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표제지
제출문
에너지ㆍ자원기술개발사업 최종보고서 초록
요약문
목차
제1장 한반도 조력자원 개발의 필요성 및 연구의 목적 22
제1절 무공해 청정 자연에너지 개발의 필요성 23
1. 화석연료 공급의 한계 23
2. 국내 에너지 소비 현황 및 에너지수급의 문제점 24
3. 기후변화협약의 동향과 지구환경 문제 25
가. 지구온난화와 온실가스 25
나. 기후변화협약의 주요내용 26
다. 우리나라의 에너지부문 대응정책 27
4. 무공해 대체에너지 개발의 필요성 28
5. 해양에너지의 특성 및 조력발전 29
제2절 연구의 필요성 및 목적 33
제2장 한반도 조력자원 부존량 파악 및 개발 우선순위 선정 37
제1절 서해해역 조위특성 및 조석의 계절 변화 39
1. 서해해역 장기 조위자료 분석 39
가. 개요 39
나. 분석결과 40
다. 조화상수의 변동 41
2. 조석의 계절 변화 및 기작 60
가. 개요 60
나. M2 분조의 계절 변화 특성의 정량적 분석 및 조위예측 정확도 개선방향 60
다. 조석 계절변화 기작규명을 위한 2층류 모델실험 63
제2절 서해안 조력발전 후보지 방조제 개발에 따른 조석체계변화 예측 84
1. 개요 84
2. 경기만내 조석관측 및 결과 85
가. 개요 85
나. 경기만내 조석관측 및 결과 85
3. 조위 예측모델 수립 및 검증 87
가. 모델 수립 및 모델 검증 87
나. 현상태 조석도 95
4. 방조제 건설에 따른 경기만 조석체계변화 예측 101
가. 실험 조건 101
나. 조력후보지 방조제 건설전ㆍ후 경기만 조석체계 변화 102
5. 토의 113
제3절 주요 후보지별 조력발전 개발규모 114
1. 조력발전 후보지 선정 114
2. 후보지별 발전량 산출 및 개발 우선순위 선정 119
가. 조력발전 최적화 119
나. 연간발전량 산출 및 조력발전 개략타당성 120
제3장 새만금 조력발전 타당성 검토 134
제1절 새만금 해역 해양특성 조사 및 분석 136
1. 새만금 해역 조석관측 및 태안 해상 조류관측 결과 136
가. 새만금 해역 조석관측 결과 136
나. 태안해상 조류관측 결과 148
2. 새만금 해역 퇴적물 이동특성 조사 결과 151
가. 해저퇴적물 분포 및 부유퇴적물 입도 특성 151
나. 해저경계층 수리ㆍ퇴적현상 특성 153
다. 단면이동관측 결과 167
라. 결론 및 토의 171
제2절 새만금 해역 조력발전소 가동시 조석체계변화 특성 172
1. 조위예측 모델 수립 172
2. 발전소 가동 전ㆍ후 조석체계 변화 175
제3절 새만금 조력발전 개념설계 189
1. 새만금 조력발전 사업 후보지 현황 189
가. 기초자료 조사 189
나. 해양자료 검토 192
다. 방조제 관련 조사 193
2. 새만금 조력발전 안별 조력발전량 산출 및 적정개발 규모 209
3. 새만금 조력발전 평면배치계획 검토 217
가. 개요 217
나. 수차발전기 및 구조물 규모 검토 218
다. 수문 및 구조물 규모 검토 219
라. 토목 구조물 규모 및 배치계획 검토 219
마. 발전설비 규모 및 배치 계획 검토 222
4. 토목구조물 개념설계 223
가. 수차발전기 구조물 223
나. 수문 구조물 231
다. 중량물 물양장 234
라. 가물막이공 234
마. 작업장(Platform) 234
바. 조립장(Erection Yard) 235
사. 준설 및 처리 235
5. 발전설비 및 기전설비 개념설계 236
가. 발전설비 236
나. 수차 기계설비 238
다. 수문 기계설비 238
6. 개략공사비 산출 239
가. 공사비 산출기준 239
나. 개략 공사비 240
7. 소용량 창조발전 적용시 개략경제성 검토 242
가. 경제성 검토 기준 242
나. 경제성 검토 결과 및 민감도 분석 251
제4장 결론 및 토의 253
참고문헌 256
부록 1. 가로림만 조력발전 시스템 배치계획 및 개략 공사비산정 259
부록 2. 천수만 조력발전 시스템 배치계획 및 개략 공사비산정 302
부록 3. 새만금 조력발전 시스템 배치계획 및 개략 공사비산정 341
부록 4. 인천만 조력발전 시스템 배치계획 및 개략 공사비산정 370
부록 5. 해주만 조력발전 시스템 배치계획 및 개략 공사비산정 408
(표 1.1.1) 세계 원별 1차에너지 소비율(%) 23
(표 1.1.2) 화석연료의 가채매장량 분포 (2004년 말 기준) 24
(표 1.1.3) 우리나라 신ㆍ재생에너지 공급현황 29
(표 1.1.4) 에너지의 원별 분류 30
(표 2.1.1a) 인천항 검조소장 기조위자료 분석 결과 44
(표 2.1.1b) 안흥 검조소장 기조위자료 분석 결과 46
(표 2.1.1c) 군산항 검조소장 기조위자료 분석 결과 48
(표 2.1.1d) 목포 검조소장 기조위자료 분석 결과 50
(표 2.1.1e) 제주항 검조소장 기조위자료 분석 결과 52
(표 2.1.2) 11개 검조소의 5년 평균 M2 조화분조의 월변화. 진폭(am)의 단위는 cm이며 지각의 단위는 도(degree) 61
(표 2.1.3) 11개 검조소의 M2 5년 평균 진폭의 표준편차(cm) 62
(표 2.1.4) 평택을 제외한 11개 검조소의 5년 평균 자료에 근거한 동계와 하계 조화상수 차이. 진폭(am)과 지각(ph)의 단위는 각각 cm, degree임 62
(표 2.2.1) 덕적도 조석조화상수 분석 결과(T1) 88
(표 2.2.2) 연평도 조석조화상수 분석 결과(T2) 89
(표 2.2.3) (그림 2.2.4)에 제시된 검증점에서의 M2 및 K1 분조 검증 결과 (진폭(cm), 지각(deg)) 94
(표 2.2.4) 관측치와 계산치의 진폭(am)과 지각(ph)의 RMS 오차 94
(표 2.3.1) 주요 후보지별 8개안에 대한 조차 및 수면적 114
(표 2.3.2) 천수만 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kWh) 126
(표 2.3.3) 새만금 소용량 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kWh) 127
(표 2.3.4) 새만금 대용량 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kwh) 128
(표 2.3.5) 인천만 소용량 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kWh) 129
(표 2.3.6) 인천만 대용량 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kwh) 130
(표 2.3.7) 해주만 소용량 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kwh) 131
(표 2.3.8) 해주만 대용량 조력개발 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kwh) 132
(표 2.3.9) 주요 후보지에 대한 개발안별 특성 및 개략경제성 133
(표 3.1.1) 새만금 조석관측 기간 138
(표 3.1.2) T1에서의 조화분석 결과 140
(표 3.1.3) T2에서의 조석분석 결과 141
(표 3.1.4a) T3 1차 관측치의 조화분석 결과 142
(표 3.1.4b) T3 2차 관측치의 조화분석 결과 143
(표 3.1.4c) T3 3차 관측치의 조화분석 결과 144
(표 3.1.Sa) T4 1차 관측치의 조화분석 결과 145
(표 3.1.Sb) T4 2차 관측치의 조화분석 결과 146
(표 3.1.Sc) T4 3차 관측치의 조화분석 결과 147
(표 3.1.6) SPHINX 설치 인근해역의 해저퇴적물 입도분석결과 152
(표 3.1,7) 창ㆍ낙조시 부유 퇴적물의 입도 분포 152
(표 3.1.8) 해저 경계층 수리ㆍ퇴적현상 위치, 관측기간 및 방법 154
(표 3.1.9) 저면산 25cm 및 50cm에서 관측한 수리ㆍ퇴적특성 관측 결과 155
(표 3.1.10) 수층별 수리 현상에 따른 부유물질 농도와 비교한 후산란강도 157
(표 3.1.11) 해저경계층에서의 방향별 평균이동속 및 순이동량 166
(표 3.3.1) 새만금 조석의 조화상수 및 비조화상수 192
(표 3.3.2) 새만금 해역 개발안별 특성 및 개략 경제성 210
(표 3.3.3) 새만금 소용량 창조발전 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kwh) 213
(표 3.3.4) 새만금 소용량 낙조발전 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kWh) 214
(표 3.3.5) 새만금 대용량 창조발전 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kWh) 215
(표 3.3.6) 새만금 대용량 낙조발전 36개안에 대한 연간발전량 대비 공사비율(원／kwh) 216
(표 3.3.7) Bulb형 수차발전기의 제원(20MW) 223
(표 3.3.8) Bulb형 수차발전기의 하중조건(20MW) 225
(표 3.3.9) 수차구조물 제원 226
(표 3.3.10) 기초공법 비교 230
(표 3.3.11) 수문 구조물 제원 232
(표 3.3.12) 수차측 Stoplog 제원 238
(표 3.3.13) 부하대별 발전량 241
(표 3.3.14) 발전설비별 주요 경제성 지표 비교(한국전력거래소, 2003) 246
(표 3.3.15) 공급지장비 산출 관련 자료 247
(표 3.3.16) 발전연료 비용 247
(표 3.3.17) 대체에너지 가격(할인율 7%인 경우) 248
(표 3.3.18) 환경편익 251
(표 3.3.19) 직ㆍ간접편익에 따른 경제성 변화 252
(표 3.3.20) 할인율에 따른 경제성 변화(발진편익) 252
(그림 1.1.1) 최근의 유가동향(2000. 6 ~ 2006. 5) 25
(그림 1.1.2) 조력발전 방식 32
(그림 2.1.1) 인천에서의 주요 조화상수 연변화 54
(그림 2.1.2) 군산내항에서의 주요 조화상수 연변화 56
(그림 2.1.3) 제주항에서의 주요 조화상수 연변화 58
(그림 2.2.1) 덕적도와 연평도에서 관측된 조석시계열 관측 결과 85
(그림 2.2.2) 덕적도와 연평도 조석 관측점 위치도 86
(그림 2.2.3) 황동중국해 확장가변형 격자망 92
(그림 2.2.4) 모델 검증점 위치도 93
(그림 2.2.5) M2 조석도(굵은 선은 등진폭선, 가는 선은 등조시선을 나타내며, 지각은 135˚ E 기준. 이하 그림에 같은 표기 적용) 97
(그림 2.2.6) 계산된 S2 조석도 98
(그림 2.2.7) 계산된 K1 조석도 99
(그림 2.2.8) 계산된 O1 조석도 100
(그림 2.2.9) 경기만 인근 격자점 및 주요 조력발전 후보지에저의 방조제완공 조건 103
(그림 2.2.10a) 경기만 주요 조력 후보지 방조제완공전 M2 등진폭선(cm) 105
(그림 2.2.10b) 경기만 주요 조력 후보지 방조제완공후 M2 등진폭선(cm) 106
(그림 2.2.10c) 주요 조력후보지 방조제(완공후-완공전) M2 진폭차(cm) 107
(그림 2.2.11a) 경기만 주요 조력 후보지 방조제완공전 S2 등진폭선(cm) 108
(그림 2.2.11b) 경기만 주요 조력 후보지 방조제완공후 S2 등진폭선(cm) 109
(그림 2.2.11c) 주요 조력 후보지 방조제(완공후-완공전) S2 진폭변화(cm) 110
(그림 2.2.12a) 주요 조력 후보지 방조제(완공후-완공전) K1 진폭변화(cm) 111
(그림 2.2.12b) 주요 조력 후보지 방조제(완공후-완공전) O1 진폭변화(cm) 112
(그림 2.3.1) 우리나라 조력발전 입지 114
(그림 2.3.2) 주요 후보지별 8개안의 배치위치 및 수면적 115
(그림 2.3.3) 조력발전 최적화를 위하여 고려해야할 변수들의 상관관계(좌), 조력발전 시작수두에 따른 발전량 변동곡선(우) 119
(그림 2.3.4) 2만kW급 Bulb형 수차발전기 및 발전구조물 단면도(좌), 특성곡선(우) 120
(그림 2.3.5) 2.5만kW급 Bulb형 수차발전기 및 발전구조물 단면도(좌), 특성곡선(우) 120
(그림 2.3.6) 주요 후보지별 대표 조석군(14.5일간)에 대한 발전량 산정결과 121
(그림 3.1.1) 새만금사업 순차개발 방안(농업기반공사, 2005) 135
(그림 3.1.2) 새만금 해역 조석관측 지점 138
(그림 3.1.3) 4개 관측점(T1, T2, T3, T4)에서의 조석관측 결과 139
(그림 3.1.4) 태안 전면 해상 조류 관측지점(C) 148
(그림 3.1.5a) 해저로부터 1, 10, 20, 30, 40층에서의 동서방향 유속성분 149
(그림 3.1.5b) 해저로부터 1, 10, 20, 30, 40층에서의 남북방향 유속성분 150
(그림 3.1.6) SPHINX 설치 인근해역의 해저퇴적물 채취 정점 151
(그림 3.1.7) 해저 경계층 수리ㆍ퇴적현상 정점 및 부유사 단면 관측 153
(그림 3.1.8) 해저 경계층 수리ㆍ퇴적관측시스템(SPHINX) 설치 전경 154
(그림 3.1.9) Vector 유속계의 수신신호강도의 검보정 결과 156
(그림 3.1.10) ADCP에서 관측된 후산란강도 검보정 결과 157
(그림 3.1.11) 연구해역의 해저 경계층 수리ㆍ퇴적특성 관측결과 160
(그림 3.1.12) 연구해역의 수심 층별의 유속ㆍ유향과 부유퇴적물 농도분포 특성 163
(그림 3.1.13) 해저면상 25cm에서의 부유퇴적물 농도 이동속 산포도 166
(그림 3.1.14) 해저면상 50cm에서의 부유퇴적물 농도 이동속 산포도 166
(그림 3.1.15) 선상 모니터링 시스템을 이용한 유황ㆍ탁도 관측 개념도 168
(그림 3.1.16) 최강 창조 부근에서 관측한 단면 A, B의 유속(상), 후산란강도(중) 및 이동경로(하) 169
(그림 3.1.17) 최강 낙조 부근에서 관측한 단면 A, B의 유속(상), 후산란강도(중) 및 이동경로(하) 169
(그림 3.1.18) 최강 창조 부근에서 관측한 단면 C, D의 유속(상), 후산란강도(중) 및 이동경로(하) 170
(그림 3.1.19) 최강 낙조 부근에서 관측한 단면 C, D의 유속(상), 후산란강도(중) 및 이동경로(하) 170
(그림 3.2.1) 새만금 해역 신시도 남측의 수문, 수차 배치 특성 173
(그림 3.2.2) 창조시 조력발전소 가동시 새만금 인근해역의 계산된 조류벡터 174
(그림 3.2.3) 낙조시 조력발전소에서 수문, 수차를 통한 방류시 새만금 인근해역의 계산된 조류벡터 175
(그림 3.2.4a) 새만금 조력발전소 가동시 황동중국해 M2 조석도(굵은선 : 진폭(cm), 가는선 : 등조시선) 178
(그림 3.2.4b) 새만금 조력발전소 가동시 황동중국해 S2 조석도(굵은선 : 진폭(cm), 가는선 : 등조시선) 179
(그림 3.2.4c) 새만금 조력발전소 가동시 황동중국해 K1 조석도(굵은선 : 진폭(cm), 가는선 : 등조시선) 180
(그림 3.2.5a) 새만금 조력발전소 가동시 새만금 인근해역 M2 조석도(굵은선 : 진폭(cm), 가는선 : 등조시선) 181
(그림 3.2.5b) 새만금 조력발전소 가동시 새만금 인근해역 S2 조석도(굵은선 : 진폭(cm), 가는선 : 등조시선) 182
(그림 3.2.5c) 새만금 조력발전소 가동시 새만금 인근해역 K1 조석도(굵은선 : 진폭(cm), 가는선 : 등조시선) 183
(그림 3.2.6a) 황동중국해 M2 진폭변화(발전소가동시-방조제완공현상태)(cm) 184
(그림 3.2.6b) 황동중국해 S2 진폭변화(발전소가동시-방조제완공현상태)(crn) 185
(그림 3.2.7a) 새만금 인근 M2 진폭변화(발전소가동시-방조제완공현상태)(cm) 186
(그림 3.2.7b) 새만금 인근 S2 진폭변촤(발전소가동시-방조제완공현상태)(crn) 187
(그림 3.2.7c) 새만금 인근 K1 진폭변화(발전소가동시-방조제완공현상태)(cm) 188
(그림 3.3.1) 새만금 해역 위치 현황도 189
(그림 3.3.2) 새만금 조력발전소 소용량 계획 위치도 191
(그림 3.3.3) 새만금 조력발전소 대용량 계획 위치도 191
(그림 3.3.4) 새만금 소용량 대표 조석군 (14.5일간)에 대한 발전량 산정결과 211
(그림 3.3.5) 새만금 대용량 대표 조석군 (14.5일간)에 대한 발전량 산정결과 212
(그림 3.3.6) 새만금 조력발전소 구조물 배치 계획평면도(400MW) 217
(그림 3.3.7) 새만금 조력발전소 구조물 배치 계획평면도(520MW) 218
(그림 3.3.8) 새만금 조력발전소 가물막이 배치 계획평면도(400MW) 220
(그림 3.3.9) 새만금 조력발전소 가물막이 배치 계획평면도(520MW) 221
(그림 3.3.10) Bulb형 수차발전기 단면도(20MW) 224
(그림 3.3.11) 하중분배도(20MW Unit) 225
(그림 3.3.12) 수차발전기 구조물 평면도 227
(그림 3.3.13) 수차발전기 구조물 단면도 228
(그림 3.3.14) 수심 및 지층단면도 229
(그림 3.3.15) 문비 위치도 231
(그림 3.3.16) 수문 구조물 평면도 232
(그림 3.3.17) 수문 구조물 단면도 233
(그림 3.3.18) 전력구 계통도 236
(그림 3.3.19) 전기 단선도(400MVA) 237
(그림 3.3.20) 전기 단선도(520MVA) 237
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