출력 품질 향상을 위한 풍력발전단지의 출력 제어 기법

이성은 인하대학교 대학원 2011 국내석사

본 논문은 풍력발전 단지의 유효전력 출력을 계통의 상태에 알맞게 조정할 수 있는 제어 기법을 제안하였다. 계통에 연계되어 있는 풍력발전은 풍속에 따라 출력이 급변하기 때문에 전력 계통의 신뢰도를 저하시키는 주된 원인이 된다. 따라서 대규모의 풍력발전단지는 일정이상의 출력 제어가 요구되고 있으며 이는 여러 해외 풍력 접속 규정을 통해서 확인할 수 있다. 이와 같은 문제점을 개선하기 위해 풍력발전단지의 출력 품질 향상을 위한 운영 기법을 제안하고, PSCAD/EMTDC을 이용해 이중여자 유도형 풍력 발전 모델을 바탕으로 연구를 수행하였다. 신뢰도 향상을 위한 풍력발전 운영을 위해 세 가지 운영 기법으로 구분하였다. 첫 번째는 MPPT 모드로써 출력 변동은 심하지만 최대 전력을 얻기 위한 모드이고, 두 번째는 개별 풍력발전 운영 모드로 각 풍력 발전 출력을 제한하는 모드이다. 그리고 마지막 세 번째는 풍력발전단지 운영 모드로 단지 규모로 출력을 제한하는 모드이다. 각 모드는 계통에 상태에 따라 변경 할 수 있고, MPPT 모드에서 개별 모드, 개별 모드에서 풍력단지 모드로 변경 할수록 전체 출력량은 감소하지만 출력 변동량 또한 감소한다. 제안한 출력 제어 기법을 통해 풍력발전단지를 운영함으로써 전력시스템의 신뢰도를 향상시킬 수 있다. 이러한 출력 제어 기법을 검증하기 위해 풍력발전단지, 디젤, 배터리로 구성된 마이크로그리드에서 운영함으로써 제안한 출력 제어 기법을 검증하였다.

육상풍력발전단지 출력 제어알고리즘 개발을 위한 가상 시뮬레이터 구현 및 검증

장현무 강원대학교 대학원 2023 국내박사

풍력발전단지 한계용량 증대를 위한 주파수 변화율 기반 배터리 에너지 저장장치 출력 제어 방법

손대희 명지대학교 대학원 2019 국내박사

본 논문에서는 전력시스템의 안정성을 고려한 풍력발전단지 운영한계용량 증대를 위해 BESS (Battery Energy Storage System)의 최대방전용량을 산정하고 주파수 변화율 기반 출력 제어 방법을 제안한다. 풍력발전단지에 대한 BESS의 최대방전용량은 전력계통의 순간 허용 주파수 편차에 대한 풍력발전기의 비-허용 운동에너지와 연계된 발전기의 허용 운동에너지의 차에 의해 결정된다. BESS의 최대방전용량을 산정한 후, 계통에서 발생한 외란에 보다 신속하게 대응하기 위해 기존의 방법과 다른 BESS 출력 제어 방법이 필요하다. 기존에 BESS 출력은 기준 주파수로부터 주파수 편차에 따른 주파수 Droop 제어에 의해서 제어되었으며, 이를 응용해 주파수 변화율에 따른 Droop 계수 변화를 통한 출력 제어 방법도 제시되었다. 하지만 주파수 편차는 발전기에서 방출되는 운동에너지의 총량으로 결정되기 때문에 이를 기반으로 한 출력 제어 방법은 외란 초기에 빠른 전련편차 보상을 할 수 없다. 이를 해결하기 위해 주파수 변화율을 이용해 주파수 변화율이 특정 임계값 이하로 떨어지면 BESS를 전-출력 제어하는 방법이 제시되었다. 이는 주파수 변화율이 발전기에서 방출되는 운동에너지 변화에 의해 결정되며 운동에너지 변화는 전력편차가 큰 외란 초기에 큰 값을 가진다는 점을 이용했다. 본 논문에서도 주파수 변화율의 이러한 점을 이용해 외란 초기에 전력편차를 빠르게 보상하고자 한다. 본 논문에서 제시하는 주파수 변화율 기반의 BESS 출력 제어 방법은 평상시에 주파수 Droop에 의해 BESS의 출력을 제어하지만 큰 외란으로 인한 전력 편차 발생 시, 주파수 변화율이 설정한 임계값 이하로 떨어지면 BESS의 출력을 주파수 변화율의 크기에 비례해서 급격하게 증가시켜 전력편차를 빠르게 보상하는 방식이다. 제안한 방법을 적용해 BESS의 출력을 제어하면, 전력계통에서 외란으로 인해 발생하는 전력편차를 빠르게 보상함으로써 최대 주파수 편차의 크기를 감소시킬 수 있기 때문에 계통 운영에 안정도를 개선할 수 있고, 풍력발전단지의 운영한계용량을 증가시키는데 기여할 수 있다. 위에서 제시한 BESS의 출력 제어 방법을 바탕으로 풍력발전단지의 운영한계용량을 산정하였다. 풍력발전단지의 운영한계용량은 기술적 한계용량과 동적한계용량 중 동일 부하에서 작은 값으로 결정된다. 기술적 한계용량은 전력계통에 연계된 각 발전설비의 최소 발전량의 합과 계통 부하 크기의 차에 의해 결정된다. 일반적으로 부하가 증가함에 따라 투입된 발전설비들의 최대 발전량의 합을 넘지 않는 범위에서 풍력발전단지의 기술적 한계용량이 결정된다. 계통의 부하가 투입된 발전설비들의 최대 발전량의 합보다 크게 되면 다음 발전설비가 투입되어 투입 단계별로 기술적 한계용량을 결정되게 된다. 동적한계용량은 전력계통으로부터 대용량 풍력발전단지를 탈락시켰을 때, 전력계통의 순간 허용 주파수 범위를 만족하는 최대용량으로 결정되며, 이 또한 발전설비 투입 단계별로 결정된다. 풍력발전단지의 출력은 산정된 운영한계용량에 의해 제어되어야 하며, 이를 위해 풍력발전기는 Pitch Angle 제어를 통해 출력을 제어한다. 이 Pitch Angle은 Speed Reference와 Power Reference 요소에 의해 제어되는데, Speed Reference는 Rotor Speed를 기준값으로 수렴시키기 위한 요소이며, Power Reference는 산정된 운영한계용량을 기준으로 최대 출력을 제한하는 요소이다. 제안한 BESS 출력 제어 방법의 유효성을 검증하고 운영한계용량에 따른 풍력발전기의 출력 제어를 확인하기 위해 전력계통 해석 프로그램인 PSS/E를 사용했다. BESS 및 풍력발전기 모델의 출력 제어를 위한 사용자 정의 모델로 설계했고, 시험 계통에 연계하였다. 성능 확인을 위해 풍속 및 계통의 부하 변화, 풍력발전기 탈락을 모의했으며, 이때 풍력발전기의 출력이 운영한계용량에 따라 제어되는지 확인하고, BESS의 출력을 기존의 방법과 비교하여 제안한 방법의 성능을 검증했다. In this paper, the appropriate rated power of the Battery Energy Storage System (BESS) and the operating limit capacity of wind farms are determined considering power system stability, and novel output control methods of BESS and wind generator are proposed. The rated power of BESS is determined by correlation with the kinetic energy that can be released from wind turbines and synchronous generators when a disturbance occurs in the power system. After the appropriate rated power of BESS is determined, a novel control scheme for quickly responding to disturbances should be applied to BESS. It is important to compensate the insufficient power difference between demand and supply more quickly after a disturbance, and for this purpose, BESS output is controlled using the Rate of Change of Frequency (ROCOF). Generally, BESS output is controlled by the Frequency Droop Control, however if ROCOF falls below the threshold, BESS output increase sharply. Under this control for BESS, the power system’s stability can be improved and the operating limit capacity of wind farms can be increased. The operating limit capacity is determined as the smaller of technical limit and dynamic limit capacity at the same load. The technical limit capacity is calculated by the difference between the power system load and the minimum power of the generators connected to the power system, and the dynamic limit capacity is determined by considering dynamic stability of a power system’s instantaneous permission deviation of the frequency when the wind turbines drop out from a power system. Output of the dynamic model developed for wind generator is based on the operating limit capacity and is controlled by the blade pitch angle. The pitch angle is operated by the speed reference by rotor speed of wind turbine and the power reference by the operating limit capacity of the wind farms. To validate the effectiveness of the proposed control method of the BESS output and confirm the performance of the developed wind turbine control model, some case studies are conducted using Power System Simulation for Engineering (PSS/E). For simulation, the basic BESS model called ‘CBEST’ and the wind turbine based on the GE corporation’s 1.5MW DFIG model is used. Each model’s output control algorithm is not provided from PSS/E, therefore, the user-defined models are configurated. As a result, the novel control method for BESS can contributes to increasing the operating limit capacity, and stable operation of the power system connected with wind farms.

해상풍력발전단지 최적배치를 위한 In-house code 개발

김재천 강원대학교 대학원 2021 국내석사

In this study, a MATLAB-based in-house code was developed for conducting the economic analysis of offshore wind farms and the layout optimization based on the results of economic analysis. The input to the developed in-house code was water depth data and a wind resource map built using Global Mapper, a commercial GIS(Geographic information system) program, and WindSim, a CFD(Computational fluid dynamics)-based wind resource analysis program; it calculated the annual energy production according to the wind turbine layout. The code performed layout optimization of a wind farm to maximize economics considering annual energy production, construction costs, and operation costs. First, during the layout optimization process, the first turbine was placed at the most economical point within the area of the wind farm. To dispose a wind turbine, a certain distance from the location of the turbine was set as the minimum spacing, such that other turbines could not be disposed in the coordinates within the minimum spacing. Subsequently, it calculated the wake wind speed, received from each grid, for all grids by considering the wake effects from the placed turbines and all existing turbines. Using the calculated wind speed, the annual energy production was calculated and economic analysis was performed for the next turbine. Finally, based on the results of the economic analysis, the next turbine was placed. To verify the validity of the developed in-house code layout optimization algorithm, the layout optimization was conducted in two cases: with and without considering the economic analysis. The results of the two cases were compared with the results using the optimization module of WindPRO, a commercial program. The layout optimization was carried out on the east coast, where the change in water depth was steep, and the southwest coast, where the change in water depth was gentle. To perform the layout optimization under the same conditions, WindPRO optimization was performed using the random pattern method. In case of the two cases on the east coast, the layouts using the in-house code without economic analysis and WindPRO showed similar results. However, in the layout using the in-house code with economic analysis, annual energy production was lower than that in case of WindPRO, but the B/C ratio was higher than that in case of WindPRO. In the southwest coast, when layout optimization was performed using the in-house code without economic analysis, the turbine was first placed in a region with high wind speed. It was confirmed that the turbine was placed in a location where the annual energy production was high owing to the small wake effect. In the case of layout optimization using WindPRO, it was confirmed that most turbines were placed in a location with high wind speed. However, using the in–house code with economic analysis, the turbine was first placed at a point close to the offshore substation, and then the turbine was placed at a point where the wind speed was high. Comparing the results of each case, there was little change in water depth; therefore, there was no significant difference according to each case. The in–house code developed in this study was used to perform the layout optimization of wind turbines in offshore wind farms considering economic analysis or wind resources. To perform the layout optimization, it is necessary to input the wind resource map constructed in the commercial program, but thereafter, the layout optimization of the wind farm can be performed using the in–house code. In addition, the economic factors can be input by the user; therefore, it can be considered a potential layout optimization tool that takes into account economics to design an actual offshore wind farm. 본 논문에서는 해상풍력발전단지의 풍력터빈 배치에 따른 연간 발전량을 계산하고, 경제성을 최대화하기 위한 풍력발전단지 최적배치를 수행할 수 있는 Matlab 기반의 In-house code를 개발하였다. 개발된 In-house code는 상용 GIS 프로그램인 Global mapper와 CFD 기반 풍력자원 해석 프로그램인 WindSim을 이용하여 구축한 바람자원지도와 수심정보를 입력받아 풍력터빈 배치에 따른 연간발전량을 계산한다. 또한, 연간발전량 계산결과와, 풍력발전단지 건설비용 및 운영비용을 고려하여, 경제성 분석을 수행하고, 경제성을 최대화 하기 위한 최적의 풍력발전단지 내 풍력터빈 배치를 수행하게 된다. 풍력터빈 최적배치의 과정은 우선 풍력발전단지 영역 내에서 경제성이 가장 좋은 지점에 첫 번째 터빈을 배치하게 된다. 그리고, 풍력터빈이 배치되면, 해당 터빈이 위치한 지점으로부터 일정거리를 최소 이격거리로 설정하여 최소 이격거리 내에 속하는 좌표에는 다른 터빈이 배치되지 못하게 최적배치 대상 좌표에서 배제시키게 된다. 이후 배치된 터빈과 기존에 배치된 모든 터빈으로부터의 후류 영향을 고려하여 모든 격자에 대하여 각 격자에서 받게 될 후류 풍속을 계산하게 되고, 계산된 풍속을 이용하여 다음 터빈을 배치하기 위한 연간발전량 계산 및 경제성 분석을 수행하게 된다. 마지막으로 경제성 분석 결과를 바탕으로 다음 터빈을 배치하게 된다. 개발된 In-house code 최적배치 알고리즘의 타당성을 검증하기 위하여 경제성 분석을 고려한 경우와 고려하지 않은 경우의 두 가지 케이스로 최적배치를 진행하였고, 최적배치 결과를 상용프로그램인 WindPRO의 Optimize 모듈을 이용한 결과와 비교하였다. 최적배치는 수심의 변화가 가파른 동해 해상과 수심의 변화가 완만한 서남해 해상을 대상 영역으로 진행하였으며, 동일한 조건에서 최적배치를 진행하기 위하여 WindPRO는 ‘Random Pattern’으로 설정하여 최적배치를 수행하였다. 동해 해상에 대하여 수행한 최적배치 결과를 비교한 결과, 경제성을 고려하지 않은 In-house code를 이용하여 최적배치를 진행한 경우, WindPRO를 이용하여 최적배치를 진행한 결과와 유사한 결과를 보여주었다. 반면에 경제성을 고려한 In-house code를 이용하여 최적배치를 진행한 경우, 발전량은 WindPRO의 최적배치 결과보다 낮게 예측되지만, 경제성 분석 결과를 나타내는 B/C ratio값은 높게 예측되는 것을 확인할 수 있었다. 반면 수심의 변화가 완만한 서남해 해상에 대하여 최적배치를 수행한 결과, 경제성을 고려하지 않은 In-house code를 이용하여 최적배치를 진행한 경우, 풍속이 높은 위치에 우선 배치되고, 이후 후류 영향이 적어 연간발전량이 높게 계산되는 위치에 터빈이 배치되는 것을 확인할 수 있었다. 반면에, WindPRO를 이용한 최적배치의 경우 후류 영향이 고려되기 전, 풍속이 높은 지역에 대부분의 터빈이 배치되는 것을 확인할 수 있었다. 경제성을 고려한 In-house code를 이용하여 최적배치를 진행한 경우, 해상변전소가 설치되는 지점과 가까운 지점에 터빈이 먼저 배치되었으며, 이후 터빈은 풍속이 높은 지점에 배치되는 것을 확인할 수 있었다. 배치 결과에서의 발전량과 경제성 분석 결과를 확인해보면, 수심의 변화가 거의 없기 때문에 최적배치 Case에 따른 큰 차이가 발생하지 않는 것을 확인할 수 있었다. 본 연구를 통해 개발된 In-house code는 경제성 또는 풍력자원을 고려하여 해상풍력발전단지 풍력터빈 최적배치를 수행한다. 최적배치를 수행하기 위하여 상용프로그램에서 구축한 바람자원지도의 입력이 필요하지만, 그 이후 풍력터빈 최적배치는 In-house code 내에서 수행할 수 있다. 또한 경제성과 관련된 요소는 사용자에 의해 입력값을 입력받을 수 있어, 실제 해상풍력발전단지 설계에 경제성을 고려한 최적배치 툴로서 사용될 수 있을 것으로 판단된다.

해상풍력발전단지의 확률론적 전력망 계획을 위한 최적화 방안

문원식 숭실대학교 대학원 2016 국내박사

해양의 바람에너지를 전기에너지로 변환하는 해상풍력발전은 온실가스로 인한 지구온난화의 문제를 해결할 수 있는 중요한 신재생에너지원이다. 해상풍력발전은 입지확보가 비교적 쉽고, 대형 풍력터빈의 설치가 가능하여 대단위 풍력발전단지를 조성하기에 유리한 장점을 지닌다. 그러나 해상 구조물로 이뤄진 해상풍력발전단지는 건설과 유지보수 비용이 많이 소요되어 육상풍력발전에 비해 경제성에서 불리한 것이 사실이다. 해상풍력발전의 보급을 확대하기 위해서는 무엇보다도 경제성 확보가 가장 시급하며, 해상풍력발전단지의 전체 투자비용 중 30~40 %의 비중을 차지하는 전력망은 경제성뿐만 아니라 적절한 수준의 신뢰성도 함께 확보되어야 한다. 본 논문에서는 해상풍력발전단지의 전력망 설계에 있어서 경제적이고 신뢰성을 갖춘 설계 기술을 제시하고자 발전단지의 특성을 반영하고 발전단지 운영기간을 고려한 확률론적 전력망 계획의 최적화 방안을 제시한다. 이를 위해 풍속과 전력설비 고장 발생의 불확실성을 반영한 확률론 기반의 전력망 구성 방안을 제시하였으며, 풍력터빈의 위치와 육상연계지점에 따라 다양한 전력망을 구성하고, 이에 대한 경제성 및 신뢰성 평가를 통한 최적의 전력망 구성을 도출하기 위해 유전알고리즘을 적용한 최적화 과정을 제시하였다. 전력망 구성은 풍력발전단지의 풍력터빈이 나열되는 조합에 따라 다양한 구성이 생성될 수 있도록 Open-multiple traveling salesman problem (omTSP) 알고리즘을 적용하였고, 풍력터빈 용량과 전력망 구조에 따른 해저케이블 선종을 선택할 수 있도록 하여 전력망 구성에 대한 가중치로 활용하였다. 기존의 연구에서는 내부 전력망을 중심으로 전력망 최적화를 진행하였으나 본 논문에서는 육상연계지점을 고려하고 해상변전소 위치 변화에 따른 내‧외부 전력망 전체에 대한 최적화 연구를 수행하였다. 특히 풍속과 풍력터빈의 용량에 따른 출력특성을 이용한 평균전력모델을 공급지장비용에 반영하였으며, 해저케이블 교차에 대한 제약과 해상변전소와 풍력터빈의 최소 이격 제약을 최적화 제약 조건에 반영하였다. 논문에서 제안한 해상풍력발전단지의 확률론적 전력망 계획에 관한 최적화 방안은 해상풍력발전의 특성을 반영하여 전력망 설계 기술을 향상시키고 현실적인 문제를 고려함으로써 현재 국내에서 진행되고 있는 해상풍력발전단지에 유용한 연구가 될 것으로 기대한다. 60 MW와 100 MW의 해상풍력발전단지를 대상으로 참고문헌에서 제시한 연구 결과와의 비교를 담은 사례연구를 통해 본 논문에서 제안한 방법이 좋은 결과를 얻었고, 480 MW의 대용량 풍력발전단지에도 적용이 가능하기 때문에 다양한 해상풍력발전단지에 대한 전력망 계획에도 널리 활용될 수 있을 것으로 기대한다. The Offshore wind power plant (OWPP), which converts the kinetic energy of the offshore wind into electrical energy, is one of the most important renewable energy sources to potentially solve global warming caused by greenhouse effect. An OWPP is a large-scale power system consisting of wind turbines, grid connection systems, an offshore substation, and a transmission system to transfer electrical power to the onshore power grid. The power grid planning for OWPP refers to an optimal design of a system that not only connects the wind turbines with each other using submarine cables, but also interconnects the OWPP with an offshore substation and an onshore point of interconnection. The development of an offshore power grid consisting of various elements entails a considerably higher cost compared with that of an onshore power grid. Therefore, it is important to plan the power grid of OWPP in a manner that can minimize the total system costs. This paper presents an optimal method for probabilistic power grid planning of the offshore wind power plant to develop a layout design with consideration of wind farm characteristics and operation period. A probabilistic method is presented to develop the grid layout of offshore wind power and reflect an uncertainty of wind speed and the faulty characteristics of electricity equipment in offshore. Positions of wind turbines, offshore substation, and point of common coupling are considered when designing various types of layouts. A genetic algorithm for optimization of the probabilistic grid planning is applied to generate a diverse layout combination by the open multiple traveling salesman problem (omTSP) algorithm. In power grid design, the omTSP is particularly suitable for combinatorial optimization and choosing the size of submarine cable. Consequently, a novel optimal method of grid design for offshore wind power plant is proposed based on probabilistic planning to evaluate economic and reliability analysis. On the basis of this method, case studies are conducted to compare the proposed method with other existing methods by simulating 60 MW, 100 MW, and 480 MW offshore wind power plants.

EMTP-RV를 활용한 복수 풍력발전단지 연계 모델링

이창민 목포대학교 대학원 2021 국내석사

최근 화석에너지 고갈과 온실가스 배출에 대한 환경문제에 대한 해결방안으로 신재생에너지를 비롯한 다양한 분산전원이 보급되고 있으며 풍력발전의 수요는 나날이 증가하고 있다. 풍력에너지는 기상 조건과 지형적인 특성에 따라 매 순간 불규칙 하게 변동 하여 연계된 전력 계통에 안 좋은 영향을 끼치게 된다. 따라서 풍력발전기와 더불어 ESS(에너지저장장치)를 연계하여 풍력발전기가 안정적인 출력을 제공할 수 있도록 함으로써 계통을 안정화하는데 도움이 되었으나 최근 다수의 ESS 화재사고들로 인하여 신뢰성의 문제가 대두되고 있다. 이로 인해 본 논문은 풍력발전단지의 ESS연계 외 ESS가 용량 불충분 및 정상동작을 미 수행한다는 가정 하에 EMTP-RV 시뮬레이션 프로그램을 이용하여 풍력발전단지 사고 시 다른 곳에 위치 한 복수풍력단지의 발전량으로 수용가에게 비상전력 공급 과정을 모의하였고 최소한의 전력을 공급하여 전력 차단 위험에 대비할 수 있는 출력 안정화의 가능성을 확인하였다. As a solution to the recent environmental problems of fossil energy depletion and greenhouse gas emissions, various distributed power sources such as renewable energy have become widespread, and the demand for wind power generation is increasing day by day. Wind energy will fluctuate irregularly every minute, depending on weather conditions and topographical characteristics, and will have a negative impact on the coordinated power system. Therefore, it helped to stabilize the grid by coordinating the ESS with the wind power generator so that the wind power generator could provide a stable output. Recently, reliability problems have emerged due to numerous ESS fire accidents. As a result, in this paper, in addition to the ESS cooperation of the wind farm, the EMS will use the EMTP-RV simulation program under the assumption that the capacity is insufficient and the normal operation will be performed in the United States. We simulated the process of emergency power supply to accept multiple wind power generations located in, and confirmed the possibility of output stabilization that can supply the minimum amount of power and prepare for the danger of power interruption.

연속법 기반의 시모의 해석 알고리즘을 이용한 풍력발전단지 계층 제어

조성구 서울과학기술대학교 2010 국내석사

최근 세계적으로 환경문제와 에너지 고갈 문제로 인하여 풍력 발전원이 대체에너지원으로 각광받고 있다. 우리나라 또한 대규모 육상 및 해상 풍력단지의 건설에 따라 계통에 접속되고 있는 풍력발전원이 증가되고 있는 추세에 있고, 풍력발전기의 용량도 꾸준히 증가하여 곧 5 MW 급의 풍력발전기의 상용화도 곧 이루어 질 것이다. 바람에 따라서 출력의 변화가 심한 간헐적인 특성을 가지고 있는 풍력발전원의 전기 네트워크 접속 증가는 전력계통의 신뢰도에 큰 영향을 준다. 따라서 시스템 신뢰도를 고려한 새로운 풍력단지 구성에 대한 효율적인 운용 기술에 대한 연구가 시급히 필요하다. 본 논문에서는 새로운 풍력단지 구성에 대한 효율적인 운용 기술에 대한 연구의 일환으로 풍력발전단지 유/무효 출력의 계층 제어 방안 기법을 제안하였다. 전력 계통의 신뢰도 확보를 위해선 기존 발전원과 마찬가지로 계통 접속되는 대규모 풍력발전기의 경우 유/무효 출력 제어가 수행되어야 한다. 하지만 기존의 농형 유도 발전기로 이루어진 정속도 풍력 발전기는 제어 능력을 가지고 있지 않다. 그러나 현재 대용량 풍력 발전기에 주로 이용되는 이중 여자 비동기 발전기는 가변속 풍력 발전기로서 회전자 측 전류를 제어하여 발전기의 출력 제어가 가능하다. 따라서 본 논문에서는 이중 여자 비동기 발전기의 회전자 전류 제어를 통한 PI 제어기 기반 풍력발전단지 유/무효 출력의 계층 제어 방안 기법을 제안하고 사례연구를 통해 그 결과를 보였다. As a result of increasing environmental concern, the penetration of renewable power on power systems is now increasing. Wind energy can be considered as the most economical energy sources to generate electricity without depletion of fossil fuel. To devise adequate control strategies for wind farm , time domain simulation analysis needs to be performed. This presents a continuation time integration SI based time domain simulation algorithm for wind farm with doubly fed asynchronous generator (DFAG) connected to the external power systems. This paper depicts how to initialize state variable of dynamic model from power flow result, introduces progress of time domain simulation analysis. Also this paper describes the possibilities of hierarchical control for wind farm output limitation, and the coordinated control has been designed by hierarchical control structured from central control level to wind farm control board and to an individual wind turbine level. Finally it shows an illustrative example of time domain simulation result with two test systems through case study.

풍력발전단지의 접지시스템 설계 및 분석에 관한 연구

문해열 조선대학교 산업기술창업대학원 2021 국내석사

국제적 산업발달과 경제성장은 인간생활에 많은 변화를 가져왔다. 이러한 변화를 가능하게 하는 전기에너지의 안정적인 공급과 생산은 시간이 지날수록 그 중요성이 커지고 있다. 그러나 화석연료의 고갈과 지구 환경오염, 미세먼지 증가로 인한 대기환경오염과 기상이변이 심각한 문제로 대두됨으로써 세계의 많은 국가들은 환경적, 경제적 측면에서 전기에너지원의 전환을 시도하고 있다. 따라서 신재생에너지원은 친환경 에너지로써 세계전력생산량에서 그 비중이 증가하고 있으며 미래의 핵심에너지원으로 각광받고 있다. 신재생에너지발전기술 중 하나인 풍력발전기술은 바람자원을 이용하여 풍력발전기의 터빈을 통해 운동에너지를 전기에너지로 전환하여 발전하는 방식이다. 대다수의 상용 풍력발전기는 수평축 형 발전기가 이용되고 있으며 날개격인 블레이드(BLADE), 발전기 및 변환기 등으로 구성된 나셀(NACELL), 블레이드와 나셀을 지탱하는 타워(TOWER), 타워를 지면이나 해상에 고정하는 파운데이션(FOUNDATION) 등으로 구성되어 있다. 통상적으로 4[m/s] 이상의 풍속에서 기동하며 타 신재생에너지 설비에 비하여 소요되는 부지가 비교적 작고 육상풍력발전기는 단위기당 5[MW]급이 상용화 되었고 해상풍력발전기의 경우 15[MW]급의 상용화가 예견되므로 단위기당 출력이 타 신재생에너지원에 비해 높아 발전가능성이 매우 높은 발전원이다. 또한 대형풍력발전기의 설치기술 발달로 인해 산악지대, 해안가, 해상을 중심으로 발전단지의 대용량 구성이 용이해 짐으로써 그 활용범위는 더욱 커질 전망이다. 그러나 풍력에너지의 특성상 풍력발전기는 산악지대, 해안지역, 해상 등에 설치되며 구조물도 매우 높아서 낙뢰 및 서지에 노출되기 쉽고 다수의 발전기가 통합되어 전력을 공급하게 된다. 그러므로 풍력발전설비 전력계통에 사고가 발생하게 되면 대용량의 지락전류, 고장전류, 서지전류 등이 연계되는 전력시스템에 위험요소로써 작용하여 인명피해, 전력품질악화, 경제적 손실 등을 끼치고 그 파급력은 대단히 커질 수 있으므로 전력설비의 안전과 보호는 매우 중요하다.[1]∼[3] 전력계통의 사고로부터 전력설비를 보호하기 위해 접지시스템이 설치되고 있다. 접지시스템은 인축의 보호, 낙뢰 및 사고전류의 신속한 방전, 차단장치의 신속한 동작 등에 필요한 최소한의 보호조치로 제시되고 있다. 우리나라의 경우 전기설비기술기준, 한국전기설비규정(KEC), 한국전력의 변전설계기준 및 분산형전원 연계기술기준, 산업안전보건기준 등에 의해 전력설비의 접지시스템에 대해 규정되어 있다.[1]∼[6] 풍력발전기의 접지시스템은 공통, 통합 접지를 설치하고 있으며 대지의 암질, 수분, 염분 등에 의해 변화하는 대지저항률에 의해 단위호기별 개별 접지와 풍력단지 전체의 등전위 접지로 시공 운영되고 있다. 본 논문에서는 산악지대에 설치된 풍력발전단지의 단위호기별 개별 접지시스템방식과 등전위 접지시스템방식에 대해 논하고자 한다. 강원도 태백시 소재의 21[MW]급 풍력발전단지에 설치되어 있는 4.2[MW]급 풍력발전기 5기에 대해 단위기당 개별 접지시스템과 5기를 연접한 등전위 접지시스템을 비교함으로써 효과적인 접지시스템의 설계를 도출하고자 한다. 각 풍력발전기 설치장소의 대지저항률을 측정하고 CDEGS Simulation 프로그램으로 대지의 구조, 접지저항, 대지전위상승(GPR), 최대 허용 접촉접압(Etouch), 최대 허용 보폭전압(Estep), 최대 예상 접촉전압(Et), 최대 예상 보폭전압(Es)을 분석하고자 한다. 이러한 분석을 통하여 접지방식을 비교하고 효과적인 접지설계를 통한 접지시스템의 안전성과 신뢰성을 향상시키고자 한다. Wind power generation facilities are renewable energy resources with great potential for power generation, but they are installed in mountainous areas, coastal areas, and offshore areas, and their structures are very high, so they are easy to be exposed to lightning and surges. In addition, since a number of generators are integrated to supply power to the existing power system, if an accident occurs, it can act as a risk factor in life, power quality, economy, etc. due to earth fault current and fault current. The grounding system of wind power generation facilities has been proposed as a minimum protection measure, such as protection of human life, rapid discharge of lightning and fault current, and rapid operation of cut-off devices. The grounding method of a wind turbine can be installed as an individual grounding system of the generator and an equipotential grounding system of the entire wind farm by the soil resistivity that varies depending on the type of grounding, humidity, and temperature change. In this paper, we will discuss the individual grounding system of wind turbines installed in the mountainous area and the equipotential grounding system of the entire wind farm. Measure the earth resistance at the installation site of the wind turbine, and use the CDEGS simulation program to determine the structure of the soil, soil resistivity, grounding resistance, maximum ground potential rise voltage(GPR), maximum allowable touch voltage(Etouch), maximum allowable step voltage(Estep), maximum expected touch voltage(Et), maximum expected step voltage(Es) were compared and analyzed. The grounding resistance(Rg) of the individual grounding system of the wind turbine was higher than the reference value, and the maximum ground potential rise voltage(GPR) was also very large, which was confirmed as an inappropriate method. However, it was confirmed that the grounding resistance(Rg) and the maximum ground potential rise voltage(GPR) of the equipotential grounding system were lower than the reference values. It is judged that the grounding resistance is reduced and the potential hardness is eased as the grounding system's equipotential configuration increases the installation length of the grounding conductor, thereby securing safe touch voltage and step voltage. The equipotential grounding system of a wind farm is considered to be an effective grounding method because it has several advantages such as reducing the effect of potential interference and potential difference by reducing the potential gradient when an fault current flows in, and reducing ground resistance. Through this paper, since the grounding system of a wind farm is an important system to protect power facilities and people, it is necessary to accurately grasp the characteristics of the earthing, consider the environmental impact, grounding method, and the type of grounding electrode, and reflect it in the grounding design.

국내 강원권 동해 해상 풍력발전단지 유망후보지 선정

김민지 강원대학교 대학원 2020 국내석사

In this study promising sites for offshore wind farms on the east coast of Gangwon Province were selected and annual energy production (AEP) for each site was calculated using the commercial wind resource analysis program WindPRO. An in-house economic analysis program for offshore wind farm was also developed. Using the developed program the AEP prediction for wind farm at one of the selected sites was calculated, and economic analysis was performed based on distance from sea-shore and depth . The estimated results were compared with those from WindPRO to validate the program. In case of the east coast of Gangwon Province, though the environmental conditions including ocean depth, and the social conditions such as aquaculture along the sea-shore and the military limits exist, there are few development cases or studies regarding offshore wind farm projects. Exclusion analysis of a promising offshore wind farm site can reduce the time to develop detailed procedures. Following the exclusion analysis, four sites for offshore wind farm viz. Yangyang-Joomunjin, Joomunjin-North Ganrneung, Bookpyoung-Samchuck, and Samchuck, were selected. For calculating AEP for selected sites, accurate wind estimation was necessary, for which WindSim, a Reynolds Averaged Navier-Stokes (RANS) based commercial wind estimation program was used. To construct wind resource map the terrain around promising sites was modeled based on digital elevation models (DEM) and land claddings provided by the Ministry of Environment. RANS-based computational fluid dynamics (CFD) analysis using WindSim was performed for 16 directions. The constructed wind resource maps were used to input data for simulation to predict AEP for each site, and included direction-specific scale factor and shape factor for each element. Additionally, the constructed wind resource maps included the Jensen wake models, which helped predict AEP of wind farm. Using data from wind resource map and the developed in-house program, the error on AEP estimates for selected sites was 0.004–0.461% compared to WindPRO estimates. Furthermore, results of economic analysis using predicted AEP showed that when ocean depth and distance from sea-shore increased, the AEP increased by approximately 4.48%, while economic efficiency decreased by 42%. Conversely, when the depth and distance from seashore decreased, the AEP decreased by approximately 3.52% and economic efficiency increased by 18%. 본 연구에서는 국내 강원권 동해 해상을 대상으로 배제분석을 통한 해상 풍력발전단지의 유망후보지를 선정하고, 상용 프로그램인 WindPRO를 이용하여 유망후보지별 연간에너지 생산량 예측을 수행하였으며, 연간에너지 생산량 예측 및 경제성 분석 시뮬레이션 툴을 개발하여 후보지점 중 1 개소에 대한 연간에너지 생산량 예측과 해상 풍력단지의 수심 및 이안거리 변화에 따른 풍력터빈 배치 시 경제성 분석 결과의 비교를 수행하였다. 국내 강원권 동해의 경우, 수심이 급격히 깊어지는 환경적 요인과 다수의 어장 및 양식장과 같은 사회적 요인, 북한과 인접한 지역으로 다수의 군사시설이 존재와 같은 행정적 요인 등 다수의 한계점으로 인해 개발 추진 및 연구가 진행되고 있지 않은 실정이다. 해상 풍력의 개발 추진 시 대상 지점에 대한 배제요인 분석이 이루어져야 사업의 지체를 최소화 할 수 있으며, 각 요인에 대한 강원도 동해 해상의 배제분석 결과, 유망후보지는 양양-주문진 인근, 주문진-북강릉 인근, 북평-삼척 인근, 삼척 인근 해상으로 총 4 개소의 후보지점이 선정되었다. 선정된 후보지점의 연간에너지 생산량 예측을 위해서는 보다 정확한 평균 풍속 예측이 이루어져야 하며, 이를 위해 풍력 유동해석에 널리 사용되는 상용 프로그램인 WindSim을 이용하여 지형 모델링 및 유동장 해석을 수행하였다. 지형 모델링에는 국내 환경부에서 제공하는 수치지도와 토지 피복도가 입력 정보로 적용되었으며, 유동장 해석은 RANS(Reynolds Averaged Navier-Stokes)를 기반으로 16방위에 대한 해석을 통해 풍력자원지도 작성을 수행하였다. 작성된 풍력자원지도는 개발된 연간에너지 생산량 예측 시뮬레이션 툴에 입력 정보로서 적용되며, 풍력자원지도의 격자마다의 방위별 형상계수() 및 척도계수()의 정보와 Jensen 후류 모델(Wake model)을 통해 연간에너지 생산량 예측이 가능하도록 구성되어 있다. 시뮬레이션 예측 결과의 정확도 검증을 위해서 풍력발전 발전량 예측 관련 다수의 연구 및 사업에 사용되는 WindPRO 프로그램 예측과의 결과와 비교하였으며, 비교 결과 연간에너지 발전량 예측의 오차율은 0.004 % ~ 0.461 %로 나타났다. 또한, 산정된 연간에너지 생산량을 기반으로 하여 경제성 분석을 수행하였으며, 수심 및 이안거리에 따라 풍력터빈 배치를 달리하여 분석한 결과, 해안으로부터의 거리 및 수심이 증가할수록 연간에너지 생산량은 4.48 % 증가하는 반면 경제성은 42 % 감소하였다. 반면에 이안거리 및 수심이 감소할수록 연간에너지 생산량은 3.52 % 감소하는 반면 경제성은 18 % 증가하는 결과를 보여주었다.

풍력발전단지의 풍력터빈 이격거리에 따른 공기역학적 출력 변화에 관한 전산유체해석 연구

최낙준 부산대학교 2012 국내박사

This study presents aerodynamic power outputs of wind turbines for 4 MW and 6 MW wind farm composed of 2 MW wind turbine according to the turbine separation distance by using CFD. CFD has some limitation to meet non-dimensional wall distance and no. of mesh and mesh quality concurrently. But it is most recommendable method to research wind farm aerodynamics because real or scale experiments including wind tunnel test are actually impossible due to the scale effect and wall effect. This study has a meaning by applying CFD to real scale wind turbines of wind farm to evaluate aerodynamics power output change according to the separation distance change. For each wind turbine rotor, not actuator disc model with momentum source but full 3-dimensional model with wind shear is used for CFD analysis. Aerodynamic power out comparison between wake model and CFD results is carried out. There is an aerodynamic power output loss for downstream wind turbine due to the wake from upstream wind turbine. The aerodynamic power output of downstream wind turbine increases as turbine separation distance increases. Aerodynamic power output increasing ratio is different with respect to the separation distance of five times of rotor diameter. Within separation distance of five times of rotor diameter, aerodynamic power output recovers quickly as separation distance increase. For the separation distance over five times of rotor diameter, aerodynamic power output recovers slowly as separation distance increases. So separation distance of five times of rotor diameter is basis for the wind farm layout design. Wind farm layout design especially for the offshore wind farm is a key factor for the initial investment cost, annual energy production and maintenance cost. The results of this study can be applied to the wind farm layout design effectively.