보증 연간발전량 및 이용률

시화 방아머리 표준풍속자료는 지수모델을 이용하여 풍력발전기 허브높이 70 m 에서 풍속 5.52 m/s(1호기 : 5.54 m/s, 2호기 : 5.52 m/s), 웨이블계수 K 는 1.85 로 보정되었다. 이를 각호기별 풍 력발전시스템의 배치 좌표를 제작사 보증 출력곡선에 대입하여 Fig. 2.3과 같이 보증 연간발전량을 분석하였으며 분석도구로는 한 국에너지기술 연구원의 풍황자원분석 프로그램인 WEAP(Wind Energy Analysis Program)와 덴마크의 국립연구소 RISO의 와습 (WAsP)을 사용하였다[4]. Fig. 2.3에서는 각 호기별 건설위치(좌 표), 해발고도, 풍력발전시스템 건설 위치의 발전기 높이에서 예측 된 연 평균풍속과 각 호기별 총 발전량과 순 발전량, 후류손실률 (loss) 등을 나타냈다.

여기서 연간발전량은 풍속확률분포를 표현하는 웨이블 분포로서 실측된 풍속의 분포를 구성한 후에 풍력발전 기종의 출력특성에 대 해 해당하는 풍속에 대한 출력을 확률분포로 적분하여 계산한다. 따 라서 이미 시동풍속 이나 정격 풍속 또는 정지풍속 등에 대한 정보 가 함유되어 있는 출력특성곡선을 이용하여 계산하므로, 별도로 풍 속조건을 따로 고려할 필요가 없다[5]. 풍력발전기의 정격출력에 대 한 이용률(%)은 식(2.5)와 같다[2].

결과적으로 시화 방아머리 풍력발전단지에서 정격출력 1,500 ㎾ 풍력발전시스템의 높이인 70 m 에서 평균풍속은 5.53 m/s, 웨이 블계수 K 는 1.85로 보정되었고, 제작사의 보증 출력 곡선에 대입 하여 Table 2.1과 같이 총 연간발전량이 6,025 MWh, 순 연간발전 량이 5,861 MWh, 후류손실율이 2.72 %, 이용률은 22.3 %로 분석 되었다. 여기서 서풍 방향의 주풍향 으로부터 각 풍력발전시스템간 의 간섭에 의한 후류손실은 1호기가 1.51 %, 2호기가 3.94 %로서 (2.3)

(2.4)

Fig. 2.2 The curve of guaranteed output coefficient versus wind speed.

(2.5)

Fig. 2.3 The guaranteed AEP analysis of WTGS.

Table 2.1 The guaranteed AEP and availability

(4)

후단부에 위치한 2호기의 경우가 다소 손실률이 높아 총 발전량에 비해 순 발전량이 상대적으로 적은 것을 알 수 있다.

3. 풍력발전기 너셀에 장착된 풍속계를 이용한 측정출력 분석

시화 방아머리 풍력발전단지의 풍속/풍향 및 발전출력은 2011년 1월 1일부터 2011년 12월 31일까지 1년 동안 풍력발전기 너셀에 장 착된 풍속/풍향계와 1.5 MW 풍력발전 시스템 2대를 실제 운전하여 풍력발전 모니터링 시스템에 매 5분 평균치로 계측된 풍속/풍향 및 풍력발전량 데이터 중 1호기 87,333개, 2호기 93,635개의 유효 데 이터를 활용 하여 분석을 실시하였다. 이때 발전출력이 마이너스(-) 값을 갖거나 예상 출력의 60 % 이하에 해당하는 자료는 무효화 하 였다. 또한, IEC 규정에서는 풍속뿐만 아니라 습도 및 기압을 별도 측정하여 표준대기압상태(공기밀도 1.225 ㎏/㎡, 15 ℃(dry air), 1,013 hPa)로 풍속 보정을 요구하고 있으나 풍력발전기에 압력계 및 습도계가 설치되지 않아 풍속 보정을 하지 못하여 불확실성으로 작용할 수 있다.

3.1 풍속/풍향의 측정

2011년도의 연평균 측정풍속은 4.4 m/s 로서 예년치와 비교하여 저조하였으며 0 m/s ~ 17.5 m/s 까지의 풍속이 계측되었다. 또한 각 호기별 평균풍속은 1호기가 2호기 보다 6.9 % 정도 높게 나타나 는데, 이는 주풍향으로의 배치방향에 따른 후류효과에 의해 2호기 가 다소 낮아진 것으로 판단된다. 2011년도 월별 측정풍속의 변화 는 Fig. 3.1 과 같이 분석되었다.

일정 기간의 풍향별 출현 빈도를 방사형 그래프로 나타낸 것을 풍배도(wind rose)라고 한다. Fig. 3.2에서 풍향별 출현 빈도는 북 서 17.9 %, 북북서 17.0 %, 북서서 14.3 %, 북 9.7 %, 서 8.8 % 의 순으로 나타났다.

3.2 측정출력

2011년도 월별 측정출력은 2월부터 12월까지 풍력 발전기의 유 체커플링 및 인버터의 잔고장에 의해 약간의 발전 손실이 있었으나 월별 측정풍속과 동일하게 변화하는 특성을 나타내었으며 연평균 310 kW 의 출력이 측정되었다. 또한 각 호기별 측정출력은 1호기 가 2호기 보다 9.8 % 정도 높게 나타나는데, 이는 주풍향으로의 배 치방향에 따른 후류효과에 의해 발생한 것으로 판단된다. 2011년도 월별 측정출력의 변화는 Fig. 3.3와 같이 분석되었다.

3.3 측정출력곡선

각 풍력발전시스템의 풍속별 측정출력 변화는 Fig. 3.4와 같이 측정 분석되었으며, 18 m/s ~ 25 m/s 구간의 바람은 불지 않아 종 단풍속까지의 출력곡선을 나타낼 수 없었다. 풍력발전 1호기의 운

Fig. 3.1 The change of measured wind speed every month.

Fig. 3.2 The wind rose.

Fig. 3.3 The change of measured output every month.

(5)

전특성은 0 m/s ~ 3.5 m/s 의 풍속조건에서 2 kW ~ 3 kW 의 출 력이 발생하고 12 m/s 의 정격풍속에서 1,410 kW 의 출력이 발생 하였으며, 풍력발전 2호기는 4 m/s 의 풍속조건에서 75 kW 의 출 력이 발생하고 12 m/s 의 정격풍속에서 1,435 kW 의 출력이 발생 하여 보증출력곡선의 시동 및 정격풍속 조건과 차이를 보였다. 이는 너셀에 장착된 풍속계가 주풍향으로 부터 블레이드의 후편에 위치 하여 바람이 블레이드에 의해 부딪혀 산란된 후류 오차가 발생된 것 으로 판단된다.

3.4 측정출력계수

본 풍력발전시스템의 풍속별 측정출력계수의 변화는 Fig. 3.5와 같이 분석되었다. 이는 풍력발전 1호기의 운전특성은 3 m/s 에서 7

% 를 시작으로 5 m/s ~ 8 m/s 에서 48 % ~ 50 % 의 최고 효율을, 풍력발전 2호기는 4 m/s 에서 41 % 를 시작으로 5 m/s ~ 8 m/s 에서 50 % ~ 54 % 의 최고 효율을 나타냈다. 전체적으로 풍력발전 2호기가 1호기에 비해 효율이 더 우수한 상태였다.

3.5 측정 연간발전량 및 이용률

풍속자료의 분석은 풍속분포의 확률밀도를 2-웨이블 분포로써 가정하고 분포의 2변수치는 1차 및 3차 모멘트를 이용하여 계산하 게 된다. 즉 풍속분포의 수학적 모델중 2변수 웨이블 분포함수의 식(3.1) 을 이용하여 분석한다.

여기서, V 는 풍속을 나타내고 C 는 스케일 파라미터로서 분포되 는 풍속의 평균치와 관계하며, K 는 형상 파라미터 로서 분포된 풍 속의 편차와 관계하는 상수이고, P(V) 는 풍속 V 가 출현하는 확률 밀도함수이다[4].

연간발전량은 풍속확률분포를 표현하는 웨이블 분포로서 실측된 풍속의 분포를 구성한 후에 풍력발전기종의 출력 특성에 해당하는 풍속에 대한 출력을 확률 분포로 적분하여 계산한다[5]. 여기서, 식 (3.1)과 풍력발전기종의 성능출력 곡선 [P_wt(V)]에 의해 식(3.2)와 같 은 평균발전출력Pwt 이 계산된다[4].

따라서, 식 (3.2)에서 구해진 평균발전출력에 8,760 h (365일 × 24시간)을 곱하여 해당 풍력발전시스템의 연간발전량(kWh)을 산 출 하였다. 이용률(availability)은 식 (2.5)를 이용하여 계산하였다.

이때 측정 연간발전량은 블레이드의 후류 손실이 포함되어 풍력 발전시스템의 실제 출력으로 생산되었으므로 순 연간 발전량과 총 연간발전량은 같아진다.

결과적으로 시화 방아머리 풍력발전단지에서 풍력발전 1호기는 총 연간발전량 3,239 MWh, 이용률 24.7 %, 풍력발전 2호기는 총 연간발전량 3,311 MWh, 이용률 25.2 % 로서 총 연간발전량은 6,550 MWh, 이용률은 24.9 % 로서 Table 3.1과 같이 산출되었다.

Fig. 3.4 The curve of measured output.

Fig. 3.5 The curve of measured output coefficient.

(3.1)

(3.2)

(6)

4. 출력특성의 비교 분석 4.1 출력곡선의 비교

각 풍력발전시스템의 풍속별 측정출력과 보증출력의 변화 를 Fig. 4.1 과 같이 비교 분석하였다. 3 m/s ~ 10 m/s 의 저풍속 구 간에서는 각 호기별 측정출력이 보증출력을 상회하고 있고, 11 m/s

~ 17 m/s 의 중풍속 구간에서는 측정출력이 보증출력을 하회하였 으며, 18 m/s 이상의 고풍속 구간은 바람이 불지 않아 나타낼 수 없 었다. 이는 풍속 구간별로 블레이드 각도를 미세하게 조정하여 출력 성능을 최적화하는 피치제어 특성이 저풍속 구간에서 최적화 되었 음을 알 수 있었다. 또한 풍력발전 2호기의 측정출력곡선이 1호기 측정출력곡선에 비해 높게 형성되어 동일한 풍속조건에서 보다 많 을 출력을 생산할 수 있음을 알 수 있었다. 여기서 풍력발전 1호기

의 측정출력곡선이 16 m/s 이상의 풍속 구간에서 급강하 한 것은 유효데이타 의 수가 너무 작아서 오차가 발생하였다.

4.2 출력계수의 비교

각 풍력발전시스템의 풍속별 측정출력계수와 보증출력계수 의 변화는 Fig. 4.2와 같이 비교 분석되었다. 전반적으로 4 m/s ~ 11 m/s 의 저풍속 구간에서는 각 호기별 측정출력 계수가 보증출력계 수를 약 3배 차이까지 가파르게 상승 하였다가 서서히 같아지고 있 으며, 12 m/s ~ 17 m/s 의 구간 에서는 각각의 측정출력계수가 보 증출력계수를 미세 하게 하회하고 있음을 알 수 있다. 이 역시 풍속 구간별로 블레이드 각도를 미세하게 조정하여 피치제어 특성이 저 풍속 구간에서 최적화 되어 저풍속 구간에서는 효율이 높으나 풍속 이 높아질수록 효율이 점차 저하됨을 알 수 있다. 또한 풍력발전 2 호기의 출력계수는 1호기에 비해 3 m/s ~ 4 m/s 의 저풍속 구간에 서 다소 낮았으나, 5 m/s ~ 17 m/s 의 중풍속 구간에서는 전체적 으로 높거나 같아서 효율이 더 우수하다는 것을 알 수 있었다. 여기 서 풍력발전 2호기의 출력계수는 풍속 4 m/s 에서 데이터의 오류 로 나타나지 않았다.

4.3 연간발전량 및 이용률의 비교

풍력발전시스템의 보증출력과 측정출력의 연간발전량 및 이용률 을 비교 분석한 결과는 Table 4.1과 같다.

Table 3.1 The measured AEP and availability

Fig. 4.1 The comparison of measured output curve and guaranteed output curve.

Fig. 4.2 The comparison of measured output coefficient curve and

guaranteed output curve coefficient curve.

(7)

보증출력에 의한 총 연간발전량은 6,025 MWh, 이용률 22.3 %, 측정출력에 의한 총 연간발전량은 6,550 MWh, 이용률 24.9 % 로 비교 분석되었다. 따라서 측정출력은 보증 출력에 비해 총 연간발전 량 109 %, 이용률 112 % 가 개선 되어 보증 출력성능을 만족하는 것으로 분석되었다.

풍력발전 1,2호기의 각 연간발전량과 이용율은 보증출력 에서는 1호기가 크고, 측정출력에서는 2호기가 큰 것으로 분석되어 주풍속 의 방향으로부터 각 풍력발전시스템의 이격 거리에 의한 후류영향 은 없는 것으로 확인되었다.

또한, 각 출력곡선과 출력계수를 비교했을 때 저 풍속 구간의 에 너지생산량이 풍력발전시스템의 전체 에너지 생산 성능에 미치는 영향이 크다는 것을 알 수 있었다. 단, 지형 기울기에 따른 풍속상승 각도, 난류강도, 풍속전단계수, 대기 온습도, 풍속계 후류영향 등의 조건이 불확실성으로 작용할 수 있다.

5. 결론

시화 방아머리 풍력발전단지에서 풍력발전시스템의 보증출력 과 측정출력의 출력곡선, 출력계수, 연간발전량 및 이용률 등의 출력성 능을 비교 분석한 결과는 다음과 같다[6].

(1) 출력곡선은 3 m/s ~ 10 m/s 의 저풍속 구간에서 각 호기별 측정출력이 보증출력을 상회하고 있고, 11 m/s ~ 17 m/s 의 중풍 속 구간에서는 측정출력이 보증출력을 하회하였다. 이는 풍속 구간 별로 블레이드 각도를 미세하게 조정하여 출력 성능을 최적화하는 피치제어 특성이 저풍속 구간에서 최적화 되었음을 확인하였다. 또 한 풍력발전 2호기 측정 출력곡선이 1호기 측정출력곡선에 비해 높 게 형성되어 동일한 풍속조건에서 보다 많은 출력을 생산할 수 있는 상태임을 알 수 있었다.

(2) 출력계수는 4 m/s ~ 11 m/s 의 저풍속 구간에서는 각 호기별 측정출력계수가 보증출력계수를 약 3배 차이까지 가파르게 상승하 였다가 서서히 같아지고 있으며, 12 m/s ~ 17 m/s 의 중풍속 구간

에서는 각각의 측정출력계수가 보증출력 계수를 미세하게 하회하였 다. 이 역시 풍속 구간별로 블레이드 각도를 미세하게 조정하여 출 력 성능을 최적화하는 피치제어 특성이 저풍속 구간에서 최적화 되 어 저풍속 구간에서는 효율이 높으나 풍속이 높아질수록 효율이 점 차 저하됨을 확인하였다. 또한 풍력발전 2호기의 출력계수는 1호기 에 비해 3 m/s ~ 4 m/s 의 저풍속 구간에서 다소 낮았으나, 5 m/s

~ 17 m/s 의 중풍속 구간에서는 전체적으로 높거나 같아서 효율이 더 우수하다는 것을 알 수 있었다.

(3) 보증출력에 의한 총 연간발전량은 6,025 MWh, 이용률 22.3

% 가 산출되었으며, 측정출력에 의한 총 연간 발전량은 6,550 MWh, 이용률 24.9 % 로 비교 분석되었다. 결과적으로 측정출력은 보증출력에 비해 총 연간발전량 109 %, 이용률 112 % 가 개선되어 보증 출력성능을 만족하는 것으로 분석되었다. 풍력발전 1,2호기의 각 연간발전량과 이용율은 보증출력 에서는 1호기가 크고, 측정출 력에서는 2호기가 큰 것으로 분석되어 주풍속의 방향으로부터 각 풍력발전시스템의 이격 거리에 의한 후류영향은 없는 것으로 확인 되었다. 각 출력곡선과 출력계수를 비교했을 때 저 풍속 구간의 에 너지생산량이 풍력발전시스템의 전체 에너지 생산 성능에 미치는 영향이 크다는 것을 알 수 있었다.

또한, 이로서 시화 방아머리 풍력발전단지와 같이 IEC 규정에 제 시된 지형조건을 만족하지 않아 기상마스트를 설치할 수 없는 장소 에서도 풍력발전기 너셀에 장착된 풍속계만으로도 풍력발전시스템 의 출력 성능을 간편하게 분석·평가할 수 있었고 고비용의 기상마 스트를 대체 함으로서 비용절감 효과를 꾀할 수 있었다.

REFERENCES

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