Assessment of Possible Resources and Selection of Preparatory Sites for Offshore Wind Farm around Korean Peninsula

국내 해역의 해상풍력 가능자원 평가 및 예비부지 선정

김지영*, 강금석, 오기용, 이준신, 유무성

Assessment of Possible Resources and Selection of Preparatory Sites for Offshore Wind Farm

around Korean Peninsula

Ji-Young Kim*, Keum-Seok Kang, Ki-Yong Oh, Jun-Shin Lee and Moo-Sung Ryu

Abstract Recently, developing the offshore wind farm in Korean peninsula is widely understood as essential to achieve the national target for the renewable energy. As part of national plan, KEPRI (Korea electric power research institute) is performing the front running project for the offshore wind farm development that is dedicated to investigate the possible resources based on the economy considering current technological status. It also includes the selection of the first sea area among candidates and optimal design of the offshore wind farm, etc. In this paper the interim results of the project are summarized that the possible capacity for the offshore wind farm can be estimated conservatively around 18 GW regarding the wind power class, sea depth and social constraint. The five western sea areas near Taean, Gunsan, Gochang, Yeonggwang, Sinan were chosen for the candidating sites. Detailed analysis for these sites will be conducted to finalize the first-going offshore wind farm in Korea.

Key words Offshore Wind Farm(해상풍력단지), Offshore Wind Resources(해상풍력자원), Site Assessment(부지평가), Wind Power Class (풍력등급), Capacity Factor(이용률)

(접수일 2009. 7. 13, 수정일 2009. 8. 3, 게재확정일 2009. 8. 3)

* 한국전력공사 전력연구원

■ E-mail : [email protected] ■ Tel : (042)865-5229 ■ Fax : (042)865-5202

1. 서 론

최근 육상풍력은 양호한 입지의 고갈과 민원의 증가에 따라 추가적인 입지확보에 어려움을 겪고 있어 풍력산업 선진국들 은 해상풍력단지 개발에 총력을 기울이고 있다. 강원도 일부 와 제주도를 제외하고는 육상풍력단지로서 경제성을 가지는 입지가 극히 제한되어 있고 이마저도 민원의 증가에 따라 입

지확보의 어려움을 겪고 있는 우리나라는 해상풍력 개발에 관 심을 기울여야만 하는 상황에 처해있다. 풍력발전단지 조성에 있어 해상풍력은 육상풍력에 비해 대형단지를 조성하기가 용 이한 반면 설치 및 유지보수 비용이 많이 소요되어 현재는 육 상풍력단지 보다 경제성이 낮다. 하지만 해상풍력기기, 단지 설계, 건설기술 및 유지보수 기술 등과 같은 관련기술의 발달 로 향후 풍력발전분야의 주축이 될 것으로 전망된다.

Table 1. Standards for selection of offshore wind farm

항목 세부항목 세부기준

풍황 풍력자원

바람등급 (풍력밀도 및 평균풍속) (풍력등급 2 이하 배제)

태풍 및 풍 기상 태풍 발생빈도와 최대풍속

해황

파랑 파향별 파고 및 주기

조위차 및 조류속 평균조차, 최대조차, 조류속

수심 및 지질 수심, 해저지질, 지반상태

(수심 50 m 이상 배제)

지진 지진활동도, 지진력

환경 보호

환경보호지역, 조류 이동경로 및 서식지

환경보호지역, 조류 이동경로 및 서식지 유무 입지

조건

항구/연안/

전력선이격거리

항구, 변전소 등으로부터의 이격거리

기타 인근 해양 이용현황 어장, 채사장, 군사시설,

항로, 국립공원 유무

이와 같은 국내외 에너지 정세에 발맞춰 최근 지식경제부는 해상풍력발전의 국내 도입 촉진 및 타당성 평가를 위한 정책 과 제를 제안하여, 국내 해역의 중대형 해상풍력발전단지 조성을 위한 타당성 조사 연구가 활발히 수행 중이다. 지금까지 풍력 터빈 블레이드의 설계와 같은 기기 개발 관련 연구와 육상풍력 자원 평가 분야의 연구가 꾸준히 이루어져 왔으며, 해상 풍력 개발 관련 연구 실적은 그리 많지 않은 편이다. Manwell et al.(2002)⁽¹⁾은 미국 New England 해역의 해상풍력 자원 평가 를 위하여 관측 자료를 이용, 풍속, 풍력밀도 등을 분석한 적이 있으며, Bishop and Miller(2007)⁽²⁾는 해상풍력 터빈의 가시성 평가를 위하여 터빈 블레이드의 움직임, 거리, 사회적 변수들에 따른 영향을 조사한 바 있다. 그리고 Dhanju et al.(2008)⁽³⁾은 미국 Delaware 해역의 해상풍력 자원 평가를 위하여 개발 가능 입지면적을 산출하고, 풍자원 분석을 통해 개발 가능량과 예상 발전량을 산출하였다. 경남호 등(2003)⁽⁴⁾은 한반도 해역의 해상 풍력 자원 평가를 위하여 QuikSCAT 위성관측 자료를 분석하였 으며, 김현구 등(2004)⁽⁵⁾도 역시 한반도 해상 풍력자원 산정을 위하여 QuikSCAT 위성관측 자료를 분석하였다. 김영찬 등 (2006)⁽⁶⁾은 전남 남해안 지역의 4곳에 대해 풍황 측정 기상탑을 설치하여 1년 동안 풍자원을 실측하고 이를 분석하여 풍력발전 단지 개발여부에 대한 기초적인 평가를 수행한 바 있다. 이와 같이 지금까지 국내에서는 풍력자원 분석을 위하여 풍황 관측 자료의 분석 연구만이 주로 이루어져 왔으며, 해상풍력 단지 개 발을 위한 입지 분석 등에 대한 연구는 찾아보기 힘든 실정이다.

본 연구에서는 국내 해역의 해상풍력발전단지 조성을 위한 타당성 조사 연구의 일환으로, 해상풍력단지 개발 후보지를 선정하기 위하여 국내 해역의 풍황, 해황 등의 입지 조건을 분석하고, 개발 가능량을 추정해보았다. 본 연구결과는 해상 풍력 개발단지 선정을 위한 기초 자료로 활용될 예정이며, 입 지 선정 후, 기상탑을 이용한 실제 기상관측, 환경영향조사, 해황조사, 지질조사 등의 세분화된 단지조사를 통한 단지설 계 및 경제성 평가 등의 연구가 계속 진행될 예정이다.

2. 해상풍력 입지 특성

2.1 부지선정을 위한 기준 설정

풍력발전사업이란 최소의 설치비용으로 최적 풍황지에 풍

력발전기를 설치하여 최대한의 전력을 생산하고, 생산된 전 력을 계통연계를 통하여 수용가로 안정되게 전력을 공급하 는 것을 목표로 하기 때문에, 발전단지 개발에는 상기 요소에 대한 평가가 가장 중요하다. 풍력발전은 풍황에 의해 경제성 이 결정되므로 풍황이 가장 중요한 선정기준이 되며, 해상풍 력의 경우 기기 설치에 용이한 수심 및 항구이격거리 등이 추 가적인 핵심 요소로 작용한다. Table 1에 해상풍력단지의 부 지선정시 고려해야 할 세부기준을 정리하였다.

Table 1에서 정리한 각 기준들은 반드시 만족해야만 하는 선택기준이 있으며, 군사시설지역과 같이 배제해야만 하는 기준이 있다. 또한 선택 또는 배제 기준이 될 수 없으나 발전 단지 건설시 경제성과 관련된 요소로 고려해야 하는 것도 있 다. 본 연구에서는 국내 전해역의 광역 평가를 위하여 풍황과 수심, 연안이격거리 등을 분석하였다.

2.2 풍황

풍력 에너지는 풍속의 세제곱에 비례한다. 풍속의 미소한 차 이가 풍력발전량에는 큰 변화로 나타나기 때문에, 주어진 입지 조건에서 풍력기기가 제대로 성능을 발휘하기 위해서는 풍력자 원을 정확히 평가해야 한다. 또한 바람은 시간, 날짜, 계절, 지 상으로부터의 높이, 지표면 거칠기 등의 다양한 변수에 따라 변 화가 심하며, 주변의 장애물에 기인한 국부적 변화도 크다. 그 러므로 이러한 장애 요인들을 충분히 고려하여 적정 위치를 선

Table 2. Classes of wind power

Elevation 80 m

Wind Power Class

Wind Power Density (W/m²)

Wind Speed (m/s)

1 ＜ 245 ＜ 5.9

2 245 - 367 5.9 - 6.9

3 367 - 490 6.9 - 7.5

4 490 - 612 7.5 - 8.1

5 612 - 735 8.1 - 8.6

6 735 - 980 8.6 - 9.4

7 ＞ 980 ＞ 9.4

(a) Average wind speed

(b) Wind power density

Fig. 1 Wind map of South Korea (at EL. 80 m)

정해야 풍력기기가 최적의 성능을 발휘할 수 있다.

단위면적당 파워로 표현할 수 있는 풍력밀도는 풍력단지에 서 바람자원을 산출하는 유용한 방법으로, 사용 가능한 풍력에 너지를 나타내는 지표이다. 풍력밀도에 따른 풍력등급(Wind Power Class)은 Pacific Northwest Laboratory에서 개발한 10m, 50m 고도에서의 풍력밀도 분류표가 주로 사용된다. 최 근, 수 MW급 풍력터빈 개발과 함께 풍력발전기의 높이가 50m 이상으로 상승하였기 때문에 실제 풍력터빈 높이에서의 풍력등급이 필요하다. 본 연구에서는 3MW급 풍력터빈의 허 브높이로 예상되는 고도 80m의 풍속 및 풍력밀도 분류기준 을 Table 2와 같이 추정하였다. 이는 50m 고도에서의 분류 표 추정기준과 동일하게 다음 식 (1)과 같은 1/7 power law를 적용하여 풍속을 연직방향으로 외삽한 후, 10m 및 50m에서 의 풍속-풍력밀도 관계를 동일하게 적용하여 추정한 값이다.

_  __ _^ (1)

여기서, _은 고도 _에서의 풍속, _는 고도 _에서 의 풍속이다.

풍력자원 평가를 위한 풍황자료는 Fig. 1과 같은 한국에너지 기술연구원에서 작성한 격자크기 3km × 3km 한반도 풍황지 도를 이용하였다. 이는 3시간 단위인 KMA/RDAPS(Regional Data Assimilation and Prediction System)를 기본 입력 자 료로 사용하였으며, 최근 3년간(2005~2007)의 풍황자료를 분석하여 고도 80m에서의 평균풍속과 풍력밀도를 나타낸 것 이다. 이 풍황자료를 이용하여 Table 2의 기준에 따라 한반 도 주변의 풍력등급을 나타내면 Fig. 2와 같다.

기존에는 일반적으로 풍력등급 4 이상 지역을 풍력개발 적 지로서 판단하여 왔으나, 최근 유럽 발전단지 건설 경험에 따

르면 기술의 발전과 대형화에 따라 3등급 지역도 유망지역으 로서 경쟁적으로 개발이 진행되고 있으며, 2등급 지역으로 확대 적용되고 있다.

Fig. 2를 보면, 제주도 남쪽과 동해 외해 부분은 4등급에 해당하고, 제주도 북쪽, 남해 연안, 서해 외해 지역이 3등급에 해당하며, 서해 연안은 2등급에 해당한다. 특히, 서해의 경우 평균풍속에 의한 풍력등급보다 풍력밀도에 의한 등급이 다소 유리하게 나타나고 있음을 알 수 있다. 4등급 지역은 대수심 지역으로 현재 설치 가능한 고정식 기초구조의 적용이 어려우 며 경제성이 없다. 따라서 국내 해상풍력은 수심 및 전력계통 연계 등과 같은 다양한 변수들을 고려할 때, 풍황은 상대적으

(a) Classes of average wind speed

(b) Classes of wind power density Fig. 2 Wind power classes of sea

Fig. 3 Bathymetry of sea

로 유리하지 않지만 수심이 낮고 계통 연계비가 적게 소요되 는 2~3등급 지역에서 우선적으로 개발될 전망이다.

2.3 수심

풍력터빈을 해상에 설치하기 위해서는 육상에서는 필요 없 는 해상 지지구조물을 구비해야 하기 때문에, 해상단지 예정

지의 수심은 경제성에 매우 큰 영향을 준다. 해상풍력발전 기 초구조물은 수심에 따라 다른 지지구조형식을 적용하고 있 다. 고정식 기초(모노파일, 트라이포드 방식 등)는 많은 해양 구조물 기초 시공 실적을 통하여 검증이 완료된 구조형식으 로, 얕은 수심에서는 경제적이고 효율적이지만 수심이 깊어 지면 경제성이 낮아지는 단점이 있다. 반면, 부유식 기초는 해안에서 멀리 떨어져 수심이 깊은 곳에 설치할 수 있지만 기 술개발 수준이 낮고 아직까지 시공사례가 없어 실제 현장적 용까지는 많은 시간이 소요될 것으로 예상된다. 따라서 국내 해역에 경제성 있는 풍력단지를 개발하기 위해서는 우리나라 해역의 수심을 파악하는 것이 선결되어야 한다. 본 연구에서 는 해양시뮬레이션을 목적으로 최병호 등(2002)⁽⁷⁾이 구축한 한국근해의 수심 분포도와 국립해양조사원의 수치해도를 이 용하여 수심을 파악하였다. 광역 조사에 사용된 자료는 한반 도 주변 전해역과 동해 및 동중국해 전역까지 포함하는 격자 간격 1분(약 1.5~1.8km) 자료로서, 풍황자료의 해상도를 능 가한다.

해외에서 운영 중인 해상풍력 단지는 대부분 수심 30m 이 내에 위치하고 있으며, 기술적으로는 수심이 대략 50m인 해 역까지 고정식 지지구조물의 설치가 가능한 것으로 파악된 다. Fig. 3은 약최저저조면 기준 한반도 주변해양의 수심분 포를 나타내는데, 서해에 저수심 영역이 넓게 분포하고 있으 며, 남해안은 다도해 연안에 50m 이하의 저수심 영역이 존재 한다. 반면, 동해안의 경우는 급격한 해저 경사로 저수심 영 역이 해안 일부로 국한된다. 현재 기술로 대형 풍력발전단지

Table 3. Classification of available area by sea depth

수심(m) 특성 평가

0 - 5 육상 풍력과 유사 제외

5 - 20 현재 일반적인 적용 지역 우선적용 지역

20 - 30 기술적으로 가능한 지역 개발가능 지역

30 - 50 기술개발 필요, 고정식 한계 개발가능 지역

50 - 부유식 적용 장기적 목표

Table 4. Social constraints of offshore site

연안 이격거리 (km) 해상 면적의 최대개발 가능 비율 (%)

0 - 10 4

10 - 30 10

30 - 50 10

Fig. 4 Distance from coastline Fig. 5 Distance from substations

조성이 가능한 지역은 서해 및 남해 일부 해역이라 할 수 있 다. 본 연구에서는 국내 해역을 수심에 따라 우선적용, 개발 가능 및 장기적 목표 해역으로 Table 3과 같이 분류하였다.

2.4 연안 이격거리

육지로부터의 이격거리는 해상풍력의 경관 문제를 고려하 기 위한 것으로서, 현재 국내의 경우 경관 문제에 대한 법적 규제기준은 없으며, 외국의 경우에도 특별한 규제기준이 존재 하지 않는다. 한편, Hoogwijk 등(2004)⁽⁸⁾, Dhanju 등(2008), Eerens(2008)⁽⁹⁾ 등은 풍력 개발 가능량 평가를 위하여 경제 적, 환경적, 사회적 가능성 등 다양한 영향인자를 정량화하기

위한 방법론을 개발하여 왔으며, 그 중 Eerens(2008)는 환경 및 사회적 측면을 고려하여 연안으로부터의 이격거리별 개발 가능량을 Table 4와 같이 추정하였다. 이는 터빈설치에 따른 시각공해, 해양생태나 어장 등에 미치는 환경영향, 어장이나 항로, 국립공원 등의 현 이용부지 등 각종 환경 및 사회적 영 향으로 해상풍력 개발이 곤란한 입지를 고려하기 위한 개략 적인 추정 방법이며, 국내 실정에 적합한가에 대해서는 검토 된 바 없으나, 해양의 이용 현황, 가시성, 환경문제 등 계획 단계에서의 불확실한 부분을 반영하는 방법으로 유용하다고 판단되어 적용하였다.

상기 방법은 연안 이격거리별 면적의 비율을 고려해야 하 므로, Fig. 4와 같이 해안선으로부터의 이격거리를 산출하 여, 각 이격거리별 해상면적을 산출하였다.

2.5 변전소 이격거리

전력계통망의 연결거리는 경제성에 큰 영향을 미치므로, 입지 분석을 위한 또 다른 제한조건으로 육상 변전소로부터 의 이격거리를 고려하였다. 이를 위하여 육상의 모든 154kV, 345kV 변전소로부터 해상 각 지점까지의 최단 거리를 산출 하였으며, 그 결과는 Fig. 5와 같다. 우리나라는 원자력발전 소 및 화력발전소가 해안에 다수 위치하여 해안선을 따라 대 부분 변전소가 존재한다. 그러므로 이격거리가 해안선 형상 과 유사하게 증가함을 알 수 있다.

Table 5. Possible capacities of offshore wind power (≥ wind class 3)

수심별 제한 면적(km²) 최대설치가능 터빈대수 최대설치용량(MW)

수심 0~50m 전체영역 33,765 81,013 243,039

사회･환경측면 고려 2,623 6,293 18,879

수심 0~30m 전체영역 20,952 50,270 150,810

사회･환경측면 고려 1,544 3,704 11,112

수심 5~20m 전체영역 12,127 29,096 87,288

사회･환경측면 고려 801 1,921 5,763

3. 개발 가능량 추정 3.1 추정 방법

해상풍력 개발을 위한 부지의 선정은 Table 1과 같은 기준 을 고려해야 하며, 본 연구에서는 부지선정에 앞서 개발 가능 량을 평가하기 위하여 Table 1과 같은 기준들 중에서 앞서 언 급한 풍력등급, 수심, 연안 이격거리에 따른 사회․환경적 제 약 조건을 고려하여 최대 풍력터빈 설치용량을 산출하였다.

개발 가능 지역으로는 풍력등급 3이상이며, 수심 50m 이내 의 영역으로 제한하고 각 조건별 해당 면적을 산출하였으며, 단위면적당 풍력터빈 설치용량을 고려하여 개발 가능량을 산 출하였다.

3.2 단위면적당 설치용량

국내에서 해상풍력용으로 개발 중인 3MW 용량의 터빈제원 을 이용하였다. 터빈제원은 허브 높이 80m, 블레이드 직경() 91.3m로서, 본 연구에서는 각 터빈간 설치간격을 × 로 가정하였다. 이 경우 단위기당 소요면적은 ×  

(km²/대)이며, 단위면적당 설치대수는 ･  

(대/km²)이 된다. 따라서 3MW 용량 터빈의 단위 면적당 설 치 용량은 약 7.2MW/km²이다.

3.3 개발 가능량 추정 결과

이상의 조건들을 고려하여 개발 가능량을 추정하면 Table 5와 같다. 이는 국내 해역 전체를 대상으로 풍력밀도등급 3 이상인 영역 중에서 각 수심별 개발 가능량과 Table 4의 사 회･환경적 영향을 고려한 개발 가능량을 산출한 결과이다.

그 결과 고정식 지지구조물을 이용하여 개발 가능한 용량은 약 18.9GW로 판단되며, 우선 적용 대상지역인 수심 5~20m 지역의 경우, 약 5.8GW로 추정된다.

4. 개발 가능 부지 평가 4.1 개발 가능 부지 선정

국내 해역의 풍력 개발 조건을 살펴보면, 수심 및 풍황 조 건 모두 비교적 양호한 지역은 서해 남부 연안과 남해 연안 지역이며, 서해지역은 남해에 비해 풍황 조건이 우수하지는 않지만 해상풍력 구조물의 설치가 용이한 수심 50m 이내의 지역이 매우 넓고 완만하게 존재하고 있다. 육지로부터 거리 가 가까우며 풍황 조건이 우수한 지역은 부산 인근과 제주도 인데, 이 지역은 수심이 매우 깊어 추후 소규모 해상 풍력이 나 부유식 풍력을 설치하기에 적당할 것으로 판단된다.

본 연구에서는 개발 가능 부지 선정을 위하여 풍황과 수심, 그리고 앞서 언급한 바와 같이 단기적으로 국내 해상풍력을 개발하는데 있어서 결정적인 인자인 전력계통과 연결 용이성 을 검토하기 위해 변전소와의 최소 이격거리를 고려하였다.

Fig. 6은 최우선 개발 가능 부지 선정을 위하여 풍력등급 3 이상, 수심 5~20m인 영역 중 변전소와의 이격거리가 40km 이내인 지점을 도시한 것이다. 선정된 영역을 살펴보면 대부 분 서남해안 해역에 위치하는데, 서남해안 다도해 지역은 다 수의 섬이 존재하여 풍황 실측값을 분석해 본 결과 풍황 조건 이 우수하지 않은 것으로 파악되고 있으며, 어장 또는 해양공 원 등이 다수 존재하여 적합한 입지를 찾기가 힘들다. Fig.

1의 풍황지도는 해상도 3km의 수치모의 결과로서, 근해 도 서 지방의 지형 인자가 상세하게 반영되지 않아 풍속이 과다

∙태안 해역

∙군산 해역

∙고창 해역

∙영광 해역

∙신안 해역

Fig. 6 Priority development sites

Fig. 7 Arrangement of offshore wind farm in Gochang coast

하게 예측된 것으로 사료된다. 이와 같이 서남해안 도서 지방 은 불확실성이 상대적으로 높기 때문에 우선 적용 지역에서 배제하기로 한다. 서해안의 경우 고창-영광, 신안, 태안, 군 산 연안 등에 적정부지가 산출되고 있는데, 이 지역들은 풍황 에 영향을 미치는 섬이 많지 않고, 해저면 경사가 완만하여 풍력 터빈의 설치에 매우 유리하여 풍력단지 우선 적용 가능 지역으로 판단된다.

4.2 최우선 적용부지 상세 검토 예(고창 연안)

우선 적용 가능 부지로 판단되는 태안, 군산, 고창-영광, 신안 해역 중에서 최우선 적용 부지를 선정하기 위하여 각 해 역별 상세한 입지 분석을 실시하여야 한다. 본 연구에서는 우 선 고창 연안에 대하여 상세한 입지 검토를 실시하고 풍력단 지 배치 예를 제시해 보았다. 고창 연안은 풍력밀도 등급은 3이지만, 평균풍속 등급은 3에 조금 못 미치는 지역으로서 풍 황은 상대적으로 불리하지만, 수심은 5~10m 정도로 낮고, 해안 변전소로부터의 이격거리는 약 7.5km로서 풍력 개발에 적합한 입지조건을 갖추고 있다. Fig. 7은 고창지역의 풍력 발전단지 배치 예시이며, 항로, 군사시설 등의 입지를 배제하 여 선택한 영역이다. 본 부지는 수심이 낮고 변전소와의 거리 가 가까워 전력계통 연결이 가장 용이한 지역으로서 해상풍 력 실증단지로서 좋은 입지 조건을 갖추고 있는 것으로 판단 된다. 또한 Table 6에는 고창 연안의 풍황, 수심, 발전량 등 의 풍력발전 부지 조건을 산출하여 제시하였다. 발전량 산출 을 위하여 풍속 빈도 분포의 수학적 모델 중 가장 적절하게 이용되고 있는 식 (2)와 같은 Weibull 분포함수를 이용하였 으며, 이 함수에 사용되는 scale factor와 shape factor를 Fig. 1에 제시한 평균풍속과 풍력밀도로부터 추정하였다.

Table 6. Wind farm conditions of Gochang coast 경도

[°E]

위도 [°N]

수심 [m]

평균풍속 [m/s]

풍력밀도 [W/m²]

육상 최소 이격거리 [km]

변전소 최소 이격거리 [km]

Scale Factor(c) [m/s]

Shape Factor(k) [ - ]

AEP/1WT [MWh/y]

C.F.

(%) 126.20 35.38 9.98 6.75 373.49 14.49 19.99 7.60 1.916 7281.53 27.70 126.20 35.41 11.02 6.74 373.62 16.74 19.70 7.60 1.926 7271.72 27.67 126.20 35.44 11.82 6.74 373.76 14.47 19.97 7.60 1.910 7267.66 27.65 126.23 35.32 5.79 6.73 368.91 10.60 19.75 7.59 1.932 7245.94 27.57 126.23 35.35 7.29 6.73 369.26 11.44 18.26 7.59 1.922 7235.94 27.53 126.23 35.38 8.85 6.72 369.67 12.83 17.31 7.58 1.927 7230.98 27.52 126.23 35.41 10.11 6.72 369.89 14.07 16.97 7.57 1.917 7221.08 27.48 126.23 35.44 10.81 6.71 370.04 13.68 17.28 7.57 1.924 7214.08 27.45 126.23 35.47 10.90 6.71 370.38 10.42 18.22 7.56 1.906 7212.35 27.44 126.23 35.50 10.32 6.70 370.93 7.24 19.69 7.55 1.913 7205.28 27.42 126.27 35.53 11.18 6.67 367.15 3.35 19.51 7.52 1.895 7144.67 27.19

평균 9.82 6.72 370.65 11.76 18.79 7.58 1.917 7230.11 27.51

Fig. 8 Power Curve of 3 MW Class Offshore Wind Turbine

  















여기서, 는 풍속이며, 는 scale factor로 분포된 풍속의 평 균치와 관계하며, 는 shape factor로 분포된 풍속의 편차와 관계하는 상수이다. 발전량 산출은 식 (3)과 같은 연간 발전 량(AEP; Annual Energy Production) 산출식을 이용하였 다. 이는 후류효과, 계통이나 기기에서의 손실, 압력 또는 온 도 등의 물리적 효과, 설비 가동률 등을 고려하지 않은 이론 최대치이다.

   ×  × 

  



_⋅ (3)

여기서, _는 풍속 일 때의 터빈 출력(kW)으로 Fig. 8과

같은 국내에서 해상풍력용으로 개발 중인 3MW 터빈의 출력 곡선을 이용하였다.

Table 6에서와 같이, 이 지역은 수심 5~12m, 평균풍속 6.72m/s, 터빈 1기당 연간 발전량은 약 7.2GWh/year로 산 출되었으며, 산출된 연간 발전량의 이론 발전량에 대한 비율 인 이용률(C.F.; Capacity Factor)은 평균 27.5%로 나타났 다. 유럽 풍력단지 이용률이 30% 이상인 것을 고려할 때 상 대적으로 작음을 알 수 있다. 그러므로 풍황자원이 상대적으 로 빈약한 우리나라는 경제성과 직결되는 이용률 향상을 위 해 저풍속 풍력발전기 개발이 필수적이라 할 수 있겠다.

4. 결 론

국내 해역의 해상풍력 개발 가능량을 평가하기 위하여 풍 황, 수심 등을 고려하여 개발 가능량을 추정하였다. 모든 입 지조건을 각각 평가한 것은 아니며, 풍황과 수심을 고려한 후, 이격거리별 4~10%의 제약조건으로 개략 추정한 결과이 다. 수심 고려시 지질조건이 고려되어야 하나, 현재 광역의 지질조사 자료가 불충분하여 지질조건이 반영되지 못한 것이 아쉬우나, 이격거리별 제약으로 반영조건들을 보수적으로 고 려한 것으로 판단된다. 수심 30m 이내의 영역에 대한 개발 가능용량이 약 11GW 정도로 추정됨에 따라 풍력발전 용량을 2030년까지 7.3GW 이상 확보하고자 하는 국가 신재생에너 지 보급목표의 달성 가능성이 기대된다. 한편, 풍황, 수심,

변전소 이격거리를 고려하여 우선 개발 가능 부지를 선정한 결과, 태안, 고창-영광, 신안 등의 서해안 해역이 선정되었 으며, 이 중 고창 해역의 발전량을 산출해 본 결과, 이용률이 약 27% 정도가 산출되어 경제성 확보를 위한 대책이 어느 정 도 필요할 것으로 판단된다. 향후 우선 적용 가능 부지로 판 단되는 각 해역에 대한 상세 입지 조사를 거쳐 부지가 선정되 면, 풍황, 수심 등의 기상 조건과 지질 조건 등의 실측을 통해 풍력발전 단지 기본 설계와 경제성 평가 등이 계속 수행될 예 정이다.

후 기

본 연구는 지식경제부의 신･재생에너지기술개발 사업인

“국내 해역의 중형 해상풍력발전 플랜트 타당성 조사 연구”의 일환으로 수행되었습니다.

References

[1] J.F.Manwell, A.L.Rogers, J.G.McGowan and B.H.Bailey, 2002, “An Offshore Wind Resource Assessment Study for New England”, J. of Renewable Energy, Vol. 27, pp.

175-187, 2002.

[2] I.D. Bishop and D.R. Miller, 2007, “Visual Assessment of Off-shore Wind Turbines: The Influence of Distance, Contrast, Movement and Social Variables”, J. of Rene- wable Energy, Vol. 32, pp. 814-831, 2007.

[3] A. Dhanju, P. Whitaker and W. Kempton, 2008, “Assessing Offshore Wind Resources: An Accessible Methodology”, J. of Renewable Energy, Vol. 33, No. 1, pp. 55-64, 2008.

[4] 경남호, 윤정은, 장문석, 장동순, 2003, “한반도해역의 해상 풍력 자원 평가”, 한국태양에너지학회논문집, Vol. 23, No.

2, pp. 35-41.

[5] 김현구, 최재우, 이화운, 정우식, 2004, “한반도 해상 풍력자 원 산정에 관한 연구”, 한국대기환경학회 2004 춘계학술대회 논문집, pp. 79-80.

[6] 김영찬, 정진화, 이응채, 전중환, 한경섭, 김용환, 2006, “전 남지역 남해안 풍력자원조사 연구”, 한국신･재생에너지학회 2006년도 추계학술대회논문집, pp. 281-285.

[7] 최병호, 김경옥, 엄현민, 2002, “한국근해의 디지털 수심･표 고 데이터베이스”, 한국해안･해양공학회지, Vol. 14, No. 1, pp. 41-50, 2002.

[8] M. Hoogwijk, B. D. Vries and W. Turkenburg, 2004,

“Assessment of the Global and Regional Geographical, Technical and Economic Potential of Onshore Wind Energy”, J. of Energy Economics, Vol. 26, pp. 889-919, 2004.

[9] Hans Eerens, 2008, “Wind Energy Potential in Europe 2020-2030: Methodology”, Work Programme 2008, Nether- lands Environmental Assessment Agency.

김 지 영 강 금 석

2003년 경북대학교 토목공학과 공학사 2005년 서울대학교 지구환경시스템공학부

공학석사

1993년 서울대학교 토목공학과 공학사 1995년 서울대학교 토목공학과 공학석사

현재 한국전력공사 전력연구원 녹색성장연구소 선임보연구원 (E-mail : [email protected])

현재 한국전력공사 전력연구원 녹색성장연구소 선임연구원 (E-mail : [email protected])

오 기 용 이 준 신

2005년 한양대학교 기계공학부 공학사 2006년 한국과학기술원 기계공학과 공학석사

1985년 서울대학교 농공(기계전공)학과 공학사 1988년 한국과학기술원 기계공학과 공학석사 1995년 한국과학기술원 기계공학과 공학박사

현재 한국전력공사 전력연구원 녹색성장연구소 연구원 (E-mail : [email protected])

현재 한국전력공사 전력연구원 녹색성장연구소 책임연구원 (E-mail : [email protected])

유 무 성

1997년 서울대학교 토목공학과 공학사 2005년 서울대학교 지구환경시스템공학부

공학석사

현재 한국전력공사 전력연구원 녹색성장연구소 선임연구원 (E-mail : [email protected])