별지서식 제Ⅰ

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1 분산전원 도입에 따른 복합배전계통 운영에 관한 연구 (최종보고서) 기초전력연구원 산 업 자 원 부

2 제 출 문 산 업 자 원 부 장관 귀 하 본 보고서를 전력산업연구개발사업 분산전원 도입에 따른 복합배전계통 운영에 관한 연구 ( 개발기간: ~ ) 과제의 최종보고서로 제출합니다 주관기관명ː기초전력연구원 총괄책임자ː한양대 김진오 연 구 원ː숭실대 김재철 연 구 원ː순천향대 김홍래 전력산업연구개발사업운영요령 제33조에 따라 보고서 내용을 관련기관에 널리 배포 함에 동의합니다.

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4 요 약 문 Ⅰ. 제 목 분산전원 도입에 따른 복합배전계통 운영에 관한 연구 Ⅱ. 기술개발의 목적 및 필요성 급증하는 전력수요를 충족시키기 위하여 장기전원 개발계획 등에 따 라 대규모 발전소의 건설과 송전선로의 확충 신설이 지속적으로 이루 어지고 있으나, 화석연료와 같은 에너지 자원의 양이 한정적이며 최근 범세계적인 주목을 받고있는 환경문제 및 발전소, 송전선로 건설에 필 요한 입지확보의 어려움 등으로 인하여 새로운 형태의 전력원에 대한 관심이 고조되고 있다. 이러한 분산전원은 전력에너지의 품질과 신뢰 도 유지 및 설치 수용가 측의 경제성 확보를 위해서는 기존 전력계통 과의 연계운전이 필수 불가결하다. 하지만 이러한 분산전원은 배전계 통과의 연계 및 분리 운전시 전압변동 및 고조파, 보호협조, 단락용량 의 증가 등과 같은 문제점을 일으킬 수 있으며 이러한 문제점은 첨단 산업의 발달과 함께 많이 보급된 컴퓨터 및 산업용 정밀기기와 같이 신뢰성 및 품질면에서 양질의 전력을 요구하는 수용가 측 설비에 악영 향을 미칠 우려가 있을 뿐 아니라 배전계통의 운전, 보호 및 제어에 있어서 복잡성을 증가시킨다. 따라서 향후 국가 에너지 정책 및 에너 지자원의 고갈에 따라 보급확산이 예상되는 분산전원에 관한 연구는 중요하다 하겠다

5 Ⅲ. 기술개발의 내용 및 범위 본 연구에서는 복합배전계통의 모델링과 조류해석, 신뢰도 분석, 보 호협조문제 연구 등을 통하여 분산전원의 도입이 기존의 계통에 미치 는 영향을 평가하고 이를 해석할 수 있는 새로운 기법과 알고리즘을 제시하였는데, 각 세부과제별로 각기 소주제에 따라 다음과 같이 연구 를 진행하였다. 조류계산 및 상태추정 기법 1차년도 - 연구계획 수립 및 문헌조사 - 분산전원이 배전계통에 미치는 영향 평가기법 조사, 분석 - 분산전원의 종류별 특성 - 배전계통 조류계산 및 상태추정 연구 기초조사 2차년도 - 복합배전계통 상태추정 방정식 유도 및 모델 개발 - 시험계통 선정 및 데이터 수집 - 상태추정 프로그램 개발 - 복합배전계통 조류계산 연구 조사 및 분석 3차년도 - 복합배전계통을 위한 조류계산 프로그램 개발 (모델 개발, 알고 리즘 개발, 구현기법 연구, 데이터 수집 및 사례연구) - 과제 최종 정리 계통 신뢰도 분석 및 이를 고려한 계획 1차년도 - 계획 수립 및 자료 조사 (국내외 연구 동향) - 기존의 배전계통 신뢰도 평가 방안에 대한 재정립 - 확률론적 배전계통 신뢰도 평가 및 배전계통 계획을 위한 기초 조사 - 2 -

6 2차년도 - 분산전원이 배전계통의 신뢰도에 미치는 영향 분석 - 분산전원 도입이 계통계획에 미치는 영향 분석 - 배전계통 신뢰도 지수 분석 - 배전계통 신뢰도 지수 평가방안에 관한 기술적 연구 - 복합 배전계통 계획시 고려하여야 할 제약조건 연구 3차년도 - 복수 분산전원 설치시 복합배전계통의 신뢰도 평가 및 지수 평 가 기법 개발 - 복합 배전계통의 신뢰도 취약지점 분석 및 해결방안 제시 - 신뢰도를 고려한 복합배전계통 계획기법 제시 배전계통 보호제어 문제 1 차년도 - 자료 조사 (국내외 연구 동향, 관련 기본데이터) - 순시, 상시 전압변동 및 단락용량 증가 영향 평가 - 상전압 불평형 및 계통 역율 영향 평가 2 차년도 - 복합 배전 계통 신규 분산전원 추가시 계통 보호협조 연구 - 전원측 리크로저와 섹서널라이저 보호협조 문제 영향 평가 - 분산전원의 계통 동기화 영향 평가 - 고장전류 크기 증가에 따른 보호협조 문제 3 차년도 - 복합 배전 계통에 분산전원 연계시 계통측 보호협조 알고리즘 개발 - 계통 연계형 분산전원의 연계보호협조 알고리즘 개발 - 3 -

7 Ⅳ. 기술개발결과 및 활용에 대한 건의 복합배전계통을 위한 조류계산 및 상태추정 기법 복합배전계통을 위한 상태추정 프로그램의 경우 불평형 3상 계통을 위한 상태추정 프로그램으로 국내에서는 최초로 개발되었다는 의미가 있으며, 조류계산 프로그램 역시 배전계통 내에 설치된 분산전원을 비 롯한 각종 설비와 불평형 상황을 모두 반영할 수 있는 훌륭한 특성을 가진 배전계통용 조류계산 프로그램으로 그 가치가 높다고 할 수 있 다. 향후 실계통 데이터를 이용하여 시험을 계속하고 프로그램의 효율성 을 더욱 제고할 경우 실제 계통의 운용에도 사용할 수 있으므로, 분산 전원의 설치 및 용량 결정 뿐만 아니라 전원계획, 계통 해석 등 다양 한 분야에서 계통 운용에 도움을 줄 수 있을 것으로 기대한다. 다수 분산전원 도입에 따른 계통 신뢰도 분석 및 이를 고려한 계 획 복합배전계통의 신뢰도 산출기법은 상태공간법과 순차모의법을 이용 한 방법을 제시하였는데, 제시된 기법은 대기용 분산전원과 Peak-shaving 분산전원 등 분산전원 운영형태에 따라 모델을 구분하여 달리하였다. 또한, 계획기법에서 있어서는 우선 전력손실을 최소화 할 수 있는 분산전원의 설치위치 선정과 설치용량 결정을 하는 방법과 신 뢰도 취약시간대를 선별하여 기존에 설치된 분산전원의 운전시간을 결 정할 수 있는 최적운영방안에 대한 방법, 복합배전계통 계획기법에 신 뢰도를 비용으로서 포함하는 알고리즘을 제시하였다. 최종적으로 신뢰 도를 포함하는 배전계통에 대한 전체 비용을 최소화 할 수 있는 분산 전원 위치선정 및 용량결정 기법을 제안하여 기존 기법에 비해 비용적 측면의 이득을 시뮬레이션을 통해 검증하였다. 본 연구에서 제시한 분산전원에 관한 신뢰도 모델 및 신뢰도 산출기 법은, 현재 주목받고 있는 태양광 발전, 풍력발전, 연료전지 등의 신재 생 에너지원에 대한 신뢰도를 평가하는데 기본연구로서 활용 가능할 - 4 -

8 것이다. 또한 계획과정에 신뢰도를 비용최소화 과정에 포함하는 접근 법을 통해 경제적인 전력계통운용이 가능하리라 기대한다. 다수 분산전원 도입에 따른 배전계통 보호제어 문제 분산전원 연계시 나타나는 문제점으로 순시 상시 전압변동, 단락용 량 증가, 상불평형, 계통 역률 유지 등의 문제가 있는데, 이러한 문제 들을 기본 계통에서 분산전원의 유무와 사고의 종류, 부하의 변화 등 의 조건에 따라 모델링하여 시뮬레이션(PSCAD/EMTDC)을 이용하여 영향 평가하였다. 최종적으로 이러한 문제점을 고려하여 본 연구의 목 표인 복합 분산전원 연계시 계통측 보호협조에 대해서 연구하고 보호 협조 알고리즘을 개발하였으며, 보호협조에 대해서 PSCAD/EMTDC를 이용하여 시뮬레이션을 하고 복합배전계통에 분산전원 연계시 계통측 보호협조 알고리즘을 개발하였다. 그리고 알고리즘을 검증하기 위한 뮬레이션을 통해 알고리즘의 타당성을 입증하였다. 본 연구에서는 보호협조 측면에서 분산전원이 연계된 선로 사고시 분산전원을 배전계통으로부터 분리하고 인근선로 사고시 연계운전을 지속하는 것이 바람직하므로 사고 및 재폐로에 따른 전압, 전류의 특 징을 이용하여 연계선로와 인근선로에서의 사고를 구분하고 이를 바탕 으로 배전계통 및 분산전원 설치 수용가측 보호기기들을 협조시키고자 한다. 이를 위한 복합 배전계통측의 보호협조 알고리즘과 분산전원을 설치한 수용가의 계통연계 보호협조 알고리즘을 통해 분산전원을 설치 한 수용가의 경제성 및 신뢰도를 향상시킬 수 있으며 배전계통의 안정 성을 확보할 수 있을 것으로 기대한다

9 Ⅴ. 기대효과 분산전원의 장점을 살려 최적의 복합배전계통 운영기술을 확보하여 다음의 관련분야의 기술적 향상을 도모할 수 있을 것이다. - 분산전원의 도입 촉진 및 분산전원 연계운전 관리방안 도출 - 분산전원의 제어시스템 및 보호시스템의 표준화에 활용 - 배전자동화의 분산전원 감시제어(DSG Command and Control) 에 적용 발전소 부지확보의 난점 및 송전, 배전선로 확보의 어려움에 대한 해 결책은 분산전원의 도입과 최적의 운전으로 달성할 수 있지만 운영비 자체는 고가인 분산전원의 경제성 확보를 위해서는 분산전원을 도입한 복합배전계통의 최적 운전에 대한 연구가 필수적이며 이를 통해 다음 과 같은 경제, 산업적 이점을 얻을 수 있을 것이다. - 분산전원의 확대 보급 - 분산전원 설치 수용가의 전력공급의 안정성, 신뢰도 향상 및 경 제적 이득 - 배전시스템과 연계운전에 있어서의 최적 운전모델의 제시 또한 송전계통에 비해 연구가 적었던 배전계통과 분산전원을 도입한 복합배전계통의 운영기법 연구는 국내 과학기술 기반연구 수준을 한 단계 높일 수 있을 것이다. - 복합배전계통의 신뢰성 및 경제성을 확보하는 보호협조 알고리 즘 개발 - 분산전원의 복합배전계통에의 계통연계 및 해석 기술 개발 - 6 -

10 S U M M A R Y Study on the operation of complex distribution system by introducing dispersed generations(dgs) To ensure power quality, reliability and economics of consumer, DGs have nothing but connect with the existed power system. In operation of DGs with distribution system, problems like voltage fluctuation, harmonics, protection, and short circuit capacity growth can be occurred. Therefore the study on DGs whose propagation would be expected by drying up energy source and energy policy of country is necessary and important. In this study, we assess the influence of DGs and suggest new methodology and algorithm through the modelling, power flow analysis, reliability and protection of complex distribution system when DGs are introduced in the existing distribution system. In case that state estimation for complex distribution system, state estimation program for unbalance 3-phase system is developed first in the country. Power flow program also has worth itself that can reflect each facilities including DGs and unbalanced situation established within distribution system. These programs are expected to help with system operation of various fields: establishment and capacity determination of DGs as well as resource planning and system analysis. Reliability computation methods such as state space approach and sequential simulation methods are suggested. These methods are divided by operation type like stand-by or peak-shaving DGs

11 These methods also will be used in reliability assessment for renewable energy like photovoltaic, wind, fuel cell, etc. The problems about power quality have bad influence on the customer facilities which required good quality and reliability as well as increase complexity in operation, protection and control of distribution system. In distribution system, these problems are expressed and simulated using PSCAD/EMTDC by existence of DGs, outages and change of load. Finally, through study on the system protection, we developed its algorithm, and adequacy of the algorithm is proved by simulation to verify the algorithm

12 목 차 제 1 장 서 론 1 제 2 장 국내ㆍ외 기술개발 현황 7 제 3 장 분산전원 15 제 1 절 분산전원의 종류 및 특성 분산전원의 정의 분산전원 이용형태에 대한 고찰 분산전원 발전기술에 대한 고찰 22 제 2 절 분산전원의 장점 및 보급제도 분산전원의 장점 분산전원의 보급제도 분산전원 보급을 위한 해결과제 41 제 3 절 분산전원이 배전계통에 미치는 영향 분산전원이 배전전압에 미치는 영향 전력 손실과 분산전원의 위치 고조파의 증대 단락용량의 증대 48 제 4 장 복합배전계통을 위한 조류계산 및 상태추정 기법 50 제 1 절 복합배전계통을 위한 상태추정 프로그램 개발 상태추정 이론 복합배전계통 모델링 배전계통을 위한 전력방정식 및 측정함수

13 4. 사례연구 결론 87 제 2 절 복합배전계통을 위한 조류계산 프로그램 개발 프로그램 구현 기법 계통 모델링 사례연구 결론 117 제 5 장 다수 분산전원 도입에 따른 계통 신뢰도 분석 및 이를 고려한 계획 119 제 1 절 확률론적 신뢰도 평가 기초조사 전력계통의 특이성 확정론적 기법과 확률론적 기법의 비교 확률론적 기법 Markov Processes 빈도수와 지속시간(Frequency and Duration Techniques) 신뢰도 모형 해석기법 144 제 2 절 배전계통 계획기법 기초조사 기존 배전계통 계획기법 용량 한계 계획과정 장단기 계획 167 제 3 절 분산전원이 신뢰도에 미치는 영향분석 기존 배전계통 신뢰도 배전계통에서 분산전원의 신뢰도 평가방안 각 설비의 배전계통 신뢰도에의 영향 181 제 4 절 분산전원이 배전계통 계획에 미치는 영향분석

14 1. 배전계통 계획기법 계통의 신뢰도 유지방안 189 제 5 절 복합배전계통 신뢰도지수 분석 배전계통에서의 신뢰도 지수 배전계통의 신뢰도 관리 현황 198 제 6 절 복합배전계통 신뢰도 계획기법의 기술적 연구 분산전원의 운영 분산전원의 계통연계 분산전원 모델링 계통의 부하모델 유전알고리즘(Genetic Algorithms : GA) 211 제 7 절 복수 분산전원 설치시 신뢰도 평가기법 개발 신뢰도 해석을 위한 분산전원의 동적 모델링 해석적 기법을 이용한 신뢰도 평가기법 218 제 8 절 복수 분산전원 도입시 계획기법 개발 배전계통 계획에서 분산전원 도입시 고려해야할 사항 유전알고리즘을 이용한 계획기법 230 제 9 절 신뢰도 취약지점 분석 및 해결방안 제시 보호설비로 인한 신뢰도 취약지점 개선효과 분산전원 설치로 인한 신뢰도 개선방안 신뢰도 취약시간에서의 분산전원 운영방법 256 제 10 절 복합배전계통의 신뢰도를 고려한 계획기법 개발 Heuristic 접근방법을 이용한 복합배전계통 계획기법 복합배전계통의 가치기준 계획방법과 사례연구 280 제 11 절 복합배전계통의 신뢰도 평가 및 계획기법 제시 분산전원의 용량과 위치 배전계통의 비용최소화에 분산전원 운영 계획 배전 손실의 최소화에 의한 분산전원의 위치와 크기 결정

15 4. 손실 비용 연간 정전용량과 정전비용 사례연구 302 제 6 장 다수 분산전원 도입에 따른 배전계통 보호제어 문제 317 제 1 절 복합배전계통 모델 317 제 2 절 배전계통에 분산전원 연계시 문제점 상시전압변동 영향 평가 순시전압변동 영향 평가 단락용량증가 영향 평가 상전압 불평형 영향 평가 계통역률 영향 평가 단독운전 351 제 3 절 신규 분산전원 추가시 계통 보호협조 연구 배전계통에 분산전원 연계시 보호협조 문제점 복합배전계통에서 고장전류 크기 증가 문제 전원측 재폐로 차단기와 구분개폐기 보호협조 문제 영향 평가 분산전원의 계통 동기화 영향 평가 보호협조 과도해석 시뮬레이션 신규 분산전원 연계시 계통측 보호협조 알고리즘 계통 연계형 분산전원의 연계보호협조 알고리즘 개발 분산전원측 보호협조 알고리즘 분석 시뮬레이션 402 제 7 장 결 론 408 참 고 문 헌

16 제 1 장 서 론 우리나라의 전력수요는 산업구조의 지속적 성장과 대형 냉장고, 에어컨 등의 냉방부하의 증가에 따라 매년 두 자리 수의 증가율을 보이고 있다. 이렇게 급증하는 전력수요를 충족시키기 위하여 장기전원 개발계획 등에 따라 대규모 발전소의 건설과 송전선로의 확충 신설이 지속적으로 이루 어지고 있다. 그러나 화석연료와 같은 에너지 자원의 양이 한정적이며, 최 근 범세계적인 주목을 받고 있는 환경문제 및 발전소, 송전선로 건설에 필 요한 입지확보의 어려움 등으로 인하여 새로운 형태의 전력원에 대한 관심 이 고조되고 있다. 분산전원의 도입을 가속시키는 주요 원인은 전력산업의 경쟁체제 전환 을 들 수 있다. 새로운 전원 및 송전선로 건설에 소모된 자본의 회수가 과 거 지역독점 체제에서는 보장되어 있었던 반면, 시장경쟁 체제로 변화하며 전력회사의 자본회수 불확실성이 높아졌다. 따라서 수요의 변화에 빠르게 대응하여 짧은 기간에 설치를 완료하고 수익을 올릴 수 있는 분산전원의 장점이 부각되는 것이다. 분산전원의 경제성 획득 또한 전력시장 환경에서 분산전원이 주목받는 이유이다. 분산전원의 발전비용은 기존 대형발전소에 비해 높지만 입지확보의 용이성, 금융비용 감소, 송전선로 건설의 불필요, 그리고 폐열의 재활용 등을 고려한다면 충분한 경제성을 보인다 할 수 있 다. 그러나 분산전원이 장점만을 보이고 있는 것은 아니다. 분산전원은 소규 모로 소비자와 근접하여 설치되기 때문에 대부분 배전계통에 설치된다. 배 전계통은 기본적으로 송전계통에서 전력을 수전하여 부하에 공급하는 역 할을 수행하도록 운영되었지만, 분산전원이 확산될 경우 분산전원의 운전 과 부하 상태에 따라 배전계통은 전력의 수요와 공급 특성을 동시에 보이 게 될 것이다. 이는 기존 계통의 전력품질이나 신뢰도에 좋지 않은 영향을 줄 수 있으며, 계통의 보호협조 등 운용상의 문제도 야기할 수 있다는 것 이다

17 조류계산과 상태추정 기법 수용가와 밀착되어있는 배전계통의 경우 그 사회적 반향을 고려하여 그 운용의 신뢰성, 안정성, 효율성 등이 점점 강조되고 있으며, 따라서 그간 우리나라를 포함한 세계 여러 나라에서 배전자동화(distribution automation)나 수요측 관리(demand side management) 등의 계획을 꾸 준히 진행하여 왔다. 최근에는 세계 각 국의 전력산업 구조개편과 맞물려 배전계통의 효율적, 안정적 운용에 대한 필요성이 더욱 크게 부각되고 있 다. 이러한 상황에서 효율적인 복합배전계통 운용을 위해, 배전계통을 위 한 조류계산 및 상태추정(state estimation) 기법의 개발이 반드시 필요하 다. 최근의 기술발전 속도로 볼 때 멀지 않은 장래에 적은 비용으로 데이터 의 측정 및 전송 시스템을 배전계통과 분산전원 내에 구축할 수 있을 것으 로 예상되며, 배전계통과 분산전원으로부터 적절한 계통운용상황 데이터를 측정하여 조류해석 및 상태추정에 사용할 경우 안정적인 복합배전계통 운 용의 기틀을 마련할 수 있을 것으로 기대한다. 송전계통과 같이 3상 평형상태를 가정하는 전력계통에 대한 조류계산 연 구는 오랜 역사를 가지고 있으며, 실계통에서도 이미 안정된 운용상태를 유지하고 있다[1.1, 1.2]. 그러나, 단상이나 2상 선로가 존재하고 부하도 3 상간에 균등 배분되지 않는 배전계통의 특성 상 배전계통의 계획과 운영을 위해서는 배전계통을 위한 특별한 조류계산이 필요하다. 일반적으로 배전 계통은 방사상으로 구성되고 급전 간선의 시작 부분에 유일한 전원을 갖는 형태로 구성된다. 따라서, 배전계통에서의 전력조류는 변전소로부터 계통 의 말단 방향으로 일정하게 흐르게 되며, 이러한 배전계통의 특성을 이용 한 배전계통 조류계산 기법들이 많이 연구되어 왔다[ ]. 90년대 중반 이후 세계적으로 분산전원에 대한 관심이 증대되고 배전계 통 내에 이러한 분산전원의 설치가 늘어나면서 기존의 단방향 전력조류를 가정한 배전계통 조류계산은 더 이상 타당성을 가질 수 없는 상황이 되었 다. 분산전원이 포함된 배전계통에서는 전력조류가 일정한 방향을 가질 수 - 2 -

18 없으며, 부하와 분산전원의 발전 상태에 따라 변화하게 된다. 더욱이 이러 한 복합배전계통의 효율적인 운용을 위해서는 더욱 정밀한 시스템 감시와 제어가 요구되게 되었다. 탭 절환 변압기(tap changing transformer)나 전압조정기(voltage regulator) 등을 이용한 전압조정 기능이나 분산전원 을 이용한 무효전력 조정 기능 등이 계통의 운용에 적용되고, 배전자동화 가 더욱 보편적으로 채택됨에 따라서 이러한 기능들을 보조하기 위한 소프 트웨어 tool이 필요하게 된 것이다. 상태추정 프로그램 역시 그간의 연구는 일반적으로 송전계통을 대상으 로 진행되어 왔으며, 이러한 연구의 결과는 계통의 운용상황이나 구조 등 의 차이 때문에 배전계통 특히 분산전원이 도입된 복합배전계통에 그대로 적용하기에는 어려움이 따른다. 배전계통의 경우에는 계산하여야 할 변수 의 수는 많은 반면 이용 가능한 데이터의 수가 적은 것이 일반적이며, 각 상간의 전압분포가 평형을 이루지 못하는 경우가 많이 있으므로 배전계통 만을 위한 상태추정 기법을 개발하여야 한다. 복합배전계통을 효율적으로 운용하기 위한 배전계통 계획(planning)과 해석(analysis)을 위한 가장 필수적인 도구는 조류계산(power flow)이라 고 할 수 있으며, 복합배전계통을 위한 안정적인 전력조류계산 프로그램의 개발은 시급한 과제이다. 또한, 안정적이고 효율적인 계통운용을 위해서 복합배전계통의 운용상황을 정확히 파악하고, 그 데이터를 다양한 응용 프 로그램에 제공하는 역할을 하는 상태추정 프로그램의 개발도 중요하다. 본 과제에서는 3년간의 연구를 통하여 분산전원이 연계된 복합배전계통 을 위한 상태추정 프로그램과 조류계산 프로그램을 개발하고, 프로그램의 수렴성 및 알고리즘의 강건성 등을 검사하였다. 개발된 프로그램들은 여러 가지 시험계통에 대하여 사례연구를 실시함으로써 그 타당성을 검증하였 다

19 신뢰도 분석과 계획기법 최근 전력산업의 경쟁체제로 전환과 환경규제의 강화로 주목받고 있는 분산전원은 배전계통에 설치되어 운영될 경우 소비자가 경험하는 신뢰도 및 전력품질에서 기존 수동적 배전계통과는 다른 변화를 가져올 수 있다. 분산전원이 공급지장에 대한 예비전원으로 설치되거나 Peak demand 담 당 전원으로 운영될 경우 배전계통의 신뢰도는 높아질 것이다. 따라서 분 산전원이 포함된 복합배전계통의 신뢰도는 기존의 평가기법으로 신뢰도를 산출하는데 어려움이 있으며, 기존의 단방향 조류의 배전계통에서는 고려 하지 않았던 전력원이 포함된 복합배전계통의 신뢰도 평가 및 신뢰도 지수 계산에는 새로운 연구가 필요하다. 본 연구에서는 배전계통의 구성요소, 즉 분산전원, 모선, 선로, 차단기, 변압기 등의 구성요소별 신뢰도 수준을 고려하는 확률론적 신뢰도 평가기법을 적용할 것이다. 이러한 확률론적 평 가기법을 적용함으로써 분산전원이 설치된 복합배전계통의 수용가 접속점 별 신뢰도지수 산정 및 여러 대안 복합배전계통 모델과의 신뢰도 수준 비 교, 그리고 복합배전계통의 신뢰도 취약지점 해결방안 등이 가능하다. 그 러나 해석적 기법은 각 구성요소의 모델링에서부터 근사화가 개입되므로, 복합배전계통 전체의 성능을 평가할 수 있는 신뢰도지수 산정에는 별 문제 가 없으나, 각 모선별 혹은 피더 별 신뢰도 산정에는 무리가 따를 것으로 예상된다. 더욱이 분산전원을 고려한 배전계통에서는 시스템이 더욱 복잡 해지므로 해석적 기법보다는 몬테카를로 기법이 적합할 수 있다. 이러한 다양한 평가방법을 동원하여 기존의 배전계통과 분산전원이 도입된 복합 배전계통의 신뢰도를 평가하여, 분산전원이 도입되었을 경우 신뢰도의 변 화를 살펴보고, 복합 배전계통의 신뢰도 취약지점 분석 및 대안을 제시하 여 최종적으로 Cost/Economic 분석을 통한 최선의 신뢰도 향상 방안을 선택할 수 있다. 또한 새로운 분산전원의 설치를 위해서는 경제성과 신뢰도를 동시에 고 려하는 계획방법이 요구된다. 계통의 계획은 가능한 대안을 분석하고 어느 대안이 최선인지를 결정하는 decision-making 과정이라 할 수 있으며, 계 - 4 -

20 획의 목적은 미래의 발전 및 송 배전 자원 계획의 최적화와 이의 실천, 그 리고 이를 통한 전력 회사와 수용가 이익의 최대화이다. 계통계획시 고려 하여야 할 주요 사항은 일반적으로 재정 상태와 비용 최소화, 이익 극대화 등을 들 수 있으며 최근 시장환경으로의 변화와 첨단 전자기기의 확산 등 으로 인해 계통의 신뢰도는 계획과정에서 무시할 수 없는 조건으로 작용한 다. 배전계통의 계획에서 분산전원의 도입을 부하 증가에 따른 선로나 변 전소의 증, 신설과 비교하여 신뢰성이나 경제적인 공급에 의한 최적의 확 장전략을 수립할 수 있다. 신뢰도, 손실, 전력 품질 등을 비용으로 전환하 여 최소비용에 의한 확장전략의 대안을 결정하며, 배전계통 계획에서 도입 될 분산전원의 위치, 계통에 접속방법과 배치계획을 고려해야 한다. 따라 서, 본 연구에서는 분산전원의 설치여부와 신뢰도 비용의 적용여부에 따른 각각 신뢰도 지수를 비교하고 전체 운영비용을 계산하였고, 이 계산 결과 를 가지고 전체 운영비용의 최소화를 위한 분산전원의 최적의 위치와 설치 순서를 결정하였다. 해석적 기법이나 Monte-Carlo 기법 등 여러 분석방법 으로 기본 배전계통 신뢰도 지수 및 복합지수 등 다양한 지수에 대한 해석 과 평가를 함으로서 분산전원이 배전계통의 신뢰도에 미치는 영향을 분석 하고 평가하며, 복합배전계통 운영 및 계획시 응용하여 경제성과 신뢰성을 함께 고려한 계획기법을 제시할 것이다. 배전계통 보호제어 우리나라의 전력수요는 지속적으로 증가하고 있으나, 이에 따른 전력공 급을 위해서 대형 발전소의 확충은 환경문제, 부지 확보문제로 인해서 어 려운 편이다. 이로 인해서 대체 에너지 및 새로운 전력원 즉 분산전원에 대한 관심이 높아지고 있다. 이러한 분산전원을 연계했을 때 전력에너지 품질, 신뢰도 유지, 설치 수용가의 경제성 확보를 위해서는 계통연계운전 이 필수적이다. 하지만 분산전원을 계통에 연계시 전압변동, 단락용량의 증가, 고조파, 보호협조, 단독운전의 문제가 발생하게 된다. 특히 보호협조 문제의 경우 사고가 발생하였을 경우 사고전류를 공급하고 있는 전원을 신 - 5 -

21 속하게 차단하도록 하는 문제가 발생하는데 분산전원이 연계되어 있을 경 우 역조류에 의해서 사고시 사고구간의 분리, 선로재구성에 따른 차단기 및 개폐기 제어, 순시정전시의 기동정지, 개폐기의 기능, 차단용량 등에 악 영향을 끼치게 된다. 이러한 문제점은 첨단산업의 발달과 함께 많이 보급 된 컴퓨터 및 산업용 정밀기기와 같이 신뢰성(reliability) 및 품질(quality) 면에서 양질의 전력을 요구하는 수용가측 설비에 악영향을 미칠 우려가 있 을 뿐 아니라 배전계통의 운전, 보호 및 제어에 있어서 복잡성을 증가시킨 다. 따라서 국가 에너지 정책 및 에너지자원의 고갈에 따라 보급확산이 예 상되는 분산전원에 관한 연구는 중요하다 하겠다. 본 연구에서는 분산전원 이 연계된 복합배전계통에 신규 분산전원을 추가할 경우 발생할 수 있는 보호협조문제에 대해서 다루었다. 분산전원측과 계통측에서의 보호협조 알 고리즘을 제시하고 검증하였다

22 제 2 장 국내ㆍ외 기술개발 현황 상태추정 기법 현황 상태추정 연구는 그 동안 송전계통을 주 대상으로 이루어졌으며, 3상 계 통이 완전한 평형상태에 있다는 가정 하에 3상 중 한 상에 대해서만 상태 추정을 수행하였다. 그러나 이와 같은 단상 상태추정기법은 부하가 3상간 에 균등하게 배분되어 있지 않거나, 계속적인 연가가 이루어지지 않을 경 우에는 그 정확도가 떨어지게 되는 단점이 있다. 90년대에 들어서면서 배 전자동화 사업의 일환으로 기존의 송전계통상태추정을 배전계통으로까지 확대하려는 연구가 미국에서부터 시작되었다[1.6, 1.7]. 3상 계통에 대한 상태추정이 가능해지면 계통 내에 존재하는 모든 불평형 요인을 고려한 계 통의 상태를 알 수 있으므로 전체 계통의 운용 상태를 더욱 정확하게 알 수 있으며, 따라서 전력공급의 신뢰성 향상이나 효율화에 기여할 수 있는 것이다. Wu와 Neyer는 배전계통을 몇 개의 작은 그룹으로 나누어 상태추정을 시도하였으나, 이들은 전압과 전력의 측정데이터만을 상태추정에 사용함으 로써 이러한 데이터들의 실시간 정보수집이 어려운 상황에서는 상태추정 에 어려움이 예상된다. Roytelman과 Shahidepour의 연구에서는 배전계 통에서의 제한된 측정데이터를 고려하여 전류 측정데이터와 전력조류 계 산결과를 사용하였으나, 측정함수에 3상간의 불평형을 고려하지 못하여 부 하가 3상 모두에 균등하게 분포하지 않은 경우 상태추정의 결과에 상당한 오차가 생기게 될 가능성이 있다. Lu와 Teng은 모선 주입전력을 전류로 변환하여, 전류를 원소로 하는 자코비안 행렬을 가진 상태추정을 제시하였 다. 최근 배전계통에 대한 관심이 고조되면서 배전계통의 상태추정에 관한 연구들이 지속적으로 발표되고 있으나[ ], 대부분의 경우 가중 최소 자승(WLS: Weighted Least Square) 상태추정 기법을 이용함으로써 불량 - 7 -

23 데이터에 대한 강건성을 가지지 못하는 실정이다. 국내의 경우, 상태추정 에 관련된 연구가 있어 왔으나 크게 활성화되지 못하였고, 현재까지는 송 전계통에 국한되어 있어서 배전계통에 관한 연구는 미진한 상태라고 할 수 있다. 현재까지 이루어진 연구의 일반적인 동향은 다음과 같다. - 실측 데이터가 부족한 배전계통의 연산을 위하여 Pseudo Data를 이용하는 방법 - 선로 전류를 연산에 이용하는 방법 - 불평형 3상 계통에 대한 상태추정 기법 - 연산의 효율성을 제고하기 위한 알고리즘의 개발 - 배전계통에서의 가관측성 확보를 위한 기법 연구 등 배전계통을 상태추정의 대상으로 하는 경우 고려해야 할 사항은 크게 다 음의 세 가지로 요약할 수 있다. - 계통 불평형에 대한 고려 - 측정 데이터에 대한 고려 - 불량 데이터 및 계산시간에 대한 고려 현재 배전계통에서 실시간으로 구할 수 있는 측정값들은 대개 변전소에 서 급전선으로 공급되는 전압과 전력뿐이므로 전체 계통의 상태추정을 위 한 측정데이터가 부족하고, 가관측성의 확보에도 상당한 어려움이 있다. 따라서 상태추정을 수행하기 위해서는 이용 가능한 측정값들만으로 상태 추정을 할 수 있는 방법을 모색해야만 한다. 조류계산 기법 현황 송전계통에 대한 조류계산 연구는 오랜 역사를 가지고 있으나, 일반적으 로 R/X 비율이 높고, 3상뿐만 아니라 단상이나 2상의 선로가 존재하면서 - 8 -

24 부하도 3상간에 균등하게 배분되기 어려운 배전계통의 특성 상 배전계통 의 계획과 운영을 위해서는 배전계통의 특성을 잘 반영한 특별한 조류계산 이 필요하다. 배전계통을 위한 조류계산에 대해서는 그동안 많은 연구 발 표가 있었으며, 그 중요한 내용을 간략히 정리하면 다음과 같다. J. Arrillaga와 N. R. Watson은 3상 조류계산 문제에 대한 상세한 모델 및 수식을 정리하였으며, 뉴턴(newton) 방법에 근거한 고속분할 조류계산 기법을 사용하여 해를 구하는 방법을 소개하였다[1.12]. William H. Kersting은 그의 저서에서 배전계통 구성요소(components)에 대한 모델 및 수식을 정리하였고, 3상(three-phase) 조류계산 문제에 대해 ladder iterative 기술을 사용하여 해를 구하는 방법을 소개하였다[1.13]. Chen 등 은 불평형 배전계통에 있어 조류계산, 전력손실, 상정사고 해석 등을 해결 하는 방법을 소개하였으며, 조류계산 기법에 있어 모선 임피던스 행렬 ( )에 기초로 하여 조류계산 해법을 개발하였고, 이들은 발전기를 일정 한 전력을 갖는 부하로 모델링하고 변전소 모선에서 일정한 전압을 유지하 는 방법을 사용하였다[1.14]. Shirmohammadi 등은 [1.3]에서 제안하였던 보상기법을 3상 계통으로 확장하는 방법을 사용하였으나, 이 방법은 방사 상(radial) 계통에서는 좋은 결과를 보이지만 계통 내에 망상(meshed) 구 조가 추가될수록 연산시간이 점점 느려지는 단점을 가지고 있다[1.15]. Newton method에 근거한 직각좌표계 선로조류 방정식을 정식화함으 로써 3상 고조파 조류계산 문제의 해를 구하거나[1.16], 이 방법을 EMTP 와 접목시켜서 3상 과도응답에 대한 시뮬레이션을 수행한 연구도 있었다 [1.17]. 최근에는 3상 주입전류를 이용한 방법이 제안되었고, 이 방법은 전 압조정기(voltage regulator)가 없는 경우에 특히 좋은 수렴특성을 보이는 것으로 알려져 있다[1.18]. M. E. Baran, F. F. Wu는 어드미턴스 행렬을 사용하지 않고, 선로 방정식(branch equation)과 계통 자코비안의 행렬식 (determinant)이 거의 1에 가깝다는 성질을 이용하여 해를 항상 구할 수 있는 DistFlow 방법을 이용하였다[1.19]. 그러나 이 방법은 여러 개의 급 전선(feeder)들이 동시에 연결되어 있는 실제 배전계통에 사용하기에는 선 로 연결의 복잡성에 의한 여러 제약들이 있다. Y. Zhu, K. Tomsovic는 - 9 -

25 그들의 논문에서 분산형 전원이 포함된 모선을 PV 모선으로 수정하여 복 합배전계통 조류계산을 시행함으로써 계산의 반복 과정이 더욱 빠르게 되 었고, 해의 신뢰성을 확보하게 되었다[1.20]. 국내의 경우, 복합배전계통에 대한 관심이 고조되면서 복합배전계통의 조류계산에 관한 연구들이 발표되고 있다. 김태응 등은 복합배전계통을 모 델링할 수 있는 방법을 제안하였고, 기존의 배전계통 전압조정에 분산형 전원이 미치는 영향을 분석할 수 있는 시간대별 전압 해석 기법을 제안하 였다[1.21]. 여상민 등은 각각의 설비들에 대한 데이터 입력과 상태를 확인 하고, 또한 단로기, 차단기 등의 상태 등을 확인하여 일반적인 조류계산에 입력할 수 있는 데이터로 변환하는 기법을 소개하였다[1.22]. 양광민 등은 일반 사용자들이 특정한 소프트웨어를 설치하지 않아도 전력조류계산을 손쉽게 할 수 있는 웹 기반 조류계산 프로그램을 개발하였다[1.23]. 기존의 도스(DOS)를 기반으로 하여 단순한 텍스트 작업을 통해 전력조류를 수치 상으로만 확인해 왔던 것들을 GUI(Graphical User Interface)를 통해 조 류의 흐름을 파악할 수 있게 되었고, 일반 사용자들의 사용을 용이하게 하 였다. 일반적으로 배전계통은 방사상 계통(radial systems)으로 이루어졌으며, 주요 급전선(feeder)의 시작 부분에 유일한 전원을 갖는 형태로 구성된다. 따라서, 배전계통에서의 전력조류는 변전소로부터 계통의 말단을 향하는 단방향 조류가 되며, 이러한 특성을 이용하여 조류계산을 하는 것이 최근 의 배전계통 조류계산 연구의 경향이었다. 그러나 분산형 전원이 도입된 배전계통의 경우에는 전력조류가 일정한 방향을 가질 수 없으며, 부하의 상태에 따라 양방향 전력조류가 발생하게 된다. 분산형 전원의 배전계통 내 설치가 늘어나고 있는 현 시점에서는 조류 방향이나 배전계통의 구성 형태에 영향받지 않으며, 계통 내 불평형 요인을 모두 고려할 수 있는 범 용 배전계통 조류계산 기법이 필요하게 되었다

26 신뢰도 산정기법 현황 주요선진국에서는 전력산업 구조개편으로 인해 강인하고 안정적인 전력 계통에서 합리적이고 저렴한 전력계통으로 방향을 전환한 이후 신뢰도에 대한 연구와 관심이 지속적으로 증가하고 있으며 배전계통에 연계되는 분 산전원의 급속한 보급과 함께 맞물려, 발전시스템 자체에 대한 해석의 범 위에서 분산전원이 연계된 계통에 대한 해석으로 그 범위를 확장하여 연구 결과들이 발표되고 있다. 신뢰도 관련 연구동향을 살펴보면 다음과 같다. - 배전계통 각 요소에 대해 확률밀도 분포를 이용한 신뢰도 모델 - 분산전원의 운전특성과 운전전략을 다변수 함수로 표현하고 시뮬레 이션 기법을 이용하여 모의계통의 배전계통 신뢰도 산정 - 분산전원의 설치비용과 운전비용 비교 - 설문조사를 통해 부하종류별로 정전시간에 대한 정전비용 추측 신뢰도 계산 및 비용 계산은 주로 모의법을 통해 이루어지고 있으며, 해 석적 기법은 여러 변수들을 제거한 단순화 작업이 이루어진 이후에 사용되 고 있다. 최근 연구가 집중되고 있는 분야는 변수의 확률적 특성을 고려하 여 분산전원 연계계통에서 중요한 변수를 해석적으로 계산하는 확률론적 접근법이며 모의법에 비해 빠른 계산 속도를 가질 수 있고 확률적인 분포 도입으로 인해 기존의 해석적 방법에 비해 정확한 신뢰도 값을 구할 수 있 다는 장점을 보인다. 계획기법 현황 최근의 배전계통에서 분산전원과 관련한 계획, 운영기법 연구는 다음과 같다. - Rau and Wan는 배전계통(Network)에서 손실과 선로부하와 무효

27 전력 요구를 최소화하기 위한 분산전원의 최적의 위치를 밝히는 방 법을 제시하였다. 분산전원의 종합적인 최적화 과정은 이 논문에서는 평가되지 않은 부지 이용도, 부지 비용, 허가비용, 설비 운용과 유지 비용과 다른 요소들의 고려를 필요로 한다. - Griffin, Tmsovic, Secrest and Law는 시스템 손실에 관하여 전력 계통에서 분산전원의 최적의 배치를 결정하는 알고리즘을 제안하였 다. 더 나아가 배전계통에서 분산전원의 영향은 저항손실과 용량 절 약(Capacity Savings)에 중점을 두었다. - Celli and Pilo는 계통의 노드에서 급전용량 한계, 급전전압 프로파 일과 3상 단락회로 전류와 같이 모든 기술적 제약을 고려하여 현존 하는 MV 배전계통에 GA를 이용한 최적 분산전원 배치를 수립할 수 있는 새로운 방안을 제안하였다. - Nara, Hayashi, Ikeda and Ashizawa는 손실 최소화의 관점으로 부터 Tabu Search를 적용해 분산전원의 최적배치를 찾는 방법을 제 시하였다. 분산전원에 대규모 전원의 보완적 역할과 배전선로 상의 국부적 부하 감 당 역할을 부과하여 그의 적극적 활용을 꾀하기 위해서는 태양광 전원으로 부터 배전계통에 전력을 공급하는 역조류의 기능을 허용할 필요가 있지만, 역조류를 허용함으로 인해 발생될 수 있는 문제점은 계통의 용량에 비해 분산전원의 용량이 상대적으로 규모가 작다는 이유로 현재까지는 계통운 용 과정에서 무시하고 있는 실정이다. 해외에 비해 과다한 설비투자로 인 해 배전계통이 건실하다는 것도 분산전원으로 인한 신뢰도 문제를 인식하 지 못하는 이유 중에 하나이며, 현재까지의 배전계통에 대한 과다투자는 계통계획 과정에 비용 최적화를 도입하게 될 경우 그 투자량이 감소할 수 밖에 없는 처지이므로 현재의 안정적인 배전계통 상황에 초점을 맞추어서 분선전원 계통연계를 방관하는 태도는 개선되어야 한다

28 배전계통 보호제어 현황 외국의 경우, 전력 수요 충족을 위한 새로운 접근법으로 적극적인 부하 관리(Load Management), 또는 수요 관리(DSM)를 추진함과 동시에 새로 운 전력원의 개발 및 활용을 시도하고 있다. 특히 용량이 작고, 분산배치가 가능하며 짧은 기간에 전력을 공급할 수 있는 분산전원 (Dispersed/Distributed Generation)의 도입이 활발히 추진되고 있다. 미국의 EPRI나 NGF(Natural Gas Foundation)의 연구보고에 따르면, 2010년까지 분산전원이 새로운 발전원의 25~30%를 차지할 것으로 예측 하고 있으며, 유럽 연합(EU)에서 수행한 유럽의 재생 에너지 연구 (European Renewable Energy Study)에서도 같은 기간동안 재생에너지 자원의 60% 정도가 분산전원이 될 것으로 예측했다. 분산전원을 기존의 배전계통과 연계하여 운영함으로써 수용가 측에서는 안정된 전력을 확보 하고, 전기사업자 측에서는 전력설비를 효율적으로 운용할 수 있으며, 사 회 전체로 보면 자원 이용의 효율성을 높일 수 있을 것이다. 분산전원으로는 연료전지, 마이크로 터빈, 태양열발전, 태양광발전, 풍력 발전 등이 있으며, 각 전원의 특성에 따라 용도 및 운영 방식이 달라진다. 이러한 분산전원 중 풍력, 태양열 및 광 발전은 재생가능 에너지 (Renewable energy)로서 환경 친화적 에너지원 개발을 위한 연구가 진행 되고 있으며, 연료전지, 마이크로 터빈 등은 도심 및 소형 공장의 전원으로 서의 연구가 진행중이다. 위와 같은 개별적 분산전원 기기 및 운영에 대한 연구는 실용화 단계에 이르렀으나 분산전원이 연계된 복합배전계통의 운 영, 보호, 보호제어 연구는 초기단계에 있는 실정이다. 연계기술조건의 제정기관 또는 적용범위는, 유럽과 일본에서는 거의가 국가 레벨인 것에 대해서 미국은 전력회사 레벨로 되어 있다. 또, 국가 레 벨, 사회 레벨에 관계없이 법적인 명확한 강제력이 불명하지만, 기술조건 을 준수하고 있지 않은 경우 어떤 말썽이 생겼을 때 재판상의 강력한 증거 로 하는 곳도 있다(영국). 전압변동, 고조파 등 전력품질에 대해서는, 해당 규정 또는 다른 가이드라인을 적용하는 등 각국 모두 연계기술조건을 명확

29 히 하고 있다. 그러나 전압변동이 규정치를 벗어날 경우의 명확한 대책방 법을 명시하고 있는 규정은 거의 없고, 일부 연계가능한 최대용량을 검토 하고 있는 정도에 지나지 않는다(독일). 전압변동은 현재의 시점에서 커다 란 문제점으로는 생각지 않고 있다는 것을 엿볼 수 있다. 설치를 의무화하 고 있는 연계보호 장치의 종류는, 대부분의 나라와 전력회사에서 과전압, 부족전압, 과주파수 및 부족주파수의 각 계전기의 설치를 요구하고 있다. 단독운전에 대해서는, 관계기술자의 대부분은 숙지하고 있지만, 발생확률 이 적다는 이유로 현시점에서는 문제시되고 있는 곳은 적다. 그러나 단독 운전방지에 대해 추천계전기를 명기한 경우(일본, 영국), 단독운전이 발생 할 가능성이 있는 곳에는 전송차단장치를 의무적으로 설치하도록 한 경우 (미국, 칸사스PC), off-peak전력의 1/2 이하밖에 분산전원의 계통연계를 인정하지 않은 경우(미국, PG&E) 등의 대책을 명시하고 있는 곳도 있다. 또, 스위스, 이탈리아, 스페인 및 미국(일부전력회사)과 같이 중요한 문제 로 인식하여 금후의 개발과제로 고려하고 있는 곳도 많다. 분산전원의 계 통연계 보호장치 신뢰성에 대해서, 지금까지 문제를 제기한 일은 없고, 계 통과의 연계점에 개폐스위치를 설치하여 단독운전상태로 된 경우라도 작 업자의 안전이 확보될 수 있도록 한 곳이 많다(독일제외). 절연변압기의 여 부에 관해서, 특히 상용주파수의 변압기를 의무적으로 설치하도록 하는 곳 이 적다. 단, 절연변압기를 설치하지 않은 경우, 교류측에서 직류분의 유출 을 검출해서 분산전원의 운전을 정지시키는 방법을 독일에서는 검토하고 있다

30 제 3 장 분산전원 제 1 절 분산전원의 종류 및 특성 1. 분산전원의 정의 현재 전 세계적으로 분산전원(Distributed Generation, DG)이라는 용 어를 사용하고 있지만, 분산전원에 대한 명확한 정의는 아직 내려지지는 않은 상태이다. 한편에서는 단일 말단수용가를 위해 계획하고 설치하는 소 규모의 환경친화적 설비를 분산전원이라고 보고 있다. 즉, 태양광발전, 연 료전지, 마이크로터빈, 풍력발전이 여기에 포함될 수 있다. 다른 한편에서 는 발전용량의 규모나 에너지원의 종류에 상관없이 수용가 근방에 설치된 설비를 분산전원이라고 보기도 한다. 여기에는 수백 MW의 전력을 생산하 는 열병합 발전설비가 포함될 수 있다. 그리고 그 외 다양한 정의들이 현 존하는데 열거하면 다음과 같다 년 Public Utility Regulatory Policies Act(PURPA)에서 허가 된 설비 - 배전계통의 설비와 연계된 발전소 - 병원이나 호텔 등의 장소에 설치된 상업용 백업 디젤발전기 - 하드웨어 스토어에서 판매하는 주거용 백업 발전기 - 전기사업자가 전압보상이나 그 외 신뢰도 향상을 위해 변전소에 설 치하는 발전기 - X kw나 MW 이하의 용량을 가지는 발전소. X의 범위는 10kW에 서 50MW까지 다양하다. 예로 캘리포니아의 Public Utilities Commission에서는 20MW의 한도를 두고 있다

31 - 부하 중심점 혹은 그 근방에 위치한 설비 - 에너지와 용량 제공 외에 기타 서비스를 제공하는 설비 - 수요관리(Demand Side Management), 에너지 효율(Energy Efficiency), 수용가 측의 에너지 사용을 줄이기 위한 기타 방편. 분산 전원과 구분하기 위해 "Distributed Resources, DR 혹은 Distributed Energy Resources, DER 로 부르기도 한다. 본 보고서에는 분산전원이라는 용어에 대해 수용가 측에 위치한 소규모 발전기 라는 일반적인 정의를 사용한다. 2. 분산전원 이용형태에 대한 고찰 분산전원은 배전계통과 연계된 형태일 수 있고, 아니면 계통에서 독립된 형태일 수 있다. 또한 전력만을 생산하는 설비일 수 있고, 폐열을 이용하는 열병합 설비일 수도 있다. 광의의 의미에서의 분산전원은 저장설비를 포함 하며, 그 종류는 발전기술, 발전설비의 형태, 이용형태, 소유 및 운용권한, 계통과의 연계운전, 역조류의 유무에 따라 다음의 표 3.1과 같이 분류될 수 있다

32 표 3.1 분산전원의 분류 분류기준 발전기술 발전설비 이용형태 소유 및 운용권한 계통과의 연계운전 역조류의 유무 분산전원의 형태 가스터빈, 가스엔진, 디젤엔진, 소수력, 연료전지, 태양광, 풍력, 저장 (2차전지, Fly-wheel, 초전도) 회전기(동기기, 유도기), 정지기 발전 전용, 열병합 발전, 저장 및 발전 전기사업자용, 비전기사업자용 연계운전형, 단독운전형 역송가능형, 역송불가능형 현재 배전계통에 소형 열병합 발전(Small Cogeneration), 태양광 발전 (Photovoltaic Generation), 풍력 발전(Wind Power Generation), 연료 전지 발전(Fuel Cell Generation), 전지전력저장시스템(Battery Energy Storage System) 등 소용량의 분산배치가 가능한 발전설비 도입이 선진국 을 중심으로 추진되고 있다. 이들의 전원은 그 소유 및 운영권한을 가진 주체에 따라 전기사업자 발전설비(Utility Generation)와 비전기사업자 발 전설비(Non-Utility Generation, NUG)로 나뉘어 질 수 있으나, 현재 보 급되고 있는 대부분은 비전기사업자 발전설비이다. 특히, 비전기사업자 발 전설비의 경우는, 전기사업자가 계획 관리 운용을 집중적으로 수행하는 기존의 전원과는 그 성격이 다르다는 점에 주목할 필요가 있다. 분산전원의 개발과 도입에 대해서는, 에너지 절약, 에너지 Security의 향 상, CO 2 배출대책 등의 환경측면에서 태양광 등의 신재생에너지에 의한 발전, 폐기물처리의 배열을 이용하는 발전 및 열병합 발전 등의 전원도입 이 기대되고 있으며, 특히 대도시권에 있어서는 지역간 전력수급 불평형 및 송배전 계통의 혼잡을 완화하는 등 전력시스템으로서의 효과도 기대된

33 다. 한편, 분산전원은 기존의 계통과 연계함으로서 보다 안정한 전원을 얻을 수 있고 동시에 그 잉여전력을 계통에 재공급함으로써 다양한 에너지원의 효율적 활용도 가능하다는 점에서 기존의 배전계통과 연계를 취하는 형태 로 도입 보급되는 것이 바람직하다고 할 수 있다. 가. 열병합(Combined Heat and Power) 전력생산은 연료가 전기로 변환하는 과정에서 많은 열을 방출하는데, 전 형적인 발전소에서는 투입 연료의 에너지 중 2/3 정도가 전기가 아닌 열 로 변환하게 된다. 이런 다량의 열을 수용가에 공급하여 이용할 수도 있지 만, 그러기 위해서는 무엇보다 발전소가 수용가 측에 가깝게 위치해야 한 다. 열병합 발전은 에너지 이용효율을 극대화할 수 있고 열 방출로 인한 주 위 환경의 오염을 막을 수 있으며 전체 운영비용을 줄일 수 있는 매력적인 이용형태임은 분명하다. 특히 높은 열을 필요로 하는 수용가 측(산업단지, 병원, 헬스클럽, 세탁소 등)에 위치한다면 열병합 발전은 분산전원 이용형 태 중 가장 이상적인 방법이라 할 수 있다. 미국의 경우 1999년 기준으로 과거 20년 동안 총 50,000MW 용량의 열 병합 발전이 새롭게 설비되었다. 폐열을 통한 분산전원 소유주의 경제적 이득 외에도, 대기오염과 수질오염의 감소, 지구온난화가스(Greenhouse Gases) 방출 감소, 지역경제의 활성화 등 여러 사회적 이득으로 인해 현재 까지는 분산전원의 이용형태 중 가장 많은 보급이 이루어진 방법이다. 나. 대기전력용(Standby Power)과 피크부하용(Peak-Shaving) 피크부하용 분산전원은 계통의 운영비용을 줄일 수 있는 방법이다. 일반

34 적인 송전계통의 대규모 발전소에서 생산한 전력은 수요 부하량이 증가하 고 이용가능한 발전설비가 감소함에 따라 전력생산비용이 증가하는 특성 을 가진다. 즉 피크부하에 가까울수록 전력생산비용은 2차 함수적으로 급 속히 증가하게 된다. 분산전원의 운전을 통해 값비싼 전력생산을 회피하고 전체계통의 운영비용을 줄이는 것이 피크부하용 분산전원의 설치목적이라 할 수 있다. 결국 피크부하 시에 분산전원을 운전하고 기저부하 시에는 분 산전원을 정지시켜서, 전체 계통의 운영비용을 최적화하고자 하는 이용형 태이다. 대기전력용 분산전원은 계통의 신뢰도를 높일 수 있는 방법이다. 정전에 대해 민감한 계통, 즉 정전에 의한 수요자의 피해정도를 나타내는 정전비 용(Interruption Cost)이 높은 계통에서는, 대기전력용 분산전원을 설치하 여 정전사고에 대비하게 된다. 또한 정전으로 인해 대중의 안전이나 건강 에 영향을 미칠 수 있는 곳에서도, 정전에 의한 치명적 결과를 회피하고자 대기전력용 분산전원을 설치하고 있다. 대기전력용 분산전원은 계통이 정 상상태일 때는 정지상태로 대기하다가, 사고로 인해 공급지장이 발생할 경 우에 운전을 시작하여 필요한 곳에 전력을 재급전하게 된다. 결국 대기전 력용 이용형태는 정전을 대비한 예비력을 두어서 계통의 신뢰도를 높이고 정전비용을 감소시키고자 하는 방법이다. 다. 전력망 지원(Grid Support) 전력계통은 발전소, 고압 송전선, 변전소, 배전계통 등이 결합한 복잡한 구조를 가지고 있는데, 분산전원은 그런 복잡한 계통에 대한 추가적인 투 자를 지연 억제시킬 수 있는 방법 중 하나이다. 분산전원의 잠재성을 살 펴보면 다음과 같다. - 신뢰도 향상을 위한 전압 보상, 주파수 보상 - 긴 Lead Time을 가지는 고비용의 송배전계통 보완계획에 대한 연

35 기 혹은 회피 - 선로손실 감소 - 무효전력 제어가능 - 송전선 한계용량 부담 경감 - 기존 발전소의 예비력 부담 감소 - 연료 사용 감소 - 환경오염 감소 전력망 지원을 위한 분산전원은, 전력산업 구조개편이 지속되고 전력요 금이 서비스 별로 부가될수록 더욱 급속히 보급되리라 예상할 수 있다. 표 3.2 분산전원 이용형태와 그룹별 이득 열병합 대기전력 피크부하삭감 전력망 지원 수용가 낮은 에너지비용, 높은 신뢰도 송배전계통 상황에 따라 다름 발전회사 사회적 이득 열병합 소유주에게 보조서비스 제공 가능 환경보존, 지역경제 발전 정전으로 인한 피해 회피 연계를 통해 수용가와 계통 모두 이득 공급 중단이 가능한 전력을 판매 가능 공공의 건강과 안전 보장 피크기간 동안 에너지비용 절감 연계를 통해 수용가와 계통 모두 이득 피크용 발전기로 협상 가능 환경보존, 지역경제 발전 향상된 전력서비스 수급 계통 안정도 향상, 저렴한 수용가서비스 제공 가능 계통을 사용하는 입장에서 보면 이득 환경보존, 지역경제 발전

36 표 3.3 분산전원 이용형태와 제공서비스 열병합 대기전력 피크부하 전력망 지원 전력과 열의 생산하는 에너지가 동시생산으로 인해 에너지 거의 없으므로 소비자에게 저비용 고려하지 않음 에너지공급 가능 운전 중에는 예비력 추가용량 용량 추가용량 제공 제공 예비력 제공가능. 전체 정격치 그러나 현재까지는 예비력 출력시 예비력 일반적으로 제공 불가 제공하지 않음 일반 수용가와 100%의 신뢰도 신뢰도 비슷한 목표 수준(90+%) 전력망의 주된 고려사항은 외란으로부터 회피 아니지만, 고품질 전력품질 가능. 고품질 전력을 원하는 전력을 원하는 수용가에 이용가능 수용가에 적합 유지보수에 대비하여 분산전원 자체가 Back-up 백업서비스 확보 백업서비스 필요 피크기간 동안의 고비용 에너지 회피 피크기간 동안 추가용량 제공 피크기간 외에는 순동예비력이나 대기예비력 제공 가능 신뢰도 증가 전압감소나 부하삭감 회피 분산전원을 백업서비스로 이용가능 선로손실감소 (혼잡지역이나 장거리 송전지역에서는 특히 중요) 송배전계통의 용량제약 회피 피크기간 외에는 순동예비력이나 대기예비력 제공 가능 신뢰도 증가 역률개선이나 전압보상에 이용 별도의 백업서비스 불필요

37 3. 분산전원 발전기술에 대한 고찰 가. 태양광 발전(Photovoltaic Solar Generation) 1) 기본 구성과 기능 태양광(PV) 발전은 회전하거나 움직이는 부품을 사용하지 않고 빛 에너 지를 직접 전력으로 변환한다. 태양광 발전에서 사용하는 태양전지(Solar Cell)에는 몇 가지 종류가 있으나, 어느 것이나 컴퓨터에서 사용하는 집적 회로와 같은 형태의 반도체 소자로 구성된다. 하나의 태양전지는 대개 1평 방 센티미터보다 작은 크기에 매우 작은 양의 DC 전력을 생산하므로 높은 전압을 공급하기 위해서는 여러 개의 태양전지를 연결한 태양전지 어레이 (Photovoltaic Array)를 구성하여 사용하게 된다. 태양광 발전시스템의 구성은 일반적으로 시스템의 사용 목적, 부하의 종 류, 시스템의 크기, 입지조건 등에 따라 다르지만 그 기본 구성은 비슷하 다. 태양전지 어레이는 태양전지 소자를 직 병렬로 연결하여 직접 DC 전 력을 생산한다. 따라서 직류부하인 경우에는 DC-DC 변환장치를 이용하여 가장 효율적인 전압으로 출력 측에 축전지를 접속하여 사용하며, 교류부하 인 경우 DC-AC 변환장치를 이용하여 전력을 공급하게 된다. 태양광 발전 시스템에서는 일반적으로 일사조건과 부하 사용시간이 다르고 일사량 또 한 시간에 따라 다르므로 발전된 전력을 저장할 수 있는 축전지를 사용한 다. 태양전지의 출력은 일사량, 온도, 기타 주위환경 등에 따라 항상 최대 전 력점 전압 및 전류가 변하는 특성을 가지고 있다. 따라서 태양광 발전시스 템에는 태양전지 출력이 항상 최대 전력점에서 동작할 수 있도록 하고, DC-DC 변환기의 출력전압을 일정하게 유지하여 축전지나 부하로 공급해 주는 역할을 하는 소자들이 포함되어 있다. DC-AC 변환장치는 UPS, PWM컨버터, 무효전력 보상장치 등에 널리 이용되는 전파브리지 인버터

38 회로를 주로 사용하며 전압 및 주파수 조정기능을 갖고 있다. 태양광 발전 시스템에서 이러한 인버터는 전체 시스템의 효율에 큰 영향을 끼치므로, 인버터의 스위칭 및 도통손실을 최소화시킴과 동시에 인버터 출력단에 연 결된 필터용량을 최소화시켜 무효전력에 의한 손실을 최소화해야 한다. 태양광 발전시스템을 상용전원과 연계하는 경우는 연계장치가 필요하다. 연계장치는 전력계통의 이상 시에 태양광 발전시스템과 전환하는 보호제 어장치가 필요하고 또한 고조파 억제필터나 전력계통으로부터 서지의 방 지 및 전력조류의 방향에 의해 전력량을 계량할 수 있는 전력량계 등이 필 요하다. 태양전지 어레이에서 발전되는 직류전력은 하루 중의 일사량이나 기후 조건에 따라 크게 변동하기 때문에 전원과 부하사이의 전력을 조화시킬 필 요가 있으며, 도서 및 산간벽지 등 특수 전원용으로 사용하는 독립형 태양 광 발전시스템과 상용전력계통과 연계하여 사용하는 계통연계형 태양광 발전시스템으로 구분할 수 있다. 또한, 태양광 발전시스템을 용도별로 구 분하는 경우에는 주택용, 낙도전원용, 대규모 전력공급용 및 기타 특수용 으로 분류할 수 있다. 2) 특성 태양광 발전시스템의 발전단가는 화석연료를 사용하는 대형 발전에 비 하여 3-5배 가량 되므로, 발전단가가 싸다는 이유로 태양광 발전시스템을 사용하게 될 가능성은 거의 없다. 일사량에 따른 발전량 편차가 심하므로 안정된 전력 공급을 위한 추가적인 보완이 필요한 것도 사실이다. 그러나 다음과 같은 몇 가지 장점으로 인하여 그 사용 가능성이 점차 커져 가고 있다. - 일단 설치하고 나면 태양광 발전은 추가의 연료비용 없이 전력 생산 을 계속할 수 있으며, 운전 및 유지 관리에 따른 비용을 최소화 할 수

39 있다. - 대기오염이나 폐기물 발생이 없으므로 환경에 대한 영향이 없다. - 발전 부위가 반도체 소자이고 제어부가 전자 부품이므로 기계적인 진동과 소음이 없으며, 움직이는 소자가 없으므로 안정적이다. - 태양 전지의 수명이 최소 20년 이상으로 길고 발전 시스템을 반자동 화 또는 자동화시키기에 용이하다. - 도서 지방이나 산간벽지와 같이 전력 또는 연료의 수송이 어려운 곳 에는 전력 및 에너지 공급의 훌륭한 대안이 될 수 있다. 결론적으로, 태양광 발전시스템은 전력 및 에너지 수송이 어려운 원격지 나 환경적으로 민감한 지역에서의 발전원으로 적합한 발전시스템이라고 할 수 있다. 나. 풍력 발전 1) 기본 구성과 기능 풍력발전설비의 컨트롤러는 피치각 제어, 요(Yaw) 제어, 브레이크제어 등을 위한 기계적 제어장치, 발전기의 제어 보호장치, 전력변환장치 및 교류계통과의 인터페이스에 필요한 연계설비로 구성된다. 발전기와 전력변 환장치의 구성에 따라 AC/AC링크방식과 AC/DC/AC링크방식으로 구 분할 수 있으며, 연계설비의 구성은 태양광발전장치의 경우와 마찬가지로 계통연계 보호장치(보호계전장치, 차단기, 개폐기), 변압기, 측정설비 및 보 상장치(필터, 역률보상장치) 등으로 구성되어 계통과의 병렬운전을 안전하 게 수행하게 한다

40 2) 풍력발전기의 종류 풍력발전기의 형태에 따라 농형 유도발전기, 권선형 유도발전기, 일반 권 선형 동기발전기, 영구자석여자 동기발전기로 구별된다. - 농형 유도발전기 : 발전기의 구조는 간단하나, 출력특성상 운전의 폭 이 매우 좁다. - 권선형 유도발전기 : 가변속 정주파수 운전이 가능하고, 회전자 회로 를 통한 여자제어로 운전영역의 확장이 가능하다. 발전기 자체 의 한정된 출력비(출력/무게: kw/kg) 때문에 부피가 크고, Gear가 필요하기 때문에 발전기 지지대 등 튼튼한 하부구조가 필요하다. - 일반 권선형 동기발전기 : 가변속 정전압 운전이 가능하고, 전력변환 장치에 의한 정전압 정주파수 변환이 가능하므로 터빈선택의 폭 이 넓은 편이다. 다극기 제작에 의한 기어가 없는 형태의 발전 기가 가능하고, 높은 효율과 역률을 나타내고 있다. - 영구자석여자 동기발전기 : 새로운 영구자석 재료와 설계기술의 발 달로 높은 출력밀도를 가지는 영구자석여자 동기기가 산업의 전반에 적용되고 있다. 넓은 운전범위와 효율이 높고, 발전기의 고출력비(kW/kg), 경량화된 발전기와 기어가 없는 구조에 의 한 하부구조의 경량화, 유지보수의 간략화(Slip Ring과 브러쉬 필요 없음) 3) 특성 하나의 풍력 발전기는 대개 1MW 이하의 전력을 생산하므로 같은 부지 에 여러 대의 풍력 발전기를 설치하여 풍력발전 단지(Wind Farm)를 구성 하고(그림 3.1), 여기서 필요한 전력을 생산, 공급하게 된다. 풍력발전 단지

41 내의 발전기들은 서로 간의 기류에 영향을 주지 않기 위하여, 발전기 날개 의 2-4배 정도와 8배 정도의 간격을 각각 옆과 앞뒤로 두고 설치된다. 그림 3.1 풍력발전 단지 풍력 발전 역시 태양광 발전과 마찬가지로 설치 후에는 연료비용이 필요 하지 않으나, 최초 설비비용이 화력발전에 비하여 두 배 정도로 높은 단점 이 있다. 대기오염과 같은 환경오염 문제는 피할 수 있으나, 발전기 날개가 돌아가면서 나는 소음이 문제될 수 있다. 풍력 발전의 경우 바람의 세기에 따라 발전량이 일정하지 않아서 급전계획을 잡을 수 없다. 전력을 저장하 는 설비를 구비하여 급전할 수 있으나 이 방법을 사용하기 위해서는 추가 비용과 설비의 복잡화를 피할 수 없다. 풍력 발전 설비의 표준화 및 규격화가 진행되면서 설비비용이 낮아지고, 소규모 전력이 필요한 곳에 환경친화적 소형 발전설비를 구비하는 개념으 로 풍력 발전기의 건설이 진행될 것으로 예상된다

42 다. 마이크로 가스터빈 발전 1) 기본 구성과 기능 마이크로 가스터빈(MGT: Micro-Gas Turbine)은 항공공학 기술을 바탕 으로 한 소형 가스터빈으로 1996년경부터 발표되기 시작하였다. 대용량의 가스터빈 발전기와 마찬가지로 마이크로 가스터빈 역시 화석연료로 구동 된다. 화석연료를 연소시켜서 발생되는 뜨거운 가스의 흐름이 터빈을 돌리 고, 그에 따라 교류 발전기를 회전시키는 것이다. 마이크로 가스터빈은 크루즈 미사일에 사용되는 것과 같은 소형 제트엔 진 기술에 기초하여 개발되었으며, 공기 베어링(Air Bearing)이나 완전 자 동화된 제어 시스템과 같은 혁신적인 기술을 사용한다. 공기 베어링은 윤 활제로 오일을 주유하는 대신 고압의 공기막을 사용하는 기술로, 금속 간 의 접촉을 없앰으로써 부속의 마모를 방지하는 역할을 한다. 컴퓨터에 의 한 설계는 배기가스를 최소화하고, 필요한 경우에는 자가진단 (Self-Diagnosis) 컴퓨터가 자동적으로 전화를 걸어 수리를 요청하는 등의 첨단 기능이 마이크로 가스터빈에 포함되어 있다. 마이크로 가스터빈에서는 전통적인 화력발전소의 발전기나 풍력발전기 들과는 다른 형태의 발전기를 사용한다. 이것은 하이브리드 AC/DC 발전 기로, 발전기 내부에 탑재된 전자 장비가 DC 발전을 순수한 AC 출력으로 변환시키는 형태를 띠게 된다. 마이크로 가스터빈 하나는 25kW 정도의 용 량에 일반적인 주방용 냉장고의 절반 정도의 크기를 가지는 것이 일반적이 다. 큰 용량의 발전시스템은 조립 생산의 형태로 제조된다. 2) 특성 마이크로 가스터빈 발전시스템은 30~200kW 정도의 적은 용량을 가지 며, 가장 일반적인 것은 50kW 정도의 용량을 가지는 것이다. 마이크로 가

43 스터빈의 효율은 30% 정도로, 기존의 화력 발전소가 40% 정도, 일부 연료 전지가 50%의 효율을 가지는 것에 비하면 좋지 않은 편이다. 그러나 마이 크로 가스터빈은 신뢰성이 높고, 소음이 적으며, 가격이 저렴한 장점이 있 다. 마이크로 가스터빈 발전시스템에서 또 하나 중요한 점은 천연가스, 디 젤, 등유 심지어는 미분탄(Pulverized Coal)과 같은 다양한 연료를 사용하 여 운전할 수 있다는 것이다. 단기간에 설치 발전이 가능하고 환경특성이 우수하다는 등의 이유로 수년전부터 소형 분산전원으로 주목받기 시작하 였으며, 앞으로 전력산업에 커다란 영향을 끼칠 것으로 예견되고 있다. 라. 연료전지(Fuel Cell) 발전 1) 기본 구성과 기능 연료전지(Fuel Cell)는 전기화학 반응에 의하여 연료가 갖고 있는 화학 에너지를 직접 전기에너지로 변환시키는 발전장치로 처음 개발된 것은 1960년대이다. 메탄올이나 천연가스로부터 추출한 수소에 산소를 반응시 켜서 전기를 생산하는 것으로, 전기분해의 역반응이라고 할 수 있다. 일반 적으로 연료전지 발전시스템은 상자형의 패키지 타입으로 개발되었으며, 연료전지 본체, 연료개질 장치, 인버터 및 폐열회수 장치 등으로 구성된다 (그림 3.2). 연료전지 본체는 여러 개의 연료전지를 쌓아서 스택(Stack)의 형태로 구 성된 직류전기의 발생장치이며, 발전된 직류전기는 인버터에 의해 교류로 변환되어 계통과 연계되어 병렬운전을 하게 된다. 연료개질 장치는 도시가 스, LPG 등의 연료로부터 수소를 생성하여 공급하는 장치이며, 폐열회수 장치는 수소와 산소의 화학반응시 발생하는 폐열을 회수하여 증기나 온수 를 이용할 수 있는 장치이다. 연료전지는 이와 같이 폐열을 이용할 수 있 어서 훌륭한 열병합 발전원으로 사용이 가능하다

44 그림 3.2 연료전지 발전시스템 개요 2) 연료전지의 종류 가) 인산형 연료전지 (Phosphoric Acid Fuel Cell) 인산형 연료전지 기술은 20년 이상 개선되어 왔고, 전기 생산에 비교적 순수한 수소(70% 이상)를 요구한다. 인산형 연료전지 내의 전극은 탄소 지 지체의 표면적 위에 촉매로써 백금이나 백금 혼합물을 포함한다. 인산형 연료전지의 운전 온도는 약 200 로, 이는 인산 전해질의 안정도를 위하여 허용되는 최대값이다. 이 기술로 현재까지 순수한 발전 효율은 40 50% 정도이며, 이 수준 보다 높은 효율을 갖기 위해서는 전지와 스택 구성품의 지속적인 개발에 의한 종합시스템 제어에 의존하여야 한다. 일반적으로 kW급 소형 연료전지 발전시스템이 빌딩 등에 설치되 어 전력생산은 조명으로, 발생한 열은 급탕이나 난방용으로 사용되고 있으 며, 일본의 경우 50개 이상의 건물에서 실용화된 상태이다

45 나) 알칼리형 연료전지 (Alkaline Fuel Cell) 알칼리 연료전지는 전해질로써 수산화칼륨과 같은 알칼리를 사용한다. 연료로 순수 수소, 산화제로써는 순수 산소를 쓰며, 운전온도는 대기압에 서 이다. 양극의 촉매는 니켈망에 은을 입힌 것 위에 백금-납을 사용하고, 음극은 니켈망에 금을 입힌 것 위에 금-백금을 쓴다. 알칼리 연 료전지의 고효율화의 기본적인 목적은 자동차 산업의 전원 공급용이다. 알 칼리 연료전지는 알칼리가 이산화탄소에 민감하기 때문에 인산형 연료전 지의 개발보다 늦게 개발되었다. 알칼리 연료전지 시스템에서 수소의 저장과 이산화탄소의 경제적인 제 거는 알칼리 연료전지의 상업화에 가장 중요한 요소이다. 알칼리 연료전지 기술 전망은 수소 저장과 대규모 상업화를 시작하기 전에 유통망 (Distribution)의 개량을 필요로 한다. 과학자들에 의하여 오랫동안 주장되 어 온 수소를 기초한 미래 자동차의 경제성은 알칼리 연료전지의 상업화를 선호하게 될 것이다. 다) 고분자 전해질형 연료전지 (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) 고분자 전해질형 연료전지의 전해질은 액체가 아닌 고체 고분자 중합체 (Membrane)로써 다른 연료전지와 구별된다. 인산형 및 알칼리형 연료전 지 시스템과 비슷하게 멤브레인을 이용하는 연료전지는 촉매로써 백금을 사용한다. 멤브레인 연료전지의 개발 목표는 최소 1.5g/kW의 백금 촉매 를 쓰는 것이다. 이 백금 촉매는 일산화탄소에 의한 부식에 민감하므로 일 산화탄소의 농도는 1000ppm 이하로 유지하여야만 한다. 고분자 전해질형 연료전지 시스템의 소형화는 자동차 응용에 가장 중요 한 역할을 한다. 개발 사업은 인산형 연료전지보다 약 10년이 뒤져 있지만, 인산형에 비해 저온에서 동작되며 출력 밀도가 크므로 소형화가 가능하고, 기술이 인산형과 유사하여 응용 기술의 적용이 쉽기 때문에 현재는 고분자

46 전해질형 연료전지의 이용 규모가 적을지라도 상업화할 수 있다. 더욱이 현재 몇 개의 시범용 고분자 전해질형 연료전지의 전원에 의한 자동차는 실험 결과 우수성이 입증되어 더 많은 연구 계획을 진행 중에 있다. 라) 용융탄산염형 연료전지 (Molten Carbonate Fuel Cell) 용융탄산염형 연료전지의 전해질은 낮은 용융점을 가지는 탄화리튬과 탄화포타슘의 혼합물이다. 전극은 다공성 니켈로 만든다. 전극의 부식성과 내구성은 아직 개발에 중요한 애로점이다. 산 또는 알칼리 연료전지 기술에 비하여 용융탄산염형 기술이 가지는 장 점은 일산화탄소, 이산화탄소 및 수소에 대하여 내성이 있다는 것이다. 이 것은 일산화탄소와 이산화탄소를 분리하는 공정을 필요로 하는 다른 것들 보다 초기 투자비가 낮고 시스템 설계가 매우 단순해지는 결과를 가져온 다. 용융탄산염형 연료전지의 운전 온도는 약 650 이고, 전지 스택의 열 로 전지 내부의 탄화수소 기체의 개질을 허용한다. 용융탄산염 연료전지를 상업화하기 위해서는 내구성과 신뢰도를 개량시킬 필요가 있다. 운전온도 가 높아 정상운전 되는 동안 용융탄산염 전해질의 결핍과 증발로 인하여 양이 줄어들기 때문이다. 마) 고체산화물형 연료전지 (Solid Oxide Fuel Cell) 고체산화물형 연료전지의 특징은 탄화수소를 직접 전기로 변화시킬 수 있다는 것이다. 고체산화물형 연료전지의 가장 독특한 특성은 운전 온도가 약 1000 로 매우 높다는 것이다. 이 온도에서는 수소와 일산화탄소의 전 기 화학적 산화 반응이 일어나고 촉매 없이 연료가 개질된다. 운전 온도 1000 에서 금속 재료의 적당한 열적-기계적 강도를 요구하기 때문에 가 스 누출 방지가 가장 중요한 애로 사항이다. 고체산화물형 연료전지는 상 업적으로 자동차 응용에 연구되어지고 있다

47 바) 직접메탄올 연료전지 (Direct Methanol Fuel Cells: DMFC) DMFC는 메탄올을 직접, 전기화학 반응시켜 발전하는 시스템이다. 전해 질은 이온 교환막에 인산을 담지시킨 것이다. 작동 온도는 150 로 비교적 저온이다. PEFC와 비교하여 개질기를 제거할 수 있으며, 시스템의 간소화 와 부하 응답성의 향상을 도모할 수 있는 장점을 갖고 있다. 그러나 반응 속도가 느리고, 다량의 백금 촉매를 사용하여야 하며, 메탄올과 산화제의 Cross Over(고체 고분자 막을 통과하는 것) 등의 단점도 있다. 3) 특성 연료전지 발전시스템은 그 발전원리상 열기관이 갖는 열역학적인 제한 (Carnot 효율)을 받지 않기 때문에 기존의 발전장치보다 발전효율이 높고 (40-60%), 무공해, 무소음 및 무진동으로 환경문제가 거의 없다. 50kW부 터 1MW까지 다양한 용량으로 제작이 가능하고, 전력 수요지 내에 설치가 용이하여 송변전 설비를 절감할 수 있는 등 전력계통의 운영 측면에서도 기대가 큰 첨단기술이다. 또한, 소형의 연료전지를 조립생산의 형태 (Assembly-Line Fashion)로 제조가 가능하다는 장점 때문에 미래의 분산 전원으로 기대를 모으고 있다. 다만, 낮은 전압의 직류전력을 생산하므로 높은 전압이 요구되는 곳에서 는 여러 대의 연료전지 발전시스템을 직렬로 연결하여 사용하여야 하고, 교류 전력을 사용하기 위해서는 변환기를 사용하여야 한다는 단점이 있다. 대부분의 연료전지는 오랫동안 사용하고 나면 분해하여 촉매를 교환하여 주어야 하며, 연료전지 내부의 고열이 밖으로 새어 나와 위험하지 않도록 단열에 상당한 주의를 기울여야 한다는 점도 연료전지 발전시스템을 사용 할 때 고려하여야 할 점이다

48 마. 내연기관(Internal Combustion Engines) 현재까지 가장 일반적으로 사용되는 분산전원은 소형디젤 또는 연소터 빈 유닛으로서, 약 50~5,000kW의 용량과 kw당 200~800달러의 설치비용, kwh당 5.5~10센트의 전력생산비용을 가진다. 디젤발전은 가스를 사용하 는 발전기나 대규모 발전소에 비해 대기오염 정도가 심한 편이만 신뢰도, 부하관리, 계통제어 등의 목적으로 널리 사용되고 있다. 또한 저렴한 초기 설치비용, 디젤연료의 구입 용이성, 낮은 전력생산비용 등의 이유로 현재 까지 가장 경제적인 분산전원으로 각광받고 있고, 특히 섬 지역 같이 전력 계통으로의 연계가 불가능하거나 값비싼 연계비용이 소요되는 지역에서는 모든 대안 중 가장 경제적인 전력원이 될 수 있다. 표 3.4 분산전원 관련 비용과 용도 용량 (kw) 설치비용 (달러/kW) 전력생산비용 (센트/kWh) 활용분야 내연기관 풍력터빈 마이크로 터빈 연료전지 태양광발전 50~5,000 50~2,000 25~75 5~2,000 1~ ~800 1,000~1,500 1,000~1,500 3,000~4,000 1,500~6, ~ ~ ~ ~ ~20.0 백업용 피크부하감당 담수용, 환경보존 피크부하감당 전력품질향상 통신용 원격지역 백업용 기저부하 단독운전용

49 제 2 절 분산전원의 장점 및 보급제도 1. 분산전원의 장점 어떤 종류의 분산전원을 어떤 형태로 사용하느냐에 따라, 분산전원은 송 전계통과 배전계통의 운영비용 감소, 환경오염 감소, 신뢰도 향상 등 주목 할만한 장점을 제공할 수 있다. 그리고 부하 측에 가까운 위치상의 이점으 로 인해 에너지 손실을 줄일 수 있고, 그로 인해 변전소나 배전설비, 송전 설비에 대한 투자를 지연시킬 수 있으며, 자체기동(Black-Start) 용량과 순 동 예비력을 확보할 수 있다. 마이크로터빈이나 터빈 발전기, 내연기관 발 전기 등은 전압을 보상하고 무효전력 손실을 감소시킬 수 있으며, 마이크 로터빈, 내연기관 발전기, 연료전지 등은 폐열을 이용하여 에너지효율을 높일 수 있다. 전력시장 구조개편으로 인해 시장 불안정, 시장조작 등이 발 생할 수 있는데 이때 분산전원은 전력시장에서 일시적으로 자립 (Self-Help)" 할 수 있는 대안을 제공한다. 결국, 분산전원은 대규모의 집 중형 발전소에 비해, 건설기간이 짧고 손쉽게 이동할 수 있는 특성을 가지 며 추가적인 보조시설과 초기 투자비용이 적어도 된다는 장점을 가지고 있 다. 가. 배전계통과의 연계가 어려운 외딴 지역 많은 경우에 있어서, 외곽지역의 전기사업자는 배전계통에서 동떨어진 지역의 수용가를 위해 가까운 곳에 분산전원을 설치하여, 거리가 먼 계통 과 선로를 통해 직접 접속하는 방식을 사용하는 것보다 비용 면에서 이득 을 볼 수 있다. 또한 간헐적인 전력공급에도 지장이 없는 외딴 지역의 저 장시설이나 전기담장 등에 풍력 태양광 발전을 이용하여 전력을 공급하 는 이용형태도 가능하다. 가까운 미래에는 연료전지를 이용하여 배전계통 과 동떨어진 주택의 전력을 공급하는 것이 장거리 배전선로를 설치 유지

50 하는 것에 비해 가격 경쟁력을 가지게 될 것이다. 즉, 기존 계통과의 거리 가 먼 지역일수록 분산전원은 매력적인 대안이 될 수 있다. 나. 부하변동 지역 지속적인 부하량의 급증이 아닌 간헐적인 부하량의 변동이 있는 지역에 서는, 추가적인 전력수급을 위해 선로증설과 이에 따르는 전체계통의 업그 레이드에 투자하기보다는 부하량의 변동이 있는 지역 근방에 분산전원을 설치하는 것이 비용절감에 유리할 수 있다. 즉, 부하량의 증가분이 미비하 거나 불확실할수록 분산전원의 비용절감 효과는 두드러지게 된다. 또한 도 심에서 지중선로가 매설된 혼잡지역의 경우, 선로증설에 많은 투자비용이 필요하고 전체 전력공급시간에 비해 혼잡시간이 짧기 때문에 분산전원은 매력적인 대안이 될 수 있다. 그러나 내연기관이나 가스터빈 같이 설치비용, 운영비용이 저렴해야 비 용절감 효과를 얻을 수 있다. 풍력 발전이나 태양광 발전의 경우는 일반적 으로 일정한 전력을 지속적으로 공급할 수 없기 때문에 기존 계통과의 상 호협조를 통해서만 안정적인 전력을 확보할 수 있다. 그리고 연료전지는 향후 몇 년 동안은 비용 면에서 경쟁력이 떨어지는 것이 사실이다. 다. 대규모부하 신설 지역 취약계통 지역에 새로운 대규모의 수용가가 신설될 경우 그 지역에 새로 운 송배전 설비를 추가로 증설해야 하지만, 그 대안으로 대규모 수용가가 자체적으로 분산전원을 설치하도록 유도할 수 있다. 대규모 상가, 공장, 감 옥시설, 휴양시설, 행락지 등에는 현재 큰 용량의 내연기관 발전기가 다수 설치되어 있다

51 라. 대기오염에 민감한 지역 분산전원의 장점으로 가장 널리 알려진 것 중 하나는 중앙집중식 대규모 발전소에 비해 오염물질 배출이 적다는 것이다. 특히 풍력 발전과 태양광 발전은 어떤 오염물질도 배출하지 않고, 수소로 동작하는 연료전지의 경우 에도 수증기를 배출할 뿐 그 외 오염물질은 존재하지 않는다. 천연가스로 동작하는 마이크로터빈 발전의 경우도 대부분의 대규모 발전소에 비해 훨 씬 깨끗한 발전원이지만, 화석연료 사용으로 인해 NO X, SO 2, CO 2 등을 일정량 배출할 수밖에 없다. 하지만, 현존하는 분산전원 중 가장 많은 비율을 차지하는 것은 디젤 내 연기관 발전기이다. 이런 기기를 백업 목적으로 기동과 정지를 반복하다보 면 많은 오염물질을 배출하게 되고, 이는 분산전원 보급을 위해 해결해야 할 과제 중 하나이다. 마. 새로운 전력시장 구조에서 분산전원의 잠재성 분산전원은 피크부하 기간동안의 전력수요를 충당할 수 있고, 중요 수용 가에 대해서 대기예비력을 제공하거나 전력품질을 향상시킬 수 있으며, 열 병합을 이용하여 전체 에너지 비용을 절감할 수 있다. 경쟁이 도입된 전력 시장에서 분산전원이 매력적인 대안으로 평가될 수 있는 가장 큰 장점은 수용가 각각의 특정 요구를 가장 저렴한 비용으로 해결해 줄 수 있다 는 것이다. 분산전원은 가장 저렴한 설치비용을 가질 수도 있고, 가장 저렴한 운영비용을 가질 수도 있다. 또한 전략적인 위치선정이나 운전전략을 통해 가장 저렴한 비용으로 전력을 공급할 수도 있다. 물론 송전계통의 대규모 발전소에 비해서 분산전원의 설치비용이나 전력생산비용이 높은 것은 사 실이다. 그러나 이런 단점들은 다음과 같은 분산전원의 이점들로 인해 상 쇄될 수 있다

52 - 폐열을 이용한 전체 에너지비용 절감 - 원하는 수용가에 대한 신뢰도 향상 - 피크부하 기간 동안의 높은 전력가격과 계통의 제약조건 회피 - 송전선, 배전선 이용요금 경감 - 선로손실 경감 - 전력품질 향상 - 전력시장의 변화에 대해 유연한 융통성 2. 분산전원의 보급제도 외국의 경우, 자연에너지를 이용한 발전 및 고효율 발전방식의 보급을 촉진하기 위해서, 이들 발전장치의 기술개발을 추진함과 동시에 설치비용 에 대한 국가 보조, 생산한 전력에 대한 전력회사의 구입의무화 등을 제도 화하고 있는 나라들이 많다

53 표 3.5 외국의 태양광발전에 대한 지원정책 국명 지 원 제 도 구 입 가 격 미국 세제우대조치 (현재는 폐지됨) 캘리포니아 (12~15센트/kWh) 독일 이탈리아 스위스 일본 1,000 Roofs 계획 설치비의 70%를 연방 주정부에서 보조 원격지 주택용에 최대 자본비의 80%를 보조 주에 따라서 다르나 설치비의 70% 정도 보조 태양광 모니터링사업 (설치비의 약 50% 보조) 전기요금의 90% 이상 약20엔/kWh (전기요금의 약 1.3배) 전력회사에 따라서 다르나 취리히전력회사의 경우 약 14엔/kWh 10개 전력회사의 잉여전력 구입단가 (가정용전등요금: 종량전등 병) 가. 미국 1978년에 석유대체에너지의 보급촉진을 위한 설비에 대해 투자액의 일 정율이 과세대상으로부터 공제되는 우대제도를 실시했다. 또, 동년에 실시 되었던 공익사업규제정책법(PURPA)에 의해 전력회사는 연방에너지규제 위원회의 자격인정을 받은 열병합(QF) 및 소규모발전설비(SPP)의 발전전 력을 구입하는 것을 의무로 규정하였다. 구입가격은 회피비용이 기본으로 되어 있으며, 구체적으로는 각주에 위임된 상황이며, 현재 세제우대제도는 폐지되었다. 나. 독일 통일독일로서 최초의 에너지정책이 1991년에 연방경제부로부터 발표되 었다. 이 정책은 환경보호와 기후보호에 중점을 두고 있으며, 재생가능에

54 너지의 구입법도 포함하고 있다. 이 구입법에서는 5,000kW이하의 수력 발 전, Biomass 발전, 풍력 발전, 태양광 발전 등의 재생가능에너지로 발전된 전력의 전기사업에 의한 구입과, 그 보장가격에 대해서 규정하고 있다. 태 양광 발전의 경우의 구입가격은, 최종 소비자의 전기요금의 90%가 보장된 다. 또, 주택용의 태양광 발전의 보급을 위해 1,000 Roofs 계획을 현재 추 진하고 있다. 최종적으로는 2,250주택에 27,000마르크를 한도로, 태양광 발전 설치비용의 70%(연방정부가 50%, 주정부가 20%)를 국가가 보조하 는 것으로 하고 있다. 다. 이탈리아 우리나라와 같이 에너지자원이 적은 이탈리아에서는, 재생가능에너지의 촉진을 위해 평균적으로 투자액의 30%를 보조하고 있지만, 주택용의 태양 광 발전에 대해서는 80%를 보조하고 있다. 또, 1982년에 에너지절약법이 제정되어 3,000kW 이하의 재생가능에너지전원 및 열병합발전의 전력을 의무적으로 구입하도록 했고, 이어서 1992년에는 3,000kW 이상에 대해서 도 적용되도록 하였다. 구입가격의 결정방법은 기본적으로 회피원가에 인 센티브를 추가하는 형태로 하고 있으며, 태양광 발전의 경우는 높게 책정 하여 그 가격은 전기요금의 약 1.3배에 달한다. 라. 스위스 1990년에 국민투표에 의해 금후 약 10년간 원자력 발전소의 건설을 중 지함과 동시에 재생에너지촉진을 위해 에너지2000 의 행동프로그램을 결 정하였다. 여기에는 재생에너지전원으로 0.5%의 전력을 공급하도록(수력 제외) 하고 있으며, 연방정부와 주와 자치단체에 의한 보조제도가 실시되 도록 하는 내용이 포함되어 있다. 연방정부와 자치단체의 경우, 보조율은 Case by Case로 되어 있고, 취리히전력청의 경우는 3,000스위스프랑/kW

55 로 되어 있다. 전력구입의무에 대해서는 1991년부터 실시되어오고 있는 연 방에너지법에 의해 규정되어 있고, 구입가격은 회피원가로 되어 있지만, 취리히전력청의 경우는 판매가격과 동일하게 설정하고 있다. 마. 일본 1980년 석유대체에너지의 개발 및 도입촉진에 관한 법률(대체에너지법) 이 제정되어 기술개발 및 보급에 대한 지원이 실시되기 시작하였으며, 그 이후, 신에너지의 도입을 위한 신에너지 도입 강령이 1994년 12월에 발표 되었다. 여기에서 중점도입의 신에너지 전원으로서 태양광 발전, 폐기물 발전, 열병합, 연료전지 등이 언급되었다. 이중, 태양광 발전의 보급을 위 한 태양광모니터링사업의 경우, 설치비용의 약 50%가 지원되고 있고, Field Test 사업의 경우 연료전지 발전 및 풍력 발전에 대해 각각 설치비 용의 1/3, 1/2이 지원되고 있다. 전력구입단가에 대해서는 1994년 2월 태 양광, 풍력, 연료전지, 폐기물, 열병합 등의 발전설비를 대상으로 10개 전 력회사의 잉여전력 구입단가가 완비되었다. 태양광 및 풍력의 경우는 가정 용 전력요금이, 그 이외의 발전설비의 경우는 회피비용에 근거를 둔 요금 이 적용된다. 바. 국내 국내의 경우, 집단 및 산업체의 열병합 발전, 소수력 등에 대해 금융지원 및 세제혜택이 석유사업법, 에너지이용합리화법 및 조세감면규제법에 규정 되어 있으나, 배전계통에 연계되는 소규모의 민수용 열병합 발전, 신에너 지 전원(태양광발전 등)에 대해서는 아직 제도적인 지원책이 충분히 확립 되어 있지 않다. 참고로 산업용 열병합 발전, 소수력 등의 전력요금은 회피 비용을 상회하므로 상당한 수준의 인센티브를 주고 있다고 볼 수 있다. 태 양광, 풍력, 연료전지 등은 아직 요금제도가 수립되어 있지 않다

56 3. 분산전원 보급을 위한 해결과제 2006년까지 국내 총 에너지사용량의 2%를 대체에너지로 공급한다는 시 나리오를 전제로 하여 통상산업부 주도하에 신재생에너지의 기술개발이 순조로이 진행되고 있어, 앞으로 4~5년 정도에 이의 보급과 시장창출이 활 발히 전개될 것으로 예상된다. 특히, 신재생에너지 중에서 전력생산이 가능한 전원, 즉 태양광 발전, 풍 력 발전, 연료전지 발전의 경우는 단독운전보다는 기존 저압 고압 배전계 통과 연계하여 운전하는 것이 경제적 및 자원의 효율적 이용 그리고 수용 가 공급전원의 안정성 확보 등의 측면에서 유리하다. 그러나 이들이 기존 의 배전계통에 연계하여 운전하게 될 경우, 신재생에너지 전원에 의해 생 산된 전력이 배전계통으로 흘러 들어가게 됨으로 인해 전기요금의 지불관 계와 배전계통 연계기술조건(전력품질, 기기보호, 신뢰도, 안전 등), 그리고 이들이 다수 도입되었을 경우를 대비한 계통운용관리기술 등이 해결되어 야 할 과제이다. 이 외에도 경제성 향상을 위한 기술개발, 시장 확대가 매 우 중요하며, 아울러 개발된 신재생에너지 전원의 신뢰성과 안전성을 입증 해 줄 수 있는 인증시험제도와 시험설비의 확립, 설치 및 유지관리에 필요 한 전기설비관리 및 공사규정의 제정, 경제성이 열악한 초기보급단계에 있 어서의 시장창출을 위한 보급촉진제도, 신재생에너지의 구입희망자가 그 도입용량 및 운용을 최적으로 할 수 있는 신재생에너지 전원의 최적 도 입 운용을 위한 평가프로그램의 개발 등도 보급실용화에 앞서 반드시 해 결해야 할 과제이다

57 제 3 절 분산전원이 배전계통에 미치는 영향 지속적인 경제 성장과 산업의 고도화에 따라 전력수요는 계속 증가하고 있으나, 대규모 발전소의 입지상의 문제, 환경오염 규제와 같은 제약에 의 해 최근에는 대규모 발전소의 신 증설이 어려워지고 있다. 또한, 전력산 업의 구조개편에 따라 나타나게 된 발전회사들의 경우, 투자비용의 회수가 불분명하고 회수기간이 긴 대형 발전소에 많은 비용을 투자하려고 하지 않 을 가능성이 있다. 이러한 문제를 해결하기 위한 전력계통의 효율적 운용 방안의 하나로 소규모 발전시스템인 분산전원(distributed generation)의 관심이 국내외적으로 높아지고 있다. 분산전원은 기존의 대규모 전원에 비 하여 입지조건의 제약이 적고 환경오염이 적으며, 건설기간이 짧아서 전력 수요의 증가에 신속하게 대응할 수 있다. 세계적으로 많은 나라에서 분산 전원의 개발에 힘을 쏟고 있으며, 2010년까지 총 전력발전의 20% 이상을 분산전원이 담당할 것이라는 예상이 나오고 있다. 분산전원은 소형화가 가능하고 환경친화적이며, 비상용 전원으로서의 활 용성을 감안하면 배전계통의 연계가 효율적이다. 기존의 배전계통은 방사 상의 구조(radial type)로 되어 있으며 변전소 이후 수용가에 이르기까지 전원이 없이 설계되었다. 분산전원을 배전계통에 연계하여 운전하는 복합 배전계통(composit distribution system)에서는 열병합발전 (co-generation)과 같은 방법으로 에너지 효율을 높일 수 있으며, 송배전 설비 건설비용의 절감, 전력손실의 감소, 전압 보상(voltage support) 및 전력공급의 신뢰도 향상과 같은 많은 장점을 얻을 수 있다. 그러나 다른 한편으로는 전압변동, 고조파, 전력품질 저하, 단락용량의 증대와 같은 부 정적인 영향이 발생할 가능성도 있다. 이와 같은 분산전원의 배전계통 연 계시의 기술적인 문제에 대하여 다음에 간단히 요약한다

58 1. 분산전원이 배전전압에 미치는 영향 배전계통에서의 전압은 변전소에서의 LTC(Load Tap Changing) 변압 기와 피더(Feeder)의 전압조정기(Voltage Regulator) 및 캐패시터 등에 의하여 조정되고, 각 나라별 또는 전력회사가 정해 놓은 적정유지전압 범 위 내에서 운전되어야 한다. 복합배전계통은 방사상의 구조가 아니라 "Mesh" 구조이므로 적정유지전압에 영향을 미칠 가능성이 있다. 그림 3.3은 분산전원의 유무에 따라 피더의 전압 변화를 보여주고 있다. 분산전원을 LTC변압기의 2차 측에 설치하고 분산전원의 유무에 따른 전 압의 크기를 나타내었다. 분산전원을 기동하였을 경우, 급전선의 말단에서 적정유지전압범위를 벗어났음을 알 수 있다. 그림 3.3 분산전원의 유무에 따른 급전선의 전압 분산전원이 없는 배전계통에서는 변전소에서 수용가로의 단방향 조류만 을 고려하여 설계 운용되며, 전압은 피더의 말단으로 단조감소하게 된다

59 그러나 분산전원을 계통에 연계하는 경우, 연계지점의 전압은 상승하고 수 용가에서 변전소 방향으로 역방향조류가 발생할 가능성이 있다. 따라서 수 전단의 전압이 상승하여 적정전압유지범위(저압배전계통에서 110 ± 6V, 220 ± 20V)를 벗어날 가능성이 있다. 전압변동은 기기의 오작동이나 파손 을 일으킬 가능성이 있으며, 따라서 분산전원의 무효전력 조정기능으로 수 전단 전압을 조절하는 방법을 고려해볼 수 있다. 2. 전력 손실과 분산전원의 위치 조류계산을 통하여 발전량과 부하량의 차이를 선로의 전력손실로 계산 한다. 따라서 분산전원의 계통 연계 시에 역방향 조류와 부하분담을 통하 여 피더의 전력손실은 영향을 받고, 분산전원의 위치와 용량에 따라 손실 량의 차이를 보일 수 있다. 이러한 관점에서, 계통 내 전력 손실을 최소화 할 수 있는 경우를 분산전원의 최적 위치와 용량으로 결정하는 방법을 고 려해 볼 수 있다. Ijumba 등은 ERACS Power System Software Package를 이용하여 배전계통의 부하를 10%에서 200%까지 변화시키면서 계통 내 손실을 계 산하였다. 이들은 적정한 배전전압의 유지를 위해 기존의 배전계통에서 변 압기의 위치를 변화시키는 방법과 분산전원을 연계하는 방법을 고려하고 이때의 전력손실을 비교하였다. 실험 계통은 가공전선과 저압 지중선이 혼 재되어 있는 계통으로, 그림 3.4~3.6은 가공전선, 지중케이블, 전체선로의 손실을 각각 나타내고 있다

60 그림 3.4 Overhead Line Loss 그림 3.5 Underground Cable Loss

61 그림 3.6 전체 손실의 비교 전압보상을 위한 특별한 조치를 취하지 않은 상태의 배전계통의 경우, 급전선에서는 100% 부하에서 0.12kW, 200% 부하에서 0.55kW로 손실이 증가되었으며, 지중케이블은 100% 부하에서 1.5kW, 200%의 부하에서 6.5kW의 손실을 나타내었다. 변압기의 위치를 부하 쪽으로 이동시키는 경 우, 손실의 감소가 있었으나 그 영향이 크지는 않았다. 반면, 분산전원을 부하 인근에 도입한 경우에는 그림에서 볼 수 있는 바와 같이 상당한 손실 감소 효과를 얻었으며, 특히 200%의 부하에서는 80~90%의 손실 감소 효 과를 나타내었다. 이는 부하가 계통과 분산전원 두 개의 전원으로부터 전 력을 공급받음으로써 부하 수요에 대한 적절한 전력공급이 이루진 때문으 로 평가할 수 있다. 즉, 분산전원이 계통 손실의 감소에 큰 영향을 줄 수 있음을 나타내는 것이다. T. Griffin 등은 조류계산의 결과를 이용하여 분산전원의 용량과 위치를 적절하게 선정함으로써 계통손실을 줄이고 전력 전송용량의 확대 효과를 얻을 수 있음을 보여 주었다. 표 3.6의 결과는 250kW 용량의 분산전원 4 개를 계통 내 4개의 피더에 연결한 경우로, 분산전원이 연계되었을 때 상 당한 계통 손실의 감소효과를 얻을 수 있음을 보여 주고 있다. 특히 4번 피더의 경우 손실의 감소효과는 매우 높으며, 전체 계통을 통해 무효전력

62 손실의 감소에도 분산전원이 상당히 큰 영향을 주고 있음을 알 수 있다. 표 3.6 배전계통의 손실 (a) 분산전원이 없는 경 Feeder 115kV 13.2kV kw kvar kw kvar (b) 분산전원이 없는 경우 Feeder 115kV 13.2kV kw kvar kw kvar 분산전원의 최적 위치 선정은 전체 부하에 걸쳐 있는 부하의 분포에 크 게 좌우되며, 실제로 계통을 운용할 때에는 부지 선정의 제한 등으로 인하 여 최적 위치 선정이 어려울 수도 있다. 또한, 대부분의 분산전원은 비전기 사업자 소유이므로 분산전원을 최적의 위치에 투입시키는데 어려움이 있 을 수도 있으며, 분산전원의 위치 선정시 송전 및 배전계통 모두에 대한 영향 평가도 이루어져야 할 것이다

63 3. 고조파의 증대 태양광 발전이나 연료전지와 같은 분산전원의 출력은 직류이므로 직류 에서 교류로 변환하는 장치, 즉 인버터의 사용이 불가피하다. 변환장치는 반도체 스위치의 고속 동작에 의하여 고조파의 발생을 피할 수 없다. 전력 계통 내에서의 고조파는 전력기기 장애 및 파손을 야기 시킬 가능성이 있 으므로 미국과 같은 경우 IEEE (표 3.7)에 의하여 배전선의 종합 전압왜율을 5%, 특별고압계의 종합 전압왜율을 3%로 설정하고 있다. 표 3.7 Harmonics Current Injection Requirements for Distributed Generator Per IEEE Harmonic Order Allowed Level Relative in Fundamental (Odd Harmonic)* < 11th 4% < 11th to < 17th 2% < 17th to < 23th 1.5% < 23th to < 35th 0.6% 35th or greater 0.3% Total Harmonic Distortion 5% 4. 단락용량의 증대 복합배전계통에서 단락사고가 발생하면 계통전원 뿐 아니라 분산전원도 사고전류의 공급원이 될 수 있으므로 분산전원을 도입하지 않은 경우보다 단락용량이 커질 가능성이 있으며 고장전류가 커져 케이블 소손의 우려도 있다. 따라서 단락전류를 억제하는 한류리액터의 설치를 하고 있다

64 이상으로 간단히 살펴본 분산전원의 특성 외에 분산전원의 적극적인 도 입에 큰 장애가 되고 있는 것은, 기존의 대형 발전소에 의한 전력생산에 비하여 상당히 높은 분산전원의 발전 단가이다. 태양광 발전, 연료전지, 마 이크로 터빈 발전기 등의 기술이 빠른 속도로 발전하여 분산전원의 전력생 산비용이 저하되고는 있지만, 대규모 전원과 비교해 볼 때는 여전히 발전 단가가 높은 실정인 것이다. 그러나 향후 분산전원기술에 대한 활발한 연 구와 분산전원의 환경친화적 특성에 대한 필요가 상호 보완적으로 작용하 여 분산전원의 계통 내 도입이 가속될 것으로 기대되고 있다

65 제 4 장 복합배전계통을 위한 조류계산 및 상태추정 기법 제 1 절 복합배전계통을 위한 상태추정 프로그램 개발 1. 상태추정 이론 최근 우리나라의 전력수요는 도시의 개발이나 산업의 발전, 생활여건의 향상 등에 따라 지속적으로 증가하고 있다. 이런 대형, 복잡화되고 있는 전 력계통의 실시간 감시, 분석, 제어를 위하여 EMS(Energy Management System)가 사용되고 있으며, 이 EMS는 현대의 전력계통 운용에 있어서 가장 중요한 역할을 하는 계통운용설비 중의 하나이다. 상태추정(State Estimation) 기법은 이러한 EMS내에서 전력계통의 안정된 운용을 위해 사용되는 중요한 기본기능의 하나로, 계통 내의 여러 측정점으로부터 얻어 진 측정값들을 이용하여 현재 계통의 상태변수(모선전압, 위상각)를 추정 함으로써 계통의 운용상태를 감시, 그에 대한 정확한 데이터베이스를 구축 하는 기법이다[1.24, 1.25]. 최근 들어 전력계통 내에 전력전자 장비 등 여러 가지 비선형 부하가 증 가하고 전력의 변화에 민감한 설비들이 증가함에 따라 전력품질에 대한 관 심이 증가하고 있으며, 수용가와 밀착되어 있는 배전계통의 경우 그 운용 에 대한 사회적 반향을 고려하여 그 중요성이 점점 강조되고 있는 실정이 다[1.26, 1.27]. 상태추정의 수학적 모델은 다음의 식과 같이 계통에서 측정된 데이터와 상태벡터 간의 관계에 기초한다. z = h( x) + e (4.1)

66 여기서, z : 차수 ( m 1)의 측정벡터, x : 차수 ( n 1)의 상태벡터, h( x) : 비선형 측정 함수, e : 차수 ( m 1)의 측정잡음 벡터, m : 측정 데이터의 수, n : 상태변수의 수, m n : 측정 여유도. 식 (4.1)에서 사용된 오차벡터 e 는 평균이 0이며 가우시안(Gaussian) 분포를 가지는 Independent Random 변수들의 벡터로 가정한다. 이때, 측정에러 e i 의 분산 σ 2 i 은 측정값의 정확도를 표시하게 되므로, 분산이 작은 값이면 그 측정값은 정확한 것이고 분산이 큰 값을 가지면 그 측정값 은 상대적으로 덜 정확한 것으로 간주된다. 상태추정기가 갖추어야 할 가 장 중요한 특성은 상태추정의 결과가 통계적으로 강건성(Statistical Robustness)을 가져야 한다는 것과 온라인 수행을 위해 계산에 효율성 (Computational Efficiency)을 가져야 한다는 것이다. 가. WLS 상태추정 WLS 상태추정에서는 여러 가지 측정데이터의 실제 측정값과 추정값들 간의 오차를 최소화하기 위하여 다음과 같은 2차 목적함수를 사용한다

67 J(x) = { z - h( x)} T R - 1 { z - h( x)} = m 1 i= 1 σ 2 i { z i - h i (x) } 2 (4.2) 목적함수 J( x)를 최소화하기 위한 최적조건은 다음의 식 (4.3)과 같으 며, 이 식에서 H( x)는 측정함수의 자코비안 행렬로 로써 구할 수 있다. h( x) x 을 계산함으 J/ x = H T (x) R - 1 { z - h( x)} = 0 (4.3) 비선형 측정함수 h(x)를 테일러 급수로 전개하고 이차항이상의 고차항 을 제거함으로써 다음과 같은 선형함수로 근사화할 수 있다. h( x) h( x k ) + H( x k )(x - x k ) (4.4) 식 (4.4)를 식 (4.3)에 대입하면 다음의 정규방정식(Normal Equation)을 구할 수 있으며, 반복계산법(Iterative Method)을 사용하여 이 방정식의 해를 구함으로써 최소자승 추정치를 구할 수 있다. H T ( x k ) R - 1 H ( x k )Δ x k = H T ( x k ) R - 1 { z - h( x k )} (4.5) 식 (4.5)를 다시 정리하면 다음과 같다

68 x k+ 1 = x k + Δ x k (4.7) Δ x k = { G( x k )} - 1 H T ( x k ) R - 1 Δ z k (4.6) 여기서, Δ x k = x - x k, G( x k ) = H T ( x k ) R - 1 H ( x k ), Δ z k = z - h( x k ). 식 (4.6)을 이용하여 상태벡터는 다음과 같이 갱신되며, 갱신된 상태벡터 가 정해진 수렴오차 내에 들어오면( Δ x k ε) 그 값을 최적 상태벡터 xˆ 로 결정한다. 나. WLAV 상태추정 WLAV 상태추정기의 목적함수는 다음과 같이 정의되며, 이 함수를 최 소화하는 x가 현재 계통의 상태를 나타낸다. J( x) = m i= 1 ω i z i - h i (x) (4.8) 식 (4.8)의 목적함수는 다음의 선형계획 문제를 반복계산 함으로써 최소 화할 수 있다[1.28, 1.29]

69 min J( x) = m i= 1 ω i ( u i + v i ) (4.9) s.t. Δ z k = H( x k ) Δ x k + u -v (4.10) Δ z k = z - h( x k ) (4.11) H( x k ) = h x (4.12) 여기서, w i : i번째 측정값의 측정 가중치(measurement weight), u, v : 음이 아닌 잉여변수(slack variables), u - v : 측정오차. WLAV 상태추정기는 그 특성상 계산결과에 대한 불량데이터의 영향은 식 (4.9)와 (4.10)의 계산과정에서 자동적으로 제거되고 정확한 측정데이터 만으로 상태추정을 수행하게 된다. 2. 복합배전계통 모델링 가. 배전선로 모델링 송전선로는 각 상과 부하에 대한 연가가 충분히 이루어진다는 가정으로 자기 및 상호 인덕턴스를 한 상의 인덕턴스로 식 (4.13)으로 표현할 수 있 다[1.30, 1.31]. L i = ln D eq GMR i H/m (4.13)

70 여기서, D eq = 3 D ab D bc D ca ft. GMR i = 기하학적 선간 거리 D ab,d bc,d ca = 상간의 거리 60Hz의 주파수라면, 리액턴스는 식 (4.14)와 같다. x i = ω L i = ln D eq GMR i Ω/mile (4.14) 따라서 각 상의 임피던스는 식 (4.15)와 같이 표현할 수 있다. z i = r i + j ln D eq GMR i Ω/mile (4.15) 그러나, 배전계통은 단상, 2상, 연가 되지 않은 3상 선로로 구성되어 있 어 도체의 자기 및 상호 임피던스와 불평형 전류를 고려하여야 한다. 60Hz 의 주파수에서 자기 및 상호 임피던스는 식 (4.16), (4.17)과 같다. z ii = r i + j ln 1 GMR i Ω/mile (4.16) z ij = j ln 1 D ij Ω/mile (4.17) Carson 방정식을 통하여 60Hz의 주파수에서 지표면의 저항이 100 ohm-meter 일 때 자기 및 상호 임피던스는 식 (4.18), (4.19)와 같다

71 z ii = r i j ( ln z ij = j ( ln 1 GMR i ) Ω/mile (4.18) 1 D ij ) Ω/mile (4.19) 배전선로에서의 간선은 대부분 3상 가공선로와 지중케이블로 이루어져 있다. 그림 4.1은 3상 4선식 배전계통 선로이며 전압강하에 대한 방정식은 식 (4.20)과 같다. V ag V' ag z aa z ab z ac z an I a V bg V' = bg z + ba z bb z bc z bn I b (4.20) V cg V' cg z ca z cb z cc z cn I c V ng V' ng z na z nb z nc z nn I n 그림 4.1 3상 4선식 배전계통 Korn 소거법을 사용하여 식 (4.20)을 식 (4.21)과 같이 축약된 식으로 정 리하면 3 3 선로 임피던스를 구성할 수 있다

72 [ V [ abc ] [ V ng ] ] = [ [ V' abc ] [ V' ng ] ] + [ [ z ij ] [ z i n ] [ z nj ] [ z nn ] ] [ I [ zbc ] [ [ I n ]] (4.21) 면, 중성선이 접지되어 있으므로 V ng 와 V' ng 는 0이다. 식 (4.21)에 대입하 [ V abc ] = [ V ' abc ] + [ z ij ] [ I abc ] + [ z i n ] [I n ] (4.22) [ 0 ] = [ 0 ] + [ z nj ] [ I abc ] + [ z nn ] [I n ] (4.23) 식 (4.23)에서 중성선 전류 [I n ] 은 식 (4.24)와 같다. [ I n ] =- [ z nn ] - 1 [ z nj ] [ I abc ] (4.24) 식 (4.24)를 식 (4.22)에 대입하여 정리하면 식 (4.25)로 표현할 수 있으 며, 식 (4.26)과 같은 중성선의 영향을 포함한 선로 임피던스 행렬 [ z abc ] 를 구할 수 있다. [ V abc ] = [ V ' abc ] + ( [ z ij ] - [ z i n ] [z nn ] - 1 [z nj ]) [I abc ] = [ V ' abc ] + [ z abc ] [I abc ] (4.25) 여기서, [ z abc ]= [z ij ] - [ z i n ] [z nn ] - 1 [z nj ],

73 [ z abc ]= z aa z ab z ac z ba z bb z bc (4.26) z ca z cb z cc 배전선로의 경우 연가가 이루어지지 않으므로 임피던스 행렬의 대각원 소와 비대각원소의 값이 서로 같지 않으나 행렬은 대칭적으로 표현된다. 예를 들어 배선선로가 V결선, 단상의 선로라면 임피던스 행렬은 각각 다음 과 같다. [ z abc ]= z aa 0 z ac z ca 0 z cc [ z abc ]= 0 z bb 그림 4.2와 같은 델타 결선의 경우에는 전압강하 방정식이 식 (4.27)과 같다. V agn V bgn = V cgn V' agm z aa z ab z ac V' bgm + z ba z bb z bc V' cgm z ca z cb z cc I a I b (4.27) I c 식 (4.27)은 식 (4.28)과 같이 축약된 식으로 다시 쓸 수 있다. [VLG abc ] n = [VLG abc ] m +[Z abc ] [I abc ] (4.28)

74 그림 4.2 3상 3선식 배전계통 배전선로의 조류계산에 적용하기 위하여 선로임피던스를 대칭좌표법에 의해 대칭성분으로 분리할 수 있다. 대칭성분 전압은 식 (4.29)와 같이 구 할 수 있다. V ag V bg = 1 a 2 s a s V cg 1 a s a 2 s VLG 0 VLG 1 (4.29) VLG 2 여기서, a s = 이다. 식 (4.29)는 식 (4.30)과 같이 축약된 식으로 나타낼 수 있고, 대칭성분 전류도 식 (4.31)과 같이 표현할 수 있다. [VLG abc ] = [ A s ] [VLG 012 ] (4.30)

75 여기서, [ A s ] = a 2 s a s 1 a s a 2 s, [ I abc ] = [ A s ] [ I 012 ] (4.31) 따라서 대칭성분 전압은 식 (4.32)와 같이 표현할 수 있다. [VLG 012 ] = [A s ] - 1 [VLG abc ] (4.32) 여기서, [ A s ] - 1 = a s a 2 s. 1 a 2 s a s 다. 식 (4.28)에 [A s ] - 1 를 곱하여 표현하면, 식 (4.33)으로 표현할 수 있 [VLG 012 ] n = [ A s ] - 1 [VLG abc ] n [ VLG 012 ] n = [A s ] - 1 [VLG abc ] m + [ A s ] - 1 [Z abc ] [ A s ] [ I 012 ] (4.33) [ VLG 012 ] n = [VLG 012 ] m + [Z 012 ] [I 012 ] Z 00 Z 01 Z 02 여기서, [ Z 012 ] = [ A s ] - 1 [Z abc ] [A s ] = Z 10 Z 11 Z 12. Z 20 Z 21 Z 22 따라서 대칭성분 전압은 식 (4.34)로 표현할 수 있다

76 VLG 0n VLG 0m Z 00 Z 01 Z 02 I 0 VLG 1n = VLG 1m + Z 10 Z 11 Z 12 I 1 (4.34) VLG 2n VLG 2m Z 20 Z 21 Z 22 I 2 여기서, Z 00, Z 11, Z 22 는 각각 영상분, 정상분, 역상분 임피던스. 배전선로는 일반적으로 그 길이가 길지 않으므로 선로의 서셉턴스 (susceptance)는 무시할 수 있으며, 만약 모선에 shunt capacitor나 reactor가 연결되어 있다면 어드미턴스 행렬의 대각 원소에 그들에 대한 서셉턴스를 더하여 어드미턴스 행렬을 수정하여야 한다. 나. 부하와 발전기의 모델 3상 계통을 해석할 때, 계통의 각 모선은 단상모선의 결합으로 구성되며, 부하는 각 상간의 부하를 모두 합한 총 부하로 표시하는 것이 일반적이다. 상태추정에서는 부하를 단순히 음의 값을 갖는 모선주입전력(bus power injections)으로 처리한다. 즉, 부하는 모선으로부터 부하 쪽으로 흐르는 전 력의 값으로 계산하는 것이다. 발전기로부터 공급되는 유 무효전력은 양 의 값을 갖는 모선주입전력으로 간주한다. 부하의 경우와는 반대로 발전전 력은 모선으로 공급되는 전력량으로 표시되는 것이다. 3상 발전전력은 평 형상태라고 가정하므로, 모든 3상 전압은 각각에 대하여 120 의 위상 차이 를 갖게 된다. 조류계산의 경우, 배전계통에 연결된 분산전원은 전원의 총 유효전력 출 력이 고정되어 있는 전압제어 전원으로 모델링한다. 발전기가 계통에 연결 된 각 상전압의 정상분은 발전기의 총 유효전력출력과 마찬가지로 일정하 여야 한다

77 다. 변압기 모델 3상 변압기는 다음 식과 같이 서로 커플링된(mutually coupled) 코일들 을 나타내는 어드미턴스 행렬로 표시한다[1.32, 1.33]. [ i p i s ] [ = Y pp Y sp Y ps Y ss ][ V p V s ] (4.35) 식 (4.35)에서, i p 와 i s 는 각각 1차 측과 2차 측의 전류, V p 와 V s 는 각각 1차 측과 2차 측의 전압이다. [ Y pp ]와 [ Y ss ]는 1차 측과 2 차 측의 자기 어드미턴스, [ Y ps ] = [ Y sp ]는 상호 어드미턴스를 나 타내며, 이 어드미턴스 행렬은 변압기의 1차 측과 2차 측의 권선 결선법 (Winding Connection)에 따라 달라지게 된다. 이에 대한 자세한 설명과 유도과정은 참고문헌에 상세히 기술되어 있다. 전압조정기(voltage regulator)는 3상 탭 절환 변압기(tap changing transformer)로 모델링 할 수 있다. 이 경우 각 상의 tap은 급전선을 따라 개별적으로 전압을 조정할 수 있도록 독립적으로 조정 가능하여야 한다. 3. 배전계통을 위한 전력방정식 및 측정함수 불평형 상태의 전력계통에 적용하기 위하여 일반적으로 사용하는 모선 주입전력과 선로 조류전력 외에 선로전류의 측정방정식과 자코비안 행렬 을 유도하였으며, 이때 각 상간의 상호 커플링을 고려함으로써 계통설비의 불평형 상태를 고려할 수 있도록 하였다. 배전계통 상태추정 및 조류계산 을 위해서는 각각의 단상 모선에 대한 측정방정식을 모두 새롭게 유도하여

78 야 하며, 일단 모든 측정방정식과 자코비안 행렬의 값들이 계산되면, 나머 지 연산과정은 단상의 경우와 유사하다고 할 수 있다. 가. 모선 주입전력 3상 모델의 각 상에 대한 측정함수를 유도하기 위하여 우선 3상 모선을 구성하는 각 상의 모선번호를 순서대로 다시 지정하였다. 예를 들면, 2번 모선의 A상은 4번 모선으로 새로운 모선번호를 가지게 되며, 계통은 n개 의 3상 모선을 가진 계통에서 3n개의 단상모선을 가진 계통으로 재구성된 다. 이 과정을 거친 새로운 모선 k에 주입되는 유효 및 무효 전력값에 대 한 측정함수의 식은 다음과 같이 유도된다. P k = 3n m= 1 Q k = 3n m= 1 V k V m ( G km cos θ km + B km sin θ km ) (4.36) V k V m ( G km sin θ km - B km cos θ km ) (4.37) 여기서, V k, V m : 모선 k와 m의 전압의 크기, θ km : 모선 k와 m의 전압위상각의 차 ( θ k - θ m ), G km, B km : 모선 어드미턴스 행렬의 k행 m열의 유효 및 무효 원소값

79 나. 선로 조류전력 어떤 모선의 A상 모선이 k번 모선, 이와 연결된 다른 모선의 A상 모선 이 m번 모선으로 새로운 모선번호를 부여받았을 때, 이 두 모선간의 선로 를 흐르는 선로 조류전력의 측정함수는 다음과 같이 유도된다. S km = V k I * km = V k ( y km V km + y k, m + 1 V k+ 1, m y k, m + 2 V k+ 2, m + 2 ) * (4.38) = V k [ y * km ( V k - V m ) * + y * k,m + 1 ( V k+ 1 - V m + 1 ) * + y * ( V - V ) * k,m + 2 k+ 2 m + 2 ] 식 (4.38)로부터 유효 조류전력과 무효 조류전력에 대한 측정함수의 식 을 다음과 같이 구할 수 있으며, 두 모선의 B상간, C상간 선로 조류전력의 측정함수 P k+ 1, m + 1, Q k+ 1, m + 1, P k+ 2, m + 2, Q k+ 2, m + 2 의 식도 모두 같은 과정을 거쳐서 얻을 수 있다. P km = 2 [ V k V m + n ( G k, m + n cos θ k, m + n + B k, m + n sin θ k, m + n ) n = 0 (4.3 - V k V k+ n ( G k, m + n cos θ k, k+ n + B k, m + n sin θ k, k+ n ) ] 9) Q km = 2 [ V k V m + n ( G k, m + n sin θ k, m + n - B k, m + n cos θ k, m + n ) n = 0 (4.4 - V k V k+ n ( G k, m + n sin θ k, k+ n - B k, m + n cos θ k, k+ n ) ] 0)

80 다. 선로전류 전력계통을 운용할 때 계통 보호의 목적 등으로 선로전류를 측정하는 것 은 일반적인 일이다. 그러나 선로전류 측정값을 상태추정에 이용할 경우 발생하는 여러 가지 문제 때문에, 지금까지 충분한 측정여유도를 확보하고 있는 상태추정기에서는 대부분 이를 사용하지 않았다. 전류 측정값은 전류 의 방향에 대한 정보를 가지고 있지 않아서 계통의 가관측성 판별에 이용 하기 어려우며, 가관측성 확보를 위해 전류 측정값을 이용했을 때 상태추 정의 결과가 다중해(multiple solution)를 갖는 결과를 가져오기도 한다. 또한, 선로의 서셉턴스가 무시할 수 있을 정도로 작은 경우에는 flat-start 상태에서 전류의 크기가 0에 수렴하게 되며, 따라서 전류 측정값에 대한 자코비안 행렬의 원소가 부정이 되므로 상태추정의 연산이 어려워지는 원 인이 되기도 한다. 이러한 여러 가지 부정적인 측면에도 불구하고, 배전계통에서는 전류 측 정값이 중요한 실시간 측정값이며 상태추정에 필요한 만큼의 측정여유도 를 제공해 줄 수 있으므로, 선로전류 측정값을 상태추정을 위한 측정데이 터에 포함시키는 것을 고려해야 한다. 선로 조류전력의 경우에서처럼 k번 모선과 m번 모선간의 선로를 흐르 는 전류의 식은 다음과 같이 쓸 수 있다. I km = y km V km + y k, m + 1 V k+ 1, m y k, m + 2 V k+ 2, m + 2 = I R + j I X (4.41) I R = 2 n = 0 I X = 2 [ ( V k+ n sin θ k+ n - V m + n sin θ m + n ) B k, m + n -( V k+ n cos θ k+ n - V m + n cos θ m + n ) G k, m + n ] n = 0 [ ( V m + n cos θ m + n - V k+ n cos θ k+ n ) B k, m + n +( V m + n sin θ m + n - V k+ n sin θ k+ n ) G k, m + n ] (4.42) (4.43)

81 식 (4.42)와 (4.43)으로부터 선로전류의 크기에 대한 측정함수를 구하면 다음의 식 (4.44)와 같다. I km = ( I 2 R + I 2 X ) 1/2 (4.44) 라. 자코비안 행렬 자코비안 행렬 H(x)의 원소들은 측정함수를 전압의 크기와 그 위상각에 대하여 편미분함으로써 구할 수 있으며, 그 개략적인 형태는 다음과 같다. 0 V k / V P k / θ P k / V H(x) = Q k / θ P km / θ Q k / V P km / V (4.45) Q km / θ Q km / V I km / θ I km / V 자코비안 행렬의 원소 중에서 전압과 전력 측정값에 대한 행렬 원소들은 측정함수를 직접 편미분함으로써 구할 수 있다. 전압과 전력의 측정값과는 달리 전류 측정값의 자코비안 원소는 전류의 측정함수를 직접 미분하는데 어려움이 있으므로, 다음과 같은 미분의 Chain Rule을 사용하여 자코비안 원소의 식을 유도해야 한다

82 I x = 1 2 I = 1 2 I ( I 2 R I R x ( I 2 R + I 2 X ) I R x + I X I X = 1 I I ( I R R x + I I X X x ) 2 I X x ) = cos ϕ I R x + sin ϕ I X x (4.46) 이 식에서 ϕ = tan - 1 ( I X I R )는 전류의 위상각이다. 4. 사례연구 본 연구에서는 선형계획법(linear programming)을 이용한 가중최소절 대값(weighted least absolute value) 상태추정기를 개발하였으며, 이를 위한 입력 데이터는 조류계산의 결과를 이용하여 생성하였다. 즉, 조류계 산에 의한 정확한 데이터에 Gaussian noise를 첨가하여 실제 계통에서 측 정한 것과 같은 약간의 에러를 가정한 측정데이터를 구성하였다. 또한, 몇 가지 형태의 불량데이터 군을 생성하여 개발된 상태추정기에 적용하여 실 험함으로써 상태추정 알고리즘의 강건성을 검사하였다. 사례연구는 크게 두 종류의 배전계통에 대하여 시행하였다. 첫 번째 시 험군은 IEEE 표준 배전계통을 기반으로 하는 12모선, 34 모선 시험계통으 로, 각 시험계통의 선로는 3상 뿐만 아니라 단상 및 2상으로 구성된 선로 구간도 포함하는 전형적인 배전계통으로 구성하였다. 또 다른 시험계통은 알고리즘의 강건성을 확인하기 위하여 임의로 구성한 배전 시험계통이다. 이 계통은 3상 선로에 연가가 이루어지지 않고, 부하도 각 상에 평형 분포

83 하지 않아서 전체 계통이 상당한 불평형 상태에서 운전되는 것으로 가정하 여 계통을 구성하였다. 가. 12 모선 시험계통에 대한 사례연구 사례연구에 사용한 12 모선 시험계통은 그림 4.3과 같이 구성되어 있다. 시험계통의 선로 및 부하 데이터는 표 4.1과 표 4.2 및 표 4.3에 정리하였 다. 계통 내에 하나의 분산전원을 연계하는 것을 가정하고, 슬랙모선을 제 외한 모든 모선에 100kW에서 600kW까지 100kW 간격으로 용량을 변화 시키면서 분산전원을 투입하였다. 그림 모선 시험계통 단선도

84 표 모선 시험계통 선로 분류 선로 상순서 상 중성선 배치코드 (Phasing) (Phase) (Neutral) ACSR ACSR 가 공 선 로 지중 선로 601 BACN 556,500 27/6 4/0 6/1 602 CABN 4/0 6/1 4/0 6/1 603 BCN 1/0 1/0 604 ACN 1/0 1/0 605 CN 1/0 1/0 606 ABCN 250,000AA, CN None 607 AN 1/0AA, TS 1/0 Cu 선로 종류 GMR(feet) 저항(Ω/mile) 1/ /0 6/ ,500 27/

85 표 모선 시험계통 선로 데이터 시작모선 끝모선 선로길이(mile) 선로배치코드 표 모선 시험계통 부하 Bus Number PL (kw) QL (kvar) Total 1,570 1,006 모든 경우에 대하여 계통손실을 계산하고 그 결과를 그림 4.4에 정리하 였다. 조류계산을 수행한 여러 가지 경우 중에서 600kW의 분산전원을

86 번 모선에 연계하였을 경우의 계통손실이 분산전원이 연계되지 않은 경우 의 계통손실에 비하여 62% 정도로 가장 많이 감소한 것으로 나타났다. 또 한, 분산전원의 크기에 관계없이 11번 모선에 분산전원을 연계할 경우 계 통손실이 가장 적게 나타남으로써, 계통손실만을 고려할 경우 분산전원의 최적 투입위치는 11번 모선으로 결정할 수 있다. 분산전원 투입 전과 후의 모선전압을 비교하여 그림 4.5에 표시하였다 kW 200kW 300kW 400kW 500kW 600kW Loss(kW) Bus Number 그림 4.4 분산전원 연계 위치에 따른 계통손실

87 Without DG With DG 1.1 Voltage(P.U.) Bus Number 그림 4.5 분산전원 투입 전후의 모선전압 분포 조류계산 결과에 따라 계통손실이 최소로 되는 위치인 11번 모선에 분산 전원이 연계되어 운용되는 경우를 상정하여 상태추정을 수행하였다. 상태 추정 연산을 위한 계통데이터는 조류계산에 사용한 것과 동일하며, 측정데 이터는 앞서 설명한 바와 같이 조류계산 결과를 이용하여 생성하였다. 배 전계통을 위한 상태추정기는 알고리즘의 일반적인 수렴특성은 물론 불량 데이터에 대한 강건성이 매우 중요하다. 따라서 사례연구에서는 표 4.4에 정리된 바와 같이 다양한 불량데이터 사례를 개발된 상태추정기에 적용함 으로써 알고리즘의 타당성을 검사하였다. 단일 불량데이터(single bad data)는 측정데이터 중 하나의 데이터에 오 류가 포함된 경우이며, 단순 다중 불량데이터(multiple bad data)는 측정 데이터 중 2개 이상의 데이터에 오류가 발생하였으나 오류를 포함하는 데 이터 간에는 아무런 연관성이 없는 경우이다. 상호작용 불량데이터 (interacting bad data)는 오류를 포함하는 데이터들이 서로 밀접한 관계 가 있는 다중 불량데이터의 경우로, 상태추정 연산의 결과에 오차가 발생 할 확률이 가장 높은 경우이다. 그러나, 개발된 상태추정기는 모든 불량데

88 이터 사례에서 일정한 수렴특성 및 불량데이터 처리능력을 보임으로써 충 분한 강건성을 확보하였음을 보여 주었다. 세 가지 불량데이터 사례에 대 한 상태추정 오차를 그림 4.6에 정리하였다. 표 4.4 불량데이터의 종류 단일 불량데이터 단순 다중 불량데이터 상호작용 불량데이터 4 번모선 주입전력 5 번모선 주입전력 8-10 번모선 조류전력 5 번모선 주입전력 2-5 번모선 조류전력 Single Bad Data Multiple Bad Data Interacting Bad Data Voltage Residual Bus Number 그림 모선 시험계통에 대한 상태추정 결과

89 나. 34 모선 시험계통에 대한 사례연구 사례연구에 사용한 34 모선 시험계통의 단선도는 그림 4.7과 같다. 이 계 통의 선로 및 부하 데이터는 표 4.5와 표 4.6 및 표 4.7에 정리하였다. 계통 내에 하나의 분산전원을 연계하는 것을 가정하고, 슬랙모선을 제외한 모든 모선에 50kW에서 300kW까지 50kW 간격으로 용량을 변화시키면서 분산 전원을 투입하였다. 그림 모선 시험계통 단선도

90 표 모선 시험계통 선로 분류 선로배치 상순서 상 중성선 코드 (Phasing) (Phase) (Neutral) 가공 선로 ACSR ACSR 300 BACN 1/0 1/0 301 BACN #2 6/1 #2 6/1 302 AN #4 6/1 #4 6/1 303 BN #4 6/1 #4 6/1 304 BN #2 6/1 #2 6/1 선로 종류 GMR(feet) 저항(Ω/mile) 1/ #2 6/ #4 6/

91 표 모선 시험계통 선로 데이터 시작모선 끝모선 선로 길이(mile) 선로배치코드

92 표 모선 시험계통 부하 Bus Number P L (kw) Q L (kvar) Total 모든 경우에 대하여 계통손실을 계산하고 그 결과를 그림 4.8에 정리하 였다. 조류계산을 수행한 여러 가지 경우 중에서 300kW의 분산전원을 34 번 모선에 연계하였을 경우의 계통손실이 분산전원이 연계되지 않은 경우 의 계통손실에 비하여 72% 정도로 가장 많이 감소한 것으로 나타났다. 또 한, 분산전원의 크기에 관계없이 34번 모선에 분산전원을 연계할 경우 계 통손실이 가장 적게 나타남으로써, 계통손실만을 고려할 경우 분산전원의 최적 투입위치는 34번 모선으로 결정할 수 있다. 분산전원 투입 전과 후의 모선전압을 비교하여 그림 4.9에 표시하였다

93 kW 100kW 150kW 200kW 250kW 300kW 50 Loss(kW) Bus Number 그림 4.8 분산전원 연계 위치에 따른 계통손실 Without DG With DG 1.1 Voltage(P.U.) Bus Number 그림 4.9 분산전원 투입 전후의 모선전압 분포

94 조류계산 결과에 따라 계통손실이 최소로 되는 위치인 34번 모선에 분산 전원이 연계되어 운용되는 경우를 상정하여 상태추정을 수행하였다. 상태 추정 연산을 위한 계통데이터는 조류계산에 사용한 것과 동일하며, 12 모 선의 경우와 마찬가지로 조류계산 결과를 이용하여 생성하였다. 표 4.8에 정리된 바와 같은 불량데이터 사례를 개발된 상태추정기에 적용하였다. 개발된 상태추정기는 34 모선 시험계통에서도 모든 불량데이터 사례에 서 일정한 수렴특성 및 불량데이터 처리능력을 보임으로써 충분한 강건성 을 확보하였음을 보여 주었다. 세 가지 불량데이터 사례에 대한 상태추정 오차를 그림 4.10에 정리하였다. 표 4.8 불량데이터의 종류 단일 불량데이터 다중 불량데이터 상호작용 불량데이터 21-22번모선 조류전력 21-22번모선 조류전력 28-29번모선 조류전력 1번모선 주입전력 2-3번모선 조류전력

95 0.004 Single Bad Data Multiple Bad Data Interacting Bad Data Voltage Residual Bus Number 그림 모선 시험계통에 대한 상태추정 결과 다. 3상 17모선 배전계통에 대한 사례 연구 3상 17모선 계통을 시험계통으로 선정하여, 개발된 3상 상태추정기의 수 렴성 및 불량 데이터 처리 시험을 하였다. 시험계통에 대한 측정데이터, 부 하의 내용과 선로정수는 표 4.9, 표 4.10과 표 4.11에 요약되어 있다. 표 모선 계통의 측정데이터 모선 번호 전 압 1, 2, 4, 7, 9, 10, 11, 14 주 입 전 력 1, 2, 3, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 15 조 류 전 력 1-2, 2-3, 4-5, 7-8, 10-11, 11-12, 12-13, 14-15,

96 표 모선 계통의 부하 데이터 모선 부하 P(MW), Q(MVAR) 번호 A 상 B 상 C 상 , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,

97 표 모선 계통의 선로정수 선로 번호 시작 모선 끝 모선 자기 어드미턴스 Y aa =Y cc (G,B) , , , , , , , , , , , , , , , , Y bb (G,B) , , , , , , , , , , , , , , , , 상호 어드미턴스 Y ab =Y bc (G,B) , , , , , , , , , , , , , , , , Y ca (G,B) , , , , , , , , , , , , , , , ,

98 개발된 WLAV 상태추정기의 수렴 특성과 불량 데이터에 대한 강건성을 시험하기 위하여, 일부 모선 또는 선로에 설치된 측정기에 고장이 발생한 것으로 가정하고 그에 의한 불량데이터를 측정데이터에 포함시켜 시뮬레 이션을 시행하였다. 개발된 WLAV 상태추정기의 상태추정 연산결과를 기 존의 WLS 상태추정기의 결과와 비교하여 불량데이터에 대한 강건성을 검 증하였으며, 여러 가지 불량데이터의 형태에 대하여 사례연구를 시행함으 로써 개발된 프로그램의 타당성을 입증하였다. 1) 사례연구 1 (단일 불량데이터인 경우) 가장 단순한 형태의 불량데이터 발생 형태로, 전체 계통 내에서 측정한 여러 개의 측정데이터 중 오직 하나의 데이터가 오류를 포함하고 있는 경 우이다. 여기서는 14번 모선의 측정기의 고장으로 14번 모선의 주입전력을 0으로 상정하고 사례연구를 하였으며, 각각의 상태추정 에러를 그림 4.11 과 그림 4.12에 요약하였다 node number wlav WLS residual 그림 4.11 전압크기의 오차(사례연구 1)

99 residual wlav node number wls 그림 4.12 위상각 크기의 오차(사례연구 1) 2) 사례연구 2 (단순 다중 불량데이터인 경우) 측정데이터 군에 두 개 이상의 불량데이터가 발생하였으나, 그 불량데이 터 간에는 서로 특별한 관계가 없는 경우이다. 이 경우는 단일 불량 데이 터가 단순히 여러 곳에서 발생한 형태로, 그 불량데이터들의 주변에 일정 한 여유도만 확보하고 있다면 대개의 경우 별 무리 없이 불량데이터를 판 별하고 정확한 상태추정 결과를 얻을 수 있다. 여기서는 12번 모선과 14번 모선의 측정기 고장을 가정하여 각각의 주입전력을 0으로 상정하여 사례 연구를 수행하였고, 그 결과를 그림 4.13과 그림 4.14에 요약, 비교하였다

100 node number wlav wls residual 그림 4.13 전압 크기의 오차(사례연구 2) wlav node number WLS residual 그림 4.14 위상각 크기의 오차(사례연구 2) 3) 사례연구 3 (상호작용 다중 불량데이터인 경우) 측정데이터 군에 두 개 이상의 불량데이터가 발생하였으며, 그 불량데이 터들은 상태추정 연산과정에서 서로 간에 영향을 미치는(Interacting) 특 별한 관계에 있는 경우이다. 이 경우는 상태추정 연산과정 및 결과에 다중

101 불량데이터가 함께 영향을 끼치게 되므로, 불량데이터가 측정된 인근의 모 선이나 선로에 다른 측정데이터가 없을 경우 연산결과에 오류가 발생할 수 도 있다. 그러나 일정한 측정여유도만 확보하고 있다면 WLAV 상태추정 기는 훌륭한 수렴성을 보이는 것으로 알려져 있다. 여기서는 15번 모선의 주입전력과 이와 연계된 14-15번 모선 간 조류전 력의 값에 불량데이터를 상정하여 사례연구를 수행하였고, 그 결과를 그림 4.15와 그림 4.16에 요약, 비교하였다 node number wlav wls residual 그림 4.15 전압 크기의 오차(사례연구 3) node number wlav wls residual 그림 4.16 위상각 크기의 오차(사례연구 3)

102 5. 결 론 분산전원의 배전계통 연계는 사회 경제적인 측면에서 기존의 계통 운영 보다 효율적이라고 할 수 있다. 그간의 연구를 통하여 WLAV 알고리즘을 기반으로 하는 복합배전계통 상태추정기를 개발하였으며, 시험계통에 대한 사례연구를 통하여 알고리즘의 타당성을 검증하였다. 상태추정의 결과는 시험 배전계통에 대하여 훌륭한 수렴특성을 보여 주었고, 여러 형태의 불 량데이터가 존재하는 경우에도 계통의 상태를 정확하게 추정함으로써 그 강건성을 확인하였다. 본 연구를 통해 개발된 복합배전계통용 상태추정기는 계통 내의 다양한 설비를 최적의 상태에서 제어, 운용할 수 있는 기틀을 제공함으로써 전력 공급의 신뢰성 향상은 물론 자동화 시스템의 도입을 가속화하는 역할을 함 으로써 보수, 운영의 효율화에도 기여할 수 있을 것으로 기대한다. 분산전원의 연계로 인한 계통 손실의 감소효과 및 계통 내 모선전압의 보상효과도 확인하였다. 개발된 상태추정기는 3년간의 과제수행을 통해 개 발된 3상 조류계산 프로그램과 함께 분산전원의 최적위치 선정, 용량결정 등 복합배전계통의 계획 및 운용에 유용한 수단으로 사용할 수 있으며 분 산전원을 포함하는 복합배전계통 해석에 많은 도움을 줄 수 있을 것으로 기대한다

103 제 2 절 복합배전계통을 위한 조류계산 프로그램 개발 최종소비자와 직접 연결되어 있는 배전계통의 경우, 그 운용의 신뢰성 확보와 안정성 및 효율성 등이 점점 강조되고 있으며, 따라서 그간 우리나 라를 포함한 세계 여러 나라에서 배전계통 운용의 효율화를 위하여 배전자 동화(distribution automation)나 수요측 관리(demand side management) 등의 계획을 꾸준히 진행하여 왔다. 최근의 기술발전 속도 로 볼 때 멀지 않은 장래에 적은 비용으로 데이터의 측정 및 전송 시스템 을 배전계통과 분산형 전원 내에 구축할 수 있을 것이다. 본 연구에서는 분산형 전원이 포함된 3상 불평형 배전계통을 위한 범용 조류계산 프로그램을 개발하였다. 개발된 프로그램은 다양한 사이즈와 특 성을 가진 시험계통을 통해 복합배전계통 조류계산 알고리즘의 타당성과 수렴특성을 검증하였다. 1. 프로그램 구현 기법 조류계산을 위해서는 수많은 행렬에 대한 연속적인 연산이 필수적이며, 이러한 행렬 연산에 있어서 메모리의 효율적인 이용, 연산속도 및 정확성 의 향상을 위하여 다양한 연산기법을 사용한다. 본 연구에서 개발한 3상 전력조류계산 프로그램은 효율적인 행렬 연산을 위하여 소행렬법(sparse matrix method), 서열화(ordering), 분해(factorization) 등의 기법을 이 용하여 프로그램을 구현하였다. 이러한 프로그램 구현 기법에 관하여 간단 히 정리한다

104 가. 소행렬법(sparse matrix method) 1960년대 Tinney 등에 의해 제안된 뉴턴-랍슨 조류계산 해석 방법은 조 류계산 해법 중 가장 우수한 해법으로 알려져 있다. 그러나 상당히 많은 메모리를 필요로 하는 단점을 가지고 있어 대규모 계통에 적용하기 힘들 다. 그러나 행렬의 원소 중에서 영이 아닌 원소(non-zero element)만을 저장하는 소행렬법이 소개되면서 대규모 계통의 적용이 가능하게 되었다. 거대 송전계통이나, 특히 방사상의 배전계통에서 계통 내 대다수의 모선 들은 이웃한 일부 모선(bus)들에만 연결되어 있는 형태를 가진다. 이 연결 관계, 즉 선로의 연결 상태를 선로 임피던스(또는 어드미던스) 행렬 및 자 코비안 행렬 등으로 표현을 하게 되면 이 행렬들은 소행렬(sparse matrix) 형태가 된다. 소행렬은 행렬을 이루고 있는 원소들 중 극히 일부분만이 영 (zero)이 아닌 원소들로 이루어진 행렬을 말한다. 보통 전력계통에는 수백 내지 수천 개의 모선들이 있는데, 각 모선 당 평균 연결성(connectivity)은 3개 정도이다. 다시 말해서 계통 내 대부분의 모선들은 3개의 이웃한 모선 들과 연결되어 있다고 본다[1.34]. 예를 들어, 1000개의 모선이 있는 계통에서 해당 계통의 선로 임피던스 를 행렬로 표현하면 이 행렬은 소행렬 형태가 되고, 이 행렬의 원소 중에 서 영이 아닌 원소(non-zero elements)를 갖는 확률은 다음과 같다. = 보통 차 행렬의 메모리 저장 용량은 의 메모리 크기가 필요하지만 이 행렬의 영이 아닌 원소만을 저장한다면, 이 차 행렬의 메모리 요구량 은 단지 만이 있으면 된다. 소행렬 해법 기술은 충분한 메모리 용량의 확보뿐만 아니라 계산량과 계

105 산시간을 현저히 줄일 수 있는 장점이 있다. 차 행렬 가 소행렬일 경우 이 행렬의 원소 중에서 영이 아닌 원소를 메모리에 저장할 때, 색인 정보 (indexing information)를 이용하여 영이 아닌 각 원소들의 행(row, )과 열(column, )의 위치(position)와 실제 값(value, )을 추적하면서 저장 한다. 또한 기본 색인 정보에 추가하여 추적해야할 행과 열의 위치를 메모 리에 저장한다. 그림 4.17은 색인 정보를 이용한 원소의 연결 관계를 표현 한 것이다. j m i k 그림 4.17 색인 정보를 이용하여 링크화한 원소, 소행렬의 표현은 여러 가지 방법을 통해 나타낼 수 있다. 일반적으로 색 인(index)의 증가를 통한 서열화(ordering) 방법을 쓰며, 이는 간단한 조 사(search)를 통해 진행사항을 파악할 수 있기 때문에 많이 이용되고 있다. 서열화에 대한 자세한 내용은 다음 절에 기술되어 있다. 그러나 기존의 소행렬에 영이 아닌 원소가 첨가되어지면 행과 열의 연결 상태를 전체적으로 다시 갱신해야 하는 단점이 있다

106 예를 들어 위와 같은 소행렬 가 있다고 하면, 우선 5개의 기본 벡터를 구성하여야 한다. 행의 수(NROW), 열의 수(NCOL), 원소 값(VALUE), 다음 행과 열의 위치(NIR, NIC) 그리고 마지막으로 소행렬 의 첫 번째 행과 열의 원소의 위치를 나타내는 벡터 FIR와 FIC가 필요하다. 이 소행 렬 의 영이 아닌 원소는 약 48%정도를 차지하고 있고, 표 4.12에서 일 련번호 k가 의미하는 것은 이 소행렬의 영이 아닌 원소의 개수를 나타내는 것이며, 행을 기준으로 번호를 매겼다. 표 4.12에서 -1은 다음 행과 열에 원소가 없다는 것을 의미하는 것이다. 표 4.12 소행렬 의 기본 색인 정보의 벡터화 k VALUE NROW NCOL NIR NIC

107 표 4.13 소행렬 의 첫 번째 행과 열의 원소의 위치 FIR FIC 그림 4.18과 그림 4.19는 IEEE 30 모선 계통[1.35]과 계통의 연결 상태 를 행렬로 표현한 것이고, 행렬 안에서 영이 아닌 원소의 위치를 표현하기 위해서 마크(mark)를 이용하였다. 마크가 없는 위치의 원소의 값은 영 (zero)으로 채워진다

108 그림 4.18 IEEE 30 모선 계통 그림 4.19 IEEE 30 모선 시험 계통 선로 연결 상태 행렬

109 나. LU 분해(factorization) 가우스 소거법이나 가우스-조던 소거법에 의하여 행렬 는 상 삼각행렬 (, upper triangular matrices)과 하 삼각행렬(, lower triangular matrices)과의 곱으로 분해가 된다. (4.47) 계통 내에서 행렬, 기지 벡터( ), 그리고 미지 벡터( )인 상태벡터의 관계식은 다음과 같다. (4.48) 새로운 더미(dummy) 벡터 을 이용하여 식 (4.48)을 다음과 같이 정의 한다., (4.49) (4.50) 위 연립 방정식에서, 벡터 는 전진대입법(forward substitution)을 이 용하여 구할 수 있다

110 (4.51) 다. 벡터 을 구한 후, 식 (4.49)에 벡터 을 대입하여 벡터 에 관하여 푼 벡터 을 구하는 것과 비슷하게, 벡터 는 후진대입법(backward substitution)을 이용하여 구할 수 있다. -분해를 계산하기 위한 여러 가지 방법들이 있으며, 각각의 방법들은 장 단점이 있다. 이 방법들 중 알고리즘을 이용하여 -분해 하는 과정을 살펴본다. 우선 행렬 을 다음과 같은 과정을 통해 구한다. 행렬 의 원소 는 행렬 의 원소 와 이전에 구해진 행렬의 값에 종속되어 계산된다. 그림 4.20과 같이 행을 계산하고, 다음으로 열을 계산 하는 과정을 통해 행렬의 원소를 구할 수 있다[1.34]

111 ⑵ ⑷ ⑴ ⑹ ⑶ ⑸ 그림 4.20 행렬 의 행과 열의 서열화 계산 순서 다. 서열화 개념(ordering schemes) 조류계산 과정에서 어드미턴스 행렬과 자코비안 행렬을 계산할 때 행렬 의 삼각화(triangularity)가 필요하게 되고 여러 가지 방법이 소개되고 있 다. 이 과정에서 생성항(fill-in term)이 발생하게 되며, 이로 인해 소행렬 해법을 사용하여도 상당히 많은 메모리가 필요하게 되고 계산시간도 증가 한다. 일반적으로 차 행렬 가 있을 경우, 삼각화하는 여러 가지 방법 중 분해 시 곱셈과 나눗셈 과정에서 약 개, forward /backward 계산 과정에서 약 개의 생성항이 발생하게 된다. 따라 서 소행렬의 삼각화를 하는 과정에서 발생하는 생성항을 줄이기 위해 전력 계통의 모선 순서를 조정할 필요가 있고, 이를 모선 서열화라 한다. 서열화의 목적은 크게 두 가지로 볼 수 있는데, 의 개수와 의 개수를 줄이는 것이다. 이러한 목적을 달성하기 위해 몇 가지 서열화를 하는 방법 이 소개되어 있고, 다음과 같이 3가지 정도로 간략히 정리할 수 있다[1.34]

112 - scheme 0 : 모든 벡터, 즉 모선에서 다른 모선으로 연결된 선로의 수를 계산한다. 연결된 수가 가장 적은 모선의 순서로 모선 번호를 다시 배열시킨다. - scheme 1 : scheme 0과 마찬가지로 모선에서 다른 모선으로 연결 된 선로의 수를 계산한다. 연결된 수가 가장 적은 모선을 찾아 생성항을 유 무를 확인 후 제거한다. 모선 수를 줄여가면서 이웃한 모선과 연결이 가장 적은 모선의 순 서로 모선 번호를 배열한다. - scheme 2 : 각 모선에서, 생성항을 제거를 하는 과정에서 나타나는 새로운 생성항의 개수를 계산하고, 생성항의 개수와 이 웃한 모선에 연결된 선로가 가장 적은 모선을 선택하며 같을 경우 임의로 지정하여 다시 배열시킨다. 생성항 의 개수가 최소화될 때까지 단계를 반복한다. Berry 알고리즘, Tinney-2 알고리즘으로 알려진 scheme 2는 scheme 0 과 scheme 1의 단점으로 지적된 계산 과정 시 만들어지는 많은 새로운 생 성항 문제, 계산시간과 계산량의 문제에 가장 효과적인 것으로 알려져 있 다. 2. 계통 모델링 배전계통은 3상 선로뿐만 아니라 단상과 2상을 포함하게 되므로, 이러한 계통의 운영 특성 및 타입에 맞추어 적절하게 모델링(modeling)해야 한 다. 또한 발전기, 변압기, capacitor, voltage regulator 등의 각종 설비도 적절한 모델을 선정하여야 한다

113 가. 발전기(분산형 전원) 모델 배전계통 내에 연결되는 분산형 전원은 총 유효전력 출력이 일정한 전압 원(voltage source)으로 모델링한다. 평형 여자전압을 갖는 3상 동기발전 기 모델[1.12]을 사용하며, 그 구성은 그림 4.21과 같다. 그림 4.21은 3상 전원이 i 번 모선에 연결되어 있다고 가정한 것으로, 그림에서 볼 수 있는 바와 같이 평형 3상 전압원이 3상 동기 임피던스 행렬 Z sync 를 통해 발전 기 모선단자에 연결되는 모델을 사용한다. 평 형 내부전압 발 전 기 모선단자 그림 4.21 발전기(분산전원) 모델 발전기의 총 유효전력 출력은 식 (4.52)와 같이 계산되며, a, b, c 각 상 의 단자 전압의 정상분은 식 (4.53)과 같이 된다. 발전기 내부 전압은 평형 상태이므로, a상의 전압 E ia 만을 미지변수 벡터에 포함시켜 조류계산 연 산을 수행한다. (4.52) 여기서,,

114 (4.53) 여기서,. 나. 변압기 모델 변압기 탭(tap)은 고정되어 있는 경우와 조정 가능한 탭을 모두 처리할 수 있도록 모델을 구성한다. 변압기는 급전선의 구성에 따라 각 상별로 단 상 변압기를 연결하여 사용하거나 3상 변압기를 사용하게 된다. 어느 경우 라도, 변압기들은 그 선형 영역에서 동작하는 것으로 가정하고 여자전류는 무시함으로써 모선 어드미턴스 행렬로 모델링한다[1.12, 1.33]. 어떤 두 모 선 간에 변압기가 연결되어 있고 그 변압기의 어드미턴스 행렬을 Y t 로 나 타낼 수 있다면, 두 모선에 대한 모선 어드미턴스 행렬은 다음 식 (4.54)와 같이 쓸 수 있다. 이때, 행렬 A는 대각 원소의 값이 각 상의 탭 값이 되는 3 3 대각행렬이다. (4.54) 변압기 어드미턴스 행렬 Y t 는 3상 변압기의 연결구조에 따라 달라지며, 그 내용은 참고문헌 [1.12]에 상세히 기술되어 있다. 2권선 3상 변압기에서 1차측과 2차측 코일의 자기 및 상호 어드미턴스 를 각각, 그리고 라고 하면 2권선 3상 변압기는 다음 그림 4.22 와 같이 서로 커플링된(mutually coupled) 코일들을 나타내는 어디미턴 스 행렬로 표시할 수 있다

115 그림 권선 3상 변압기 (4.55) 위에서 언급한 바와 같이 변압기의 어드미턴스 행렬은 1차측 코일과 2차 측 코일의 결선 방식에 따라 어드미턴스 행렬이 달라진다. 이를 정리하면 표 4.14와 같다. 표 4.14 결선 방식에 따른 2권선 3상 변압기의 어드미턴스 행렬 변압기 결선 방식 자기 어드미턴스 상호 어드미턴스, - -( ) -( )

116 여기서,,,. 2권선 3상 변압기의 1차측 코일의 off-nominal 탭 비를, 2차측 코일 의 off-nominal 탭 비를 라고 하면 자기 어드미턴스 및 상호 어드미턴스 는 다음과 같이 수정 보완되어야한다. 이러한 모델은 고정 탭을 갖는 변압기는 물론 탭을 조정할 수 있는 voltage regulator에도 그대로 적용할 수 있으며, 이 경우 각 상의 tap은 급전선(feeder)을 따라 개별적으로 전압을 조정할 수 있도록 독립적으로 고정 가능하여야한다

117 다. 배전선로 모델 배전선로(가공선로)는 그 특성상 3상간의 평형상태를 유지하기 어려우므 로, 각 상간의 상호 커플링을 고려하여 중성선을 포함한 모든 선로를 선로 모델에 포함시켜야 한다. 중성선의 전압이 영 전압(zero voltage)을 갖는 다고 가정하면 중성선의 영향은 3상 도체의 임피던스에 포함되게 되며, 배 전선로를 그림 4.23과 같은 3상 선로 모델로 표시할 수 있다. 그림 모선 3상 계통 그림 4.23에 나타난 계통의 임피던스 행렬은 아래의 와 같이 표시된다. 배전선로는 3상뿐만 아니라 2상, 단상 선로가 있을 수 있으며, 이러한 경우 의 임피던스도 같은 형태의 행렬로 표시할 수 있다. 예를 들어, 상 a와 상 c로 구성되어 있는 2상(V결선) 선로를 임피던스 행렬로 표현하면 와 같 이 표시된다

118 배전선로는 일반적으로 그 길이가 길지 않으므로 선로의 서셉텐스 (susceptance)는 무시할 수 있으며, 만약 선로에 분로 캐패시터나 리액터 가 연결되어 있다면 어드미턴스 행렬의 대각 원소에 그들에 대한 서셉턴스 를 더하여 어드미턴스 행렬을 수정하여야 한다. 그리고 지중선로는 선로의 임피던스 및 어드미턴스를 구하는 방정식은 가공 선로와 크게 다르지 않으 며, 자세한 내용 및 방정식은 참고문헌[1.13]을 통해 확인할 수 있다. 라. 부하 모델 각 모선에 접속된 부하는 단상, 2상 및 3상 부하가 있을 수 있으며, 부하 의 형태에 따라 전력부하, 전류부하, 임피던스부하 및 이들의 혼합으로 구 분할 수 있다. 전력부하는 각 모선에서 각 상별 주입전력의 형태로 표시되 는 부하로 유효전력 및 무효전력으로 구분하여 표시한다. 전류부하는 각 상별 전류의 크기와 역률(power factor)로 표시하며, 매 반복연산마다 새 로 계산된 모선전압을 이용하여 등가 주입전력으로 변환한다. 임피던스부 하는, Y 연결에 따라 그 계산 방법이 달라지는데 최종적으로 모두 3 3 어드미턴스 행렬로 모델링한다. 3. 사례연구 본 연구에서는 여러 가지 전력계통 조류계산 기법들 가운데 뉴톤-랍슨 반복 연산법을 이용하여 3상 배전계통 조류계산 연산을 수행하였다. 물론 연산속도 면에서는 고속분할법(fast decoupled power flow)이 가장 빠르 고, 수렴특성에서도 단상 계통을 사용하는 송전계통에서는 훌륭한 것으로 검증되었다. 그러나 배전계통의 경우에는 선로가 짧아서 R/X 비가 상당히 높아질 경우가 생기고, 이 경우 고속분할법에서 사용하는 가정에 어긋나기

119 때문에 정확한 조류계산 결과로 수렴하지 않을 가능성이 많다. 이를 피하 기 위해서 고속분할법을 사용하지 않고 뉴톤-랍슨 연산법을 사용하였다. 그림 4.21의 발전기 모델을 사용하면 각 발전기 단자 모선은 발전기 내 부모선(internal bus)에 연결되며, 따라서 발전기 단자 모선은 주입전력이 0인 PQ모선이 된다. 반면, 발전기 내부모선은 평형 상태를 유지하도록 제 한되므로 상의 전압만을 미지변수로 계산하게 된다. 이러한 방법을 사용하면 PQ모선에 대하여 3N(N: 모선 수) 개의 전압값 과 발전기의 수만큼에 해당하는 내부모선 전압을 구하게 된다. 이를 위한 조류계산 방정식은 다음과 같이 정식화할 수 있다. (4.56) (4.57) (4.58) (4.59) 여기서, 는 각각 유효전력, 무효전력, 전압의 크기를 나타내며, 아래 첨자 과 는 각각 부하(load)와 발전(generation)을 의미한다. 위 첨 자 는 각각 지정값(specified), 계산값(calculated), 정상분(positive sequence)을 의미한다. 본 연구에서 개발한 프로그램의 수렴성 및 알고리즘의 타당성을 확인하 기 위해 망상 계통 및 방사상 계통을 시험계통으로 사용하였다. 망상 계통 인 시험계통 1과 2는 IEEE 14 모선과 IEEE 30 모선 계통[1.35]을 3상 평 형계통으로 확장하여 구성하였고, 시험 계통 3은 단상과 2상 선로를 포함 하는 불평형 배전계통이다

120 가. 입력 데이터 지금까지 전력계통 조류계산 해석을 하기 위한 여러 가지 프로그램들이 있으며, 입력 데이터 형식 또한 다양하다. 본 연구에서 사용한 사례연구의 입력 데이터 형식은 크게 4 부분으로 나누어져 있으며, 그 내용을 3상으로 확장한 IEEE 14 모선 입력데이터를 이용하여 소개한다. 1) 선로 데이터(branch data) 선로 데이터는 시작 모선, 끝 모선, 회선 수(circuit number), 선로형태 (branch type)와 선로 어드미턴스 행렬의 원소 값들로 이루어져있다. 다음 의 데이터는 선로 데이터 중 일부를 나타낸 것이다

121 2) 전압 조정기(voltage regulator) 데이터 전압 조정기 데이터는 각 상별로 탭(tap)을 조정할 수 있는 3상 변압기 로 모델링한 후 확보한 데이터이다. 전압 조정기가 있는 모선과 회선 수, 탭 종류, 어드미턴스 행렬의 원소 값들과 조정모선(controlled bus number), 탭 값, 최소 최대 값, 탭 타입, 최소 최대 전압으로 구성되어 있다. 3) 발전기 데이터(generator data) 모선 번호와 영상분과 정상분의 저항 및 리액턴스를 이용하였다

122 4) 모선 데이터(bus data) 모선 데이터는 상 표시, 모선종류, 전압크기, 위상각, 유효부하, 무효부하, 유효발전량, 무효발전량 등을 사용하였다. 나. 3상 평형 망상 계통에 대한 사례연구 시험계통 1과 2에서는 단상(single phase)인 IEEE 14모선 계통과 IEEE 30모선 계통을 3상으로 확장하여 사용하였고, 선로구성, 발전기, 변압기 등 각각의 구성요소들은 그림 4.18과 그림 4.24를 통해 확인할 수 있다. IEEE 계통은 3상이 평형상태인 송전계통에 대한 데이터로 정상분 데이 터가 공개되어 있다. 본 연구에서 개발된 3상 조류계산 프로그램의 사례연

123 구를 위하여 이 계통들을 3상으로 확장하였다. 단상 선로 임피던스 입력 데이터를 등가 3상 입력데이터로 바꾸기 위하여 영상분(zero sequence) 임피던스는 정상분의 3배로, 그리고 부하는 평형 부하로 가정하여 조류계 산 프로그램의 입력데이터로 사용하였고 아래와 같이 유도하였다. 그림 4.24 IEEE 14 모선 계통 (4.60)

124 여기서, : 영상분 임피던스, : 정상분 임피던스, : 역상분 임피던스,,. (4.61) 여기서,,, (4.62) 예를 들어, 단상 IEEE 14모선 계통에서 선로 6-13에서의 정상분 임피던 스는 다음과 같다

125 이를 등가 3상 계통 입력데이터의 선로 임피던스로 사용하기 위하여 위 식들을 이용, 3상 선로 임피던스를 구하게 되면 다음과 같이 유도할 수 있 다. 표 4.15와 표 4.16은 IEEE 14모선과 30모선 계통을 등가 3상 계통으로 변환하여 구성한 시험계통 1과 시험계통 2에 대한 조류계산 결과를 정리 한 것으로서, 개발된 조류계산 프로그램은 훌륭한 수렴특성을 보였다. 표 4.17은 3상 IEEE 14모선 계통의 선로전류 값을 정리한 것이다

126 표 모선 계통에 대한 조류계산 연산결과 모선

127 표 모선 계통에 대한 조류계산 연산결과 모선

128 표 4.17 시험 계통 1-3상 IEEE 14모선의 선로전류 모선 상 상 상 시작 끝 다. 3상 불평형 방사상 배전계통에 대한 사례연구 시험계통 3은 20모선 방사상 계통으로 구성하여 조류계산 프로그램을 시험하였다. 이 계통은 그림 4.25와 같이 20개의 모선과 17개의 선로, 그리 고 3상 변압기로 모델링 된 두 개의 전압 조정기(voltage regulator)로 구 성되어 있다. 계통 내의 다양한 위치에 분산형 전원을 투입하여 조류계산 프로그램의 수렴성을 검사하였다. 그 중 그림 4.25는 5번 모선에 3상 분산 형 전원을 투입한 경우를 보여주고 있다. 또한 배전계통의 특성을 살려 계

129 통 내에 4개의 단상 선로와 2개의 2상 선로를 구성하고 3상 불평형 부하를 포함시키는 등 불평형 상태의 계통을 인위적으로 구성한 후 프로그램의 수 렴특성을 확인하였다. 그림 4.25와 같이 구성된 계통에 대한 조류계산 결과는 표 4.18과 같으 며, 그 결과에서 볼 수 있는 바와 같이 실계통의 운용 상황에서는 보기 어 려운 상당한 위상변화 및 전압강하에도 불구하고 훌륭한 수렴특성을 보이 는 것으로 확인되었다. 조류계산 프로그램은 단상 선로 및 2상 선로가 포 함되어 있거나 불평형 부하가 포함되어 있는 것에 관계없이 거의 일정한 수렴속도와 반복연산 수를 보이는 것으로 나타났다. 표 4.19와 표 4.20은 조류계산 결과로 계산된 선로전류와 전력조류 값을 정리하여 표시하였다. 그림 모선 방사상 배전계통

130 표 모선 시험계통에 대한 조류계산 연산결과 모선

131 표 4.19 시험 계통 3의 선로전류 모선 상 상 상 시작 끝

132 표 4.20 시험 계통 3의 전력조류 값 모선 시작 끝 상 상 상 상 상 상 결 론 분산형 전원의 배전계통 연계는 사회 경제적인 측면에서 기존의 계통 운용보다 효율적이라고 할 수 있다. 본 연구에서는 분산형 전원을 포함하 는 복합배전계통을 위한 3상 조류계산 프로그램을 뉴톤-랍슨 반복 연산법 을 이용하여 구성하였고, 사례연구를 통하여 그 수렴특성을 확인하였다. 각 상별로 탭을 조정할 수 있는 3상 변압기로 전압조정기를 모델링하는 등 배전계통을 구성하는 각종 설비들의 모델을 구성하였고, 소행렬 연산법,

133 서열화(ordering), 분해 등의 여러 기법들을 사용하여 연산의 효율성을 제 고하였다. 개발된 조류계산 프로그램은 배전계통의 방사상 구조를 가정하여 개발 된 것이 아니므로 어떠한 구조로 구성된 배전계통이라도 모두 사용이 가능 하다. 불평형 선로와 불평형 부하를 포함하고, 상당한 중부하 상태에서 가 혹하게 운전되고 있는 상황에서도 훌륭한 수렴특성을 보이는 것을 시험계 통에 대한 사례연구를 통해서 확인하였다. 또한 계통 내 다양한 위치에 분 산전원을 투입한 경우에도 모두 정확한 연산결과를 보임으로써 복합배전 계통에 응용이 가능함을 보였다. 개발된 조류계산 프로그램은 다양한 크기 및 계통 구조를 갖는 시험계통 및 실계통에 대하여 시험을 계속하는 한편, 그 연산의 효율성을 더욱 제고 하여 향후 구축될 배전 SCADA 시스템과 함께 배전계통 운용의 신뢰성을 높이는데 사용할 수 있을 것으로 사료된다. 또한 최근의 기술발전 속도로 볼 때 멀지 않은 장래에 적은 비용으로 데이터의 측정 및 전송 시스템을 배전계통과 분산전원 내에 구축할 수 있을 것으로 예상되며, 본 연구에서 활용한 조류해석 기능을 활용하여 전원의 최적위치 선정, 용량결정, 그리 고 구조개편과 관련된 계통 운용 등에 사용할 수도 있을 것으로 기대된다

134 제 5 장 다수 분산전원 도입에 따른 계통 신뢰도 분 석 및 이를 고려한 계획 제 1 절 확률론적 신뢰도 평가 기초조사 신뢰도 계층구조 HL III(배전계통 포함 전력계통)에 대한 신뢰도 해석은 계산의 복잡성과 계산시간 측면에서 현실적으로 어렵다. 따라서 대부분의 경우에 배전계통만을 분리하여 해석하고 있다. 이때 배전계통의 전원 측은 완전(신뢰도 100%)하다고 가정하고 있다. 그러나 전원 측의 영향을 고려 하고자 할 때는 복합계통의 신뢰도 해석결과로 나타나는 모선별 신뢰도 지 수를 활용하여 전원 측을 모의하여 등가화 시키는 방법도 적용할 수 있을 것으로 생각된다. 일반적으로 배전계통에서는 공급중단 사고만을 고려하고 있으며, 적용하 는 방법은 Minimal Cut Set Method이다. 이 방법은 해당 부하점을 계통 에서 분리(공급중단 사고 발생)시키는데 기여하는 사고의 집합으로 정의되 는 운전상태를 찾아내고 분석하는 방법이다. 예를 들면, 한 개의 사고에 의 한 계통분리 상태, 2개의 사고가 겹친 계통분리 상태, 3개의 사고가 겹친 계통분리 상태 등으로 구분할 수 있는데, 각 조합에는 공급중단에 영향을 미치지 않는 사고를 포함시켜서는 안 된다. 1. 전력계통의 특이성 전력계통을 포함하는 대부분의 설비는 자체결함 또는 노후화로 인한 고 장과 외부의 충격에 의하여 고장이 발생하게 된다. 여기서 자체결함과 노 후화는 모든 기기에서 공통적으로 발생하는 사항이고, 전력계통에서 나타

135 날 수 있는 몇 가지 특이한 사항을 기술하면 아래와 같다. 가. 자연재해에 노출 대부분의 송변전 설비는 옥외형으로 외부에 노출되어 있는데, 이로 인하 여 폭풍우, 폭설, 비행기 사고, 산사태 등 여러 가지 자연재해 등 외적 요 인에 의하여 설비가 파손될 가능성이 있다. 나. 부하예측의 불확실성 일일, 주간, 연간 및 향후 10여 년 동안의 부하를 예측하고, 예측된 부하 를 공급할 수 있는 운전계획과 설비투자계획을 수립하게 되는데, 정확한 부하의 예측이 불가능하다. 곧, 예측된 부하는 확률적 기대치의 의미를 가 지고 있으며, 부하변동에 적절하게 대응할 수 있는 계획이 필요하다. 다. 생산과 소비의 동시성 지금 현재의 기술로는 대용량의 전기를 저장할 수 없기 때문에, 항상 생 산되는 전력과 수용가가 소비하는 전력은 평형을 유지하여야 한다. 수용가 의 요구량이 생산량보다 클 때, 또는 계통의 안정운전에 필요한 조건을 벗 어나면 부분적인 공급중단 또는 전 계통이 마비되는 사태를 초래한다. 라. 운전자 능력과 사업자 정책의 영향 계통의 상태변화를 예측하고 사전에 예방조치를 취하거나 실제로 사건 이 발생하였을 때 대응할 수 있는 운전자의 능력과, 회사의 예비력 확보,

136 운전조건의 적용 형태 및 부하차단 등과 관련된 회사의 정책과 같은 인적 요인(Human Factors)의 영향을 크게 받는다. 곧, 전력계통의 신뢰도를 평가하기 위해서는 이러한 불확실한 요소들을 고려해야 함에도 불구하고, 고장관련 데이터의 확보, 모형 설정 및 해석상 의 어려움 때문에 경험에 바탕을 둔 확정론적인 방법을 적용해 왔다. 기본 적으로 확정론적인 방법은 위에서 기술한 불확실한 사건(Event)의 확률은 무시하고, 사건이 발생하는 경우에 대응할 수 있는 능력의 정도 또는 크기 를 가지고 신뢰도를 판단하고 있다. 2. 확정론적 기법과 확률론적 기법의 비교 여기에서는 각 기법의 장단점에 대해서 살펴보고자 한다. 그런데 신뢰도 해석에서 우선적으로 고려해야 할 사항은 해석의 용이성, 해석 결과의 적 합성, 해석결과의 일관성이며, 이러한 점을 고려하여 두 가지 기법의 장단 점을 종합하면 표 5.1과 같다. 표 5.1 신뢰도 해석기법의 장단점 기법 장점 단점 확정론적 기법 확률론적 기법 - 간단하고 해석이 용이함 - 설비의 고장이력 등 상세한 자료가 필요 없음 - 결과의 일관성을 유지함 - 지역특성을 고려할 수 있음 - 결과의 일관성이 없음 - 지역별 특성을 고려할 수 없음 - 설비의 고장/수리 등 이력이 필요함 - 수계산이 어렵고 신뢰도해석용 전문 프로그램이 필요함

137 가. 해석의 용이성 개념적으로 매우 우수하더라도 수학적 해석이 불가능하거나 많은 계산 시간이 필요하다면 실제 적용하기는 어렵다. 그런데 이러한 점에서 두 가 지 기법은 실제 적용이 가능하지만, 상대적으로 확정론적 기법이 장점을 가지고 있다. - 확정론적 기법 : 전원계통(HL I)에서의 예비율과 예비력은 설비용량 과 전체 전력수요만을 고려하므로 수계산이 가능할 정도로 간단하다. 그러나 복합배전계통에서는 상정사고의 경우에 조 류 및 안정도 해석 등이 요구되므로 전원계통에 비해서는 복 잡하다. - 확률론적 기법 : 계통의 운전상태간 천이율을 계산하기 위하여 계통 을 구성하는 주요기기의 고장 및 수리(또는 복구) 등과 관련 된 이력이 필요하다. 따라서 이와 같은 자료가 확보되어 있지 않다면 적용이 불가능하다. 또한, 각 운전상태의 확률을 계산 하기 위한 별도의 프로그램이 필요하며, 확정론적 기법에 비 하여 이러한 확률계산에 소요되는 만큼의 계산시간이 추가로 요구된다. 실제적으로 중장기 계획과 같이 충분한 시간이 있 는 경우에는 계산 소요시간에 대한 부담은 크지 않다. 그러나 일일계획 또는 실시간 운전상태에서는 계산시간에 제한을 받 게 되며 복합배전계통에 대하여 이 기법을 적용하는데 방해요 소가 되고 있다. 나. 해석결과의 적합성 신뢰도를 해석하는 가장 큰 목적은 저렴한 신뢰도비용으로 전력을 공 급 하는 것이지만, 적용이 어렵기 때문에 이러한 목적으로 신뢰도를 해석 하고 있지 않다. 곧, 신뢰도를 해석하는 현실적인 목적은 적정 신뢰도를

138 유지하면서 저렴한 공급자비용으로 전력을 공급 하는 것이다. 이러한 현실 적인 목적을 기술적으로 설명하면, 적정 신뢰도를 제약요소의 하나로 하고 비용을 최소화하는 최적화문제를 해석하는 것이다. 여기서 고려해야 할 점 이 적정 신뢰도 의 의미인데, 대부분의 경우에 공급중단이 발생하는 확 률, 지속시간, 전력 또는 전력량으로써 표현하는 경우가 많다. 이러한 점에 서 확정론적 기법은 관심의 대상이 되는 신뢰도를 제시하기보다는 정성적 으로 신뢰도 유지에 필요한 설비량을 나타내고 있다는 점에서 단점을 가지 고 있다. 다. 해석결과의 일관성 신뢰도의 정의 또는 정전에 관한 사항을 고려할 때, 확정론적인 기법은 계통의 규모, 구성 형태 등 여러 가지 요소들의 영향을 배제함으로써 해석 결과의 일관성을 유지하지 못하는 단점을 가지고 있다. 동일한 예비율이 동일한 수준의 신뢰성을 의미하지 못하며 동일한 예비율을 적용한다 할지 라도 신뢰성은 변동할 수 있기 때문에 신뢰성 측면에서 일관성을 유지할 수 없게 된다. 라. 해석결과의 다양성 확정론적 기법에 비하여 확률론적 기법이 운용, 계획 및 정책수립에 필 요한 다양한 정보를 제공할 수 있다. 곧 확정론적 기법과 비교하여 확률론 적 기법의 장점을 예시하면 다음과 같다. 첫째, 공급지장전력, 공급지장전 력량 등 각종 정보를 계산할 수 있다. 둘째, 복합배전계통에서는 각 부하점 별로 문제의 심각성과 문제를 발생시키는 원인 등을 파악할 수 있다. 이 외에도 여러 가지가 있으며, 신뢰도 지수의 다양함이 이를 보여주고 있다

139 3. 확률론적 기법 가. 기본 개념 확정론적인 기법은 앞에서 기술한 바와 같이 개념이 단순하며 계산이 용 이하기 때문에 상세한 설명이 필요하지 않다. 이에 비하여 확률론적인 기 법은 확률에 대한 이해, 각 기기별 수학적 모형, 확률 계산 및 다양한 계통 해석을 요구한다. 그러나 이 모든 사항을 여기에서 상세하게 기술하는 것 은 어렵고, 의미가 없기 때문에 수학적 모형과 신뢰도 해석에서 빈번하게 이용되는 확률계산 및 신뢰도 지수의 계산과 관련하여 기본적인 개념에 대 해서 기술하고자 한다. 기본적으로 각 사건의 확률과, 계통 해석에 의하여 그 사건이 발생할 때 나타나는 전력부족, 전압강하, 선로과부하 등 문제점의 심각성을 계산하여 각종 신뢰도 지수를 계산한다. 이것을 그림으로 나타내면 그림 5.1과 같다. 계통 구성요소 모델 (발전기, 송전선로 등) 부하 모델 사고모델(Risk Model) 해석 그림 5.1 확률론적 신뢰도 해석의 개념 이 방법을 적용하기 위해서는 계통상태를 변화시킬 수 있는 모든 사건들 을 찾아내고(Identification), 그 사건의 발생율(천이율-Transition Rate-이 라하며 그림 5.2의 λ)과 각 사건들 간의 상호관계를 파악하여야 한다. 이 러한 사항들이 파악되면, 이러한 사건들이 발생할 때 나타나는 계통의 운

140 전상태(그림 5.2의 상태 1~3)를 정의하고, 이들을 이용하여 그림 5.2와 같 은 상태공간을 작성할 수 있다. l 21 상태 1 l 31 l 12 l 13 l 32 l 23 상태 2 상태 3 그림 5.2 운전상태 공간(운전상태 및 발생률) 예로써 전원계통(HL I)의 장기 계획에서는 각 발전기의 상태(예로써 정 상운전, 저감운전, 고장)와 부하의 크기에 의해서 운전상태가 정의된다. 이 와 같은 운전상태가 정의되면, 수학적인 방법에 의하여 각각의 운전상태 i 가 발생할 확률 P i 를 계산할 수 있다. 또한 각각의 운전상태를 분석하거나 해석함으로써 각 운전상태 i에서 발생하는 문제점 Q i 를 계산할 수 있다. 이 두 개의 결과를 활용하여 문제점 Q가 발생할 기대치( EOQ)는 EOQ = i P i Q i (5.1) 와 같이 계산할 수 있으며, 확률론적 기법을 보여 주는 가장 간단한 예이 다. 물론, 해석기법에 따라서 다소의 차이가 있기는 하지만, 확률론적인 방 법의 기본 개념은 다음과 같이 요약할 수 있다. - 운전상태를 구분하여 정의한다. - 각 운전상태 간에 이동이 발생할 율(Transition Rate)을 구한다

141 - 각 운전상태가 발생할 확률을 계산한다. - 각 운전상태에서 발생되는 문제점(정전, 과부하 등)을 구한다. 단, 필 요한 경우에는 운전상태간 이동 중에 발생할 문제점을 구하는 경우도 있음. - 사용자가 필요로 하는 신뢰도 지수를 계산한다. 나. 신뢰도 함수 신뢰도 해석 시에 기본적으로 사용되는 생존함수(Survivor Function) R( t), 누적고장분포함수(Cumulative Failure Distribution) Q( t), 고장밀 도함수(Failure Density Function) f( t)와 천이율(Transition Rate) η( t) 을 신뢰도 함수(Reliability Function)라 하는데, 각각을 수식과 그림으로 나타내면 식 (5.2)~(5.5) 및 그림 5.3의 (a)~(d)와 같다. 그런데 천이율에는 고장발생율(Forced Outage Rate, FOR), 복구율(Outage Replacement Rate, ORR) 등 여러 가지가 있는데, 여기에서는 고장발생율 λ를 예로써 나타내었다. R(t) = N s (t) /N 0 (5.2) Q(t) = N f (t) /N 0 (5.3) f( t) = 1/N 0 * dn f (t) /dt (5.4) λ( t) = 1/N s (t) * dn f (t) /dt (5.5) 여기서, N 0 : 전체 Sample 개수, N 0 = N s (t)+n f (t) N s (t) : 임의 시점 t에서 건전한(사용이 가능한) Sample 개수 N f (t) : 임의 시점 t에서 고장상태의 Sample 개수

142 f(t) : 미소 시구간( t~t+dt)에서의 고장확률 λ( t) : 미소 시구간( t~t+dt)에서의 고장발생율 λ(t) R(t) I II III (a) (c) λ debugging useful wearout period life period period f(t) t Q(t) t exponential (b) (d) t t 그림 5.3 신뢰도 함수 참고적으로 f(t)와 λ(t)는 매우 유사한 듯하지만, 매우 큰 차이가 있다. 고장확률 f(t)는 기준이 초기의 피시품수 N 0 이지만, 고장발생률 λ(t)는 시점 t에서 건전한 피시품수 N s (t)가 기준이라는 점이다. 이와 같은 특성 때문에 t= 0~ 구간에서 f(t)를 적분하면 그 값은 1.0이 되는 확률밀도 함수의 특성을 가지지만, λ(t)는 확률밀도함수의 성질을 가지고 있지 않 다. 고장률을 포함한 신뢰도 함수를 개념적으로 나타내면 그림 5.3과 같다. 일반적으로 기기의 전체 수명기간을 3단계 - Debugging Period(기간 I), Useful Life Period(기간 II) 및 Wearout Period(기간 III) - 로 구분할 수

143 있는데, 기간 I과 III은 각각 기기의 설계 및 제작시의 결함과 기기가 마모 된 상태에서 빈번하게 고장이 발생하는 기간을 의미한다. 이와 같은 기간 을 제외한 기간 II는 기기가 안정된 상태를 의미하는데, 일반적으로 이 기 간동안 기기의 고장율은 거의 일정한 값을 유지한다고 가정하여도 무리가 없는 것으로 판단되고 있다. 이 가정은 λ(t)는 시간에 관계없이 일정한 값 λ임 을 의미하는데, 이것은 기기의 사용연수와 관계없이 단위 기간당 고장발생율은 일정하다는 의미를 내포하고 있다. 이와 같은 가정 하에서 식 (5.2)~(5.5)는 다음과 같이 매우 간단하게 표현할 수 있다. λ( t) = λ (5.6) R( t) = exp [ - λt] 1 - λt (5.7) Q( t) = 1 - exp [ - λt] λt (5.8) f( t) = λ exp [ - λt] (5.9) 여기서, λt 1 식 (5.9)와 같은 함수를 부-지수분포 함수(Negative Exponential Distribution Function)라 하는데 이 함수는 임의의 시구간( t~t+t)에서 사고가 발생할 확률은 시점 t 이전의 운전 이력의 영향을 받지 않고, 오직 시간구간 T의 함수로 나타나는 특성을 가지고 있다. 이것을 조건확률 (Conditional Probability)을 이용하여 수학적으로 표현하면 아래와 같고, 이러한 특성을 과거이력과 독립(Memory-less)된 상태라 하며 부-지수함수 에서만 나타난다

144 Q C (t) = Prob[시점 t까지 생존했을 때, 시구간 ( t~t+t)에서 사 고발생] = Prob[시점 t까지 생존하고 시구간 ( t~t+t)에서 사고발 생] / Prob[시점 t까지 생존] = t + T f(t)dt / t t f( t)dt = ( exp[ -λt] - exp[ -λ( t+ T)] / exp[ -λt] = 1 - exp[ -λt] (5.10) = Q( T) 지금까지 사고발생률 λ에 대해서만 설명하였는데 이러한 개념은 고장수 리율 μ는 물론이고 상태 i로부터 상태 j로의 천이율 η ij 에 대해서 적용가 능하며, 다음과 같이 표현할 수 있다. λ = [대상기간 중 사고 횟수] / [대상기간 중 총 운전시간] μ = [대상기간 중 고장수리 횟수] / [대상기간 중 총 수리시간] η ij = [대상기간 중 상태 i에서 상태 j로 이동한 횟수] / [대상기간 중 상태 i에 머문 총 시간]

145 4. Markov Processes 가. 시변 확률(Time Dependent Probability) 식 (5.7) 및 (5.8)에 나타난 바와 같이 생존함수와 누적 고장분포 함수는 시간의 함수이다. 곧, 기기가 임의의 상태에 존재할 확률이 시간의 함수이 고, 이 확률을 계산하는 방법은 몇 가지가 있다. 여기에서는 예로써 그림 5.4와 같이 두 개의 상태로 구성된 상태공간에서 각 상태에 존재할 확률을 계산하는 방법을 기술하면 다음과 같다. ldt 운전상태 : 상태 1 고장상태 : 상태 2 mdt 그림 State Space Diagram 식 (5.7)과 (5.8)에서 λ t 1.0을 만족하면, t 시간동안에 상태 1에 있는 기기가 사고로 상태 2로 갈 확률은 λ t가 되며 상태 1에 남아 있을 확률은 1-λ t가 된다. 동일한 개념에서 상태 2에 있는 기기가 상태 1로 갈 확률과 그대로 상태 2에 남아 있을 확률은 각각 μ t, 1-μ t가 된다. 이것을 이용하여 시간 t 후에 상태 1에 남아 있을 확률은 [ ( 시간 t에 서 상태 1에 있을 확률과 시간 dt 동안에도 상태 1에 남아 있을 확률의 곱 ) +( 시간 t에서 상태 2에 있을 확률과 시간 dt 동안에 상태 1로 갈 확률의 곱 ) ]으로 표현할 수 있고, t 후에 상태 2에 남아 있을 확률도 같은 방식 으로 구할 수 있다. 이를 수식으로 표현하면 식 (5.11)과 같다. P 1 (t+ t) =P 1 (t)(1- λ t) + P 2 (t)( μ t) P 2 (t+ t) =P 1 (t)(λ t) + P 2 (t)(1- μ t) (5.11)

146 식 (5.11)을 식 (5.12)와 같이 행렬식으로 표현할 수 있는데 행렬 [S]를 천이확률행렬(Stochastic Transitional Probability Matrix)이라 한다. [ P 1 (t+ t) P 2 (t+ t) ] = [ P 1 (t) P 2 (t)] [ S] (5.12) 여기서, [ S] = [ 1 - λ t λ t ] μ t 1 -μ t 그리고 t 0.0일 때 P'(t) = dp(t) dt = P(t+ t)-p(t) dt 식 (5.11)을 미분방정식형태로 정리하면 다음 식과 같다. 임을 이용하여 P 1 (t) P 2 (t) [ -λ λ ] [ P' 1 (t) P' 2 (t)] = [ ] μ -μ (5.13) 식 (5.13)을 Laplace 변환을 이용하여 계산하고 초기조건으로 P 1 (0)= 1, P 2 (0) = 0이라고 가정하면, 식 (5.14)와 같이 임의의 시간 t에서 의 P 1 (t) 및 P 2 (t)를 구할 수 있다. P 1 (t)= 1 λ + μ {μ + λ e - ( λ+ μ)t } P 2 (t)= 1 λ + μ {λ - λ e - ( λ+ μ)t } (5.14) 식 (5.12)는 2-State 구성요소에 대해 행렬식으로 표현한 Discrete Markov 함수이고 식 (5.14)는 Continuous Markov 함수이다. 장시간 후 의 확률은 시불변으로 가정하여도 무리가 없겠지만 일일 운전계획과 같이 단기간의 문제를 다루는 경우에는 상당한 오류를 초래할 수 있고, 이러한

147 경우에는 시변 확률을 적용해야 한다. 시변 확률은 Continuous 함수인 식 (5.14)에 의하여 계산하는 것이 더욱 정확하지만, Discrete 함수인 식 (5.12)를 사용하는 것이 편리할 수 있다. 나. 최종상태(Limiting State) 확률 식 (5.14)에서 t 가 되면 P 1 ( ) μ (λ+μ), P 2 ( ) λ (λ+μ) 가 된다. 이 값의 의미는 지금 시점에서 장시간 후에 이 기기가 운전 중일 확률과 고장이 나 있을 확률을 의미한다. 곧, 장시간 후의 확률은 시불변으로 가정 할 수 있음을 뜻하며 이 확률은 장기 전력수급계획에서 주로 사용된다. 이 때 P 1 ( )과 P 2 ( )를 각각 가용률(Availability)과 불용률 (Unavailability)이라 하며, P 2 ( )는 고장율이다. 특히 2-State로 표현할 수 있는 발전기의 Discrete Markov 함수를 이용하면, t 일 때 P(t+ t) = P(t)이므로 식 (5.12)을 이용하여 다음 식을 유도할 수 있고 식 (5.15)와 식 (5.16)을 연립방정식 형태로 계산하면 최종상태 확률을 구할 수 있다. [ P 1 ( ) P 2 ( )] [ S] = [ P 1 ( ) P 2 ( )] (5.15) P 1 ( )+P 2 ( )= 1 (5.16) 다. 적용 예 두 개의 동일한 구성요소로 이루어진 그림 5.5와 같은 State Space Diagram을 가지는 시스템에 대해 가용율 P 1 과 불용률 P 2 를 구해보면 다 음과 같다

148 그림 5.5 State Space Diagram for Two Identical Components 우선, 천이확률행렬을 구한 후 식 (5.15)에 대입하여 최종상태 확률을 구 한다. [S] = 1-2λ 2λ 0 μ 1-λ-μ λ 0 2μ 1-2μ P 1 ( )= μ 2 (λ+μ) 2, P 2 ( ) = 2λμ (λ +μ) 2 (5.17) P 3 ( )= λ 2 (λ+μ) 2 (5.18) 두 개의 구성요소가 직렬로 연결되었을 경우의 전체 시스템의 가용율과 불용률은 A=P 1 ( )= μ 2 (λ+μ) 2 (5.19) U=P 2 ( )+P 3 ( )= 2λμ+λ2 (λ+μ) 2 (5.20) 이고, 병렬로 연결되었을 경우에는

149 A=P 1 ( )+P 2 ( )= μ 2 +2λμ (λ+μ) 2 (5.21) U=P 3 ( )= λ 2 (λ+μ) 2 (5.22) 이다. 5. 빈도수와 지속시간(Frequency and Duration Techniques) 2-State 모델에서 운전상태일 확률을 P 0, 고장상태일 확률을 P 1 이라고 하고 빈도수와의 관계를 구하면 다음 식과 같이 표현할 수 있다. P 0 = m m +r r P 1 = m+r = m T = 1 λt = f λ = r T = 1 μt = f μ (5.23) f = P 0 λ = P 1 μ (5.24) 여기서, m은 MTTF(Mean Time To Failure)로서 λ의 역수이고, r 은 MTTR(Mean Time To Repair)로서 μ의 역수이다. 그리고 T는 MTBF(Mean Time Between Failure)로서 빈도수 f와는 역수 관계이다. 결국 우리가 구하고자 하는 f는 고려하고자 하는 일정기간 동안(보통 1 년)에 고장이 발생하는 빈도수, 또는 수리가 이루어지는 빈도수라고 해석 할 수 있는데, 물론 고장이 발생한 횟수와 수리가 이루어지는 횟수는 동일 하다. λ나 μ는 전체 동작시간이나 전체 고장시간에 대한 빈도수를 나타내 는 반면에, f는 동작시간이나 고장시간의 구분 없이 전체 시간에 대한 빈 도수를 나타내기 때문에 계통의 특성을 더욱 직관적으로 이해할 수 있다는

150 장점이 있다. 식 (5.24)의 의미를 살펴보면 이렇게 해석할 수 있다. 즉 운전상태로 들 어가는 빈도수는, 운전상태에 있을 확률과 운전상태에서 나가는 천이율의 곱( P 0 λ), 또는 운전상태에 없을 확률과 운전상태로 들어가는 천이율의 곱( P 1 μ)으로 표현한다. 따라서 각 상태 간의 천이율과 각 상태에 존재할 확률을 알면, 우리가 얻고자 하는 빈도수와 그의 역수인 지속시간(주기)을 쉽게 구할 수 있다. 그림 5.5와 같이 두개의 동일한 구성요소가 직렬로 연결되어 있는 시스 템의 경우, 운전상태(세 가지 State 중 State 1)에 대한 빈도수는 State 1에 존재할 확률( P 1 )과 State 1에서 나가는 천이율( 2λ)와의 곱으로 구할 수 있 다. f 1 =P 1 2λ = μ 2 2 2λμ 2 2λ = (λ+μ) (λ+μ) 2 (5.25) 그리고 두개의 동일 구성요소가 병렬일 경우의 고장상태(세 가지 State 중 State 3)에 대한 빈도수도 같은 원리로 다음 식과 같이 구할 수 있다. f 3 =P 3 2μ = λ 2 (λ+μ) 2 2μ = 2λ 2 μ (λ+μ) 2 (5.26) 동일한 두개의 구성요소가 직렬일 경우의 운전상태와 병렬일 경우의 고 장상태는 하나의 State 만으로 구성되어 있기 때문에 쉽게 구할 수 있지만, 직렬일 경우의 고장상태(세 가지 State 중 State 2와 State 3)와 병렬일 경 우의 운전상태(State 1,2)는 누적 State Space Diagram을 이용하여 구해 야 한다. 즉, 모든 State를 운전상태와 고장상태로 양분한 후, 각각의 State 에 대한 빈도수를 구하여 합한 후 동일한 상태 내에서의 천이빈도수를 빼

151 주면 된다. 가령, 그림 5.5의 동일한 두 구성요소가 직렬일 경우의 고장상 태(State 2,3)에 대한 빈도수를 구하면 다음과 같다. f 23 = f 2 +f 3 -(P 2 λ+p 3 2μ) = 2λμ 2 (λ+μ) 2 (5.27) 물론 f 1 과 f 23 을 같은 값을 가진다. 즉, 운전상태에 들어가는 빈도수와 고장상태에 들어가는 빈도수는 동일하고, 뒤집어서 말하면, 운전상태에서 나가는 빈도수와 고장상태에서 나가는 빈도수는 동일하다. 6. 신뢰도 모형 확률론적 기법을 적용하기 위해서는 대상 계통에서 발생할 수 있는 모든 운전상태를 정의하고, 각 상태간의 천이율을 포함하는 상태공간을 구성하 여야 한다. 그런데, 전력계통의 경우에는 해석대상과 목적에 따라서 차이 가 있기는 하지만 대부분의 경우에 발전기와 선로의 상태 및 부하의 크기 에 따른 상태공간을 구성한다. 따라서 여기에서는 발전기 및 선로 상태와 관련된 고장의 종류를 대별하여 살펴보고 몇 가지 대표적인 신뢰도 모형에 대해서 기술한다. 가. 고장의 종류 - 독립적 고장(Independent Outages) : 각 계통 구성요소의 고장으 로 다른 계통 구성요소의 상태와 무관하게 발생하는 고장을 의미하며, 이 형태의 고장은 계통을 구성하는 모든 기기들에

152 적용이 가능하다. 그러나 일반적으로 발전기 및 선로를 대상 으로 하고 있으며 발전기 정지 및 선로 차단으로 귀착되는 기 기의 고장은 발전기와 선로의 고장모형에 포함시킨다. 그리고 이러한 독립적 고장은 고장을 수리하여 그 원인을 제거함으 로써 다시 활용할 수 있는 특징을 가지고 있다. - 종속적 고장(Dependent Outages) : 이 고장은 계전기의 동작이나 외부적 요인에 의하여 한 개 이상의 계통 구성요소가 계통에 서 분리되는 사건을 의미한다. 예로써, 2회선 선로에서 한 개 의 회선이 고장으로 개방된 후에 두 번째 회선이 과부하로 인 하여 계통에서 분리되는 경우에, 이 두 번째 선로의 개방을 종속적 고장이라 한다. 이러한 고장의 특징은 고장의 수리 대 신에 과부하의 원인을 제거함으로써 해당 기기를 다시 계통 에 연결할 수 있다는 것이다. - 동시발생 고장(Common Mode Outages) : 외부의 요인에 의하여 2개 이상의 기기에서 동시에 발생하는 고장을 의미한다. 여기 서 외부 요인이라 함은 폭풍우, 화재 및 기타 인위적 또는 자 연 재해를 뜻하는데, 이로 인한 고장 중에서 대표적인 사례는 다회선 선로의 철탑붕괴 사고이다. - 소내 고장(Station Originated Outages) : 변전소나 개폐소 내부의 사고로 인하여 발전기 또는 선로가 계통에서 분리되는 고장 을 의미한다. 변전소나 개폐소 내 한 구간의 모선에는 여러 개의 선로나 발전기가 연결되어 있는 경우가 많기 때문에, 모선에서의 사고 또는 이와 유사한 결과를 초래하는 사고나 기기의 오동작이 발생하면 여러 개의 선로 및 발전기가 동시 에 계통에서 분리되며 이러한 상태를 소내 고장이라 한다

153 나. 선로 모형 이상에서 기술한 고장의 종류에 따라서 기기의 상태는 여러 가지로 나타 날 수 있다. 선로의 경우에는 독립적 고장만을 고려하는 경우에 그림 5.6과 같은 모형이 대표적으로 사용되고 있다. 이 모형에서는 고장의 종류를 영 구고장(Persistent Outage)과 순시고장(Transient Outage)으로 구분하여 나타내고 있다. 영구고장이라 함은 고속 재투입에 실패하여 선로를 수리해 야 하는 경우이고, 순시고장이라 함은 고속 재투입이 성공한 경우로 선로 를 수리하지 않고 계통에 연결할 수 있다는 특징이 있다. 동시발생 고장과 소내 고장은 요인에 따라서 다양한 상태가 나타날 수 있어 간단하게 설명하기는 어렵다. 그러나 개념적으로 이 사고를 포함하는 신뢰도 모형은 유사한 형태로 나타나기 때문에, 여기에서는 가장 간단한 모형인 2회선 철탑의 붕괴사고에 의한 동시발생 고장을 포함하는 2회선 선로의 신뢰도 모형을 그림 5.7에 예시하였다. 이 모형에서는 복잡성을 피 하기 위하여 영구 사고만을 고려하였으며, 그림에 사용된 표기의 의미는 다음과 같다. 운전상태 : 상태 1 m 21 m 31 l 12 l 13 영구고장상태 : 상태 2 순시고장상태 : 상태 3 그림 State 선로의 신뢰도 모형

154 None m 1 m 2 l C m C l 1 F C m 1 m 2 l 2 F 1 F 1 F C F 2 F C F 2 m 2 m 2 m 1 m 1 l 2 F 1 F 2 F C l C m C F 1 F 2 l 1 그림 5.7 2회선 선로의 동시발생 고장 포함 신뢰도 모형 여기서, F i : i=1 또는 2이며 선로 i의 독립적 고장 상태 F C : 동시발생 고장인 상태 (철탑붕괴 상태) λ i, μ i : i=1 또는 2이며, 선로 i의 독립적인 고장율과 복구 율 λ C, μ C : 동시발생 고장의 고장율과 복구율 그런데, 앞에서 기술한 기기의 신뢰도 모형을 구하기 위해서는 기기의 과거 이력에 대한 충분하고 상세한 자료가 확보되어 있어야 한다. 또한, 대 부분의 전력기기는 여러 가지 재해에 노출되어 있는 상태이다. 특히 송전 선로와 변전소 등은 대부분 옥외에 설치되어 있기 때문에 폭풍우와 번개 등 날씨상태에 따라서 고장발생률이나 사고시 복구에 소요되는 시간이 크 게 변한다. 한 가지 예로 폭풍우 날씨 하에서의 고장발생률( λ'')은 평상 날

155 씨에서의 고장발생률( λ')에 비해 수배~수십배의 큰 값을 갖는다. 따라서 옥외에 설치된 기기에 대해서는 일기변화에 대한 자료도 요구된다. 그리고 이와 같이 기상상태의 영향을 받는 기기의 천이율은 날씨의 변화를 고려하 여야 결정해야 한다. 예로써 장기간을 대상으로 하는 장기 전력수급계획 시의 적정도를 해석하는 경우에 선로의 고장발생률 λ는 다음 식을 사용하 여 조정할 수 있다. λ = λ ' T N T +λ '' W (5.28) T N +T W T N +T W 여기서, T N : 연중 평상날씨 일수 T W : 연중 가혹날씨 일수 다. 부하 모형 지금까지는 계통 구성요소의 신뢰도 모형에 대해서 간단히 기술하였다. 그런데 계통의 운전상태를 정의하기 위하여 필수적인 또 하나의 요소가 부 하이다. 부하는 시시각각으로 변화하는데, 이것을 표현하는 대표적인 방법 으로는 다음과 같은 것들이 있다. - 실시간 부하곡선 : 실시간 단위로 변동하는 부하곡선을 의미하는데, 신뢰도를 해석할 때는 그림 5.8에 나타낸 것과 같이 이 부하 곡선을 간략화한 계단형 곡선을 사용하고 있다. 그림 5.8(a)의 2-State 모형은 일일부하곡선을 최대부하와 기저부하의 두 상 태로 표현하고 있다. 그리고 그림 5.8(b)의 모형은 T 시간 단위로 세분하여 나타내고 있는데, 일반적으로 적정도 해석에 서는 T =1[시간], 안정도를 해석하는 경우에는 T =수 [분] 단위를 사용한다

156 T 0 시간 (a) 2-State 일일부하 모델 24 T 0 시간 (b) 다중상태 모형 24 그림 5.8 실시간 부하곡선 - 최대부하변동곡선 : 최대부하변동곡선(Daily Peak Load Variation Curve : DPLVC)은 그림 5.8과 같은 일일부하곡선에서 나 타나는 최대부하의 변동을 누적곡선으로 표현한 것을 의미하 는데, 1년간의 DPLVC를 예시하면 그림 5.9와 같다. 그림에 서 1년 중 일일최대부하가 L k 이상이 되는 일수는 t k [일]이 며, 그 확률은 t k /365가 된다

157 일일최대 부하[MW ] L k 0 t k 시간 365 [일] 그림 5.9 최대부하변동곡선 - 부하지속곡선 : 부하지속곡선(Load Duration Curve : LDC)은 최 대부하변동곡선과 매우 유사하지만 한 가지 차이점이 있다. 최대부하변동곡선이 일일 최대부하 만을 고려하는 반면에, 부 하지속곡선은 그림 5.8(b)의 다중상태 모형을 토대로 T 구 간에서 나타나는 부하크기의 변동 상태를 누적으로 나타낸다. 예로써, T =1[시간]으로 하고 1년 간(8760시간)의 부하지 속곡선을 예시하면 그림 5.10과 같다. 부하[MW ] L k 0 t k 시간 8760 [시간] 그림 5.10 부하지속곡선 지금까지 일반적으로 적용하고 있는 부하의 모형을 예시하였는데, 해석 하는 기법에 따라서 좀더 상세한 모형을 필요로 하는 경우도 있다. 그런데, 신뢰도는 대부분 장기 또는 단기 계획을 수립하는데 하나의 기준으로써 필

158 요한데, 이 때 사용되는 부하의 크기는 예측된 값이며 불확실성이 내재되 어 있다는 것을 의미한다. 이러한 불확실성을 고려하기 위해서는 예측된 부하의 크기가 가지는 확률적 특성을 파악해야 하는데, 대부분의 경우에 정규분포특성을 가지는 것으로 알려져 있다. 여기서, 예측된 부하의 크기 는 정규분포의 평균치이며, 편차( σ)는 과거의 경험을 토대로 추정할 수밖 에 없다. 만약 과거에 부하예측이 정확하였다면 편차가 작고, 상당한 오차 가 발생하였다면 큰 값이 될 것이다. 그림 5.11은 최대부하(평균치) 50[MW], 표준편차 2%(1MW)의 경우를 예시한 것으로 불확실성을 7개의 단계로 모의하였는데 불확실성을 무시하면 50[MW]일 확률이 1.0이지만, 불확실성을 고려하면 50[MW]일 확률은 0.382임을 보여주고 있다 표준편차의 배수 : 실부하[MW] : 그림 5.11 정규분포 부하

159 7. 해석기법 신뢰도를 해석하는 과정은 (i)기기 신뢰도 모형 설정, (ii)부하 모형, (iii) 운전상태 분류(Identification), (iv)운전상태의 확률 계산, (v)운전상태 해 석, (vi)신뢰도 지수의 계산과 같이 크게 6개의 단계로 분류할 수 있다. 이 중에서 (v)와 (vi) 단계는 신뢰도를 해석하는 기법보다는 해석하고자 하는 계통(HL I, II 또는 III)과 구하고자 하는 신뢰도 지수의 종류에 따라서 달 라진다. 반면에 (i) ~ (iv) 단계는 해석기법에 따라서 큰 차이가 있다. 조금 더 정확하게 기술하면 (i) ~ (iv)의 복잡성, 해석가능여부 등에 따라서 다른 해석기법을 적용하고 있다. 여러 가지 신뢰도를 구하는 기법들을 분류하여 종류별로 구분하면 다음 그림 5.12와 같이 나타낼 수 있다. System Reliability Calculation Analytical Method Monte-Carlo Simulation State Spce Approach Network Method Decomposition Method Network Reduction Minimal Cut-Set Minimal Tie-Set 그림 5.12 해석기법의 분류도 대표적인 해석기법으로는 해석적 기법(Analytical Method)과 모의법 (Simulation Method)이 있으며, 모의법으로는 몬테카를로 기법(Monte Carlo Simulation)을 사용하고 있다. 모의법은 난수 발생기(Random

160 Number Generator)에 의하여 생성된 난수를 역변환(Inverse Transform)시켜 임의의 확률분포를 구할 수 있는 점을 활용하고 있다. 이 러한 특성 때문에 이 기법은 신뢰도 모형이 매우 복잡하거나, 천이율이 시 변인 경우에 많이 사용되고 있으나 많은 계산시간이 소요되는 단점을 가지 고 있다. 반면에, 해석적 기법은 일정한 규칙에 의하여 운전상태를 정의하 고 수식에 의하여 운전상태의 확률을 계산한다. 따라서 이 기법은 일반적 으로 신뢰도 모형이 상대적으로 간단하고, 천이율이 시불변인 경우에 사용 되고 계산시간이 상대적으로 짧다는 장점을 가지고 있다. 해석적 기법은 해석하고자 하는 계통의 특성과 구하고자 하는 신뢰도 지 수에 따라서 여러 가지 방법이 적용되고 있다. 대상계통으로는 전원계통과 복합계통 및 배전계통, 신뢰도지수 관점에서는 빈도/지속시간과 지장전력 /지장전력량 및 전압/조류 등 운전조건, 해석목적에 따라서는 적정도와 안전도로 구분하여 다양한 방법들이 적용되고 있다. 가. 해석적 기법과 모의법의 비교 1) 해석적 기법 - 계산속도가 빠름 - 항시 일정한 값 산출 - 계통의 복잡도에 선형적으로 비례 2) 모의법 - 복잡한 실 계통을 모의하여 반영하기 용이 - 운영정책의 실제적인 상황을 모두 고려하는 것이 가능

161 - 신뢰도가 높은 시스템에 대해서 많은 Sample 개수를 요구 나. 해석적 기법 1) 상태공간법(State Space Approach) 해석적 기법의 하나인 상태공간법은 다음과 같은 계산절차를 통해 신뢰 도를 구한다. - 가능한 State를 모두 구하여 열거 - 각 State 사이의 천이율(Transition Rate)을 계산 - 천이율 Matrix 구성 - 각 State에 존재할 확률을 계산 - 신뢰도 지수 산출 결과적으로 산출되는 값은 각 State에 존재할 확률, 각 State 간의 천이 빈도수, 각 State에 머무는 지속시간이다. 예를 들어, State를 공급전력량에 여유가 있는 State 집단과 사고나 기타 이유로 인해 공급지장이 발생하는 State 집단으로 양분한다면, 상태공간법을 이용하여 공급지장이 발생할 확 률, 공급지장 발생빈도, 공급지장 지속시간을 구할 수 있다. 2) 네트웍 기법(Network Method) 네트웍 기법에 속하는 네트웍 축약법, Minimal Cut-Set, Minimal Tie-Set을 살펴보기 전에 앞서 기본적인 시스템 구성에 대해서 살펴보면, 직렬, 병렬, 직-병렬 시스템으로 구분할 수 있다. 첫째로, 직렬 시스템(Series System)은 구성성분 중 어떤 하나의 성분이

162 라도 실패(Failure) 상태에 돌입한다면 그로 인해 전체 시스템이 실패 상 태라고 정의되는 시스템 구성을 말한다. 예를 들어, n개의 구성성분이 직 렬로 연결된 시스템에서 성공(Success)과 실패(Failure)에 대해서 살펴보 면 다음 식과 같다. R S = n i= 1 Q S = 1 - n R i (5.29) i = 1 R i (5.30) 여기서, R i : 구성성분 i가 성공할 확률 R S : 전체 시스템이 성공할 확률 Q S : 전체 시스템이 실패할 확률 둘째로, 병렬 시스템(Parallel System)은 모든 구성성분이 실패 상태일 경우에만 전체 시스템이 실패 상태인 시스템 구성을 말한다. 예를 들어, n 개의 구성성분이 병렬로 연결된 시스템에서 성공과 실패에 대해서 살펴보 면 다음 식과 같다. R S = 1 - n Q S = n i = 1 i - 1 Q i (5.31) Q i (5.32) 여기서, Q i : 구성성분 i가 실패할 확률 셋째로, 직-병렬 시스템(Series-Parallel System)을 들 수 있다. 앞에서 논의한 직렬과 병렬 시스템은 보다 복잡한 구성을 분석하기 위한 기본이 된다. 일반적인 원리는 단 하나의 등가의 성분만 남을 때까지, 신뢰도 모델

163 에서의 직렬 혹은 병렬 모델을 적절히 결합함으로써 계속적으로 복잡한 구 성을 단순화 해나가는 것이다. 결국 최종적인 등가 성분의 신뢰도가 처음 시스템의 신뢰도를 나타내게 된다. 가) 네트웍 축약법(Network Reduction) 네트웍 축약법은 조건확률 기법(Conditional Probability Approach)이 라고도 하는데, 복잡한 시스템의 신뢰도를 계산하기 위해서 사용될 수 있 는 이 방법은 시스템을 직렬 혹은 병렬로 연결된 하위 시스템 구조로 계속 해서 감소시키는 방법이고, 그러고 나서 조건확률 방법을 사용하여 이 하 위 시스템을 재결합시키는 방법이다. 예로써 설명하기 위해, 하나의 예를 그림 5.13에 나타내었다. 그림 5.13 네트웍 축약법 예제

164 그림 5.13에서 전체 시스템에 대한 신뢰도는 구성요소 E가 성공일 때와 실패일 때 두 가지 경우로 나누어서 조건부 확률을 이용하여 다음 식과 같 이 구할 수 있다. R S = R S ( if E is good) R E +R S ( if E is bad) Q E (5.33) 여기서 E가 성공일 때 전체 시스템의 성공확률은 R S = (1-Q A Q B )(1-Q C Q D ) (5.34) 이고, E가 실패일 때 전체 시스템의 성공확률은 R S = 1-(1-R A R C )(1-R B R D ) (5.35) 이다. 결과적으로 전체 시스템의 신뢰도, 즉 성공확률은 다음 식과 같이 표 현할 수 있다. R S = ( 1- Q A Q B )(1-Q C Q D )R E +{1-(1-R A R C )(1-R B R D )}Q E (5.36)

165 나) Minimal Cut-Set 기법 Cut-Set 방법은 다음의 두 가지 장점을 가지고 있기 때문에 전력계통의 신뢰도를 계산하는데 많이 쓰이고 있다. - 빠르고 효과적인 계산을 위해 디지털 컴퓨터에서 쉽게 프로그램화 할 수 있다. - Cut-Set 기법은 시스템의 실패를 직접적으로 구하는 방식이다. 그러 므로 시스템의 실패 원인과 취약지점을 파악하는데 유리하다. 간단히 Cut-Set에 대한 정의를 살펴보면, Cut-Set은 전체 시스템의 실패 를 유발시킬 수 있는 시스템의 구성요소들을 모아놓은 집합을 말한다. 즉, 하나의 Cut-Set 내에 있는 구성요소들이 모두 고장을 일으킨다면, 전체 시 스템은 실패 상태라고 할 수 있다. 그리고 Minimal Cut-Set은 Cut-Set 중 에서 더 이상의 Cut-Set으로 쪼갤 수 없는 최소의 구성요소로 구성된 Cut-Set을 의미한다. 예로서 그림 5.13의 간단한 시스템에 대한 Minimal Cut-Set을 구해보면 C 1 ={AB}, C 2 ={CD}, C 3 ={AED}, C 4 ={BEC} 이렇게 4개의 Minimal Cut-Set으로 구성되어 있음을 알 수 있고, 이를 Diagram 으로 나타내면 그림 5.14와 같다. 그림 5.14 Minimal Cut-Set Diagram

166 k번째 Cut-Set을 C k 라 하면, C k 는 C k 내에 병렬로 구성된 모든 요소 가 실패하여 C k 가 실패하는 경우를 말한다. 따라서 n개의 Cut-Set을 갖 고 있는 시스템이 실패할 확률 P f 를 구하는 방법은 다음과 같은 일반식으 로 표현할 수 있다. P f = P [ C 1 C 2 C n ] (5.37) P f = P [ C 1 ] + P [ C 2 ] + +P [ C n ] - [ P ( C 1 C 2 )+P ( C 1 C 3 )+ ] + [ P ( C 1 C 2 C 3 )+ ] (5.38) + (- 1) n - 1 P ( C 1 C 2 C n ) n 식 (5.38)의 첫 번째 줄에는 총 ( ) 1 개(= n개)의 항이 존재하고 차수가 n 증가하여 번째 줄은 총 ( k) 개(= n C n k개)의 항이, 마지막 줄에는 총 ( n) 개(= 1개)의 항이 존재한다. 또한 홀수 번째 줄은 (+) 기호를 짝수 번째 줄 은 (-) 기호를 가지고 차수가 증가할수록 확률값은 감소하기 때문에, 계산 을 끊임없이 계속해 나가면 그림 5.15와 같이 P f 값이 증가 감소를 반복 하면서 수렴하게 된다. 반복하는 상한선(Upper Bound)과 하한선(Lower Bound)의 차이가 충분히 작은 범위 안으로 수렴하면 계산을 중지하고 그 때의 값을 전체 시스템의 실패확률 P f 라 한다

167 그림 5.15 Minimal Cut-Set을 이용한 계산과정의 수렴 특성 다) Minimal Tie-Set Tie-set은 Cut-Set과 유사한 개념이지만 직병렬을 교환하여 표현한 개념 이다. Minimal Tie-Set도 Minimal Cut-Set과 같이 더 이상 쪼갤 수 없는 최소의 구성요소로 구성된 Tie-Set을 말한다. 이 Tie-Set 기법도 앞의 Cut-Set 기법과 마찬가지로 디지털 컴퓨터에서 쉽게 프로그램화 할 수 있 는 장점을 가지지만, 전체 시스템의 실패에 대해 직관적인 이해가 조금 더 어렵기 때문에 Cut-Set에 비해서는 자주 사용되고 있지 않다. Minimal Tie-Set은 시스템이 성공하기 위한 최소경로라 볼 수 있으므로 직렬로 연결된 성분의 집합이다. 결론적으로, 하나의 Tie-Set 내의 성분들 중 어떤 하나가 실패한다면 해당 Tie-Set은 실패로 간주한다. 이런 확률은 직렬 시스템의 원리를 사용함으로써 계산할 수 있다. 그러나 전체 시스템 이 실패하기를 위해서는 모든 Tie-Set이 실패해야 하므로 모든 Tie-Set은 필수적으로 병렬로 연결되어야 하고, 이를 Diagram으로 나타내면 그림 5.16과 같다

168 그림 5.16 Minimal Tie-Set Diagram 3) Decomposition Method State Space Decomposition은 가상의 Source와 Sink node를 추가하 고 각 발전기, 부하, 선로를 Discrete한 용량으로 상태를 구성하여 Ford-Fuklerson의 Max Flow Labeling Algorithm 적용하는 기법을 말 한다. 복잡한 시스템에서는 시스템을 구성하는 구성요소(Component)의 수가 증가함에 따라 기하급수적으로 상태(State)의 수가 증가하기 때문에, 이런 경우에는 모든 상태를 고려하여 시스템 실패확률을 구하는 것이 불가능한 상황이 발생하게 된다. 이때 이용하는 것이 Decomposition Method인데, 시스템을 표현하는 모든 종류의 상태를 Acceptable State( A k )와 System Loss of Load State( L k ), 그리고 Unclassified State( U k ) 이렇게 세 가지 상태로 분류한다. 여기서 A k 는 계통 전 지역에서 부하량을 충족시킬 수 있는 상태를 말하고, L k 는 적어도 하나의 지역에서 공급지장이 발생하는 상태를 말한다. L k 는 Unacceptable State라고도 한다. 그리고 U k 는 A k 나 L k 로 분류할 수 없는 미지의 상태를 말한다. 즉, 처음에는 전체 시스템 의 상태를 A 1, L 1, U 1 상태로 분류한 뒤, U 1 을 다시 A 2, L 2, U 2 3개

169 의 상태로 분류한다. 이와 같은 과정을 계속 반복하다가 일정한 정밀도를 갖는 수준에서 계산을 멈추고, 그때까지의 모든 L k 상태의 확률의 합을 전체 계통의 실패확률로 간주하는 것이 Decomposition Method의 개념 이다. 아래의 그림 5.17에서는 Decomposition Method의 기본개념을 간 략하게 도식화하였다. 전체 계통의 신뢰도 계산 = L k L 1 L 2 A 1 L 3 A 2 A 3 U 1 U 2 U 3... 그림 5.17 Decomposition Method의 개념 다. 몬테카를로 기법의 알고리즘 개발 몬테카를로 기법에는 상태추출 방법에 따라 다음 2가지로 대별될 수 있 다. - 순차 모의법(Sequential Simulation) - 임의 추출법(Random Sampling) 순차 모의법은 난수(Random Number)를 사용하여 각 구성요소의 상태

170 기간을 나타내는 확률변수(Random Variable)의 확률분포(Probability Distribution)를 구하고, 이에 따른 각 사건(Event)을 시간이 경과하는 순 서대로 발생시키는 방법이며, 임의 추출법은 난수에 따라 임의의 시간에서 의 상태변수의 확률분포를 끌어내는 방법이다. 순차모의법은 다시 시간의 경과를 표현하는 방법에 따라 다음의 2가지로 분류될 수 있다. - 고정 구간법(Fixed-Interval Method) - 차기사건 선택법(Next-Event Method) 고정 구간법은 고정된 시간간격(Synchronous Timing)으로 시스템의 상태가 갱신되며, 차기사건 선택법은 다음 사건이 발생할 시간을 미리 계 산하여 진행된다.(Asynchronous Timing) 몬테카를로 기법은 시스템을 구성하는 요소의 수에 따라서 계산시간에 무관하고 구하고자 하는 정밀도에 따라 그 계산시간이 차이가 나기 때문에 대전력계통(Bulk Power System)과 같은 복잡한 시스템에 적절하다. 어떠한 시스템이 m개의 성분으로 구성되어 있다고 하면 이 시스템의 상 태 k는 각 성분의 상태 구성에 따라 결정되며 S ( k) = [ S 1,S 2,...,S m ] k= 1,,n (5.39) 으로 표현된다. 이 때, 각 성분의 상태가 변함에 따라 시스템의 상태가 변 하며, 이 시스템의 상태는 각 성분 중 가장 먼저 상태변화가 일어나는 것 에 의해 지배를 받는다. 즉, 각 성분의 상태 지속시간을 T i i = 1,,m)라 고 하면, 시스템의 상태 k에서의 지속시간은 아래 식과 같이 각 성분의 상 태지속시간 중에서 가장 짧은 시간으로 결정된다

171 T ( k) = min {T i } (5.40) 여기서 T ( k) 는 각 성분의 천이율이 지수분포를 따른다고 가정할 때 이 들의 합을 인자로 가지는 지수분포를 따른다. 일반적으로 m개의 지수분포 를 갖는 성분으로 구성된 시스템의 지속시간 T ( k) 의 확률분포 함수는 f ( t ) = ( m λ i ) exp ( - ( m λ i )t) (5.41) i = 1 i = 1 가 된다. 시스템의 상태의 변화가 일어났을 때 그것이 j번째 성분의 변화 로 야기되었을 확률은 조건부 확률과 누적 확률분포의 정의를 이용하여 P j = P ( T j = t 0 /T =t 0 ) = λ j / m λ i (5.42) i = 1 와 같이 간단히 표현되며, 이때 P j = 1 이므로 난수를 발생시켜 그 j 것이 P j 에 속하면 이 시스템은 j번째 성분의 변화로 인하여 다른 상태로 천이하게 된다. 여기서 발생되는 난수를 U라고 하면, 이 때의 k -상태에서의 지속시간 은 D k = - ln U m i = 1 λ i (5.43)

172 으로 계산될 수 있다. 결국 시스템의 한 번의 변화는 한 번의 난수를 발생 시킴으로써 모의할 수 있다. 이 방법의 장점은 각각의 성분들의 상태를 일일이 모의해서 저장시킬 필 요 없이 한 번의 난수 발생으로 시스템의 한 과정을 모의할 수 있으므로 계산시간이 상당히 줄어든다. 그러나 위 식과 같이 간략히 되기 위해서는 시스템을 이루는 모든 성분들이 지수분포를 따른다는 가정 하에 이루어지 는 것이며, 지수분포가 아닌 성분이 존재 시에는 이 방법을 따를 수 없으 며, 따라서 이 방법의 장점은 사라지게 된다. 이러한 비-지수함수인 경우에 는 다음과 같은 일반적인 과정을 따르게 된다. - Step 1 : 다음 상태로의 천이시간은 T ( k) = min {T i }로 결정되며, 만 일 T ( k) 가 T p 에 해당되면, 즉 p번째 성분에 의해 천이시 간이 결정되면 다음 시스템의 상태는 이 성분의 상태변화 에 의해 결정된다. - Step 2 : 모의시간은 T n + 1 = T n + T ( k) (5.44) 로 진행된다. 여기서 T n 은 n번째 천이가 일어나는 시간이다. - Step 3 : 각 성분의 잔여시간은 T r i = T i - T ( k) (5.45) 이며, 여기서 T i는 r i번째 성분의 잔여지속시간이다. - Step 4 : 따라서 p번째 성분의 잔여시간 T i는 r 0이 될 것이며, 새 로운 난수 발생에 의해 다음 상태에서의 T p 가 결정되고, p를 제외한 다른 성분의 상태 지속시간은 그의 잔여 지속

173 시간으로 대체된다. 즉, T i, i p = T r i T i, i = p = T p (5.46) 이러한 방법에 의하여 Step 1부터 Step 4까지 연구대상시간 동안 계속 되며 시스템의 상태변화를 추적하여 신뢰도 지수 계산을 행한다. 라. Stopping Rule 신뢰도 지수가 N번 구해졌다면 구해진 신뢰도 지수의 분산은 다음 식으 로 얻어질 수 있다. σ 2 = 1 N( N- 1) N [ X i - E( X )] 2 (5.47) i = 1 여기에서 E(X)는 구해진 신뢰도 지수의 평균이다.(가장 최근에 구한 지 수값으로 할 수 있다.) 이 식을 가지고 다음의 식과 같은 신뢰도 지수값의 변화계수(Coefficient of Variation)를 정의할 수 있다. α = σ/e( X ) = 1 - E( X ) NE( X ) (5.48) 이 값이 일정한 정확도(Accuracy)에 들어가면 시뮬레이션을 중단하고 여기에서 얻어진 최근의 신뢰도 지수값을 구해내게 된다

174 따라서 이때에 요구되는 정확도를 만족시키는 샘플의 수는 N = 1 -E( X ) α 2 E(X) (5.49) 와 같이 된다

175 제 2 절 배전계통 계획기법 기초조사 1. 기존 배전계통 계획기법 가. 비용 최소화 배전계통에 대한 계획을 수립하는 계획주체는 신뢰성 있고 경제적인 서 비스 공급을 위해 최적의 확장전략을 수립하게 된다. 일반적으로, 배전계 통 계획은 향후 몇 년간의 부하증가량을 예상하고 선로용량 등에 의한 공 급용량 한계를 벗어나는 시점을 분석하는데, 이때 변전소의 변압기나 주 피더(Main Feeder)와 같은 중요 요소의 단일사고를 고려하거나 다중사고 를 고려한다. 전압이 기준치 이상으로 낮아지거나 선로나 변압기의 전류가 기준치 이상으로 높아진다는 분석결과가 도출될 경우에는 선로나 변전소 확장과 같은 새로운 추가설비에 대한 투자를 고려해야 한다. 배전계통의 계획주체는 해당 문제점을 해결하기 위한 몇 가지 가능한 해결안 중에서 성능과 비용을 비교하여 최선의 해결안을 선택하게 된다. 계통계획에서 가장 기초가 되는 것은 계통의 운영비용에 대한 비용함수 를 계산하는 것이다. 신뢰도, 손실, 전력품질 등과 같이 계획주체에게 있어 중요한 수치들은 비용으로 전환되고, 이를 통해 여러 투자계획 중 최소비 용의 대안을 결정하게 된다. 여러 고려사항들을 비용으로의 전환하게 되 면, 여러 가지 다양한 계획안을 손쉽게 관찰 비교할 수 있다. 나. Peak-Planning 기법 그림 5.18은 전통적인 Peak Capacity Planning 기법과 그 외 비용최적 화 기법과의 비교를 나타내는 그림이다. 그림 5.18에서 곡선은 운영비용을 나타내는데, X축 방향으로 시간이 지남에 따라 부하량이 증가하고 그로 인 해 운영비용이 증가하기 때문에 곡선은 증가하는 형태를 띠고 있다. 운영

176 비용이 새로운 설비투자에 대한 예상비용보다 높을 경우에는 새로운 설비 를 건설하는 것이 경제적인 선택이 될 수 있다. 새로운 설비의 건설은 계 통의 운영비용을 감소시키고 결국 이를 통해 장기적으로 전체 계통의 운영 비용 최소화를 이룰 수 있다. 그림 5.18 비용 최소화를 위한 Peak Planning의 비교 Peak Planning"이라 함은, 연간 피크부하가 미리 정해놓은 공급용량 한계치를 넘어서는 경우 Utility Cost와 Customer Cost가 급격히 증가하 는 것을 말한다. 즉, 한계치를 넘어서는 순간 Utility Cost과 Customer Cost를 합한 전체 운영비용이 급증하여 새로운 설비에 대한 투자비용을 상회하게 된다. Peak Planning 기법은 연간 부하증가량이 크고 확실한 경 우, 그리고 선로확장이나 변압기 증설과 같이 몇 가지 대안만을 가지고 결 정을 내릴 경우에 유용한 기법이다. 공급지장 에너지를 비용으로 변환하고 운영비용의 변화를 정확하게 모 델링 한다면 그림 5.18의 High-Growth Scenario와 Low-Growth Scenario 같은 운영비용 곡선을 얻을 수 있다. 공급용량 한계치를 넘어서 는 경우에도 운영비용과 투자비용의 비교를 통해 적절한 투자시기를 결정 할 수 있는데, 부하증가가 높지 않고 불확실한 경우(Low-Growth Scenario)일수록 고려할 수 있는 대안들이 많아지게 된다. 그러나 High-Growth Scenario의 경우는 투자계획(Investment Option) 1과 투

177 자계획 2의 시간간격이 짧기 때문에 Peak Planning 기법과 별반 차이가 없게 된다. 그림 5.19는 다른 관점에서 비용최소화를 바라본 그림이다. 실선으로 나타난 전체 운영비용을 최소로 하는 6MW가 최선의 계획안으로 채택되 지만, 전통적인 Peak Planning 기법에서는 전체 운영비용이 점선으로 나 타나게 되고 결국 공급용량 한계로 지정한 8MW의 용량을 유지하는 것이 최선의 계획안으로 결정되게 된다. 그림 5.19 계획결정에서 비용의 영향 Peak Planning 기법은 피크부하 예측의 불확실성으로 인해 과도한 투 자로 이어질 수 있다. 지금까지는 부하예측의 불확실성으로 인한 위험을 완화하기 위해서 필요 이상의 설비투자를 해온 것이 사실이고 이런 과도한 투자는 전기요금을 통해 소비자가 부담해왔다. 그러나 전력시장에 경쟁이 도입됨으로 인해 이제는 그런 과도한 투자는 전기사업자에게 비효율적 경 영으로 부담지워지게 되므로 Peak Planning 기법은 이제는 더 이상 사용

178 되지 않게 될 것이다. 2. 용량 한계 배전계통이 최대 용량에 도달한다면, 몇몇 부하점에서는 일부 혹은 전체 부하량의 삭감이 불가피하다. 그와 같은 공급지장은 앞에서 언급한 EUE로 볼 수 있고, 그림 5.20에서의 Unserved Energy라고 할 수 있다. 여기에서 는 단일 제약으로서 선로 하나의 용량제약 만을 가지는 간단한 경우이므로 부하지속곡선(LDC)를 이용하여 쉽게 해석할 수 있다. 매년 부하량이 증가 함에 따라 공급지장 전력량은 비선형적으로 급속히 증가하게 되고, 선로에 대한 확장이 이루어지지 않는다면 결국에는 많은 양의 공급지장이 발생하 게 된다. 그림 5.20 피더한계와 공급지장에너지

179 실제로는 단일 제약이 아닌 여러 가지 제약들이 많이 존재하며 이를 고 려할 시에는 부하지속곡선을 이용하는데 무리가 따른다. 배전계통에 대한 계획주체는 종종 두 가지의 용량 한계를 고려한다. 하나는 표준 한계 (Normal Limit) 혹은 계획 한계(Planning Limit)이고 다른 하나는 비상 한계(Emergency Limit)이다. 비상 한계는 상당히 높은 값을 가지기 때문 에 실제 계획과정에는 별 영향을 주지 못하지만, 표준 한계의 경우에는 설 비확장을 이끌어내는 계기가 된다. 표준 한계와 비상 한계 사이에서 계통 이 운영될 경우에도 공학적인 설계여유(Engineering Design Margins)로 인해 계통은 정상적으로 전력을 공급할 수는 있지만, 신뢰도는 감소하게 되고 비상 한계를 넘어서는 위험성도 증가하게 된다. 표준 한계와 비상 한 계를 이용하여 EUE를 계산하는 방식에는 두 가지가 있다. - 최악의 상정사고를 모델링 한 후 비상 한계를 넘어서는 공급지장 전 력량을 계산 - 정상상태인 계통을 모델링 한 후 정상 한계를 넘어서는 공급지장 전 력량을 계산 가. 비상 한계 비상 한계라는 개념은 상대적으로 분명하게 정의될 수 있는 개념으로서 선로에 있어서는 다음과 같이 정의할 수 있다. - 피크부하시의 최대 전류정격(Continuous Current-Carrying Rating)) - 1시간 동안의 정격(One-Hour Rating) 두 개의 정의 중 후자는, 사고로 인한 스위치 동작 후 부하를 재배치하는 데 걸리는 시간을 고려한 정의이다. 그러나 계통의 피크 지속시간이 서너 시간에 걸친다면 약간은 위험성을 지니는 정의이다. 비상 한계는 연속 정

180 격(Continuous Rating)에 비해 더 높기 때문에, 계통계획에서 비상 한계 를 사용하면 설비투자 시기를 늦출 수 있다. 그렇지만 더욱 안전한 계통을 원하는 계획자는 비상 한계로서 연속 정격을 고려할 수 있고, 이 경우 더 욱 견고한 공학적 여유분(Engineering Margin)을 두게 된다. 나. 표준 한계 표준 한계는 종종 비상 한계에 대한 백분율로서 간단히 표현하는데, 약 50%에서 80% 정도의 값으로 정의한다. 이상적으로는 계통의 각 구성요소 에 대해 고장 없이 전력을 공급할 수 있는 시간을 측정하여 평상시에 최대 로 공급할 수 있는 부하를 결정하는 방식이 정확하겠지만, 이는 많은 시간 이 소요되는 관계로 보통은 컴퓨터 Tool을 이용하여 결정한다. 적어도 변 전소에서 나오는 메인피더(Main Feeder)에 대해서는 표준 한계를 구하여 계획시 고려하는 것이 바람직하다 하겠다. 배전계통의 구성이 복잡해질수 록 표준 한계는 비상 한계의 80%에 가깝게 높아지는 특성이 있는데, 이는 달리 해석하면 사고 후 얼마나 부하 재분배가 잘 이루어지는가에 대한 척 도로 해석할 수 있다. 표준 한계값이 작은 계통일수록 EUE의 값이 높아지 고 더욱 안전성 있는 피더 설계계획이 필요한 계통이다. 3. 계획과정 배전계통 계획의 목적은 전력회사가 일정한 신뢰도수준 범위 내에서 부 하 예측치에 만족할 만한 장비나 시설물을 건설하는 것이다. 그러므로 배 전계통 계획은 미래에 필요하다고 예상되는 용량과 위치, 연결, 계통계획 의 변화 등을 포함하는 배전계통을 결정하는 것이다. 분명한 것은 모든 계 획에 있어 비용을 최소화해야 한다

181 또한 송배전계통의 기본적인 목적은 소비자에게 사용할 수 있는 형태로 전력을 공급하는 것이다. 즉 송배전계통은 전기의 어떠한 변형 없이 소비 자의 전기기기를 사용할 수 있는 형태의 전력을 제공해야 하는 것이다. 전력회사의 계획은 전력회사의 목적을 달성하기 위해 미래의 자원과 행 동에 대한 최상의 계획을 찾는 과정이라 할 수 있다. 일반적으로 계획에 대한 주요 관심사는 비용의 최소화, 이익의 극대화와 같은 재정적인 문제 이다. 그러므로 계획은 여러 대안을 세우고 그 중에서 최상의 선택을 하는 것인데, 이러한 계획 과정은 5단계로 나눌 수 있다. 각각의 단계는 송배전 계통계획의 목표를 달성하는데 있어서 필수적인 단계이다. Identify the problem Explicitly define the range of application and its limits Determine the goals What goals are to be achieved? What is to be minimized? Identify the alternatives What options are available? Evaluate the alternatives Evaluate all the options on a sound basis. Select the best alternatives Select the option that best satisfies the goals with respect to the problem Final Plan 그림 단계의 계획과정

182 4. 장단기 계획 가. 장단기 계획의 함수 Lead Time이란, 계획된 활동을 수행하는데 소요되는 시간을 말한다. 즉, 송배전 계통계획에 대한 준비시간, 실제 건설시간, 설비에 소요되는 시 간 등 일련의 과정을 수행하는데 필요한 전체 시간을 말하는데, 이 시간은 최소한의 계획기간을 설정하기 위해 필요하다. 만약 새로운 변전소를 위해 서는 자료수집, 인가, 조사, 건설, 테스트의 단계를 거쳐 송배전 선로에 연 결하기까지 최소한 5년이 걸린다고 하면(즉, Lead Time이 5년) 전력회사 는 그들이 필요한 새로운 변전소를 확보하기 위해 최소한 5년이라는 기간 을 확보해야한다. 그러므로 계획은 이 Lead Time의 함수로 이루어진다고 할 수 있다. 최소비용을 위한 계획은 가장 짧은 Lead Time을 구하는 것이 아니라, 모든 합리적인 대안 중에 Lead Time을 만족하는 것을 찾는 것을 의미한 다. 표 5.2 Minimum Lead Time Level Years Ahead Generation 13 EHV Transmission 9 Transmission 8 Sub-transmission 7 Substation 6 Feeder 3 Lateral 0.5 Service Level

183 나. 단기 계획 단기 계획의 목적은 송배전계통이 모든 표준과 규범을 만족하면서 부하 에 대해 지속적인 서비스를 안정적으로 제공하는데 있으므로, 결국은 증가 하는 부하량을 충족하기 위해 필요한 Lead Time을 확보하는 것이라 할 수 있다. 그러므로 단기계획의 결과는 미래의 계통변화에 대해 계통을 강 화하고 보강, 추가하는 일련의 결정과 설계로 이루어진다. Load forecast for the lead time year(s) Existing system & planned additions through lead time Short-range Planning Process Identified area capacity shortfalls and solutions Project Project Project Project 그림 5.22 단기 계획과정 다. 장기 계획 장기 계획은 단기 계획과는 달리 Lead Time 이후의 계통에 대해 연구 하고 조사하는 것이다. 즉 장기계획의 목적은 모든 단기계획 결정에 따른 가치를 평가하여 미래의 계통을 최소비용으로 운영할 수 있도록 보장하기 위한 것이다

184 아래 그림 5.23의 계획을 고려해 보자. 그림 5.23은 5개의 작은 해안 도 시로 이루어져 있다. 이 지역에서의 소비부하 증가율은 5년 내 송전용량의 확장을 필요로 한다. 단기 계획은 여러 대안 중 Tarragon과 Red Cliffs 지 역에 새로운 송전선로를 건설해야 한다고 결정한다. 그러나 이러한 단기 계획 결정은 수명에 대한 계통의 활용도와 투자의 타당성을 결정하는 것은 아니다. 이러한 문제의 해결책으로 장기 계획이 수립된다. 그림 5.23 해안지역 5개 도시의 계획 5년~25년의 미래를 대비해 새로운 송전선로와 변전소, 혹은 계획된 설비 에 대해 연구하기 위해서, 전력회사의 계획수립주체는 서비스를 개시할 시 기와 새로운 선로, 미래 상황에 대한 철저한 분석이 필요하다. 여기에는 부 하예측과 거기에 따른 선로의 확충뿐만 아니라, 새로운 발전소의 건설로 인해 계통에 추가적으로 필요한 여러 설비들을 포함해야 한다. 그러므로 장기계획은 여러 불확실한 미래의 변화에 대해 탄력적으로 운영할 수 있도 록 계통에 대한 전반적인 조사와 검토를 필요로 한다

185 장기계획은 미래의 상황에서 전력회사에 적용되는 경제성(손실가치 등) 과 운영규범(현재와 같다고 가정)에 대해 제시해야만 한다. 제안된 단기 예 측의 변화에 따른 경제성과 실행에 따른 상호영향에 대해 평가하기 위해 부하는 장기 부하예측에 의해 분류되어야만 하고, 그에 따른 추가적인 다 른 송배전 시설물이 그 기간동안 제공되어야만 한다. 장기계획은 장비와 위치, 설계에 대한 완전하고 자세한 계획을 필요로 하지는 않고, 단지 경제성에 대한 충분한 평가와 장기적인 계통의 안정적 운영에 따른 단기 예측 결정의 적합성에 대한 평가를 필요로 한다. 자세한 계획에 대한 것은 주로 단기 계획에서 이루어지고, 장기 계획은 단기 계획 을 결정하기 위한 배경을 제공한다고 할 수 있다. 그리고 추가적으로 다음 과 같은 유용한 함수들을 제공한다. 1) Forecast of long-range distribution budget T&D, DSM, IRP 계획자는 같은 전력회사의 계획수립 주체가 아니다. 회사가 경쟁적인 위치를 유지하고 투자자의 투자를 끌어내기 위해서는 제 정상의 통합이 계획단계에서 요구된다. 2) Identification of long-term direction and strategy 장기계획은 미래의 송배전계통에 대한 명확한 방향과 전략을 제공한다. 이것은 최상의 방향 혹은 전략이 아니라 송배전계통의 미래에 대한 현재의 비전이 단지 좋고 나쁨으로 나타난다

186 3) A basis for evaluation of new ideas or changes in procedure 표준 혹은 계통 설계의 변화에 대한 제안은 명확히 설정된 현재 표준과 의 비교 없이는 평가하기가 매우 어렵다. 그러므로 새로운 제안은 "Base Case"와 비교하여 장기계획의 기초를 제공한다. 라. 다중-시나리오(Multi-Scenario) 계획 Neither Present System Build new facility Event A Event B Time period over which commitments must be made now Events A & B Present +4 years +8 years +12 years 그림 5.24 다중-시나리오 계획 단기계획과 달리 장기계획은 그들의 계획에 따라 이루어지는 것이 아니 라 상황에 따라 변한다. 또한 장기예측에 있어 주요 사건과 미래에 대한 예측 불확실성은 계획주체들을 곤란하게 만들고 있다. 그러므로 하나 이상 의 장기계획을 수립해야만 한다. 다양한 장기계획은 단기계획으로부터 나오며, 발생할 수 있는 다양한 사 건들을 포함한다. 이것을 다중-시나리오 계획이라 한다

187 마. Feeder 계획과 Feeder System 계획 배전계통 계획을 수립하기 위해서는 피더계통에 대한 계획을 수립해야 한다. 이러한 피터계획에는 크게 두 가지 측면이 고려된다. 1) Feeder System 계획 피더 시스템 계획에는 변전소로부터 연결될 많은 피더의 결정, 전압수준, 변전소로부터 서비스를 제공받는 지역과 할당, 각 지역의 첨두부하, 운영 상의 문제(전압, 신뢰도, 상정사고의 고려), 전체적인 비용이 포함된다. 목적 Feeder System 계획은 장기계획으로, 배전계통 계획을 결 정하기 위한 평가정보를 제공 계획 범위 5~20년 결과 Feeder-Level에 따른 비용 평가와 실행에 따른 Substation-Level 결정에 미치는 영향 협조해야할 분야 Substation 계획, Customer-Level 계획 Substation-Feeder 계통 최적화 적용과 Multi-Feeder 사용되는 TOOL (Multi -Substation) 최적화 프로그램,

188 2) Feeder 계획 Feeder 계획은 Feeder System의 단기계획으로, Feeder의 자세 한 레이아웃과, 공학적 수준의 자세한 항목과 결정에 대한 설명 목적 을 포함하며, Feeder의 추가와 그에 따른 계통 성능 향상에 대 한 정의와 권한에 대한 계획을 명시 계획 범위 1~5년 결과 협조해야할 분야 사용되는 TOOL Feeder System의 계획 설명, 일정, 예산 Feeder System 계획, Substation 계획, Customer 계획, 건설 "Feeder Design" CAD System, Feeder 최적화 프로그램, AM/FM,GIS Systems

189 제 3 절 분산전원이 신뢰도에 비치는 영향분석 최근 전력산업의 경쟁체제 전환과 환경규제의 강화로 주목받고 있는 분 산전원은, 일반적으로 배전계통에 설치되며 기존 발전소에 비해 작은 용량 (약 10MW 이하)을 가지는 전원이다. 분산전원이 배전계통에 설치되어 운 영될 경우 소비자가 경험하는 신뢰도 및 전력품질이 증대될 것이라고 판단 할 수 있으나 항상 그러한 순기능을 보이는 것은 아니다. 분산전원이 신뢰 도를 높이기 위해 보조전원으로 설치되거나 Peak demand 담당 전원으로 운영될 경우 배전계통의 신뢰도는 높아질 수 있지만, 독립전원으로 운영될 경우 기존 배전계통의 전력조류와 전압제어 환경에 큰 변화를 가져올 수 있다. 따라서 이러한 복합배전계통의 신뢰도는 새롭게 평가하여야 하며 기 존 배전계통에서는 고려하지 않았던 전력원이 포함된 복합배전계통의 신 뢰도 평가 및 신뢰도 지수 계산에는 새로운 연구가 요구된다. 1. 기존 배전계통 신뢰도 배전계통은 구조개편 후에도 전력공급에 대한 지역독점권이 유지될 것 이다. 따라서 배전계통은 독점권에 대한 규제와 공공적인 차원의 공급전력 품질기준을 관리함으로써 적정 신뢰도를 유지하게 될 것이다. 배전계통에서의 사고나 고장의 대부분은 국지적으로만 영향을 끼치며, 궁극적으로는 정전, 전압저하(Voltage Sag), 전압상승(Voltage Swell) 등 공급서비스의 저하로 표출된다. 또한 일반 수요자에 대한 공급서비스불량 문제는 대부분 배전계통 내의 사고 또는 고장으로부터 기인한다. 따라서 배전계통 신뢰도의 저하 또는 향상은 전기 소비자의 체감 신뢰도에 그대로 반영되고 배전계통 신뢰도 유지는 수용가에 공급되는 전기의 품질을 적정 수준으로 유지할 수 있도록 관리함으로써 달성할 수 있다

190 배전계통의 신뢰도는 고전적으로 서비스차단 즉, 정전만을 대상으로 하 였으나, 공급 전압의 크기나 파형에 민감한 기기들의 사용이 증대되면서, 배전계통 신뢰도는 종합적인 공급 품질에 대한 척도로 의미가 확장되고 있 다. 배전계통 신뢰도는 계통구성 및 기기의 특성에 따라 달라진다. 가공 배 전계통은 바람이나 뇌격 등과 같은 기상의 영향을 많이 받기 때문에 상대 적으로 잦은 사고 또는 고장이 발생하며, 지중 배전계통은 외적 요인으로 부터 비교적 잘 보호되기 때문에 사고 또는 고장 빈도는 낮으나, 고장복구 에 장시간이 소요된다. 또한 배전자동화의 도입은 고장구간의 최소화 및 신속한 분리로 신뢰도 향상에 도움이 되고, 피뢰기 등과 같은 고장억제 또 는 기기보호 설비의 운영도 신뢰도를 향상시킬 수 있다. 또한, 고장복구 체제는 고장복구 시간을 좌우한다. 배전선로와 같이 즉시 교체가 불가능한 기기의 고장은 가능한 신속히 복구하여 후속 고장 등에 의한 신뢰성 저하를 방지할 수 있도록 해야 한다. 배전계통의 주상변압기 등과 같이 즉시 교체가 가능한 기기는 복구에 장시간이 요할 경우를 대비 해 예비품을 확보하여 운영하는 것이 바람직한데, 예비품은 대상 기기의 고장발생빈도 등을 고려하여 적정량을 확보해야 한다. 그리고 배전계통의 신뢰도는 배전방식에 따라서도 큰 영향을 받는데, 배 전계통의 급전형태는 계통 구성에 따라 - 방사상(Radial) 급전 - 1차(고압) 환상망(Primary Loop) 급전 - 1차 선택(Primary Selective) 급전 - 2차(저압) 선택(Secondary) 급전 - 스폿 네트워크(Spot Network) 급전 등으로 분류할 수 있으며, 방사상 급전방식이 신뢰도가 가장 낮으며, 스폿

191 네트워크 급전방식의 신뢰도가 가장 높다. 2. 배전계통에서 분산전원의 신뢰도 평가방안 가. SIPS의 타당성 평가 전력계통에서 기존의 에너지원을 사용함으로써 발생하는 높은 에너지비 용과 환경에 미치는 악영향으로 인하여 신 재생에너지의 적용이 급속한 속도로 성장하고 있다. 풍력 에너지원(Wind Turbine Generator : WTG) 또는 태양광 발전(Photovoltaic System : PV) 등이 현재 비싼 디젤연료를 사용하는 격리된 소규모 전력계통(SIPS)에 비용 및 친화적 환경 측면에서 효과적인 에너지원으로서 점점 인정을 받고 있다. 이러한 신 재생에너지 의 이용은 계통의 연료비용을 상당히 줄일 수 있을 뿐만 아니라 계통의 신 뢰도에도 상당한 영향을 미칠 수 있다. 그래서 이러한 신 재생에너지를 이용하는 격리된 소규모 전력계통에서 효과적인 신뢰도의 전력을 공급하 기 위해 계통의 Well-Being 모델을 이용하여 결정론적 방법과 확률론적인 방법을 조합하여 사용한다. 이 연구에서는 태양광 발전과 풍력발전과 같은 신 재생에너지를 이용한 분산전원이 SIPS의 신뢰도에 미치는 영향을 살 펴본다. 계통 Well-Being 방법은 확률적 기반체제 위에 결정론적 기준을 정하여 신 재생에너지원을 이용하는 SIPS에서 발생하는 문제들에 관한 실질적인 해결책을 제공할 수 있다

192 그림 5.25 계통 Well-Bing 모델 그림 5.25와 같이 계통 운전상태를 정의함으로써 기본적인 결정론적 또 는 확률론적 개념의 조합을 만들 수 있다. 계통이 특정한 결정론적 기준을 만족시킬 수 있을 만큼 충분한 여유 용량을 가지고 있으면 계통은 안정한 상태(Healthy State)로 운영이 되고, 한계상태(Marginal State)에서는 부 하에 지장을 초래하지는 않지만 결정론적 기준을 만족하는 충분한 예비용 량을 가지고 있지 못한 상태를 의미한다. 위험한 상태(Risk State)는 부하 가 이용 가능한 용량을 초과한 경우 즉, 발전용량이 부하의 수요량을 만족 시키지 못하는 상태를 말한다. 나. SIPS의 신뢰도 평가 모델 태양광 발전이나 풍력발전 에너지원을 이용한 SIPS의 타당성 평가는 다 음과 같은 3가지 단계를 통해 이루어진다. 첫 번째는 시스템 지역에서 일 어나는 기상데이터를 분석하고 다음으로 이러한 기상상태로부터 얻은 대 체에너지원으로부터의 전력을 계산한다. 이렇게 계산한 전력을 계통의 부 하데이터와 조합하여 다양한 에너지 지수를 구하고 타당성을 평가한다. 그림 5.26은 평가모델을 나타낸다

193 대기상태 PV SYSTEM 풍력상태 WTG SYSTEM 계통 부하 DG SYSTEM 그림 5.26 SIPS의 신뢰도 평가 모델 다. 시스템의 평가 신 재생에너지의 고유한 많은 랜덤 변수들의 영향과 그들의 상호작용 의 복잡성은 기상조건과 전체 전력계통에서의 실제 사건 등을 연대기적으 로 알아봄으로써 그에 대한 시스템의 운전을 모의해서 해결 할 수 있다. 이 결과로 위험지수와 안전지수를 구할 수 있다. 각각의 장치에 대한 고장 기록은 아래에 제시된 식을 이용하여 고장시간과 수리시간의 시뮬레이션 에 의해서 계산된다. up time = -MTTF ln (x 1 ) (5.50) down time = -MTTR ln (x 2 ) (5.51) 여기서, MTTF : 평균 운전시간 MTTR : 평균 고장시간 x i : 0과 1사이의 랜덤 수 신 재생 에너지원에 의한 시간당 전력은 기존의 계통의 전력과 조합된 다. 모든 분산전원(풍력, 태양광, 가스터빈 등)으로부터 얻을 수 있는 전력

194 은 발전모델을 형성하기위해 조합하고 시간별 부하와 안정(Healthy), 한계 (Marginal), 위험(Risk) 상태를 확인하기 위한 결정론적 기준과도 비교 되 어진다. 시뮬레이션은 표본 년수(Sampling Year)를 증가시켜 특정한 수렴 값에 도달할 때까지 진행한다. 시뮬레이션에 의한 정상상태 확률( P( H))과 정상상태 손실 기대치 ( LOLE)는 다음과 같이 설명된다. P(H) = n ( H) t(h) i i = 1 N year in hour (5.52) LOHE= [1-P(H)] year in hour (5.53) LOLE = n ( R) t(r) i i = 1 N (5.54) 여기서, n(h) : 안정한 상태의 개수, n(r) : 위험한 상태 개수 t(h) : 안정한 상태의 지속시간 t(r) : 위험한 상태의 지속시간, N : 시뮬레이션 전체 년 수 시스템의 위험지수(LOLE)와 안정지수(Healthy State Probability)를 동 일한 용량을 가지는 여러 형태의 분산전원을 추가했을 때에 따라 나타내면 지수변화는 다음과 같다

195 16 14 LOLE, per year Base System PV added PV+WTG WTG added DG added 그림 5.27 기본시스템에 다양한 에너지원 추가 시 부하손실 기대치 다양한 형태의 분산전원 에너지원이 추가되었을 때 계통의 신뢰도가 향 상됨을 보여준다. 계통에 추가된 용량은 같다고 할지라도 분산전원 에너지 원의 형태에 따라 신뢰도의 향상 정도는 큰 차이가 나타나는 것을 알 수 있다. 디젤 발전시스템과 같은 기존의 분산전원이 PV나 WTG와 같은 신 재생 에너지의 분산전원보다 신뢰도 이점에는 더 우수함을 보이고 있 는데 이는 PV와 WTG가 설치된 위치나 기상조건에 따라 신뢰도가 크게 달라지기 때문이다. WTG가 밤에 에너지 공급을 받지 못하는 PV Array와 비교할 때 같은 용량을 추가 했다하더라도 안전지수와 위험지수 모두 더 나은 결과를 보이 고 있다. PV와 WTG가 동시에 에너지원으로 사용될 때는 그들이 얻은 에 너지의 정도에 따라 신뢰도는 달라진다. 그림 5.28은 안정지수로서 각각의 다른 에너지 형태의 분산전원을 운영 하였을 때의 신뢰도를 보여주고 있다. 여기서는 PV와 WTG가 동시에 추 가되었을 때가 WTG를 단독으로 운영하는 것보다 더 나은 안정지수를 보 이고 있다. 그러나 이와는 반대로 위험지수 측면에서는 그림 5.27에서 보 는 바와 같이 신뢰도 이점에서 그다지 좋은 효과를 얻지 못함을 알 수 있 다. 따라서 시스템을 평가 할 때는 시스템의 안정도와 위험도를 모두 알아

196 보는 일이 필요하다. 1 healthy state probability Base System PV added PV+WTG WTG added DG added 그림 5.28 기본시스템에 다양한 에너지원 추가 시 정상상태 확률 3. 각 설비의 배전계통 신뢰도에의 영향 가. 배전계통 보호설비가 신뢰도 지수에 미치는 영향 그림 5.29는 여러 가지 계통의 변화가 신뢰도 지수에 미치는 영향을 분 석하기 위한 예제로서, 가장 간단한 Radial 형태의 계통이고 이웃한 계통 과는 N/O 스위치로 연결되어 있다.(이 스위치는 Case 4,5,6에서만 Close 동작을 한다) 부하점 A~E까지 총 5개의 부하점으로 이루어져 있고, 피더 와 간선(Lateral)은 단위 km당 0.1[회/년], 0.15[회/년]의 고장율을 가진 다. 기본적인 데이터는 다음과 같다. - 부하점(A~E)의 가구수 : 1000, 800, 700, 500, 900[호] - 부하점의 평균 부하량 : 5000, 4000, 3000, 2000, 3500[kW]

197 - 피더(1~5)의 길이 : 2, 1, 3, 2, 1[km] - 간선(a~e)의 길이 : 1, 3, 2, 1, 2[km] - 간선의 Fusegear : 성공적 동작확률 0.9, 수동조작시간 0.4[시간] - 피더의 Disconnect : 스위칭 시간 0.5[시간] - N/O 스위치를 통한 Transferring Load 확률 : 분산전원 기동시간 : 0.1[시간], 기동확률 1.0 G a b c d e A B C D E 그림 개의 피터와 5개의 간선으로 이루어진 Radial 배전계통 배전계통에 설치할 수 있는 보호설비로는 Fusegear, Disconnect, Transferring Load, 분산전원(대기전력용)이 있다. 이런 네 가지 종류의 설비가 전체 배전계통의 신뢰도에 미치는 영향을 살펴보는 것이 본 예제의 목적이다. 아래의 표 5.3에 각 Case에 대한 간단한 설명이 나와 있다. 모든 Case의 계통에는 기본적으로 100% 신뢰도를 가지는 Main-Breaker가 모 선측에 설치되어 있고, Case 6에서의 분산전원은 배전계통의 모든 부하를 충족할 수 있는 용량을 가지고서 그림 5.29에서와 같이 부하점 C에 제일 근접하도록 피터 3와 간선 c 사이에 연결되어 있다

198 표 5.3 Case별 보호설비 보호설비 Case 1 No Protection Case 2 Fusegear Case 3 Disconnect Case 4 Transferring Load Case 5 Case 2+Case 3+Case 4 Case 6 Case 5+DG 여섯 가지 Case에 대해 앞에서 살펴본 배전계통 신뢰도 지수 중 SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI, ENS, AENS 이렇게 여섯 가지 신뢰도 지수를 구 하였고, 결과값은 표 5.4에 나타내었다. 표 5.4 Case별 신뢰도 지수 SAIFI SAIDI [회/년 호] [시간/년 호] CAIDI [시간/년 정전수용가] ASAI ENS AENS [MWh/년] [kwh/년 호] Case Case Case Case Case Case Case 1과 Case 2를 비교하면, SAIFI와 SAIDI가 모두 향상된 것을 볼 수 있다. 즉, Lateral에 설치한 Fusegear는 부하점의 정전빈도수와 정전지 속시간을 모두 단축시키는 역할을 한다. Case 3과 Case 4를 Case 1과 비 교하면, Case 1에 비해 SAIDI는 향상되었지만 SAIFI는 변동이 없다는 것 을 알 수 있다. 즉, 피더에 설치한 Disconnect와 계통 말단에 설치한

199 Transferring Load는 정전빈도수에 영향을 미치지 못하고 단지 정전지속 시간을 단축시킨다는 것을 알 수 있으며, Case 5와 Case 6을 비교하면 대 기전력용 분산전원 또한 마찬가지로 정전지속시간만 단축시킬 수 있다는 것을 알 수 있다. 그렇지만 이것은 계통 전체에 대한 해석이고 각 부하점 에 대한 영향을 살펴보면, Fusegear는 해당 부하점에만 영향을 미치고 Disconnect는 모선 근방의 부하점에 Transferring Load는 계통 말단에 그리고 분산전원은 분산전원이 설치된 근방의 부하점에 더욱 영향을 많이 미치는 특성을 지녔다. 나. 분산전원 설치위치가 신뢰도 지수에 미치는 영향 앞에서는 분산전원의 설치위치를 임의로 가운데 부하점 C 근방으로 정 하였지만, 분산전원의 특성상 설치위치에 제약을 받지 않고 원하는 곳에 건설할 수 있다. 그러나 여기에서는 피더와 간선이 만나는 지점 5군데를 선정하여, 다섯 가지 경우에 대한 신뢰도 지수를 구한 후 가장 최적의 위 치를 판별해보도록 하겠다. 분산전원의 설치위치에만 변화가 있을뿐 그 외 의 조건들은 앞의 Case 6와 동일하다고 가정하였고, 각 경우에 대한 계산 한 신뢰도 지수는 표 5.5에 나타내었다. 표 5.5 분산전원 설치위치에 따른 신뢰도 지수 분산전원 설치위치 SAIFI SAIDI [회/년 호] [시간/년 호] CAIDI [시간/년 정전수용가] ENS AENS ASAI [MWh/년] [kwh/년 호] 피더 피더 피더 피더 피더

200 표 5.5를 보면 피더 3(피더 3과 간선 c가 만나는 지점)에 분산전원을 연 결하는 것이 가장 신뢰도 개선 효과가 좋다는 것을 알 수 있는데, 여섯 가 지 신뢰도 지수 모두 가장 좋은 값을 가진다. 모선측과 말단측은 Disconnect와 Transferring Load의 영향으로 이미 신뢰도가 어느 정도 개선되어 있고, 분산전원이 중심부에 위치하면 양 방향으로 짧은 거리로 전력을 공급할 수 있기 때문이라고 사료된다. 결국, 피더 3를 기준으로 모 선측이나 말단측으로 분산전원 설치위치가 이동할수록 배전계통의 신뢰도 개선효과는 적어지게 되고, 분산전원을 설치하기 위한 최적의 위치는 피더 3이라고 할 수 있다

201 제 4 절 분산전원이 배전계통 계획에 미치는 영향분석 1. 배전계통 계획기법 계통의 계획은 가능한 대안을 분석하고 어느 대안이 최선인지를 결정하 는 Decision-Making 과정이라 할 수 있으며, 계획의 목적은 미래의 발전 및 송 배전 자원 계획의 최적화와 이의 실천, 그리고 이를 통한 전력 회사 와 소비자 이익의 최대화이다. 계통계획 시 고려하여야 할 주요 사항은 일 반적으로 재정 상태와 비용 최소화, 이익 극대화 등을 들 수 있으며 최근 시장 환경으로의 변화와 첨단 전자기기의 확산 등으로 인해 계통의 신뢰도 가 중요한 고려사항으로 떠오르고 있다. 배전계통 계획은 단기와 장기 계획으로 구분하여 수행할 수 있으며 복합 배전계통의 계획은 대부분 단기(5년 이내)계획으로 구분할 수 있다. 이렇 게 비교적 짧은 분산전원 및 복합 배전계통의 계획 기간은, 빠른 투자결정 과 자금회수 경향을 보이는 경쟁시장 체제의 전력산업 환경에서 분산전원 이 환영받는 한 가지 이유이다. 단기 배전계통 계획과정은 단기 부하 예측 을 기존 설비가 만족시킬 수 있는지 예측하는 과정으로 시작되며, 이때 신 뢰도 지수의 예측까지 함께 수행된다. 만일 기존 설비로 수요나 신뢰도 기 준을 만족시키지 못할 것으로 예측된다면 수요를 만족시키며 동시에 신뢰 도 수준을 보장할 수 있는 최선의 대책을 준비하여야 한다. 이 과정에서 선택 가능한 여러 가지 대안을 준비하여 각 대안에 대한 경제성 평가 및 신뢰도 수준 평가를 실시한다. 위와 같이 문제 해결을 위한 여러 대안을 제시하여 비용과 공급 용량, 신 뢰도 수준을 동시에 만족시키는 해법을 찾을 수 있다. 분산전원의 도입으로 인한 배전계통 전압조정 문제와 손실감소에 대한 분석을 위해서는 복수 전력원이 포함된 배전계통의 전력조류 계산 방법을 개발하여야 하며 이와 연동된 전압조정 기법이 필요하다. 또한 새로운 분 산전원의 설치를 위해서는 경제성과 신뢰도를 동시에 고려하는 계획방법

202 이 요구된다. 가. 비용 최소화 배전계통에 대한 계획을 수립하는 계획주체는 신뢰성 있고 경제적인 서 비스 공급을 위해 최적의 확장전략을 수립하게 된다. 일반적으로, 배전계 통 계획은 향후 몇 년간의 부하증가량을 예상하고 선로용량 등에 의한 공 급용량 한계를 벗어나는 시점을 분석하는데, 이때 변전소의 변압기나 주 피더(Main Feeder)와 같은 중요 요소의 단일사고를 고려하거나 다중사고 를 고려한다. 전압이 기준치 이상으로 낮아지거나 선로나 변압기의 전류가 기준치 이상으로 높아진다는 분석결과가 도출될 경우에는 선로나 변전소 확장과 같은 새로운 추가설비에 대한 투자를 고려해야 한다. 배전계통의 계획주체는 해당 문제점을 해결하기 위한 몇 가지 가능한 해결안 중에서 성능과 비용을 비교하여 최선의 해결안을 선택하게 된다. 계통계획에서 가장 기초가 되는 것은 계통의 운영비용에 대한 비용함수 를 계산하는 것이다. 신뢰도, 손실, 전력품질 등과 같이 계획주체에게 있어 중요한 수치들은 비용으로 전환되고, 이를 통해 여러 투자계획 중 최소비 용의 대안을 결정하게 된다. 여러 고려사항들을 비용으로의 전환하게 되 면, 여러 가지 다양한 계획안을 손쉽게 관찰 비교할 수 있다. 분산전원의 도입은 배전계통의 계획에서 부하증가에 따른 선로나 변전 소의 증 신설과 비교하여 신뢰성이나 경제적인 공급이라는 기준을 통해 최적의 확장전략을 수립한다. 신뢰도, 손실, 전력 품질 등을 비용으로 전환 하여 최소비용에 의해 확장 전략의 대안을 결정하게 되는 것이다. 배전계 통 계획에서 도입될 분산전원은 설치위치, 계통 접속방법과 배치계획을 고 려하여야 한다. 특히, 계획자는 총 비용의 최소화를 중요한 목표로 할 것이 다. 비용의 최소화에 의해 배전계통 계획자는 계통의 계획 단계에서 분산 전원의 용량과 위치를 결정하며 시간에 따른 부하량과 그에 따른 전력비용 을 분석하여 적절하게 전력을 구입하거나 분산전원을 운영하여 운영비용

203 을 줄일 수 있다. 또한 계통에 전력이 공급되지 못할 때도 분산전원의 운 영에 의해 정전비용을 최소화함으로서 신뢰도를 향상시킬 수 있다. 이처럼 운영비용과 정전비용의 최소화에 의한 총 비용을 최소화할 수 있는 위치에 분산전원을 설치하여 운영할 때 계통의 운영자는 최대의 이익을 얻을 수 있다. 나. 용량에 대한 비용 환산 계통계획은 해석하는 과정에서 어떤 비용을 고려사항에 추가하느냐에 많은 영향을 받는다. 예를 들어 수용가의 피해비용을 포함한다면, 수용가 에 대한 신뢰도를 향상시키거나 전력서비스의 품질을 향상시키는 계획안 이 유리할 것이고, 환경영향을 비용으로 환산하여 고려한다면 환경친화적 인 대안들이 유리할 것이다. 배전계통에서 용량이라 함은, 설비의 전류 허용치와 수용가에 도달하는 전력서비스의 전압 크기라고 말할 수 있다. 단거리 선로에 있어서는 전류 제한이 주된 관심사임에 반해, 장거리 선로에서는 선로의 과전류뿐만이 아 니라 선로말단의 전압강하 문제 또한 중요하다. 비용 중에서도 계획결정에 영향을 주는 중요한 요소 중 하나는, 손실 전 력량과 공급지장 전력량에 대한 한계비용(Marginal Cost)이다. 그 중, 공 급지장 전력량은 EUE(Expected Unserved Energy) 개념을 이용하여 비 용으로 환산할 수 있다. 용량 한계(Capacity Limit)는, 그 이상의 수요전 력은 공급하지 못한다는 가이드라인이라고 볼 수 있고, 결국 공급하지 못 하는 전력은 EUE에 의해 비용으로 환산한다. EUE을 비용으로 환산하기 위해 EUE의 가치를 평가하는 방식으로는 두 가지가 있다. 하나는 돌발적 인 사고로 인한 소비자의 피해 정도를 고려하는 방식으로, 신뢰도 분석에 서 사용하는 방식이다. 다른 하나는 수용가가 전력서비스 품질을 개선하거 나 정전을 회피하기 위해 백업용 발전설비에 얼마만큼 투자할 것인지를 고 려하는 방식이다. 보통 EUE에 대한 비용은 실제의 전력생산비용이나 전력

204 요금을 상회하는 높은 값을 가진다. 결국, 전력서비스에 대해 높은 가치를 부여하는 지역일수록 신뢰도에 대한 비용이 높게 산출될 것이고, 그로 인 해 설비투자계획의 시기가 앞당겨지게 된다. 2. 계통의 신뢰도 유지방안 전력계통의 발전용량은 증가하는 부하를 충족시키기 위해 발전 설비를 추가 설치함으로써 그 규모가 확장된다. 추가의 발전 설비는 디젤이나 PV Array, WTG 또는 이들을 조합한 것이 될 수 있다. 계통을 계획하는 사람 의 목표는 전체의 이익을 최대로 하기 위하여 적절한 시간에 가장 적합한 에너지원과 설치 장소를 계획하는 일이다. 또한 추가의 에너지원을 선택했 을 때는 받아들일 수 있는 신뢰도 기준을 정하여 그 기준에 맞거나 그 수 준 이상의 신뢰도를 유지해야 한다. 주어진 년마다 증가하는 부하량에 따 라 주어진 디젤발전기를 추가시킨다. 또한 신 재생에너지 에너지원을 사 용했을 때는 같은 종류의 발전기를 추가함으로써 기준이 정한 신뢰도를 유 지한다. 유지할 신뢰도 기준이 LOLE = 15.73[ h/yr ], LOHE = [h/yr ] 일 때, 그림 5.30은 기준 신뢰도 수준을 유지하기 위해서는 추가의 디젤 발전 기를 10년간의 계획기간 중 1, 5, 7, 9년에 설치되어야 함을 보이고 있다. 그림 5.30에서 LOLE 및 LOHE의 하향 수직선은 디젤 유닛이 설치되었음 을 표시한다. 기준에 부합하기 위한 신뢰도 수준은 적당한 개수의 디젤 유 닛을 적절한 시간에 추가함으로써 얻을 수 있다

205 LOHE LOLE 그림 5.30 신뢰도 유지를 위한 디젤 발전기 추가 그림 5.31은 증가하는 부하를 충족시켜 기준이 정한 신뢰도를 유지하기 위해 풍력발전기가 추가되는 상태를 나타내고 있다. 모든 가능한 풍력에너 지는 필요할 때 부하를 공급할 수 있다고 가정하고 신뢰도 기준을 유지하 기 위해서 풍력발전기를 추가한다. LOHE LOLE 그림 5.31 신뢰도 유지를 위한 WTG 추가 그림 5.31에서 보는바와 같이 1, 3, 4년에는 한 개의 발전기 추가로 기준 신뢰도를 회복하였다. 그리고, 5년에는 한번에 3개의 발전기를 설치하여 기준 신뢰도를 만족하였다. 그러나, 6년째 이후로는 아무리 많은 발전기를 추가하여도 요구되는 기준신뢰도를 만족시키지 못함을 볼 수 있다. 이것은 부하의 전력요구를 풍력 에너지가 전부 충족시킨다는 가정을 위배한다

206 실제로는 시스템의 안정상의 이유로 풍력 에너지 사용을 제한해야하는 실질적 제약조건이 따른다. 따라서 그림 5.32와 같이 전체에너지 소비량 중 차지하는 풍력에너지 비율을 제한하는 운영제약조건이 포함되어야 한 다. 그림 5.32는 1년과 3년에 WTG를 추가함으로써 3년까지는 위험도 기준 이하로 신뢰도를 유지할 수 있음을 보여준다. 4년 이후로는 아무리 많은 WTG를 설치한다 하더라도 위험 기준을 위반하지 않을 수 없다. 따라서, 이 상황에서는 WTG만을 사용해서는 3년까지 밖에 신뢰도 기준을 만족시 킬 수 없음을 보여준다. 이와 같은 결과는 풍력의 간헐적 특성, 설치 지역이 동일한 풍력발전기 에 대한 동일 특성, 풍력에너지 이용을 제한하는 운영제약조건 등으로 인 하여 초래된다 base 1 unit LOLE[h/yr] Risk criterion 2unit 3unit 4 unit 5 unit [year] 그림 5.32 운영제약조건을 고려한 WTG 추가 그림 5.33은 시간에 따라 증가하는 부하를 충족시켜 기준이 정한 신뢰도 를 유지하기 위해 PV Array가 추가되는 상태를 나타내고 있다. 그림 5.33 에서 보면 2년 후에는 더 많은 PV Array를 설치해도 위험도 기준인 연간 공급지장시간 LOLE = 15.73[h/yr ]를 만족시킬 수 없다는 것을 알 수 있

207 다. 이와 같은 결과를 보이는 이유는 밤에는 PV Array로부터 얻는 에너지 가 없어 시스템에 PV Array를 추가 설치해도 기준 위험도 이하로 신뢰도 를 유지할 수 없기 때문이다. 비록 신 재생에너지원은 계통의 운영비용을 크게 줄일 수 있으나 이러한 같은 종류의 에너지원만 추가해서는 시간에 따라 증가하는 부하에 대해 요구되는 신뢰도 수준을 항상 유지시킬 수 없 다. 그러므로 시스템에 요구되는 신뢰도 수준을 유지하기 위해서는 적절한 시간에 기존의 발전기가 동반되어야 한다 base 1 unit LOLE[h/yr] Risk criterion 2 unit 3 unit 4 unit 5 unit [year] 그림 5.33 신뢰도 유지를 위한 PV Array 추가

208 제 5 절 복합배전계통 신뢰도지수 분석 1. 배전계통에서의 신뢰도 지수 배전계통의 신뢰도를 나타내는 지수로는 배전계통 전체에서의 공급지장 평균빈도수(SAIFI : System Average Interruption Frequency Index) 및 공급지장 평균지속시간(SAIDI : System Average Interruption Duration Index)과 각 부하점(load point)에서의 평균 공급 가용지수(ASAI : Average Service Availability Index) 및 평균 공급 불가용지수(ASUI : Average Service Unavailability Index) 등이 흔히 쓰인다. 이러한 신뢰 도지수 계산을 위해서는 복합배전계통의 구성요소별 분석 및 신뢰도 수준 평가가 요구된다. 배전계통에서는 전원 및 송변전 계통과 달리 수용가의 수를 고려한 지수 를 정의하여 사용하고 있다. 배전계통의 신뢰도 지수는 기본적으로 부하점 (Load-Point)에서 나타나는 고장율(Failure Rate) λ, 정전시간 U[분/년] 및 수용가의 수 N을 사용하여 유도된다. 가. 수용가당 평균 정전빈도 SAIFI(System Average Interruption Frequency Index)는 대상지역의 수용가당 평균 정전횟수를 나타내는 지수이다. SAIFI = 공급중단횟수 전체수용가의수 = i R λ i N i i R N i [회/수용가-년] (5.55) 여기서, λ i, N i : 부하점 i에서의 고장률과 수용가의 수

209 R : 계통의 부하점 집합 나. 정전발생 수용가당 평균 정전빈도 CAIFI(Customer Average Interruption Frequency Index)는 정전사 고를 겪은 수용가당 연평균 정전횟수를 의미하며, SAIFI가 정전사고 경험 여부에 관계없이 대상지역의 모든 수용가의 수를 기준으로 한다는 점에서 차이가 있다. 이 지수는 특정지역 배전계통의 신뢰도 추이(계통보강의 효 과 등)를 분석하고자 하는 경우에 SAIFI 보다 편리하다. CAIFI = = 전체 정전사고 횟수 정전사고 경험 수용가의 수 i R λ i N i i R M i [회/정전수용가-년] (5.56) 여기서, M i : 부하점 i에 있는 정전경험이 있는 수용가의 수 다. 수용가당 평균 정전시간 SAIDI(System Average Interruption Duration Index)는 대상지역의 수용가당 연평균 정전시간을 의미한다. SAIDI = = 수용가 평균정전시간의 합 전체 수용가의 수 i R U i N i i R N i [분/수용가-년] (5.57)

210 여기서, U i : 부하점 i에서의 연간 정전시간의 기대치 라. 정전발생 수용가당 평균 정전시간 CAIDI(Customer Average Interruption Duration Index)는 정전사고 를 겪은 수용가당 연간 정전시간의 기대치를 의미하며, SAIDI가 정전사고 경험여부에 관계없이 대상지역의 모든 수용가의 수를 기준으로 한다는 점 에서 차이가 있다. 곧, SAIFI와 CAIFI의 차이점과 특성이 동일하게 적용 된다. CAIDI = = 전체 정전시간 정전사고 경험 수용가의 수 i R λ i N i i R M i [분/정전수용가-년] (5.58) 마. 평균 공급율 ASAI(Average Service Availability Index)는 대상 지역 내 수용가 요 구시간(Customer Hours Demanded, 수용가의 수 공급요구시간)을 기 준으로, 어느 정도 공급이 되는지를 나타내는 지수이다. 또한 ASAI와 반 대되는 개념으로 ASUI(Average Service Unavailability Index)를 사용 하기도 한다. ASAI = 수용가요구시간 - 수용가공급실패시간 수용가요구시간 = i R 8760N i - i R U i N i i R 8760N i (5.59)

211 ASUI = 1 - ASAI (5.60) 여기서, 8760은 1년을 시간으로 표시한 것임 바. 수용가당 공급지장전력량 기대치 AENS(Average Energy Not Supplied)는 대상지역의 단위 수용가당 공급지장전력량 기대치를 의미하며, 대상지역의 공급지장전력량 기대치의 의미를 가지고 있는 ENS (Energy Not Supplied)를 사용하기도 한다. ENS = i R L ai U i (5.61) AENS = ENS i R N i [MW/호-년] (5.62) 여기서, L ai : 부하점 i에 연결된 대상기간 평균 부하[MW] 사. 정전발생 수용가당 공급지장전력량 기대치 ACCI(Average Customer Curtailment Index)는 AENS와 비슷하며, 단지 전체 수용가의 수 대신에 정전사고를 경험한 수용가의 수를 기준으로 하고 있는 점만 다르다. ACCI = ENS i R M i [MW/정전발생수용가-년] (5.63)

212 아. 다중 신뢰도 지수 방사형 배전계통 피더에서 보호 장치의 배치는 네트워크의 신뢰성을 극 대화하고 이를 결과적으로는 에너지원이 변전소에 위치한다고 가정할 때 종래의 신뢰도 지수들을 최소화하도록 설계되어져야 한다. 본 연구에서는 이러한 신뢰도 지수들 중 시스템 평균 정전시간(SAIDI), 평균 정전횟수 (SAIFI)와 이 두 가지를 조합한 합성지수 등을 살펴보고자 한다. 위 두 가 지 지수 중 어느 것으로도 보호장치의 위치를 최적화 할 수 있으며 지속적 이고 순간적인 정전의 영향을 알아보기 위해서 다음과 같이 정의되는 다중 신뢰도지수가 이용될 수 있다. SAIFI-SAIFI C=W T SAIDI-SAIDI SAIFI +W T SAIFI SAIDI (5.64) T SAIDI T 여기서, W x : 적정신뢰도 지수 가중치 T : 목표 값(Target value) SAIDI, SAIFI의 각각의 적정 신뢰도지수 가중치와 목표값을 사용하였 다. 이 목표 값은 일반적으로 피더에서의 만족할만한 신뢰도 수준을 가리 키며 분산형전원이 설치된 피더에서는 합성지수 C 의 값이 음수가 되면서 만족하는 신뢰도 수준을 초과할 수도 있다

213 2. 배전계통의 신뢰도 관리 현황 가. 국내 현황 전력계통 신뢰도를 위한 배전계통에 대한 명시적인 법적 규정은 아직 없 다. 다만, 배전계통 신뢰도와 가장 밀접한 관계가 있는 수용가 공급 전기품 질에 대해서는 전기사업법(1999년 개정 이전)과 한국 전력 공사 사업목표 관리를 통해 일부 관리되고 있었다. 그러나 1999년 전기사업법이 개정되면 서 전기품질 유지기준 조항이 삭제되면서, 신뢰도 유지를 위한 배전계통의 조건 등에 대해 전적으로 한국 전력 공사의 자율에 의존하고 있다. 배전계통의 신뢰도 기준은 SAIFI, CAIDI 등 수용가 공급지장에 대한 확률적 지수값으로 선정하는 것이 일반적인데, 우리나라에서는 이러한 기 준은 사용하고 있지 않다. 배전계통 신뢰도 기준은 전기품질 기준을 포함 하는 광의의 기준을 관리되는 것이 보통이다. 나. 영국 1) 배전계통 신뢰도 관리 체계 영국의 배전계통은 12개의 지역 배전회사에 의해 분할 및 지역 독점으로 운영되고 있는데, 소비자에게 선택의 자유를 부여함으로써 판매권의 독점 은 사라지고 있는 추세이다. OFFER(Office of Electricity Regulation)는 각 지역 배전회사 역할을 수행하는 공공전기공급(Public Electricity Supply) 사업자에게 공급서비스 기준(Standards)을 제시하고, 사업면허를 통해 이를 준수하도록 규정하고 있다. 또한 전기소비자위원회(Electricity Consumers' Committees)를 통해 서비스 수준을 감시하고, 소비자의 의 견을 수렴하며, 전력요금에 대한 가격조정(Price Control)을 시행함으로써, 배전계통의 신뢰도 수준(실제로는 기타 다른 여러 요인들이 복합된 총합

214 서비스 수준)이 적절히 유지되도록 하고 있다. 즉, 영국의 배전계통은 SAIFI, CAIDI 등과 같은 신뢰도 지수에 의한 관리는 하지 않지만, 총합 서비스 형태로 OFFER에 의해 직접 관리되는 구조를 갖추고 있다. 2) 배전계통 신뢰도 현황 배전계통은 소비자와 직접 접촉되어 있으므로, 소비자에게 공급되는 전 기의 품질 기준을 규정하여 계통의 신뢰도가 적정수준 이상으로 유지되도 록 관리할 수 있다. 영국에서는 OFFER의 DGES가 소비자에게 공급되는 전력의 표준을 규정하여, 공공전기공급사업자(Public Electricity Suppliers, PESs)가 공급하는 전력의 공급지장, 품질저하 및 기타 서비스 불량에 대해, 공공전기공급사업자에게 불이익을 주는 형태로 배전계통 신 뢰도를 유지하고 있다. OFFER에서 규정하고 있는 공급 기준(Standards of Performance)은 다음 2가지로 구분된다. - 보증 기준(Guaranteed Standards) : 개별적으로 지켜져야 하는 서 비스 수준으로써, 공공전기공급사업자의 서비스 수준이 미 달되면, 해당 벌과금을 소비자에게 지불해야 하는 기준(표 5.6 참조) - 총합 기준(Overall Standards) : 개별적으로 보증하기 곤란한 서비 스에 대한 기준으로, 일반적인 형태로 소비자에게 보증하 는 최소 서비스 수준 고장 후 3시간 이내의 최소 복구비율 및 24시간 이내의 최 소 복구비율 전압 사고(Voltage Faults)의 6개월 이내에 정정되는 최소 비율

215 새로운 유료 소비자의 배전계통에의 접속 : 30 근무일 이내 에 접속되는 가정용 소비자의 최소 비율, 40 근무일 이내에 접속되는 비가정용 소비자의 최소 비율 요금 미지불에 의해 단전된 소비자들이 요금을 지불하거나 지불 조정된 후, 근무일 근무시간 종료 이전에 재접속되는 최소 비율 소비자의 검침기 이전 요구에 대해, 15 근무일 이내에 방문 하는 최소 비율 가정용 소비자의 이율 변경에 의한 요구에 의해 10 근무일 이내에 교환하는 검침기의 최소 비율 1년에 1회 이상 소비자 검침기의 정확한 판독획득을 보증 하는 최소 비율 10 근무일 이내에 모든 소비자의 문의에 회신하는 최소 비 율

216 표 5.6 보증 기준 서비스 공급자 퓨즈 고장에 대한 응답(GS1) 고장 후 전력 공급 복귀(GS2) 공급 및 검침 제공(GS3) 추정 요금(GS4) 정전 고지(GS5) 전압 민원 조사(GS6) 성능 수준 (회사마다 다를 수 있음) 근무일은 3시간 이내, 근무 시간에 통지된 경우의 비근무일은 4시간 이내 24시간 이내 가정용 : 근무일 2시간 이내 비가정용 : 근무일 4시간 이내 단순 작업은 5 근무일 이내, 그 외 작업은 15 근무일 이내 최소 5일간 고지 7 근무일 이내 방문 또는 5 근무일 이내 문서 회신 미달시 벌과금 20 가정용 : 50 비가정용 : 시간 초과 12시간 마다 25 추가 가정용 : 20 비가정용 : 검침 문제에 대한 응답(GS7) 요금과 벌과금 지불에 대한 소비자 문의에 대한 응답(GS8) 방문 약속 이행(GS9) 벌과금 지불 통지(GS10) 7 근무일 이내 방문 또는 5 근무일 20 이내 문서 회신 5 근무일 이내 문서 회신 20 회사는 아침이나 점심시간 방문 약속을 준수해야 하고, 소비자가 20 요구하면, 2시간 이내에 약속을 이행해야 함 소비자에게 서면 고지하고, 고장 후 10 근무일 이내에 지불 20 선납 검침기 고장에 근무일은 3시간 이내, 근무 시간에 20 대한 응답 통지된 경우의 비근무일은 4시간 이내 유료 소비자에게 적용 사업자는 1년에 1회 이상 간략한 설명문을 소비자에게 송부

217 다. 미국 1) 배전계통 신뢰도 관리 체계 미국의 배전계통 신뢰도는 주별로 관리하고 있다. 모든 주에서 일률적이 지는 않지만, 주정부 산하의 공익사업위원회(Public Utility Commission, PUC)는 배전사업자가 준수해야 하는 신뢰도 기준을 규정하고 있다. 또한 공익사업위원회를 통해 배전계통의 성능을 감시하고 요금 인가권을 이용 하여 배전계통의 적정 신뢰도가 유지되도록 관리하는 체계를 갖추는 경우 가 많다. 2) 배전계통 신뢰도 기준 미국의 배전계통은 주 단위로 주정부에 의해 관할되고 있는데, 여기에서 는 뉴욕, 캘리포니아 및 텍사스 주의 공익사업위원회에서 관리되고 있는 신뢰도 현황에 대해 기술하였다. 가) NYPSC (New York Public Service Commission) 뉴욕 주 공익사업위원회의 배전계통 신뢰도 기준은 다음과 같다. - 적용 지수 SAIFI, CAIDI - 목적 서비스지장 빈도 및 지속시간 측정, 최악 성능회로 규명 - Major Storm에 의한 공급지장은 배제

218 - 적용 기준 목표 수준 (Objective Level), 최저 수준 (Minimum Level) - 적용 예(표 5.7 참조) 표 5.7 NYPSC의 배전계통 신뢰도 기준 적용 예 회사명 운전 영역 CAIDI SAIFI 목표 최소 목표 최소 CHG&E Catskill Kingston CON ED Bronx Brooklyn RG&E Rochester Lakeshore 나) CAPUC (California Public Utility Commission) 캘리포니아 주 공익사업위원회의 배전계통 신뢰도 기준은 다음과 같다. - 적용 지수 SAIFI, SAIDI, MAIFI(Momentary Average Interruption Frequency Index) - 적용 방법 과거 이력에 근거한 개별적 기준 적용

219 요금 및 인센티브와 연계, 검사 유지보수도 관리 선로주변 나무의 가지치기도 관리 가장 성능이 나쁜 회로 관리 다) PUCT(Public Utility Commission of Texas) 텍사스 주 공익사업위원회의 배전계통 신뢰도 기준은 다음과 같다. - 적용 지수 SAIFI, SAIDI - 적용 방법 전체 계통(System-Wide Standards) : 24개월간의 성능 보고 에 의해 2000년도 및 2001년도의 성능 기준으로 설정. 2000년 4월 30일까지의 보고를 종합하여 36개월간의 성 능을 근거로 각 Utility 별로 기준 설정. 3년간의 평균에 의해 기준 설정 예정. 다음은 임시(2년 평균에 의한) 기준 임 SAIFI 2000년 ; 임시 기준의 10 % 초과하지 말 것 2001년 ; 임시 기준의 5 % 초과하지 말 것 SAIDI 2000년 ; 임시 기준의 10 % 초과하지 말 것 2001년 ; 임시 기준의 5 % 초과하지 말 것 각 급전선(Distribution Feeder Standards) : 각 Utility에 대 해 24개월간의 성능 보고에 의해 가장 높은 값을 갖는 상

220 위 10%의 급전선에 대한 1998년 및 1999년 평균값을 2000년도 및 2001년도 기준으로 설정 SAIFI 2000년 ; 목표의 92% 달성 2001년 ; 목표의 96% 달성 SAIDI 2000년 ; 목표의 92% 달성 2001년 ; 목표의 96% 달성 각 Utility는 동일 급전선이 연속 2년 동안 상위(가장 나 쁜) 2.0% 이내에 들지 않도록 해야 한다

221 제 6 절 복합배전계통 신뢰도 계획기법의 기술적 연구 1. 분산전원의 운영 배전계통에 연계되어 있는 분산전원의 운영방법으로 열병합 발전, 대기 용 전원, 피크부하용, 전력망 지원, 계통 분리형 등 여러 형태로 운영되고 있다. 본 연구에서는 분산전원 운영 형태를 아래와 같은 원칙하에 설정하 여 운영하고자 한다. 가. 피크부하용 배전계통에서 계통의 부하가 피크에 도달하는 시간대에는 전력 구입량 으로 부하량을 충당하지 못할 경우가 발생하거나 비싼 전력요금을 지불하 고서야 전력을 구입하는 상황이 발생하게 되는데 이때 분산전원을 운영하 여 전력 부족분만큼을 충당한다. 또한, 부하량이 선로용량을 초과할 때에 도 분산전원을 운영하여 계통에 전력을 공급한다. 나. 전력 공급원 배전계통에서 부하량은 부하 종류와 부하 특성 및 각 부하들의 소비 형 태에 따라 차이가 난다. 각 부하에 전력을 공급하기 위해서 전력을 구입할 때 그 구입비용은 시간에 따른 부하량의 변화에 의해 차이를 보인다. 따라 서, 계통에 연계되어 있는 분산전원을 전력 공급원으로 이용할 때는 시간 에 따른 전력 구입비용과 분산전원의 운영비용을 비교하여 더 저렴한 전력 원을 선택하여 운영함으로서 운용비용을 줄이고자 한다

222 다. 정전시 전력 공급원(대기용) 배전계통에 사고로 인한 정전 발생시 차단기와 리클로져와 같은 차단설 비에 의해 각 부하점은 계통에서 분리된다. 이 때 분산전원이 설치된 부하 점에서는 계통에서 분리된 부하점에서 단독으로 운전하여 부하점에 전력 을 공급한다. 이렇게 정전시 부하점에 설치된 분산 전원은 부하점에 전력 을 공급함으로서 궁극적으로 계통의 신뢰도를 향상시키고 그에 따른 정전 비용을 감소시킬 수 있다. 2. 분산전원의 계통연계 분산전원이 연계된 급전선 중에서 고장에 의한 영향을 받지 않은 피더측 분산전원은 관할구역의 정전 빈도수나 정전지속시간을 줄이기 위해 독립 적 또는 고립된 모드(Islanded Mode)로 운전이 가능하다. 고립된 모드로 운전하기 위해서 분산전원은 고립된 부하를 만족시킬 수 있어야 하며 전압 과 주파수를 허용범위내로 유지시킬 수 있어야 한다. 고립운전은 분산전원 과 보호장치들의 긴밀한 협조가 필요하다. 고장 후 사건의 결과는 다음과 같아야 한다. - 분산전원이 동작되면, 고장을 검출하고 보호장치들에 의해 분리시킨 다. - 고장구역 내에 분산전원이 위치하지 않으면 분산전원을 다시 연결한 다. - 고장이 제거된 후, 분산전원과 Recloser의 운전을 일치시킨다. 그러므로 보호장치와 분산전원의 위치는 서로 매우 종속적이다. 부정확 한 보호설비들의 위치선정은 충분한 발전량을 확보하지 못하게 만들 수 있

223 고, 신뢰도 측면에서도 이점을 얻을 수 없다. 반면에 전략을 세워 보호장치 들의 위치선정을 정확히 한다면 전력공급의 신뢰도를 상당히 증가시킬 수 있을 것이다. 환경문제와 에너지절약을 위해 풍력이나 태양광 등 자연에너지를 이용 한 분산전원과 발전에 수반되는 열 또한 유효하게 이용하는 복합발전용 마 이크로 가스터빈 등 소규모의 발전장치가 수용가내 또는 수용가 근처에 설 치되는 일이 많아졌다. 이 경우 대개는 그 발전시설만으로 수요를 충당하 는 것이 아니라, 배전계통에서 수전하여 그 일부를 충당하거나 또는 잉여 전력을 계통에 되돌려 주는 등 계통과 연계하여 사용되는 것이 일반적이 다. 3. 분산전원 모델링 현재의 배전계통이나 공장, 빌딩 등의 수용가내 배전은 기본적으로 상위 계통에서 하위계통으로의 일방향성 수지상으로 전력이 흐르는 것을 전제 로 하여 제어 보호가 이루어지고 있다. 이런 상황에서 수용가 측에서 분 산전원이 발전하면 역방향의 전력조류도 발생될 수 있으므로 지금까지의 제어 보호에 모순 되지 않는 협조가 필요하게 된다

224 그림 5.34 배전계통에 연계된 분산전원 그림 5.34에서는 배전계통에 해열장치를 통하여 연계된 분산전원 발전 전력량이 수전계통의 과부족을 조절함과 동시에 전체배전계통의 정전 순 간전압 강하시에 중요부하의 계속운전을 가능하게 하는 예를 보여주고 있 다. 이처럼 계통연계를 위한 요건, 즉 분산전원을 활용한 계통의 순간전압 강하시에 중요부하를 보호하는 방법과 분산전원이 다수 설치되는 경우의 새로운 보호방식에 대한 연구가 필요하다. 다른 한편으로는 계통사고나 순 시전압강하로부터 분산전원과 부하를 보호한다든지 또한 더욱 적극적으로 분산전원을 순간전압강하 대책으로 활용하기 위하여 계통과의 연계를 고 속으로 분리하는 고속해열장치의 필요성이 대두되고 있다. 기계식 고속차 단기와 고속릴레이의 조합이 이 같은 방법 중의 하나라고 볼 수 있다. 분산전원을 더욱 활용하여 대용량의 역조류도 가능하게 하기 위해서는 현재의 배전보호시스템으로는 한계가 있어, 집중감시제어방식을 사용한 새 로운 배전보호시스템에 대한 연구가 필요하다. 한편, 분산형전원은 대개의 경우 단독으로 운전되는 것이 아니라 계통과 연계되어 수요전력과 발전전 력의 과부족 조정을 위해 사용된다. 현재의 배전계통은 수용가에 대하여 단방향의 조류를 전제로 구성되어

225 있기 때문에 계통과 연계하는 경우 분산전원측이 계통에 악영향을 미치지 않도록, 역으로 계통 측의 사고 등에 의해서 분산전원과 부하에 악영향을 미치지 않도록 특별한 배려가 필요하게 된다. 계통연계기술요건으로는 분 산전원을 도입하기 쉽고 사회적 요청과 기술혁신에 맞도록 개정하는 것이 요구된다. 4. 계통의 부하모델 계통에 대한 모델링이 실제 계통과 흡사할수록 정확한 시간별 신뢰도 지 수와 정확한 시간별 계통 운영비용을 구할 수 있고, 이를 통해 총 운영비 용 최소화에 더욱 접근할 수 있다. 일반적으로, 부하모델은 1년을 8760시간으로 나눠 각 시간에 대한 부하 량을 계산하므로, 부하점의 특성을 나타내기 보다는 전체 계통의 부하가 일률적으로 증가하고 감소하는 형태를 나타낸다. 따라서 정확한 모델링을 위해서 각 부하점의 부하 형태(주거형, 상업형, 공공기관 등)에 따른 영향 을 고려하여야 한다. 시간 t에서 부하점 i의 부하량 Li(t)는 다음 식을 통해 구한다. L i (t)= L y, i P w (w) P d (d) P h, k (t) (5.65) 여기서, Ly,i : 부하점 i에서의 연간 피크부하 Pw(w) : 연간 피크부하에 대한 한주 동안의 피크부하 백분율 Pd(d) : 한주 동안의 피크부하에 대한 하루 피크부하 백분율 Ph,k(t) : 하루 피크부하에 대한 각 시간의 부하 백분율

226 Ph,k(t)는 해당 부하점의 종류 k 에 따라 다른 값을 가지게 되지만, 그 외의 백분율은 부하점 타입에 관계없이 일정하다고 가정하는 것이 일반적 이다. 5. 유전알고리즘(Genetic Algorithms : GA) 분산전원이 포함된 배전계통의 신뢰도를 평가하는 방법으로는 해석적인 방법과 시뮬레이션 방법(Monte-Carlo 시뮬레이션)이 있다. 해석적인 방법 은 기본적인 신뢰도 지수(정전 발생빈도, 정전 지속시간 등)를 산정하는데 있어서는 편리한 기법이지만, 계통 매개변수의 시변 특성과 불확실성을 도 입하기 힘들다는 단점이 있다. 그리고, 시뮬레이션 방법은 시간에 따른 연 대기적 특성과 렌덤 특성을 도입할 수 있다는 장점을 가지고 있지만, 계산 시간이 오래 걸린다는 단점이 있다. 이러한 신뢰도 평가방법의 장단점에 의해 1차년도에서는 시뮬레이션 방법인 Monte-Carlo 시뮬레이션에 의해 서 신뢰도를 평가하였고, 2차년도에서는 분산전원이 도입된 복합배전계통 의 운영최적화를 위해서 유전알고리즘을 이용하였다. 유전알고리즘(Genetic Algorithms : GA)은 자연적 선택(natural selection)과 유전(genetics)의 구조로 된 발견적 탐색 알고리즘으로 다음 과 같은 특성을 가지고 있다. - GA는 일련의 해집단으로 불리우는 암호화된 변수들의 집합으로 동 작한다. - GA는 여러 해의 집단으로부터 탐색한다. - GA는 도함수나 기타 다른 방법이 아닌 결정적인 정보(목적함수)만 이용한다. - GA는 확률적인 변화 규칙을 이용한다

227 GA는 암호화된 변수들로 된 해집단(population)을 다룬다. 염색체를 암 호화하는 코딩과정은 유전알고리즘의 적용에서 가장 중요한 부분이다. 코딩 과정은 그림 5.35와 같이 표현한다 string distribution system 그림 5.35 코딩 과정 각 부하점에 분산전원이 설치되는지의 여부에 따라 0과 1로서 집단을 구 성한다. 여기서, 부하점의 위치는 염색체의 위치를 나타내고, 염색체의 길 이는 총 부하점의 수를 나타낸다. 한 개체의 수행성을 의미하는 척도를 적 합도라 한다. 대부분의 유전알고리즘 적용에서 최대의 적합도를 결정하기 위한 각각의 개체를 평가하기 위한 어떤 함수가 정의되어져야 한다. 유전알고리즘의 기본 유전 연산자는 재생산(reproduction), 교차 (crossover) 그리고 돌연변이(mutation)이다. 돌연변이(mutation)은 각각 의 염색체들이 그들의 목적함수에 따라 다음세대로 복사되는 과정이다. 교 차(crossover)는 두개의 개체가 랜덤하게 짝지어져 선택된다. 유전알고리 즘 탐색을 시작하기 전에 첫 번째 세대의 해집단(population)은 어떤 방식 으로든 초기화 되어져야한다. 초기화 하기위한 가장 간단한 방법은 어떤 추가적인 정보를 이용하지 않은 랜덤한 숫자들을 근거로 한 방법이다. 유전알고리즘은 코딩된 집단이 재생산, 교배, 돌연변이를 거치면서 재평 가되고 앞서 수행한 일련의 연산과정은 최적해가 발견될 때까지 반복된다

228 제 7 절 복수 분산전원 설치시 신뢰도 평가기법 개발 1. 신뢰도 해석을 위한 분산전원의 동적 모델링 가. 분산전원의 특성 분산전원은 송전계통에 연계된 기존의 대규모 발전기와는 다른 특성을 보이고 있다. 이런 차이점은 신뢰도를 계산하기 위한 계통해석과 신뢰도 평가 소프트웨어에서 이전에 사용해왔던 모델과는 차별화된 모델을 필요 로 하며 이를 위해 우선적으로 분산전원의 독특한 특성을 살펴보면 다음과 같다. 수용가 측에 연계된 소규모 전원의 장점으로는 - 전력을 공급하기 위한 송전선로나 배전선로를 필요로 하지 않음. - 계통에서 사고가 발생하여 공급지장이 일어날 경우 이에 대한 피해 를 경감. - 제작과정부터 설비에 걸쳐 운전까지의 짦은 Lead time. - 소형 모듈 형태로 이용가능. 그렇지만 분산전원이 장점만을 가지고 있는 것은 아니다. 대규모 발전기 에 비해 단점으로 인식되는 특성들은 - 일반적으로 작은 규모로 인해 단위 전력량 당 에너지 비용이 높음. - 신속한 부하추종 특성으로 인해 높은 피크용량이 필요. - 이전의 신뢰도 수준을 유지하기 위한 용량여유가 필요. - 백업 전력을 위해 계통과의 연계가 필요. - 작은 용량으로 인해 부하에 지속적인 공급을 할 수 있도록 계통연계 가 필요

229 현재 태양광 발전이나 풍력, 소수력 발전과 같은 신재생 분산전원이 연 구, 운영 중에 있지만 본 연구에서는 그 중 내연기관, 마이크로터빈, 연료 전지와 같이 원하는 수준의 일정한 출력을 얻을 수 있는 연료형 분산전원 에 그 초점을 맟추고 있다. 계통에 연계하여 잉여전력을 계통에 유입하는 형태의 분산전원(Net-metering DG)은 특정 부하를 위해 정지상태로 대기 하고 있는 분산전원(Backup Generation)과 다르게 배전계통 Feeder의 전 력조류 특성을 변화시킨다. 따라서 그 두가지 형태에 따라 다른 모델을 수 립하는 것이 필요하다[2.1, 2.2]. 나. Radial 배전계통에서의 분산전원 동적모델 Backup 분산전원은 정상상태에서는 계통이나 부하와 연계되어 있지 않 은 Offline 상태이며 전력공급지장이 발생할 경우에만 기동 후 연계되는 특성을 보인다. 실제 Offline Backup 분산전원은 Transfer 스위치를 통해 계통과 연계되어 있으며 이는 신뢰도 평가과정에서 쉽게 모델링 될 수 있 다. 송전측으로 부터의 전력과 분산전원의 전력이 병렬상태로 동시에 공급 되는 상황이 발생하지 않기 때문에 그림 5.36(a)와 같이 전압원으로 Backup 분산전원을 표현할 수 있으며, 공급지장 발생 후 스위치 동작으로 인해 부하는 계통과의 연결을 끊고 분산전원으로 연결하게 된다. 분산전원 의 기동시간에 의해 부하는 기동시간 만큼의 짧은 공급지장을 겪게 되며, 이는 분산전원의 기동시간과 동일한 스위칭 시간으로 나타낼 수 있다. 분 산전원의 기동시간으로 인한 순간적인 공급지장을 제거하기 위해 분산전 원에 UPS(Uninterruptible Power Supply) 시스템을 결합하여 사용할 경 우에는 그림 5.36(b)와 같이 전력전자 스위치로서 순간적인 공급중단이 없 는 상태를 표현한다

230 DG (V ) DG (V ) (a) 그림 5.36 Offline Backup 분산전원 (b) 기존의 방사형 배전계통에 대한 해석방법은 배전계통 변전소로부터의 전력과 분산전원의 공급전력을 병렬로 모델링 하기에는 여러가지 문제점 을 나타낸다. 역조류를 발생시키는 Net-metering 분산전원을 방사형 배전 계통에 대한 해석방법에 도입하기 위한 가장 간단한 방식은 그림 5.37과 같이 계통전압과는 독립적으로 유효전력과 무효전력을 주입하는 음의 부 하(Negative load)로서 모델링 하는 방식이다. 계통운용자 입장에서는 계 통에서 사고가 발생할 경우 사고요소 복구시 발생할 수 있는 안전상의 문 제와 분산전원의 독립운전으로 인한 동기화 등의 문제로 인해 사고계통에 서 분산전원을 분리시키고자 하기 때문에, 음의 부하로 역조류 분산전원을 모델을 세우는 것에 무리가 없다고 할 수 있다[2.3]. DG (P,Q) 그림 5.37 음의 부하 발전량과 부하량 비교를 통한 적정도(Adequacy) 평가에 있어서는 음의 부하가 계통의 신뢰도를 향상시키는 역할을 할 수 있고, 또한 계통에 대한 분석을 포함하는 신뢰도 평가에 있어서는 그림 5.38과 같은

231 Normally-open 스위치와 Normally-closed 스위치의 동작에 의해 분산 전원이 사고지역 외 전력공급 중단 지역으로 전력을 공급할 수 있다. 이는 개폐기의 협조체계가 이루어진 후에 가능한 일이지만, 현재까지 실계통에 설치 운영 중인 분산전원의 경우에는 아직 적용사례가 적은 것이 사실이 다. 전원A 전원B Fault (P,Q) n. c. n. o. Swichable Section 그림 5.38 사고후 스위칭 동작 많은 경우에 있어서 분산전원을 운영하는 수용가는, 정상상태에서는 계 통연계를 통해 역조류를 허용하고 사고발생시에는 계통과의 연계를 끊고 자신의 부하에만 전력을 공급하는 형태를 선호하고 있으며 이는 Backup 분산전원의 전압원 모델과 역조류 분산전원의 음의 부하 모델 두가지를 결 합한 그림 5.39와 같이 표현가능하다. 정상상태에서는 음의 부하를 통해 계통의 적정도를 향상시키고 선로부담 감소시키며, 사고시에는 음의 부하 측을 개방하고 전압원 측으로 연계하여 전력을 공급받게 된다. Backup 분 산전원의 두가지 모델과 마찬가지로 스위칭 시간의 존재여부에 따라 두가 지 모델로 나타낸다. 기존 신뢰도 해석 Tool에서 그림 5.39와 같은 모델을 사용할 경우 주의해야할 사항은 분산전원의 수가 1기가 아닌 2기로 카운 트 될 수 있다는 점이다. 두개의 전력원으로 모델을 수립했지만 이의 동작 은 분산전원 1기에 해당하며 이와 같은 오류가 발생할 경우 적정도 평가에 서 실제 수치보다 더 좋은 신뢰도 값이 도출될 수 있다

232 DG DG DG (P, Q) DG (V) (P, Q) (V) (a) (b) 그림 5.39 Radial Islanding 다. Networked 배전계통에서의 분산전원 동적모델 다수의 전력원이 병렬로 연결된 상황을 허용될 경우에는 분산전원은 일 정한 전압과 전력을 가지는 전원으로서 모델링 될 수 있다. 사고지점으로 부터의 분산전원 보호를 위해 그림 5.40(a)와 같이 Circuit Breaker를 두 며, 공급지장 발생시 전력공급 방향에 따란 그림 5.40(b)(c)와 같이 추가적 인 Breaker를 설치하여 그 동작을 모의한다. 송전계통의 대규모 발전기와 용량에서의 차이 외에 동일한 특성을 가진다고 생각하기 쉽지만, 일반적으 로 배전계통의 분산전원은 그 소유자 및 운영자가 수용가일 경우가 많기 때문에 계통운영자의 지시에 따르지 않고 독자적인 운전을 한다는 차이점 을 간과해서는 안된다. DG DG DG (P, V) (P, V) (P, V) Uninterruptable Power Uninterruptable Feeder Support (a) (b) (c) 그림 5.40 Networked 배전계통에서의 분산전원

233 2. 해석적 기법을 이용한 신뢰도 평가기법 분산전원은 설치하는 목적과 운전방식에 따라 다양한 방식으로 구분할 수 있는데, 본 연구에서는 Backup, Peak Shaving, Net Metering 세 가 지로 구분하였다. - Backup 발전기는 계통에서 사고가 발생하여 해당 부하점에 전력공 급이 중단된 경우에 기동을 시작하여 정전지역에 전력을 재투입하는 분산전원을 말한다. Backup 발전기는 정상계통 상황에서는 정지상태 로 대기하게 되며, 주로 높은 정전비용을 가지는 공급지장에 민감한 부하에 설치된다. Battery와 Inverter를 이용한 무정전 시스템(UPS) 은 Backup 발전기의 효율을 극대화할 수 있는 부가시설로서 해당 부 하점은 100%에 가까운 전력공급율을 유지할 수 있다. - Peak Shaving 발전기는 전력요금이 급속히 상승하는 첨두부하시 상대적으로 저렴한 분산전원을 기동하여 값비싼 첨두부하 전력비용 을 회피하고자 설치, 운영하는 분산전원을 말한다. 전력비용의 절감 뿐만 아니라 수용가측에 연계된 분산전원의 특징으로 인해 첨두부하 시 발생하는 선로 과부하 문제와 전압강하 문제를 해결할 수 있는 장 점도 가지고 있다. 분산전원의 가동여부는 분산전원 운전비용과 송전 계통으로부터의 수급전력비용을 비교하여 결정하게 되며, 계통사고로 인해 연계 부하점에 공급지장이 발생할 경우에는 전력공급을 담당하 게 된다. - Net Metering 발전기는 여유 전력을 인근 계통에 유입하고 발전량 과 전력사용량을 계측하여 그 차액을 보상받는 분산전원을 말한다. Peak Shaving 발전기처럼 분산전원 운전비용과 송전계통 수급전력 비용 비교를 통해 운전여부를 결정하게 되며, 본 연구의 신뢰도 평가 기법에서는 외부 부하점으로의 역조류 유무 따라 Net Metering과 Peak Shaving을 구분하였다

234 가. 해석적 신뢰도 산출기법 SAIFI, SAIDI 등 배전계통의 신뢰도 지수는 각 부하점의 평균 공급지장 율, 평균 연간 공급지장시간, 수용가 수 세 가지 값을 통해 전체 배전계통의 신뢰도지수와 부하점별 신뢰도를 계산할 수 있다. 분산전원의 연계는 연계 전의, 에 영향을 미치게 되며, 설치목적과 용량에 따라 부하점의, 변화를 계산해낼 수 있다면 이를 통해 분산전원이 각 부 하점 및 전체 배전계통의 신뢰도에 미치는 영향을 정량화할 수 있다[2.4]. 1) 4-State 분산전원 모델 배전계통 부하점의 공급지장 여부와 분산전원의 고장여부에 따라 분산 전원이 연계된 부하점의 상태는 그림 5.41과 같이 4-State로 분류할 수 있 다. 그림 State 모델 여기서, 는 분산전원의 고장율과 수리율, 는 부하점의 공급지 장 복구율(Restoration Rate)을 나타낸다. 는 공급지장당 평균 지속시간 의 역수를 통해 식 (5.66)과 같이 구할 수 있다

235 (5.66) State 1은 정상상태, State 2는 계통사고로 인해 부하점에 공급지장이 발 생한 상태, State 3은 분산전원이 고장난 상태, State 4는 부하점 공급지장 과 분산전원 고장이 동시에 발생한 상태를 각각 나타내고 있다. 2) 상태확률 각 상태에 존재할 확률은 Discrete Markov Chains에 의거하여 다음과 같이 Stochastic Transitional Probability Matrix를 이용하여 구할 수 있 다. (5.67) 상태확률 는 를 이용하면 다음과 같다., (5.68), (5.69)

236 상태천이 빈도수는 다음 식과 같다. (5.70) 3) 분산전원 운영전략별 신뢰도 변화 Backup 분산전원은 UPS 시스템의 유무에 따라 다르며, UPS 시스템이 있는 경우 100% 신뢰성을 가정하였다. 는 부하점에서 분산전원의 영향을 고려한 이후의 값을 나타낸다. UPS 시스템이 없는 Backup 분산전 원은 기동시간 를 가지며 Backup 분산전원이 연계된 부하점의 신뢰도 는 다음과 같이 구할 수 있다. (5.71) (5.72) UPS 시스템을 가진 Backup 분산전원으로 인한 신뢰도 변화는 다음과 같다. (5.73) (5.74)

237 Peak Shaving 분산전원과 Net Metering 분산전원은 분산전원의 용량, 송전계통으로부터의 전력량, 부하점의 부하량을 고려하여 신뢰도의 변화를 구해야 하며 이런 세 가지 전력량의 변화를 도입하기 위해 가중치를 이용 하였다., (5.75) 는 분산전원의 용량 부족으로 인해 사고지역에 전력을 공급하지 못 할 확률을 나타내고, 는 계통 선로의 용량제약, 말단측 부하 전압감 소 등의 이유로 분산전원이 고장난 부하점에 전력을 제대로 공급하지 못할 확률을 나타낸다. 와 는 Load Duration Curve(LDC)를 이 용하여 구하며 를 구하는 과정을 그림 5.42에 나타내었다. T T U,Distr P Trans.max P Trans.min T U,Distr P Trans.max P Trans.min 그림 5.42 부하점에 계통전력을 공급할 수 있는 확률 는 배전계통 전체부하에서 분산전원이 연계된 부하점의 부하를 제외한 LDC를 이용하며, 계통에서 수급할 수 있는 전력은 부하량이 감소 함에 따라 증가하는 특성을 보이므로 그림 5.42의 선과 같이 증가하는 직 선 혹은 곡선의 모양을 보이게 될 것이다. 본 논문에서는 직선으로 근사화

238 하였으며 최대 부하량일 때의 와 최소 부하량일 때의 두 점을 이용하여 구하였다. 분산전원의 용량 는 부하량의 변화에 상 관없이 일정한 상수 값을 가지므로 기울기가 없는 직선으로 나타낼 수 있 고 분산전원이 연계된 부하점의 LDC를 이용하여 를 구한다. Peak Shaving 분산전원과 Net Metering 분산전원은 인 경우와 인 경우로 구분하고 각각에 대한 공급지장율을 구하 면 식 (5.76), (5.77)과 같다. (5.76) (5.77) 연간 공급지속시간은 다음과 같이 구한다. (5.78) Net Metering 분산전원은 사용하고 남은 전력을 외부 계통으로 공급하 는 형태이므로 분산전원의 용량에 여유가 있다고 가정할 수 있고 즉, 라고 하면 식 (5.77)과 식 (5.78)은 다음과 같이 쓸 수 있다. (5.79) (5.80)

239 나. 순차적 모의법을 통한 신뢰도 산출 기법 실제 배전계통에 연계된 분산전원을 고려하여 신뢰도의 변화를 구하는 과정은 다음과 같은 순서로 이루어진다. 1 분산전원이 연계되기 전 각 부하점의 신뢰도값, 계산 2 하나의 부하점에 다수의 분산전원이 포함된 경우 Composite 분산 전원 1기로 변환 a 단일 용량, 단일 고장율 및 수리시간 b 분산전원이 연계된 부하점의 이웃 부하점에서는, 피크부하 기준으로 용량환산 3 4-State 각각의 상태확률과 상태천이 빈도수 계산 4 각 부하점, 계산 5 배전계통 전체의 신뢰도 계산 다. 해석적 기법과 모의법의 결과비교 본 연구에서 제안한 해석적 기법을 시뮬레이션 기법 결과와 비교하기 위 해 사례연구를 수행하였다. RBTS (Roy Billinton Test System)의 2번 모 선 배전계통을 사용하였으며 분산전원이 계통에 미치는 영향을 증가시키 고자 15번 부하점과 22번 부하점 사이의 연계 Feeder와 7번과 9번 사이의 Feeder를 제거하였고 각 Feeder 위에 스위치를 설치하였다. 총 4개의 가 공지선 Feeder를 가지는 전형적인 도시형 배전계통이고, 기본적인 신뢰도 파라미터는 RBTS 배전계통 신뢰도 데이터를 참조하였으며 LDC는 IEEE RTS(IEEE Reliability Test System)에서 부하곡선을 이용하여 구하였다. 단일 대규모 수용가인 부하점 9번에 Backup 분산전원을 설치하였고 15번

240 에는 Peak Shaving 분산전원 22번에는 Net Metering 분산전원을 각각 1 기씩 설치하였다[2.5]. 그림 5.43 RBTS Bus2 배전계통 모델 Monte-Carlo 시뮬레이션은 각 component를 2-State 모델로 나타내어 연간 운영이력을 구하는 State Sampling Method를 이용하였고, 단일사 고만 고려하였다. 배전계통 신뢰도 지수로는 SAIFI와 SAIDI를 구했으며. 모델 배전계통 전체의 신뢰도 지수를 해석적 방법과 시뮬레이션 방법을 이 용하여 구한 것은 표 5.8과 같으며, 각 부하점마다의 연간 공급지장 발생율 과 공급지장 지속시간을 나타낸 것은 그림 5.44, 그림 5.45와 같다

241 표 5.8 배전계통 신뢰도 지수 SAIFI (횟수/년 수용가) SAIDI (시간/년 호수) 해석적 기법 시뮬레이션 기법 Failure Rate Analy tical Monte-Carlo Load Point 그림 5.44 각 부하점의 연간 공급지장 발생율 Annual Outage Time Analy tical Monte-Carlo Load Point 그림 5.45 각 부하점의 연간평균 공급지장시간

242 시뮬레이션 기법에 비해 해석적 기법이 SAIFI가 낮고 SAIDI가 높게 나 오는 것을 볼 수 있는데 이는 사고시간 동안의 부하변동을 해석적 기법에 서는 고려할 수 없기 때문이다. 분산전원이 연계된 부하점의 신뢰도 값 변 화를 해석적 기법을 통해 구한 값은 표 5.9와 같다[2.6]. 표 5.9 분산전원으로 인한 부하점의 신뢰도 변화 부하점 9번 (Backup) 부하점 15번 (Peak Shaving) 부하점 22번 (Net Metering) Backup 분산전원은 UPS 시스템이 없다고 가정했으므로 공급지장 발생 률에는 영향을 주지 않는 대신 연간 공급지장 시간은 90% 이상 감소시키 는 효과를 나타내고 있다. 그렇지만 부하점 9번은 단일 수용가이기 때문에 수용가의 수로 가중치가 주어지는 배전계통 신뢰도 지수에 미치는 영향은 아주 미비하다. Peak Shaving과 Net Metering은 부하점의 신뢰도를 악 화시키는 결과를 보여주고 있는데, 이는 분산전원이 운전하고 있는 도중 분산전원 자체의 고장으로 인해서 신뢰도가 하락하게 된다. 해석적 방법은 다양한 상황을 모의할 수 있는 Monte-Carlo 기법에 비해 정확성에서 뒤쳐지는 것은 사실이지만, 빠른 계산과 운전방식, 분산전원 용량 등의 변화에 따른 신뢰도의 변화를 파악하기 쉽다는 장점을 가지고 있다. 많은 가정들이 포함이 포함되어 있지만 지속적인 연구를 통해 시뮬 레이션 기법 결과에 근접할 수 있을 것이다

243 제 8 절 복수 분산전원 도입시 계획기법 개발 1. 배전계통 계획에서 분산전원 도입시 고려해야할 사항 배전계통에 분산전원을 설치한다는 것은 많은 이득과 함께 또한 여러가 지 제한과 규제를 불러올 수 있는 문제점을 내포하고 있으며 이는 계통계 획을 더욱 복잡하게 만든다. 분산전원은 현존하는 배전계통의 보호설비와 보호협조 알고리즘에 적합한 용량으로 적절한 위치에 설치되어야 하며 배 전계통 계획에 분산전원을 도입하기 전에 이에 대한 문제점을 살펴보는 것 이 필요하리라 사료된다. 가. 분산전원 운전시간 분산전원의 운전주기나 특성은 분산전원 설비기술, 종류, 설치목적에 영 향을 받지만 그 중 가장 많은 영향을 주는 요소는 분산전원을 누가 소유하 여 운전하는가이다. 계통운용자가 소유하고 관리하는 분산전원의 경우에는 그 운전주기를 정확히 알 수 있다. 분산전원 운전주기의 형태는 배전계통 에 설치된 목적에 따라 분류할 수 있으며 이는 다음과 같다. - 피크부하삭감(Peak Load Shaving)을 위해 계통상황에 맞는 유연한 운전시간. (내부연소엔진, 소규모 연료전지) - 미리 정한 운전주기에 따라 부하를 분담하는 제한적인 운전시간. (마이크로터빈, 연료전지) - 기저부하용 (마이크로터빈, 대규모 연료전지) 반면, 수용가 소유의 분산전원은 계통운용자와 분산전원 소유 수용가 사 이에 약정을 채결하지 않는 이상은 그 운영주기를 파악하는 것이 쉽지 않 으며, 이런약정체결은 현재까지는 자주 있는 상황은 아니다. 결국 소규모

244 의 수용가 소유 분산전원 운전주기는 계통운용자 입장에서는 예측할 수 없 는 렌덤특성을 지니며, 계통운용자는 그 운전을 제어할 수 없기에 배전계 통 계획문제를 결정론적 문제에서 비결정론적인 문제로 전환시키게 된다. 나. 분산전원 설치위치 분산전원의 설치위치를 설정하는 과정은 특별한 제약을 받지 않으므로 추가용량이 필요하다고 예상되는 경우에는 바로 위치선정 과정에 들어갈 수 있다. 수용가 소유 분산전원의 경우에는 바로 수용가 인접지역에 설치 되므로 계통운용자가 그 설치위치를 제어할 필요가 없다. 계통운용자 소유 의 분잔전원은 다음과 같은 몇가지 요소를 고려하여 결정하게 된다. - 현재 혹은 미래의 부하에 만족하는 용량을 제공할 수 있는가 - 계통손실과 변전소의 용량부담을 감소시킬 수 있는가 - 계통의 전압 Profile을 개선할 수 있는가 또한 분산전원은 배전계통에 설치, 운영 중인 계통 보호협조체계와 정격 에 위배되지 않는 Feeder에 위치해야 한다. 다. 분산전원 용량 분산전원의 크기와 갯수에 있어서 분명한 제약조건은 존재하지 않지만 분산전원의 용량을 결정하는 가이드라인으로서 다음과 같은 점을 고려해 야 한다. - 계통의 전압 Profile을 개선하고 전력손실을 감소시키기 위해서는 전체 Feeder 전력수요의 10~20% 정도의 용량이면 충분하다. 변전소 의 부담을 경감시키기 위해서는 더 큰 용량의 분산전원도 가능하다

245 - 사고시 독립운전으로 연계부하의 신뢰도를 유지할 목적인 경우, 분 산전원의 용량은 담당하는 부하의 두배 이상이 적당하다. - 사고로 인한 단락전류를 변화시키기 때문에, 분산전원의 용량은 배 전계통 보호협조 체계와 개폐기 동작에 영향을 미치게 된다. 따라서 분산전원의 용량이 증가함에 따라 보호설비, 퓨즈, Recloser, 계전기 등의 설정을 재조정하거나 개선해야 한다. 부하, 배전망 및 운용상의 제약 조건을 고려하여 배전계통에 대한 분산 전원의 설치 및 계통 연계 방안을 정식화하였다. 목적함수는 계통 유효전 력 손실이며, 제약조건은 분산전원의 수 또는 총용량 및 모선전압으로 사 용하였다. 2. 유전알고리즘을 이용한 계획기법 가. 문제의 정식화 배전계통에 있어서 분산전원의 설치 및 운용을 위하여 부하변동을 그림 5.46과 같이 이산적으로 근사화 시키고 부하는 일정하게 변화된다고 가정 하여 부하지속곡선(load duration curve)을 시간별 선형함수로 근사화 하 였다[2.7]

246 Load T0 Ti Tnt Time 그림 5.46 근사화된 부하지속곡선 1) 목적함수 분산전원의 설치 문제에서 목적함수는 각 부하레벨의 계통 유효전력손 실과 부하지속시간의 곱에 대한 누적합으로 식 (5.81)과 같이 구성하였다. 계통 유효전력손실은 분산전원의 설치위치와 용량에 크게 영향을 받기 때 문에 분산전원의 설치 및 용량 결정에 중요한 지표가 될 수 있다. Min. objective func. = nt i= 0 T i P i loss (5.81) 여기서 P i loss는 부하레벨 i 에서 유효전력손실, T i 는 부하레벨 i 동안의 지속시간이며, nt는 각 부하레벨의 수이다

247 2) 제약조건 제약조건은 전력조류로 표현되고 네트워크 제약은 분산형전원의 수 및 총용량에 대한 제약으로, 운전제약은 전압크기의 제약으로 표현할 수 있 다. 가) 조류 방정식 분산전원을 설치 후 계통 조류방정식은 만족되어야 하기 때문에 각 부하 레벨에 대한 전력조류는 다음의 식 (5.82)를 만족하여야 한다. F i (x i,p i G,k ) = 0 (5.82) 여기서 P i G,k는 모선 k에서 분산형전원의 크기, 즉 제어변수이고 x는 전 압크기와 같은 상태변수이다. 나) 분산전원의 수 또는 총용량에 관한 제약 계통 유효전력손실은 분산전원의 설치 수와 용량에 비례하여 감소하므 로 설치 수를 증가시키고 용량을 크게 할수록 전력손실은 줄일 수 있다. 그러나 분산전원의 설치비용이 증가되기 때문에 다음의 식 (5.83)과 같이 설치 수 및 총용량을 제한할 필요가 있다. P i G,k, min Pi G,k Pi G, k, max (5.83)

248 여기서 P i G,k 는 부하레벨 i 에서 모선 k에 설치될 분산전원의 수 또는 총용량이다. 또한, 식 (5.83)에서 분산전원의 설치 수 및 총용량을 제한할 필요는 있으나, 구체적으로 몇 개의 수 및 얼마의 총용량을 정하기는 기준 이 애매하다. 계통 파라메타들의 부정확한(imprecise) 성질을 고려할 필요 가 있다. 다) 운전제약조건 배전계통은 대부분 방사상으로 구성되기 때문에 계통부하가 말단으로 갈수록 계통의 전체 전력손실은 증가하고 전압은 감소하게 된다. 따라서, 분산전원을 계통 말단에 설치할수록 계통손실은 감소되고 전압도 향상시 킬 수 있다. 그러므로 다음의 식 (5.84)와 같은 제약에 의하여 분산형전원 의 설치위치가 최적으로 결정될 수 있다. V i min V i V i max (5.84) 여기서 V는 모선 전압크기, max와 min은 각 부하레벨 i에서 전압의 상 하한 값이다. 또한, 식 (5.84)에서 계통의 모선전압 및 선로조류와 같 은 파라메타들은 실제 계통 운전시 미리 정해진 제한치를 조금 벗어나도 큰 문제가 발생하지 않는다. 따라서 이러한 위반 정도를 얼마만큼 허용할 것인지가 애매하기 때문에 모선전압 및 선로조류 등과 같은 계통 파라메타 들의 부정확한(imprecise) 성질을 고려할 필요가 있다

249 나. Elite-based Simplex-GA hybrid Approach 분산전원의 설치계획에 관한 해법 알고리즘으로서 확률적 Simplex 연산 자를 설명하고 Multipop-GA와 Elite-based Simplex-GA hybrid approach를 조합한 ESGA에 대하여 간략하게 알아보고자 한다. 함수 최적화에서 simplex법을 확률적인 변량으로 GA를 조합한 하이브 리드 접근법의 도입에 대한 배경을 제공하기 위해 간단히 GA와 simplex 법이라 불리는 국지적 탐색기법에 대해 설명하고 이어서 Elite-based Simplex-GA hybrid approach를 기술한다. 알고리즘 절차와 자세한 언급 은 다음과 같다. 1) Simplex Method Simplex Method는 가능한 탐색방향을 결정하기 위해 현재 데이터 집 합의 평가를 사용하는 국지적 탐색기법이다. Simplex는 탐색공간의 차원 의 수보다 많거나 같은 점들의 수에 의해서 정의된다. N개의 변수로 구성된 최적화문제에서 Simplex Method는 X 1,X 2,,X N+ 1 로 정의된 Simplex를 형성하는 N+1개의 점들의 해 집합을 평가하여 최적해를 탐색한다. N+1개의 점들의 해집합을 목적함수에 대입하여 평가한 후, 가장 나쁜 점 X w 를 제외한 나머지 점들로 식 (5.85)를 이용하여 X 를 구하고 이로부 터 X w 를 투영하여 새로운 점 를 구한다. X p = X +α( X -X w ) (5.85) 여기서, 는 확률분포에 근거한 변수이며 [0, 1]사이의 값을 갖는 무작위

250 변수이며 X = 1 N ( X 1 + X X w X w X N+ 1 )이다. 따라서 새로운 Simplex해는 X 1, X 2,, X w - 1,X w+ 1,, X N+ 1,X r 를 구하게 된다. 로 정의되며 최적해 반복계산 여부의 결정은 스텝 사이즈 X r - X w 가 미리 정한 값 또는 최 적해 주위의 simplex 원보다 작게 될 때까지 반복한다. 반복계산 중 X w 를 투영하여 새로 구한 점이 가장 나쁜 점보다 최적해로의 특성이 좋지 않 은 경우에는 식 (5.86)을 적용하여 새로운 해를 구성 하게 된다. X p = X +β( X -X w ) (5.86) 여기서 β는 0.5에서 최고점을 갖는 삼각모양의 확률밀도함수이며 구간 [0, 1]사이의 값을 갖는 무작위 변수이다. 2) Elite-based Simplex-GA hybrid Approach 유전알고리즘은 자연도태와 자연 유전학적인 구조에 근거한 매우 강력 한 전역적 최적해 탐색기법으로 전통적인 탐색 알고리즘과는 다른 구조를 갖고 있다. 최적화 문제에 있어서 개체군(population)으로 구성된 해집합 을 이용하여 최적점을 동시에 탐색하며, 미분정보나 기타 보조적인 지식을 필요로 하지 않는다. 또한 변수들의 값을 나타낼 때 이진코드 대신에 정수 코드를 사용하여 알고리즘의 코딩시간을 절약할 수 있다. 기존의 GA와 확률적 Simplex 방법을 조합한 Elite-based Simplex-GA hybrid를 Multipop-GA와 결합한 ESGA의 절차와 내용은 다음과 같다

251 가) 초기화 GA를 적용함에 있어서 다중 개체군(Multi-population)은 수렴을 향상 시키기 위하여 그림 5.47과 같이 각 부하레벨에 해당하는 sub-population 으로 구성한 것이다. 각 부하레벨에 할당된 sub-population 개를 초기화하고, 개의 sub-population에서 각각의 유전자는 각 변수의 최대값과 최소값 사이에 서 임의로 발생시킨다. 각각의 개체는 분산전원을 설치할 위치와 크기로 구성하였다. individual 1 individual 2 subpop. N (load level N) individual n subpop. 1 (load level 1) subpop. 2 (load level 2) 그림 5.47 다중 개체군 나) 적합도 평가와 페널티함수 N개의 sub-population에서 개체의 유전자로부터 결정된 분산전원 설치 위치와 크기를 이용하여 조류계산을 실행한다. 식 (5.87)을 이용하여 분산 전원 설치에 관한 적합도를 평가하고 제약조건은 페널티함수로 전환하여 처리한다

252 Finitness func. = 3 k= 1 ω k μ k (f k (X)) (5.87) 다) 수렴판정 만약 최대세대가 되면 멈추고 그렇지 않으면 라)로 가서 유전자를 조작 한다. 라) 유전자 조작 그림 5.48과 같이 각 개체의 유전자를 조작하여 다음 세대로 넘어갈 새 로운 개체를 발생시킨다. - 개의 개체는 다음 세대로 넘어간다. - 개의 개체에 확률적 Simplex 방법인 식 (5.85)와 식 (5.86) 을 적용하여 개를 생성한다. - 개의 개체에 Reproduction, Crossover 및 Mutation 과 같은 일반적인 GA 연산자를 사용하여 개를 생성한다. - 유전자 조작 후 나)로 가서 적합도 평가와 페널티 함수를 계산한다

253 Best N1 N1 Elites N2 Concurrent Probabilistic Simplex Worst N3 GA Operators Reproduction->Crossover-> Mutation Ranked Population New Population 그림 5.48 ESGA의 개략적인 절차 다. 사례 연구 배전계통에 있어서 분산전원의 최적설치에 의한 전력손실감소 및 효율 적인 운전을 위한 방안을 제시하였고, 제안한 알고리즘의 효율성을 입증하 기 위하여 IEEE 모델계통에 적용하였다. 제안한 알고리즘은 기존의 GA를 사용하는 몇 개의 방법과 실행결과를 비교하였다. 비교한 방법은 Sensitivity와 GA를 혼합한 방법으로서 분산 전원과 손실과의 감도에 의하여 분산전원을 설치할 모선을 선정한 후에 GA를 이용하여 분산전원의 용량을 결정하는 방법이다. 이것은 탐색공간 을 축소하여 최적화할 수 있다는 장점이 있으나 감도계산을 위하여 미분을 해야 한다는 단점이 있다. 또한, 기존의 간단한 GA 방법인 Simple-GA 방 법과도 비교하였다. 이것은 최적해의 탐색능력이 뒤떨어지며 수렴성 또한 좋지 않다. 정확한 배전계통 해석에 의한 효과적인 분산전원의 설치 및 운용을 위하 여 다음과 같이 집단부하별로 각각의 개별부하의 전압특성 영향을 나타내

254 는 부하모델을 고려하였다. 집단부하 모델그룹은 가정용, 산업용, 상업용 및 사무용 부하로 구성하였으며 각 부하는 취사설비, 백열조명, 형광조명, 텔레비전, 냉방설비, 난방설비, 선풍기, 냉장고, 펌프 그리고 다양한 정격의 유도전동기 등으로 구성하였다. 집단부하모형의 개별기기 구성비율은 표 5.10에 나타내었다. 표 5.10 집단부하모형의 개별기기 구성비율 구성 부하군 가정용 (%) 산업용 (%) 상업용 (%) 사무용 (%) 농업용 (%) 취 사 설 비 백 열 조 명 형 광 조 명 텔 레 비 전 냉 방 설 비 전 열 설 비 선 풍 기 냉 장 고 펌 프 유도 전동기 10kW미만 kW kW 1,000kW이상 기 타 합 계 분산전원은 유효전력과 무효전력의 제어가 모두 가능한 것과 유효전력 제어만 가능한 것으로 분류하였고, 부하모델을 고려한 경우와 고려하지 않 은 경우로 나누어 특성을 해석하였다

255 - Case 1: 모선부하는 부하모델을 고려하고, 분산전원의 유 무효전력 출력은 부하변동에 따라 제어가 가능하다. - Case 2: 모선부하는 부하모델을 고려하지 않는 PQ 일정부하이고, 분산전원의 유 무효전력 출력은 부하변동에 따라 제어가 가능하다. - Case 3: 모선부하는 부하모델을 고려하고, 분산전원의 유효전력 출 력은 부하변동에 따라 제어가 가능하고, 무효전력 출력은 무시한다. - Case 4: 모선부하는 부하모델을 고려하지 않는 PQ 일정부하이고, 분산전원의 유효전력 출력은 부하변동에 따라 제어가 가능 하고, 무효전력 출력은 무시한다. 1) Test System - 12 모선 방사상 12모선 계통도를 그림 5.49에 나타내었고 방사상 12모선 계통의 부하 및 선로 데이터는 표 5.11에 나타내었다. substation 그림 5.49 방사상 12 모선 계통

256 표 모선 계통의 부하 및 선로 데이터 Sending End Bus 1 Receiving End Bus 2 R[Ω] X[Ω] Receiving End Bus Load Model Id PL [kw] QL [kvar] 모선 계통에 사용된 상수는 다음과 같다. - DGs의 용량[kW] : 10, 20, 30, 40, 50 - ΔP i G, min : 1개, 10[kW](Total capacity) - ΔP i G, max : 6개, 300[kW](Total capacity) - ΔV j, min : 0.04[p.u.] - ΔV j, max : 0.15[p.u.] - Time period [h] : 8(9:00 ~ 17:00) - Test years : 10 여기서, DGs의 용량은 계통 전체부하의 용량을 고려하여 결정한 것이 며, ΔP i G, min 과 ΔP i G, max 는 계통 내에 설치되는 분산전원의 설치수 또는

257 총용량에 대한 최소 및 최대 편차를 의미하는 것으로 ΔP i G, min 은 분산전 원의 최소설치 수를 1개로 하고 가장 작은 DGs의 용량이 10[kW]이므로 이것이 최소용량이라는 것을 의미한다. 또한, ΔP i G, max는 분산전원의 최대 설치 수를 임의로 6개로 하고 가장 큰 DGs의 용량이 50[kW]이므로 전체 용량은 300[kW]가 되어 총용량이 된다는 것을 의미한다. ΔV j, min 과 ΔV j, max 는 모선전압의 최소 및 최대 편차를 의미하는 것으 로 최소편차가 0.04 즉 전압크기가 0.96 이상 일 때는 만족도가 1.0이 되 고, 최대편차가 0.15 즉 전압크기가 0.85 이하에서는 만족도가 0을 갖는 다 는 것을 의미한다. Time period는 오전 9시부터 오후 5시까지로 설정하였 으며, Test years는 10년으로 하였다. 2) 사례연구 결과 표 5.11에서 Model Id는 표 5.10의 집단부하에 대한 부하군을 의미하며 각 부하레벨에 따른 부하지속시간은 표 5.12에 나타내었다. 표 5.13은 각각 의 알고리즘 별로 Case 1에 대하여 100번의 실행결과를 비교 분석하여 최 적해를 찾은 실행수와 세대수를 나타내었고 이를 그래프로 나타낸 것이 그 림 5.50이다. 최적해를 찾은 실행수에 있어서 ESGA가 확률적 Simplex 연 산자를 사용하기 때문에 Sensitivity-GA의 결과와 유사하나 나머지 방법 보다 매우 우수함을 확인하였다. 또한 최적해 탐색 시간에 있어서는 ESGA 방법이 Sensitivity-GA 보다 약 1.5배 그리고 Simple-GA 보다 약 2배 빨리 수렴함을 알 수 있었다. 이러한 결과로 ESGA 알고리즘은 확률 적 Simplex 연산자의 특성을 사용하고, 감도계산을 위한 미분계산 절차가 필요 없어 매우 효율적인 방법임을 확인 할 수 있었다

258 표 5.12 부하레벨과 부하지속시간 Load Level(%) Time interval(hours) 표 5.13 각 방법에서 최적해를 찾은 실행수와 세대수 ESGA Sensitivity-GA Simple-GA Number found the optimum / Total run number Best gen. found the optimum 64/100 61/100 27/100 (64%) (61%) (27%) Total loss[kw] 최적해를 찾은 실행수 최적해를 찾은 세대수 ES GA S ensitiv ity -GA S imple-ga 그림 5.50 각 방법에서 최적해를 찾은 실행수와 세대수

259 표 5.14와 표 5.15는 각 Case 별로 부하레벨에 대하여 분산전원의 설치 위치와 크기를 나타낸 것이다. 표 5.14의 Case 1과 Case 2 그리고 표 5.15 의 Case 3과 Case 4를 비교해 보면, 부하모형의 고려와 상관없이 유 무 효전력 출력을 부하변동에 따라 제어한 경우(모선 10과 11)와 유효전력 출 력만을 제어한 경우(모선 10, 11과 12)에 있어서 분산전원의 설치 수에 있 어서 차이가 남을 알 수 있다. 이것은 설치될 분산전원의 무효전력 출력을 제어 할 수 있는 경우에 무효전력출력의 영향을 받아 설치 수에 영향을 미 치고 경제적으로 계통을 운전할 수 있다는 것을 의미한다. 표 5.14 분산전원의 설치 위치(Case 1과 Case 2) Optimal Case 1 [kw] Case 2 [kw] location 110% 90% 70% 110% 90% 70% Total 표 5.15 분산전원의 설치 위치(Case 3과 Case 4) Optimal location Case 3 [kw] Case 4 [kw] 110% 90% 70% 110% 90% 70% Total 또한, 부하모형을 고려한 Case 1과 Case 3은 고려하지 않은 Case 2와 Case 4 보다 분산전원의 총용량에 있어 용량이 각각 4.1% 및 3.7% 정도 감소됨을 알 수 있다. 이것은 표 5.16과 표 5.17에서 알 수 있듯이 Case 1 과 Case 3에서 유도전동기와 같은 다양한 산업용 부하의 영향을 받아 모 선전압이 상대적으로 부하모형을 고려하지 않은 Case 2와 Case 4 경우

260 보다 높기 때문이다. 따라서, 배전계통의 정확한 해석을 위하여 부하모형 을 고려하는 것이 분산전원의 설치 및 운용에 있어서 계통의 실제적인 특 성을 반영한 것이라 사료된다. 표 5.16 분산전원 설치전 후의 전압 및 손실 비교 Load level Case 1 Case 2 Without With Without With DGs DGs DGs DGs Real power losses [kwh] 110% 172,015 72, ,742 75,724 90% 228,731 99, , ,570 70% 68,772 35,732 72,026 36,860 Total losses [kwh] 469, , , , % V min [p.u.] 90% % % V ave [p.u.] 90% % % V max [p.u.] 90% %

261 표 5.17 분산전원 설치전 후의 전압 및 손실 비교 Real power losses [kwh] Case 3 Case 4 Load Without With Without With level DGs DGs DGs DGs 110% 172, , , ,967 90% 228, , , ,181 70% 68,772 54,548 72,026 53,281 Total losses [kwh] 469, , , , % V min [p.u.] 90% % % V ave [p.u.] 90% % % V max [p.u.] 90% % 또한, 표 5.16과 표 5.17에서 분산전원의 설치전과 설치후의 계통손실과 전압크기를 비교하여 나타내었다. 계통손실의 경우 Case 1에서는 테스트 기간을 10년으로 하였을 때 분산전원을 설치하기 전에는 469,519[kWh]이 었으나 설치한 후에는 207,671[kWh]가 되었고, 결국 261,848[kWh]가 감 소되어 56%가 감소되었음을 알 수 있다. V min, V ave 와 V max 는 분산전원을 설치하기 전보다 상당히 향상되었고, V min 은 부하레벨 110%와 90%에서 전압크기의 제약을 0.96을 기준으로 하였을 때 분산전원을 설치한 후에 있어서 제약을 모두 만족한다는 것을 알 수 있다. Case 2, 3 및 4에서도 유사한 결과를 나타내고 있다

262 제 9 절 신뢰도 취약지점 분석 및 해결방안 제시 1. 보호설비로 인한 신뢰도 취약지점 개선효과 배전계통에 추가되는 분산전원은 기존 계통의 전압크기와 전력조류를 변화시키며, 이런 변화는 계통의 손실에 또한 영향을 미치게 된다. 변화된 전력조류로 인해 배전계통 선로의 전류정격과 전압한계를 초과할 수 있으 며, 진상역률로 운전하는 분산전원 또한 전압한계에 초과하는데 영향을 미 칠 수 있다. 또한, 분산전원에서 유입되는 전력은 분산전원의 연계점 근처 에서는 한계치 내의 전압을 유지하게 할지라도, 방사형 배전계통의 말단부 분에서는 기존 전압에 비해 높은 전압을 유기해서 전압 한계치를 초과하게 할 수도 있다. 추가적인 전력원이 계통에 연계된다는 것은 계통사고의 여 파를 증가시켜서 차단기의 정격을 상회하는 사고전류가 발생하게 된다. 이 런 여러 가지 새로운 문제점의 본질은 기존의 수동적인 배전계통에 분산전 원이 연계됨으로 인해 규모가 작은 송전계통이라 할 만큼의 능동적인 배전 계통으로 그 특성이 변화한다는 점이며, 능동적인 배전계통의 운용과 제어 에 대해서는 기존의 방식과는 다른 새로운 접근이 필요하다. 전압 문제나 용량한계 뿐 아니라 가용송전용량(ATC), 비용적 접근, 분산전원의 연계위 치 종류 용량, 전압조정기 셋팅, 선로의 임피던스 특성 등 모든 고려사 항들이 다양한 부하상황에 따라 고려되어야 한다[2.8]. 계통에서의 사고로 인한 변전소 방향(Upstream)의 보호설비 동작에 따 른 단독운전 상태도 또한 이와 유사한 여러 사항들을 고려해야 한다. 전형 적인 Radial Feeder에서 보호장치(Protection Device)는, 계통의 신뢰도 를 최대화 할 수 있도록, 즉 전력원은 단지 변전소에 위치한다는 가정 하 에 신뢰도 지수를 최소로 하는 기준으로 그 위치가 선정되어 있다. 간단히 신뢰도 지수에 대해 언급하자면 SAIFI, SAIDI, MAIFIer와 같은 기본적인 신뢰도 평가지수와 이 세가지 지수의 결합으로 구할 수 있는 복합지수를 생각할 수 있다. 계통 평균 공급지장 지속시간 지수(SAIDI)와 계통 평균 공급지장 빈도수 지수(SAIFI)는 각 수용가가 겪는 공급지장 시간과 빈도수

263 를 측정하기 위해 전형적으로 사용되는 지수이고, 평균 순간 공급지장 빈 도수(MAIFIe, Momentary Average Interruption event Frequency Index)는 각 수용가가 겪는 순간정전 횟수를 나타낸다. 개폐기의 설치위치 는 이런 세가지 지수 또는 복합지수에 대해 최적화되며, 순간정전과 지속 정전의 영향을 모두 고려하기 위해서는 가중치(Weighting Factors)와 목 표치(Target Values)의 적절한 선택으로 조합하는 복합지수를 이용하게 된다. 기존에 관습적으로 이용한 개폐기 설치방식에서는, 부하가 균일하게 분 포된 방사형 피더의 중앙에 설치된 개폐기는 신뢰도(간선까지 고려하지 않 고 Feeder까지만 고려한)를 약 25% 정도 개선시킨다고 보고 있다. 유사한 방식으로, 하나의 피더에 두개의 개폐기를 설치할 경우에는 피더 길이를 기준으로 1/3 지점과 2/3 지점에 설치하고 있다. 실제로는 중요부하가 있 거나 부하분포가 불균일할 경우, 개폐기 위치 선정에 있어서 전문가의 판 단을 요청하기도 한다. 그림 5.51은 전형적인 지방 피더로서 변전소 차단 기와 두개의 개폐기로 구성되어 있다. 피더의 말단에 분산전원이 없다고 가정할 경우, 선로에서 사고가 발생하면 사고지점 앞단(Upstream)의 첫 개폐기를 개방하게 된다. 예를 들어, 개폐기 1번과 2번 사이에서 사고가 발 생한다면, 개폐기 1번이 동작하게 되고 말단부분(Downstream)의 모든 수 용가는 전력을 공급받지 못한다. 분산전원이 있을 경우에는 개폐기 2번 또 한 동작해서 개폐기 2번 말단부분 피더의 부하에 대해 고립된 형태로 전력 을 공급하게 된다[2.9]. 그림 5.51 신뢰도 향상을 위한 개폐기 설치

264 고립모드(Island Mode)에서 운전하기 위해서는, 분산전원은 고립된 지 역의 부하를 충족시킬 수 있는 용량을 가져야하며 즉 허용범위 내로 전압 과 주파수를 유지할 수 있어야 한다. 고립운전은 분산전원과 피더의 보호 설비 간에 긴밀한 협조체계를 유지해야만 가능하다. 사고발생 후 동작순서 는 다음과 같다. - 분산전원은 분리되고, 사고지점을 검출한 후 한 개 혹은 몇 개의 보 호설비 동작으로 사고지역을 분리시킨다. - 분리된 사고지역 내에 분산전원이 위치하지 않을 경우에는 분산전원 을 재접속한다. - 사고가 복구된 후 개폐기는 분산전원과 동기화를 유지하면서 재폐로 한다. 따라서 보호설비와 분산전원의 위치는 상호간에 밀접한 관련이 있다. 적 절한 위치에 있지 않은 보호장치는 고립지역의 전력공급 능력이 부족한 상 황을 야기할 수 있으며, 이는 분산전원으로 인한 신뢰도 이득을 얻지 못하 게 한다. 반대로 전략적으로 개폐기의 위치를 선정한다면 고립모드로 전력 을 공급받을 수 있는 수용가에게 비약적인 신뢰도 향상을 가져올 수 있다. 보통 고립모드 내에 있는 수용가의 경우 순간정전은 피할 수 없는 일이다. 보호장치 동작에 방해가 되지 않도록 분산전원은 사고발생 후에 잠시 계통 에서 분리되기 때문이다. 걔폐기가 순간적으로 아주 짧은 시간 내에 분리 동작을 수행할 수 있다면, 지속정전 뿐 아니라 순간정전도 감소시킬 수 있 으며 따라서 MAIFIe 지수도 감소시킬 수 있다

265 2. 분산전원 설치로 인한 신뢰도 개선방안 신뢰도를 증가시키고 송 배전 비용을 감소시키기 위한 분산전원의 최적 배치는 시스템과 피더의 손실감소, 안정도 제한, 비용 분석 등을 포함한 모 든 요소들을 고려하여야 한다. 이용 가능한 발전기 위치와 8760시간 부하 특성, 발전기 특성, 불확실성을 포함한 수많은 요소를 고려한다는 것은 매 우 복잡한 문제이다. 기존 연구에서는 전력 가격과 안정도 제한을 고려하 여 OPF에 따라 분산전원의 최적 배치 결정하는 방식이나, 송 배전 손실을 최소화 할 수 있는 분산전원의 지역적인 특성을 연구 하였다. 본 절의 연 구에서는 송 배전 계통의 추가적인 확장비용이나 분산전원 설치비용 등의 비용에 관해 초점을 맞추기 보다는, 계통 손실, 전력공급의 안정도나 적정 도에 미치는 분산전원의 영향을 통해계통 용량 한계를 규정짓게 된다 [ ]. 분산되어 위치한 이용 가능한 전력원을 통합하는 Network 용량 평가를 하기 위해서 조류 방정식의 형태로 정상상태 계통을 나타낸다. Inverse 전 력조류 Jacobian은 주입되는 유효전력과 무효전력으로 인한 위상각과 전 압의 변화를 나타낸다. (5.88) 가. 최적의 분산전원 설치 분산전원의 가장 적절한 위치를 선정하기 위해서 전압제어와 전력손실 에 관련된 민감도를 적용한다. 전압민감도 지수(VSI)와 손실민감도 지수 (LSI)는 새로운 분산전원의 추가에 따라 네트워크 안의 Node의 상태를 확

266 인하고 순위를 결정짓는데 사용한다. 분산전원은 안전도 제약을 위반하지 않는 범위 내에서 네트워크에서 어떤 곳이던지 연결될 수 있고 분산전원 운영자나 기존에 설비되어 있는 보호장치에 의해 분산전원의 위치를 제한 받지는 않는다고 가정한다[2.13]. 1) 전압민감도 위상각과 관련된 사항을 무시할 경우, 전압민감도는 다음과 같이 정의 할 수 있다. (5.89) 식 (5.88)로부터, 각 계통 Node에 관련된 유효전력 민감도 와 무효 전력 민감도 가 있다는 것을 알 수 있다. 이런 값들은 주입되는 유 무 효전력량에 대한 각 Node의 전체 전압민감도를 결정하는데 사용할 수 있 다. 순위 결정에 사용된 전압민감도 지수(VSI)는 다음과 같이 정의 한다 [2.14, 2.15]. (5.90) Jacobian 행렬의 대각요소는 모선에 주입되는 전력에 대한 동일 모선의 전압크기의 민감도를 나타내고, 반면에 비대각요소는 다른 모선에 주입된 전력에 대한 민감도를 나타낸다. 계통 전반에 걸친 성능향상이 분산전원을 추가로 설치하는 이유이므로, 하나의 모선에 주입되는 분산전원의 주입전

267 력이 전체 계통의 모든 전압민감도에 미치는 영향을 고려해야 한다. 이것 은 모든 부하모선에 대해 정규 Euclidean norm으로 각 Node의 VSI를 표현해서 얻을 수 있다. 가중치의 값 는 계통의 X/R 비율에 따라 결정 하게 된다. 모든 Node는 VSI 값에 따라 순위가 주어지며, 정해진 순위는 P와 Q, 혹은 P나 Q를 주입할 수 있는 최적의 위치를 결정하는데 이용하게 된다. 2) 손실민감도 전력손실의 주된 부분은 선로나 변압기를 통해 흐르는 전력조류에서 나 타나는 옴(ohmic)법칙을 통해서 발생한다. (5.91) 식 (5.88)과 식 (5.91)을 결합하면 다음과 같다. (5.92) 손실민감도 지수(LSI)는 다음과 같이 정의한다. (5.93)

268 나. 분산전원의 용량 앞의 분산전원의 최적 위치결정 과정은 전력손실 증가나 운영제약조건 위반 없이 추가할 수 있는 분산전원의 총 양을 결정해서 선정할 수 있었 다. 이용 가능한 분산전원이 이미 주어지고 관련 지역에서의 부하 성장이 없다고 가정하면, 목적함수는 계통에 연결된 분산전원의 용량을 최대로 하 는 것이다[ ]. 즉, (5.94) 여기서, 와 는 각 Node 에 주입된 유 무효전력이다. 등식 제약 조건은 전력조류 방정식이고 부등식 제약조건은 다음과 같다. - 모든 모선의 허용 전압범위 (5.95) - 손실 제한 (5.96) - 분산전원에 의해 발생된 총 전력은 20% 미만 (즉, Feeder 부하의 20% 를 초과 할 수 없다)

269 (5.97) (5.98) - Branch 조류 제한 (즉, 열적 한계치보다 낮아야한다.) (5.99) - 고장전류 제한 (즉, 각 선로 개폐기의 최대 고장전류 정격보다 낮아야 한다.) (5.100) 앞의 최적 위치선정과 용량결정 방법은 서로 결합하여 분산전원을 설치 하는데 이용하며, 그 알고리즘 순서는 그림 5.52와 같다. 알고리즘에 걸리 는 시간은 주로 반복과정으로 인한 것이며, 매번 전력조류 방정식을 계산 해야 한다. 각 반복과정에서는 이전 단계에서 결정한 최적상태에 분산전원 을 더 연결하게 된다. 그 다음 단계의 반복과정에서 하나 혹은 몇 개의 제 약조건을 만족시키지 못한다면 그때가 최종해가 된다[2.19]

270 그림 5.52 최적 위치와 용량 결정 알고리즘 풀이법

271 3. 신뢰도 취약시간에서의 분산전원 운영방법 가. 시간별 신뢰도가치 일반적으로 현재까지는, 신뢰도 지수라 하면 계통 전체나 각 모선, 각 부 하점에 대한 일년간의 평균값 개념을 사용하여 왔으나 시간 단위로 계통 신뢰도를 파악하기 위해 시간별 신뢰도 지수(Hourly Reliability Index)라 는 개념을 새로 도입하였고, 여러 가지 신뢰도 지수 중에서 운영비용 최적 화에 이용할 수 있도록 정전비용(Interruption Cost)이라는 신뢰도 가치 (Reliability Worth)에 초점을 맞추었다. 따라서 시간별 신뢰도 가치란, 수 용가의 정전비용을 각 시간별로 분리한 신뢰도 지수라 할 수 있다. 배전계통에 연계되어 있는 분산전원을 활용하는 방법에는 여러 가지가 있지만, 본 연구에서는 대기전력용(Standby Power) 전략과 피크부하용 (Peak -Shaving) 전략 두 가지 활용법을 고려하였다. 두 가지 분산전원 활 용법을 위해 각각의 분산전원을 설비해야 한다는 것은 아니다. 배전회사가 대기전력용으로 분산전원을 설비하였다 하더라도 피크부하시에는 분산전 원을 피크부하용으로 운전하는 것이 가능하다. 그런 배전회사에 있어서 분 산전원의 운영을 최적화한다는 것은, 대기전력용 전략과 피크부하용 전략 을 조합하여 전체 전력비용을 최소화하고 신뢰도를 최대화하는 것이라 할 수 있다. 나. 계통 모델링 1) 정전비용 1991년, 일곱 가지 종류의 수용가에 대한 정전비용을 평가하기 위해 일 련의 설문조사가 진행되었다. 설문조사의 결과를 분석하여 각 수용가 타입 에 따른 정전비용을 정전 지속시간에 대한 함수로 표현한 분야별 수용가

272 피해함수(Sector Customer Damage Functions : SCDF)를 본 연구에서 는 사용하였고, 표 5.18에 SCDF를 나타내었다. 정전 지속시간이 표 5.18 에 주어진 시간 사이에 존재하면 로그-로그 보간법(Log-Log Interpolation)을 이용하여 비용을 구하고, 정전 지속시간이 8시간을 넘는 다면 4시간에 대한 데이터와 8시간에 대한 데이터를 이용하여 같은 기울 기를 가지는 선형 외삽법(Linear Extrapolation)를 통해 비용데이터를 산 출하게 된다. 표 5.18 분야별 정전비용 수용가 타입 정전 지속시간과 비용($/kW) 1분 20분 1시간 4시간 8시간 대규모 수용가 산업 상업 농업 주거 공공기관 사무 표 5.18에서 보면, 단지 SCDF만 이용하여 정전비용을 구할 경우 각 수 용가의 정전비용은 수용가 타입과 정전 지속시간에만 의존한다는 것을 알 수 있다. 그러나 실제 계통의 특성을 살펴보면 앞에서 언급한 두 가지 변 수 이외에도 정전이 발생한 시간에 따라 정전비용이 상이하다는 것을 살펴 볼 수 있다. 따라서 정확한 모델링을 위해서는 정전이 발생한 주, 일, 시간 에 따라 정전비용에 가중치를 부여하여 시변 정전비용을 구해야 한다. 본 연구에서는 하루 중 정전이 발생한 시간에 따른 가중치(정전비용-시간 가 중치)를 도입하였고, 그 중 주거형, 상업형, 산업형, 공공기관형 네 가지 수

273 용가 타입에 대한 정전비용-시간 가중치를 그림 5.53에 나타내었다. SCDF 에서 산출한 단위 전력량에 대한 정전비용과 정전비용-시간 가중치를 이용 하여 다음 식과 같이 단위 전력량에 대한 시변 정전비용을 산출할 수 있 다. c( t) = f ch (t) pc (5.101) 2.5 정전비용-시간 가중치 시간 그림 5.53 하루 동안 4가지 수용가에 대한 정전비용-시간 가중치 2) 배전계통 구성요소 모델링 계통에 대한 모델링이 실제 계통과 흡사할수록 정확한 시간별 신뢰도 지 수와 정확한 시간별 계통운영비용을 구할 수 있고, 이를 통해 총 운영비용 최소화에 더욱 접근할 수 있다. 여기에서는 2-State 모델을 적용하여, 배전계통의 구성요소를 On 상태와 Off 상태 두 단계로 구분하였다. 날씨에 의한 영향을 고려하기 위해 평상 (Normal), 가혹(Adverse), Major Storm Disaster 세 가지로 날씨를 구분

274 하였고, 각 날씨에서의 파라미터 평균값은 시불변이라고 가정하였다. 또한 1년을 총 8760시간으로 나누어 1시간 동안의 고장율(Failure Rate)과 수리 율(Repair Rate)은 변하지 않는다고 가정하였으며, 파라미터의 불확실성 (Uncertainty)을 나타내기 위해 TTF(Time To Failure)는 지수분포 (Exponential Distribution), TTR(Time To Repair)는 로그-정규분포 (Log-Normal Distribution), TTS(Time To Switch)는 정규분포(Normal Distribution)를 가진다고 가정하였다. 시변(Time-Varying) 고장율 λ( t)는 다음 식과 같이 평상날씨 상태에서 의 평균 고장율에 날씨에 의한 가중치를 부여하여 구한다. λ(t)= f λw (t) λ n (5.102) 여기서, f λw (t)는 고장율-날씨 가중치(Failure Rate-Weather Factor), λ n 은 평상날씨에서의 고장율이다. 시변 수리시간(Restoration Time) r (t)는 날씨뿐만 아니라 고장이 발생 한 시간대와 요일, 계절에 따라 다른 값을 가진다. 즉 어느 시간에 고장이 발생하는지에 따라 수리에 이용할 수 있는 인적 물적 자원이 달라지고 수리과정, 절차에도 영향을 미치게 된다. 이런 두 가지 가중치는 모두 과거 고장수리 경험을 통해 구한다. 날씨의 영향은 수리시간-날씨 가중치 f r w (t) 로 나타내고, 고장 발생시간에 따른 영향은 수리시간-일 가중치 (Restoration Time-Day Factor) f r d (d)와 수리시간-시간 가중치 (Restoration Time-Hour Factor) f r h (t)로 나타낸다. 하나의 예를 그림 5.54에 나타내었는데, 본 연구에서 사용한 하루 24시간 동안의 수리시간- 시간 가중치 그래프이다. 시간 t에서의 수리시간은 다음 식을 통해 구한다 [2.20]

275 r (t)= f r w (t) f r d (d) f r h (t) r n (5.103) 여기서, r n 은 평상날씨 상태에서의 평균 수리시간이다. 정전 지속시간-시간 가중치 시간 그림 5.54 하루 동안의 수리시간-시간 가중치 3) 분산전원 모델링 배전계통에서 피트부하용 전략과 대기전력용 전략으로 사용하는 분산전 원은 그림 5.55와 같은 6-State 모델로 나타낼 수 있다

276 그림 5.55 Peak-Shaving, Standby Power 두 가지 전략으로 운영하는 분산전원의 6-State 모델 그림 5.55에서 보면, 분산전원의 운영전략에 따라 DG peak 는 배전회사가 분산전원을 피크부하용으로 운전하고 있는 상태를 나타내고 DG standby 는 대 기전력용으로 운전하고 있는 상태를 나타낸다. 그리고 분산전원이 고장난 상태는 DG out 로 표현하였다. 배전계통의 상태에 따라, S normal 은 정상계통 상태를 나타내고 S outage 는 계통 일부에서 고장이 발생한 상태를 나타낸다. 그림 5.55에서 각 상태간의 천이율(Transition Rate)을 살펴보면 λ S 는 배전계통의 고장율, μ S 는 배전계통의 수리율, λ DG 는 분산전원의 고장율, μ DG 는 분산전원의 수리율을 나타낸다. 그리고 대기전력용으로 운영하는 분산전원의 경우 평상시 정지상태로 대기하고 있다가 비상시에 운전을 시 작하기 때문에 기동실패 확률 P s 를 고려해야 한다. T P, T S 는 분산전원 운영스케줄로 계통이 정상상태일 경우 스케줄에 따라 State 1과 State 5 사이를 이동하게 된다

277 각 State를 자세히 살펴보면, State 1은 정상계통에서 분산전원을 피크부 하용으로 운영하고 있는 상태이다. 즉, 일부 수용가에 송전계통으로부터의 구입전력을 대신하여 분산전원이 전력을 공급하고 있는 상태를 말한다. State 2는 State 1에서 계통에 사고가 발생하여 분산전원이 여유용량 만큼 의 전력을 추가로 지원하는 상태이다. State 3는 State 1에서 분산전원에 고장이 발생하여 분산전원 공급전력을 송전계통으로부터의 구입전력으로 전환하는 상태이다. State 4는 배전계통과 분산전원에서 모두 사고가 발생 한 상태이다. State 5는 정상계통에서 분산전원을 대기전력용으로 운영하 고 있는 상태이고, 이때 분산전원은 정지상태로 대기하게 된다. State 6은 State 5에서 계통에 사고가 발생하고 분산전원이 정상적으로 기동을 시작 하여 사고지역에 전력을 공급하는 상태를 나타낸다. 다. 시뮬레이션 절차 순차적 모의법으로 분산전원을 포함한 배전계통에 대해 신뢰도 가치를 산출하는 시뮬레이션 절차는 다음과 같다. 1 렌덤 변수(Random Variable)를 이용하여 배전계통의 각 구성요 소에 대해 TTF와 TTR를 구하고, 이를 이용하여 각 구성요소의 연 간 운영 이력(Operating History)을 산출한다(State Sampling Method). 결과적으로 나타나는 운영 이력은 Two-State 모델을 사 용하였기 때문에 Up 상태와 Down 상태를 반복하게 된다. 2 분산전원의 운영스케줄과 TTF, TTR에 따라 분산전원의 운영 이력 을 산출한다. 3 앞에서 구한 계통 각 구성요소와 분산전원의 운영 이력을 결합하 여 계통 전체의 운영이력을 산출한다

278 4 각 사고 j에 의해 영향을 받는 부하점을 구한다. 5 렌덤 변수를 이용하여 사고이벤트 j에 대한 TTS를 구한다. 6 사고 j에서의 분산전원 운영전략을 고려하여 부하점 i에서의 정전 지속시간 r ij, 정전 시작시간 ts ij, 정전 종료시간 te ij 를 구한다. 만 약 정전이 지속되는 동안 분산전원이 추가적인 전력공급을 한다면 정확한 분산전원 운영비용 산출을 위해 그때의 전력공급량을 계산 하여 저장한다. 7 정전 지속시간 r ij 와 부하점 i의 수용가 타입을 SCDF에 대입하여 단위 전력량에 대한 정전비용 pc ij 를 다음 식과 같이 구한다. pc ij = f(r ij ) (5.104) 8 정전이 지속되는 시간대를 고려하여 각 시간에 대한 단위 전력량 당 정전비용 hc ij( t) 를 다음 식과 같이 구한다. hc ij (t)= f ch, i (t) pc ij ts ij t te ij (5.105) 9 사고 j로 인한 부하점 i의 시간별 정전비용 hcost ij (t)를 다음 식 과 같이 구한다. hcost ij (t)= hc ij (t) L r, ij (t) ts ij t te ij (5.106) 여기서, L r, ij (t)는 시간 t 에서 사고 j로 인해 부하점 i가 공급받

279 지 못한 전력량을 말한다. 10 부하점 i의 시간별 정전비용 hcost i (t)를 다음 식과 같이 구한다. hcost i (t)= hcost ij (t) (5.107) j 11 모든 부하점 i에 대해 단계 6부터 단계 10까지를 반복한다. 12 모든 사고 j에 대해 단계 4부터 단계 11까지를 반복한다. 13 원하는 시뮬레이션 반복횟수에 도달할 때까지 혹은 원하는 수준의 정확도를 얻을 때까지 단계 1로 돌아가서 반복하고, 조건을 만족 한다면 다음 단계로 넘어간다. 14 부하점 i에 대한 시간별 정전비용 기대치 hecost i (t)는 시뮬레이 션 반복횟수 만큼의 hcost i (t)에 대한 평균치를 이용하여 다음 식 과 같이 구한다. hecost i (t)= hcost i (t) TST (5.108) 여기서, TST는 총 시뮬레이션 반복횟수를 말한다. 참고로, 현재 널리 사용하고 있는 부하점 i에 대한 정전비용 기대 치 ECOST i 는 다음 식과 같이 구한다. ECOST i = 8760 hecost i (t) (5.109) t=

280 라. 분산전원 운영전략 최적화 본 연구의 목적은 최적화된 분산전원 운영전략을 통해 배전계통의 전체 운영비용을 최소화하는데 있다. 전체 비용이라 함은, 송전계통으로부터의 구입전력 비용, 분산전원의 운영비용, 계통 전체의 정전비용을 합한 비용 을 말한다. 그러므로 배전계통에 분산전원을 설비하여 운영하는 배전회사 의 목적함수는 다음 식과 같이 표현할 수 있다. min 8760 { C u (t)+c d (t)+ hecos T( t)} t= 1 = min 8760 t= 1{ c u (t) L u (t)+c d L d (t)+ N i= 1 hecost(t)} (5.110) 여기서, C u (t) : 시간 t에서의 구입전력 비용 C d (t) : 분산전원 운영비용 c u (t) : 단위 전력량에 대한 구입전력 비용 c d : 단위 전력량에 대한 분산전원 운영비용(상수) L u (t) : 송전계통으로부터의 구입전력량 L d (t) : 분산전원 공급전력량 N : 배전계통의 전체 부하점 개수 일반적으로, 배전회사가 분산전원을 대기전력용 전략으로 이용하면 배전 계통의 정전비용은 감소하는 특성을 보이고, 반대로 피크부하용 전략으로 이용하면 배전계통의 구입전력 비용과 분산전원 운영비용의 합이 감소하 는 특성을 보인다. 따라서 전체 운영비용을 최소화하기 위해 다음 식과 같 은 분산전원 운영전략 결정신호 U DG (t)을 정의한다

281 U DG (t)= {C u, p (t)+c d, p (t)+hecos T P (t) } - { C u, s (t)+c d, s (t)+hecos T S (t) } (5.111) 여기서 아래첨자 p는 시간 t에서 피크부하용 전략을 사용할 때의 비용 을 말하고, 아래첨자 s는 대기전력용 전략을 사용할 때의 비용을 말한다. 그리고 hecost P (t)는 배전회사가 분산전원을 일년 내내 피크부하용으로 운영할 경우의 정전비용 기대치, hecost S (t)는 일년 내내 대기전력용으 로 운영할 경우의 정전비용 기대치이다. 그리고 U DG (t)는 분산전원의 운 영전략을 결정할 때 이용하는데, 양의 값을 가지는 시간 t에서는 대기전력 용으로 음의 값을 가질 때는 피크부하용으로 운영하게 된다. 마. 사례연구 사례연구를 위해 RBTS(Roy Billinton Test System)의 Bus 2 배전계통 을 다소 변형하여 사용하였다. 극-소형 가스터빈 발전기(Micro-sized Gas Turbine Generator)를 분산전원으로 부하점 15와 부하점 22 사이에 연결 하였으며, 분산전원은 5.0MW의 정격과 0.12의 고장율을 가진다[2.21]

282 그림 5.56 DG를 포함하는 수정된 RBTS 2번 모선 배전계통 1) 다섯 가지 Case 사례연구의 첫 번째 단계로 hecost P (t)와 hecost S (t)를 구하기 위해, 분산전원을 일년 내내 피크부하용으로 운영하는 경우(Case 1)와 일년 내 내 대기전력용으로 운영하는 경우(Case 2)를 시뮬레이션 하였다. Case 1 으로 구한 hecost P (t)와 Case 2에서 구한 hecost S (t)는 일년 8760시 간 동안의 값을 가지는데, 그중 하루 24시간에 대한 값을 예로서 그림 5.57 에 나타내었다. 그림을 통해 hecost P (t)가 hecost S (t) 보다 높은 값을 가진다는 것과 대기전력용 전략을 통해 정전비용을 감소시킬 수 있다는 것 을 알 수 있다

283 hecost, $/ 시간 시간 그림 5.57 하루 동안의 Case 1, Case 2에 대한 시간별 신뢰도 가치 다음 단계로, 배전회사가 정전비용을 무시하고 송전계통으로부터의 구입 전력 비용과 분산전원 운영비용만을 고려하여 분산전원 운영전략을 결정 하는 경우(Case 3)를 시뮬레이션 하였다. 즉, Case 3에서 배전회사는 c u (t)와 c d 를 비교하여 전체 운영비용 최적화를 하게 된다. Case 4에서는 배전회사가 c u (t), c d 와 함께 연간 평균 정전비용 기대치 ECOST를 고려 하여 분산전원 운영전략을 결정하고, 마지막으로 Case 5에서는 ECOST 대신 시간별 정전비용 기대치 hecost를 고려하여 운영전략을 결정한다. 즉, Case 5의 배전회사는 식 (5.111)의 U DG (t)의 값에 따라 분산전원의 운 영전략을 결정하게 되는 것이다. 2) 신뢰도 지수 비교 분산전원이 설치되기 전의 계통(Non-DG)과 분산전원이 설치된 이후의 다섯 가지 Case에 대한 신뢰도 지수를 표 5.19에 나타내었는데, 배전계통 에서 신뢰도를 평가하기 위해 자주 사용하는 SAIFI[회/년 수용가],

284 SAIDI[분/년 수용가], ASAI, ENS[MW/년]를 시뮬레이션을 통해 산출 하였다. 표 5.19 각 경우에 대한 신뢰도 지수 비교 신뢰도 지수 Non-DG Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case 5 SAIFI [회/년 호] SAIDI [분/년 호] ASAI ENS [MW/년] 표 5.19를 보면 Case 2가 SAIFI를 제외하고는 나머지 세 가지의 신뢰도 가 가장 좋으므로, 신뢰도를 향상시키기 위한 목적으로 분산전원을 설치하 기 위해서는 분산전원을 대기전력용으로 설치하는 것이 적합하다는 것을 알 수 있다. 분산전원은 사고를 방지하는 기능을 할 수 없기 때문에, 송전 계통에 비해 분산전원의 고장율이 더 낮지 않은 이상은 SAIFI를 향상시키 기는 힘들다. 그렇지만 분산전원을 통해 정전 지속시간을 감소시킬 수 있 으므로, 전체적인 신뢰도는 향상된다고 볼 수 있다. 표 5.19의 지수는 22개의 부하점 전체에 대한 신뢰도 지수라고 할 수 있 다. 그렇지만, 분산전원이 22개의 부하점 모두에게 영향을 미치는 것은 아 니다. 거리나 계통 구성에 따라 분산전원이 영향을 미칠 수 있는 곳에 한 계가 있기 마련이기에 전체 배전계통의 신뢰도 지수를 가지고 분산전원의 영향을 판별하기에는 무리가 있다. 또한, 여기서 사용한 SAIFI나 SAIDI는 부하점의 수용가수에 따른 가중치가 부여됨으로 인해 부하점 8과 9와 같 이 대규모 단위 수용가의 피해가 신뢰도 지수에서는 거의 반영되지 못하는 단점이 있다. 각 부하점에 대한 연간 정전빈도수와 연간 정전시간을 표

285 5.20과 표 5.21에 나타내었다. 표 5.20 부하점별 연간 정전빈도수[회/년] 부하점 Non-DG Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case

286 표 5.21 부하점별 연간 정전시간[분/년] 부하점 Non-DG Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case 표 5.20과 표 5.21을 보면, 분산전원으로 인해 부하점 10에서 부하점 22 까지 영향을 받음을 알 수 있다. 피크부하용 분산전원을 통해 일상적으로 전력을 공급받는 부하점 10에서 부하점 15까지는 정전빈도수가 증가하고 그로 인해 정전시간이 증가함을 알 수 있다. 반면, 일상적으로는 송전계통 을 통해 전력을 공급받다가 비상시에만 분산전원을 통해 전력을 공급받는 부하점 16에서 22까지는 정전빈도수에 거의 변화가 없고, 대신 정전시간은 감소함을 알 수 있다

287 그렇지만 각 부하점마다 신뢰도의 증가는 일률적이지 못하고, 계통의 구 성형태와 분산전원의 위치, 전력공급 전략 등에 따라 다르게 나타난다. 결 국, 이와 같은 다양한 신뢰도의 변화를 한눈에 나타낼 수 있는 신뢰도 지 수는 아직 존재하지 않으며, 특히 분산전원의 영향을 정확히 나타낼 수 있 는 신뢰도 지수도 아직 존재하지 않는다. 본 연구에서는 정전시간과 부하 점의 실제 부하량, 그리고 부하점의 종류별 특성을 반영할 수 있는 정전비 용 개념을 이용하여 전체 계통의 변화를 나름대로 정확하게 표현할 수 있 도록 하였다. 3) 운영비용 비교 다섯 가지 Case에 대한 비용들을 표 5.22에 나타내었는데, Case 1의 전 체 운영비용이 가장 높은 값을 가진다. 이유를 살펴보면, 송전계통으로부 터의 구입전력 비용이 낮은 시간대에서도 분산전원의 전력을 사용하기 때 문에 구입전력 비용과 분산전원 운영비용의 합이 가장 높고, 분산전원은 대규모 발전기에 비해 고장율이 높기 때문에 정전비용도 높다는 것을 알 수 있다. 표 5.22 각 Case에 대한 4가지 비용 k$ / 년 Case 1 Case 2 Case 3 Case 4 Case 5 전력 구입비용 10,987 13,952 11,859 12,325 13,144 분산전원 운영비용 3, ,949 1, 정전비용 총 운영비용 14,915 14,628 14,601 14,565 14,545 만약 배전회사가 수용가의 정전비용을 무시하고 배전계통을 운영한다면 Case 3의 최적화 방법이 가장 좋은 방법이라 할 수 있다. 송전계통으로부

288 터의 구입전력 비용과 분산전원 운영비용의 합은 연간 13,807,647$로 나머 지 네 가지 Case에 비해 가장 작은 값을 가진다는 것을 표 5.22에서 살펴 볼 수 있다. 그러나 신뢰성 있는 배전계통을 운영하기 위해서는 정전비용 을 고려하여야 하고, 결국 정전비용을 전체 운영비용에 포함시키면 Case 3 의 경우 Case 4나 Case 5에 비해 전체 운영비용이 높게 나타나게 된다. 다섯 가지 Case에 대한 전체 운영비용을 그림 5.58에 나타내었는데, 연 간 평균 정전비용을 사용한 Case 4에 비해 시간별 정전비용을 사용한 Case 5에서 비용이 절감되었다는 것을 알 수 있다. 따라서 시간별 정전비 용 기대치는 배전회사가 분산전원이 연계된 배전계통을 운영하는데 있어 서 분산전원의 운영전략을 합리적으로 결정하게 해주는 중요 요소라 할 수 있다. 그러나 시간별 정전비용을 정확하게 산정하는 것이 우선되어야 하 며, 이를 위해서는 정확한 모델링 기법과 시뮬레이션 기법이 필요하다. 15,000,000 14,900,000 총 운영비용, $ / 년 14,800,000 14,700,000 14,600,000 14,500,000 14,400,000 14,300, Case 그림 5.58 각 Case에 대한 총 운영비용

289 제 10 절 복합배전계통의 신뢰도를 고려한 계획기법 개발 1. Heuristic 접근방법을 이용한 복합배전계통 계획기법 배전회사의 관점에서 분산전원을 설치하는 계획문제에 대해 수학적으로 정식화하면 다음과 같다. 이 문제에서, 배전회사가 단독 소유자이고 배전 계통 운영자는 소비자에게 전력을 공급한다고 가정한다. 배전회사는 계약 을 통해 계통의 어느 발전회사로부터 전력을 구매할 가능성이 있으며, 분 산전원으로 전력을 생산할지 외부 발전회사로부터 전력을 구매할지는 선 택의 문제이다. 배전회사는 소비자의 전력수요 증가량을 충족시키기 위해 다음과 같은 대안 중 하나를 선택할 필요가 있다. - 송전망으로부터 더 많은 전력을 구입할 것. 그러나 이것은 배전 회 사가 변압기(Junction Transformer)의 전력 용량을 늘릴 필요가 있 다. - 배전 계통에 지역적 수요량 증가를 충족시킬 수 있는 용량의 분산전 원을 설치할 것. - 부하 공급지장 선택(Load Interruption Options)을 재분류함으로 써 수용가의 전력수요를 삭감하는 것. 그러나 이런 공급하지 못한 수 요에 대한 비용은 다른 비용요소에 비해 매우 높은 편이다. 가. 수학적 모델 여기서 다루는 문제는 배전회사의 이윤(이윤 = 소득 - 비용)을 최대로 하는 목적을 갖는 장기계획 문제로서, 이윤을 최대화하는 것은 소득(전기 를 파는 것)을 최대화하고 비용(분산전원의 설치 및 운용)을 최소화하는 것이다

290 문제에서 배전회사는 소비자의 총 수요량에 대해 책임을 지고 충족을 시 켜야한다. 그러므로, 배전회사의 총 소득은 소비자에 부과되는 소매가격에 비례한다. 여기서 소매가격은 알고 있고 미리 고정되었다고 가정할 수 있 는데, 지방 당국이나 정부에 의해 종종 규제되기 때문에 타당한 가정이고 볼 수 있다. 그러므로 배전회사의 이윤을 최대화하는 문제는 단지 비용을 최소화하는 것으로 축약된다. 제시된 목적함수 식 (5.112)는 분산전원의 설치 및 운용비, 배전회사가 구입한 전력에 대한 비용, 전력손실을 보상하기 위한 비용, 공급지장 비용 을 최소화하는 것을 목적으로 한다. 수학 정식화는 다음 식 (5.112)와 같다. (5.112) 여기서, : 분산전원 용량 한계 : 분산전원에서 생산된 전력 : 배전회사가 구입한 전력량 : 공급지장 전력, : 모선 전압 배전회사에서 예측한 다양한 부하 수준은 시간당 부하크기 조정계수 (Load Scaling Factors, LSF)를 사용해서 표현한다. 목적함수 는 매 시 간별 비용($/hr)이고 총 분산전원 설치 및 운용비 또한 매 시간별 비용이 다. 그러므로 제시된 최적화는 순차적으로 매번 LSF에 대해 풀어야 된다. 목적함수 식 (5.112)는 배전계통에서 안전을 위해 요구되는 여러 가지 운용제약 조건, 분산전원 운용 제약조건 그리고 설치 자원의 제약조건을 충족시키면서 최소화되어야 한다. 이러한 제약조건은 다음과 같다

291 - 총 전력유지 제약조건 : 배전선로(선로의 손실 고려)에서 들어오고 나가는 전력과 분산전원이 생산한 전력의 합은 공급치 않은 모 선에서의 총 수요량과 같아야만 한다. (5.113) - 배전선로 용량제한 : 어느 배전선로를 통해 흐르는 전력은 선로의 열용량 제한에 따른다. & (5.114) - 변전소 용량제한 : 모선에서 배전선을 통해 나가는 변전소에서 공급 되는 총 전력은 변전소 용량한계 내에 있어야만 한다. (5.115) - 전압강하 제한 : 전압강하는 배전회사에서 제시하는 전압변동 범위 를 따른다. (5.116)

292 - 분산전원 운용의 제한 : 분산전원에서 생산된 전력은 분산전원 용량 보다 적어야만 한다. (5.117) - 자원의 제한 : 배전회사는 종종 재정적 제약조건을 고려한 설치계획 결정을 수행해야만 한다. 이 제한은 배전회사가 얼마나 큰 용 량을 설치하는가에 따라 제한범위가 정해진다. 나. 자가 발견적 접근방법(The Heuristic Approach) 지금까지 설명된 수학적 모델은 각 시간에 최적결정을 얻기 위해 다양한 매 시간별 부하조건에 대해 이뤄졌다. 최적 결정에서, Heuristic 접근방법 은 최적의 분산전원 용량과 위치 배전회사의 최대 수요량을 만족하는 운용 전략을 선택하기 위해 비용-편익 분석을 사용한다. 이 접근방법의 순서도 는 그림 5.59에서 보는 바와 같고 단계별 절차는 다음과 같다. 1 모든 부하모선을 분산전원 설치에 대한 지원 모선, 집합 {L}로 설 정하고 모든 분산전원에 대해 크기를 미리 결정해서 선택한다. 2 제약 조건 식 (5.113)~(5.117)을 만족 시키면서 각 LSF에서 식 (5.112)를 최소화하는 최적의 해법을 구한다. 시뮬레이션 초기에 는 미지수라는 것에 주목해야 하므로, 가격의 두 부분(고정가 그리고 변동가)에 대해 는 변수이다. 3 단계 2로부터, 최적의, 위치 그리고 최대 수요량 LSF에서의 값을 가진 분산전원의 집합 {H}를 구한다. 발전용량( )에 상응하 는 분산전원 용량크기( )를 표준화한다. 즉 집합 {H} {L}. 다

293 음 를 사용해서, 식(5.112)에서처럼 J의 정확한 값을 얻기 위해 시뮬레이션을 재실행한다. 는 알고 있고 고정된 값이어서 2개 의 서로 다른 비용부분(고정가와 변동가)에 대해 2개의 변수( 와 )를 사용한다. 4 단계 2를 반복하고 하루당 분산전원의 설치 및 운용비를 계산하 라. 5 한번에 하나씩 집합 {H}에서, 모선 로부터 분산전원을 제거하고 한계편익을 계산하기 위해 단계 2를 반복한다. 분산전원에 대한 한계편익은 분산전원을 제거하기 전과 후의 목적함수의 차( 差 )로부 터 구한다. 6 한계편익을 분산전원의 총 비용으로 나눔으로써 분산전원에 대한 편익-가격비(Benefit-cost-ratio)를 구한다. 모든 분산전원에 대해 단 계 5와 6을 반복한다[2.22]. 7 (BCR > 1)인 모든 분산전원을 선택함으로써 집합 {H}를 수정하고 (BCR < 1)를 갖는 거부된 모선의 집합 {R}을 만든다. 8 수정된 집합 {H}를 갖고 단계 2를 재수행하고 선택된 분산전원이 계통의 제약조건을 만족하는지 확인한다. 9 단계 8의 결과가 모든 제약조건을 만족하는 최적의 해인지를 확 인한다. 10 단계 8의 결과가 적당치 않다면, 집합 {R}에서 모선을 제외한 모 든 모선을 갖는 집합 {L}을 수정한 후 단계 1로 돌아간다. 11 모든 모선이 (BCR > 1)에 대해 검증되고 선택된 분산전원 집합이 계통 제약조건을 여전히 만족하지 않으면, (BCR < 1) 값을 갖는 분 산전원을 선택하고 BCR의 내림차순에서 집합 {R}에서 일치하는 값 을 갖는 분산전원을 추가한다

294 그림 5.59 분산전원 위치와 크기 전성을 위한 비용 분석 Flowchart

295 BCR은 각 LSF에 대해 계산되었다는 것을 주목해야 한다. 이것은 분석 을 기초로 한 부하곡선(LDC, Load Duration Curve)으로써 생각할 수 있 다. 그러나 이해의 편리를 위해, 결과는 연대기적 순서로 표현하고 LSF는 부하 곡선형태로 정렬하는 방식도 가능하다. 2. 복합배전계통의 가치기준 계획방법과 사례연구 본 절에서 설명하는 기법은 가치기준(Value-based) 계획방법의 관점에 서 최적의 분산전원 위치선정 문제를 풀고자 하는 것이다. 가치기준 계획 기법은 회사의 비용(Cost) 그리고 회사와 고객 측에서 받는 편익(Benefit) 의 균형이 바탕이 된다. 분산전원 위치비용은 설치비, 유지비, 운용비를 포 함하고, 분산전원의 편익은 전력비용, 손실절감 그리고 신뢰도 증진을 포 함하며, 가치기준 계획기법을 통해 전체 편익이 최대화 될 수 있는 최소비 용을 설정한다. 분산전원 위치비용은 분산전원 설치를 통한 용량증대를 위 해 지속적으로 투자비용이 소비되는 것으로 나타내고, 분산전원 용량이 증 가함에 따라 회사의 소득은 증가하고 고객의 비용은 감소하며 계통의 신뢰 도는 증진된다. 신뢰도 비용으로 다뤄지는 소비자 비용은 공급지장 비용 (Customer Interruption Cost, CIC)이나 첨두부하 절삭비용(Peak Load Reduction Cost)이 될 수 있다. 두 종류의 소비자 비용을 하나의 분산전 원 계획 내로 통합할 수도 있지만, 제안된 기법은 계획에서 소비자 비용으 로써 CIC를 선택했다. 배전선내 분산전원 위치선정을 위한 가치기준 계획 단계는 다음과 같이 요약 될 수 있다[2.23, 2.24]. - 단계 1: 기본 배전구조 하에서 전력비용, 전력손실, 계통신뢰도 그리 고 CIC를 계산한다. - 단계 2: 분산전원 위치선정의 다양한 유형, 크기, 위치에 대해 비용 과 편익을 계산한다

296 - 단계 3: 경제적 수명에 대한 다양한 분산전원 위치선정 대안에 대해 누적 현가( 現 價 )(Cumulative Present Value, CPV)를 결정 한다. - 단계 4: 각 대안에 대해 편익/가격 비율을 결정한다. 편익/가격 비 율(Ratio)은 결정 과정에서 사용될 수 있는데, 만약 비가 1 보다 작다면 회사는 이 대안으로부터 편익을 얻을 수 없다. - 단계 5: 회사의 정책에서 최대 편익-가격 비율을 갖는 대안을 찾는 다. 그림 5.60 공급지장 지속시간 탐색법 가치기준 분산전원 위치선정 기법에서, 가장 중요한 논쟁 중 하나는 CIC 를 어떻게 계산하는가이다. 인접 스위치 또는 차단기(Circuit Breaker, CB) 사이의 배전선로 부분을 구간(Section)으로 정의한다. 각 구간은 몇 개의 부하점을 갖고 구간의 등가 부하는 구간 내에 각각의 부하의 합으로 얻어진다. 선로 구간에서 사고(Fault)를 처리하기 위해 몇 단계가 서비스

297 복원 과정에 포함된다. 예를 들면, 정전(Outage)이 그림 5.60에서 보이는 구간 3에서 발생했을 때, 아래와 같이 3개의 단계가 수행될 수 있다. 1 정전 위치를 찾고 이 정전을 고립시킴. 2 변전소에서 소비자까지의 서비스를 복원. (변전소에서 아래로) 3 전력은 상시 개방된 스위치(N/O Switch)의 동작으로 소비자에게 공급. (Tie 스위치에서 위로) 장기간 실측한 자료를 사용함으로써 배전선로 사고검출, 고립 그리고 복 원을 위해 필요한 평균시간을 얻을 수 있다. 이러한 통계적 자료로, 정전이 한 배전선로의 어느 구간에서 발생했을 때, 배전선로 내 모든 구간의 정전 시간은 쉽게 결정되고, 정전 지속시간 행렬(Outage Duration Matrix)로 표현된다. (5.118) 여기서 는 구간 에서의 사고에 의한 구간 의 공급지장 시간이다. 의 계산에서 배전선로 지상( 地 象 ), 스위치 위치, 실패율, 스위치 동작시간 (수동 또는 자동) 그리고 부하전달 용량 모두를 고려할 필요가 있다. 구간 의 사고에 기인한 구간 의 부하에서 kw당 공급 지장 비용 ($/kw)은 (5.119) 로 표현된다. 여기서,, 그리고,, 는 각각 거주지역, 상업지역, 산업지역에 대한 부하비율과 정전비용 함수이다. 식 (5.119)를 기초로 구간 에서의 사고에 기인한 정전

298 비용은 다음과 같이 표현한다. (5.120) 여기서, 와 는 구간 의 부하와 공급지장율(failure/km-year)이다. 배전선로의 공급지장 비용(CIC)은 (5.121) 로 표현될 수 있다. 여기서 은 스위치의 갯수이다. 분산전원이 적당한 크기 그리고 적절한 지점에 위치했을 때, 전력을 공 급받지 못하는 부하는 줄어들게 되고 서비스 신뢰도는 개선된다. 또한 정 전비용은 줄어들 것이다. 여기서 연구된 주된 문제는 최적의 분산전원 형태(Type)와 배전선로에 서 그에 상응하는 크기와 위치를 찾는 것이다. 가치기준 분산전원 위치선 정 문제의 목적함수는 다음과 같다. (5.122) (5.123) (5.124)

299 여기서,, : 분산전원 위치선정에 따른 편익과 비용 : 배전선로에 설치된 분산전원의 총 개수 : 전력에 대한 가격($/kW-h) : 분산전원 위치에 따른 년당 평균 전력손실 감소분 : 년당 분산전원 의 평균 생산량 : 분산전원 배치와 함께한 배전 선로의 CIC : 분산전원 설치 전의 CIC,, : 년당 분산전원 의 투자비, 유 지비, 운용비 : 누적 현가(cumulative present value) 식 (5.124)에서 대부분의 비용들은 선(future, 先 ) 연비용이기 때문에, 선 ( 先 )비용의 가치에 할인율을 적용하기 위해 CPV가 필요하다. 유지, 운용 그리고 전력손실, 가격절감 비용에 대해 은 이자율, 물가 상승률, 그 리고 장비의 경제 수명이 고려되어야 한다. CIC에 대해서, 는 이자 율, 물가상승률, 부하 성장률 그리고 장비의 경제적 수명을 통합할 필요가 있다. 배전 실패율 그리고 부하 배분은 위 공식에서 고려되었다. 받아들일 수 있는 최소 편익/비용 비율, 전압강하, 배전선 용량 또한 포함되어야만 한 다. 즉, (5.125) (5.126)

300 (5.127) 여기서, : 최소수용 편익/가격 비율 : 가용 부하전달 용량 : 인접 배전선로에 의해 일시적으로 공급된 구간의 집합 : 모선전압, : 최소 허용 모선전압 알고리즘을 Matlab 언어를 이용하여 사례연구를 수행했는데, 제시된 알 고리즘에서 얻은 테스트 결과 중 몇 가지를 나타내었다. 테스트 배전계통 은 그림 5.61과 같다. 분산전원 위치선정으로 제시된 지점 또한 그림 5.62 에서 보여주고 있다. 이 테스트에서 사용된 매개변수는 다음과 같다[2.18, 2.19]. - 정전 비율 : 일년에 100 마일당 4번 발생 - 정전시간 : 평균 수리시간은 2시간 그리고 사고고립, 변전소에서 인 접 배전 선로간의 부하 전달 그리고 스위칭에 필요한 평 균 시간이 0.1시간 - 변전소 B, C, D에서 배전선로를 통한 최대 전력송전용량 : 800kW - 이자율은 8%, 부하 성장률은 5%, 물가 인상률은 5% 그리고 경제수 명기간은 20년 - 공급지장에 대한 비용환산은 다음과 같다[2.25, 2.26]. (5.128) (5.129) (5.130)

301 - 테스트에서 사용한 이용 가능한 분산전원 형태와 각 형태별 설치비, 유 지비, 운용비는 표 5.23과 5.24에 나타내었다. 그림 5.61 배전계통 Feeder

302 표 5.23 사례연구에서 사용된 분산전원의 종류 표 5.24 분산전원 종류별 비용

303 그림 5.62 분산전원의 최적 위치, 종류, 크기 분산전원의 비용, 위치, 건설과 조사비, 자가 진단 그리고 보호장비, 연료 전달 장치 등은 설치비에 포함되었다. 유지비는 해마다 이루어지는 기계 및 전기 검사비 그리고 수리비가 포함되었다. 운용비는 서비스에 대한 인 력비, 세금 그리고 연료비 등이 포함되었다. 비용 데이터는 주로 Willis와 Scott의 책을 기초로 했다. 연료전지는 더 비싼 설치비와 운용비를 갖는다. 왜냐면 연료전지 자체의 비용과 연료비는 가스터빈이 요구하는 비용보다 두 가지 다 비싸기 때문이다. 표 5.23에서 평균전력은 분산전원이 Full 부 하 조건이나 24시간 운용하지 않는다고 가정했다. 즉 이용률은 60%가 되 도록 가정했다. 표 5.23과 5.24에서 비용은 제조자, 분산전원 기술, 회사 정

304 책, 정부의 사회 정책과 분산전원의 이용률 등에 민감하다. 분산전원의 최 적의 위치, 형태 그리고 크기는 그림 5.62에 나타내었다. 설치 후, 전력공 급 신뢰도는 개선될 수 있고, 소비자 정전비용은 줄고 전력 비용은 저축될 수 있다. 제시된 방법은 환경파괴 비용은 고려하지 않았기 때문에 연료전 지 같은 신재생의 분산전원 자원은 테스트에서 경쟁적으로 보이지 않는다 [2.27]

305 제 11 절 복합배전계통의 신뢰도 평가 및 계획기법 제시 1. 분산전원의 용량과 위치 본 연구에서 분산전원 한대의 용량은 주어지며, 계통에 설치될 분산전원 의 총 설치대수는 운영계획기간 동안의 부하증가량과 주어진 한대의 용량 에 의해 다음에 제시된 식 (5.131)에 의해 결정된다. N DG = ΔP L P DG (5.131) 여기서, N DG : 분산전원의 설치대수 ΔP L : 부하증가량 P DG : 분산전원 한대의 용량 분산전원은 계획 초기년도에 모두 설치되며, 하나의 부하점당 한 대의 분산전원만 설치된다고 가정하면, 선로나 모선용량 제한에 의해 분산전원 의 용량과 설치될 부하점이 결정된다. 분산전원의 위치는 각 부하점의 고 장율과 연간 정전비용에 의해 구해진 신뢰도 비용과 배전계통의 총 운영비 용의 합이 최소가 되는 위치로 결정한다. 분산전원의 최적의 위치 선정을 위해 최적화의 기법 중 하나인 유전알고리즘을 이용한다[2.28]

306 2. 배전계통의 비용최소화에 분산전원 운영 계획 배전계통의 계획 수립이 시작되는 N 년부터 발생되는 계통의 모든 비용 을 최소화할 수 있는 위치에 분산전원을 설치한다. 이 문제에서의 목적함수는 다음과 같다. (5.132) 여기서, C og : 계통의 총 비용, N Tot : 계통의 교점의 수 N Cp : 변전소의 수, N Tot - N Cp : 계통에서의 지로의 수 C oj : j번째 지로의 존재하는 비용 모든 지로 j 의 비용은 건설, 유지, 관리, 손실비용의 합이다. 인플레이 션, 이율과 부하 성장률에 의한 경제적 가치로 계획기간의 시점에 현금의 가치로 평가된다. 모든 지로의 비용은 다음과 같이 표현된다. C oj = C oj' + m k= 1 C opjk (5.133) 여기서, C oj' : 조류에 독립적인 비용의 부분 C opjk : k 번째 계획기간에서 지로를 통한 조류에 비례하는 비 용 m : 계획기간

307 조류에 독립적인 비용인 C oj' 은 다시 다음과 같이 표현할 수 있다. C oj' = e j (C ocj - R oj )+ C ogj (5.134) 여기서, C ocj : 건설비용 R oj : 오차값 C ogj : 관리비용 e j : 2진 인자(지로가 존재하면 0, 추가된 지로는 1) k번째 계획기간에서 줄 손실(Joule Loss)의 비용 C opjk 는 각 손실의 연 간비용 C pjk 에 의해서 다음과 같이 구할 수 있다. C pjk = C kwh ( coeff r j L j cccp j I jk 2 ) (5.135) 여기서, C kwh : 전력량당 비용, 8760 : 1년을 시간으로 표현 coeff : 가공선로와 지중선로에 따라 차이가 있는 충만 부하에 서의 에너지 손실의 이용인자 r j : 선로의 길이당 저항, L j : 지로의 길이 I jk : k 번째 기간에서의 j 번째 지로의 상전류 ccp j : 손실 교정계수 위에서 제시된 목적함수와 다음과 같은 제시된 변전소와 부하의 위치, 지역의 형태(지리, 지질, 도시적), 전력의 수요와 성장, 계획기간, 비용 parameter (inflation, interest rates), 회로망 개손실 비용, feeder의 공사

308 및 유지보수 비용과 같은 제약조건에 의해 구해진 분산전원은 회로망 개선 을 위한 투자비용과 전력 손실 비용을 줄일 수 있다. 3. 배전 손실의 최소화에 의한 분산전원의 위치와 크기 결정 분산전원의 대수와 용량은 결정된 상태에서 배전 손실의 최소화에 의해 서 분산전원의 위치와 크기를 결정한다. 분산전원의 대수와 용량이 결정된 상태에서 분산전원을 최적의 위치에 배치한다면, 배전 손실을 줄일 수 있 다. 분산전원의 대수와 용량을 결정 때문에 전력시장에서는 분산전원에 대 한 설치와 운영적인 정책에서 제약을 받는다. 따라서 본 연구는 목적은 다 음과 같은 정보를 시장에 제공한다. - 최적의 위치 설정에 의한 배전 손실의 감소 정도 - 배전 손실을 효과적으로 감소시키기 위한 분산전원 종류의 결정 배전 손실을 최소화하기 위한 분산전원의 위치와 크기를 결정하는 문제 의 목적함수를 결정하기 위해 다음과 같은 가정은 적용된다. - 부하의 power factor=1이다. - 분산전원의 설치 위치 후보지가 주어진다. - 분산전원의 용량은 주어진 용량 중에서 선택(discrete values)한다. - 분산전원 하나당 하나의 후보지 위치에 배치한다. - 분산전원의 최대 설치수가 주어진다. - 분산전원의 총 설치 용량도 주어진다. 목적함수와 제약조건은 식 (5.136)~(5.142)와 같이 표현한다

309 가. 목적함수 Minimize Z = t max I DGjk = N g= 1 t=1 B jkg (t) n jk ( k) SC ( t) ( t) Loss h ( I DGjk ) (5.136) h = 1 (j = 1,2,,SC, k= 1,2,,M,t= 1,2,,t max ) (5.137) 나. 제약조건 - 분산전원의 총 용량 SC j = 1 k= M 1 g= N ( C g n g) jk G (5.138) 1 - 분산전원의 최대 수량 SC j = 1 k= M 1 g= N ( n g) jk H (5.139) 1 - 분산전원의 설치 수량 제한 N n (g) jk 1 (5.140) g=

310 - 분산전원의 동작 상태 B jkg ( t) C g (5.141) f ( B jkg ( t),c g ) 0 (5.142) 여기서, Loss h ( t) : 시간 t 일 때, h 구간에서의 배전 손실 I DGjk ( t) : 시간 t 일 때, j 구간에서의 k 번째 분산전원의 출 력 n jk (t) : g 번째 용량의 j 구간에서의 k 번째 위치에 분산전 원의 설치여부 SC : 구간의 총 수, N : 용량이 다른 분산전원의 총 수 t max : 최대 시간 주기 t 의 최대값 C g : g 번째 분산전원의 용량용량이 다른 분산전원의 총 수 량 H : 설치할 수 있는 분산전원의 총 수량 G : 설치할 수 있는 분산전원의 최대용량 B jkg ( t) : g번째 용량의 시간 t일 때, j 구간에서의 k번째 DG 출력 다. 운영비용과 목적함수 배전계통의 운영비용은 전력구입비용, 분산전원 운영비용 그리고 정전비 용으로 구분하며, 각각의 비용은 다음의 목적함수에서 표현된다. 목적함수

311 는 송전계통에서의 전력구입비용, 분산전원의 운영비용, 정전비용, 그리고 손실비용의 합을 최소화하는 것이다. 1) 목적함수 목적함수는 다음의 식 (5.143)과 같이 표현할 수 있다. Cost Total = Cost Buy + Cost DGop + Cost Out + Cost Loss (5.143) 여기서, Cost Total : 총 운영비용의 합 Cost Buy : 송전계통에서 전력구입비용 Cost DGop : 분산전원의 운영비용 Cost out : 정전비용 Cost Loss : 손실비용 송전계통에서의 전력구입비용은 시간에 따른 단위 전력당 전력구입비용 K 와 j 분산전원의 운영비용 K DG 을 서로 비교하여 더 저렴한 비용을 선택 하여 전력구입비용을 결정한다. 배전계통에서 부하량은 부하 종류와 부하 특성 및 각 부하들의 소비 형태에 따라 차이가 난다. 각 부하에 전력을 공 급하기 위해서 전력을 공급할 때 전력구입 비용은 시간에 따른 부하량의 변화에 의해 차이를 보인다. 따라서, 계통에 연계되어 있는 분산전원을 전 력 공급원으로 이용할 때는 시간에 따른 전력 구입비용과 분산전원의 운영 비용을 비교하여 더 저렴한 전력원을 선택하여 운영함으로서 운용비용을 줄이고자 한다. 전력구입비용은 식 (5.144)에 Cost Buy 에 의해 구할 수 있으며, 지수 α는

312 분산전원의 운영여부를 나타낸다. 전력구입비용과 분산전원 운영비용의 비 교에 의해 분산전원이 운영될 때는 α 가 1이고 운영되지 않을 때는 0이다. 분산전원의 운영비용 Cost DGop 는 시간에 따른 분산전원의 운영 대수의 결정에 의해 식 (5.145)에 의해 구할 수 있다. 정전비용 Cost out 는 분산전원이 설치되지 않았을 때의 모든 부하점의 정 전비용과 운영계획에 따라 분산전원이 설치된 후 분산전원이 설치된 부하 점의 정전비용의 차에 의해 식 (5.146)과 같이 구할 수 있다. 손실비용 Cost Loss 은 각 부하점당 시간에 따라 계통의 조류계산에 의해 구해진 전력 손실과 연간 단위 전력당 전력생산비용에 의해 식 (5.147)과 같이 구할 수 있다. Cost Buy = m j = 1 K j (P Buy -α P DG n DG j ) (5.144) Cost DGop = α K DG P DG m j = 1 n DG j (5.145) Cost out = Cost Loss = n K outi P outi - i = 1 i = idg K outi P outi (5.146) m K Loss P Loss (5.147) i = 1 여기서, j : time duration (j=1, 2,, m) i : load point (i=1, 2,, n) i DG : 분산전원이 설치된 부하점 K j : time j일 때 단위전력당 구입전력비용 K DG : 단위전력당 분산전원 운영비용 K out : 단위전력당 정전비용

313 K Loss : 단위전력당 전력생산비용 P Bu y : time j일 때 송전계통에서 구입한 전력 P DG : 분산전원의 용량 P out : 부하점 i에서 정전 시 공급받지 못한 전력 P Loss : 계통의 전력손실 n DGj : time j일 때 분산전원의 총 운전대수 α={ 0 : K j K DG 1 : K j >K DG : 분산전원의 운전 여부 2) 제약조건 본 연구에서는 부하량 증가에 의해 공급받는 전력도 증가하며, 공급받는 전력이 선로제한 용량을 초과했을 때 분산전원에 의해 전력을 공급하게 된 다고 가정하였다. 따라서, 임의의 부하점에서 공급받는 전력은 다음과 같 은 제약조건을 만족해야 한다. 즉, 부하증가량에 따른 구입하는 전력과 분 산전원에 의해 공급받는 전력의 차이가 선로제한용량을 초과할 수 없다. 그리고, 전압 강하 제한 조건과 신뢰도 제한 조건을 만족해야 한다. 신뢰도 제한 조건은 계산된 신뢰도 지수가 각 신뢰도의 제한 조건을 만족해야 한 다. 0 < P Buy - α P DG n DGj <P LC (5.148) V min V i V max (5.149) 여기서, P LC : 선로제한용량, V i : node 의 전압

314 V min : 최저 전압, V max : 최고 전압 4. 손실 비용 배전계통을 운영할 때 송전선로의 저항성분에 의한 전송 손실이 발생하 게 된다. 이러한 송전 손실로 인한 비용을 손실 비용(Loss Cost)이라 하며 배전계통의 경제적인 운영을 위하여 배전계통을 구성할 때 반드시 고려하 여야 하는 사항이다. 분산전원의 위치를 결정하기 위해서 배전계통의 조류 계산에 의해 손실이 최소가 되는 위치를 결정하고자 한다. 배전계통의 손실은 다음과 같이 나타낼 수 있다. P Loss = n i = 1 r i P 2 i + Q 2 i V i (5.150) 여기서, r i : 선로 i의 저항, P i : 선로 i에서의 유효전력 Q i : 선로 i에서의 무효전력 V i : 선로 i에서의 전압 배전계통의 손실을 계산하기 위해 DistFlow Equation을 이용하여 배전 계통의 조류를 계산한다. 다음과 같은 방사상의 계통을 가지고 조류계산을 설명한다

315 0 i-1 i i+1 n P0, Q0 Pi-1, Qi-1 Pi, Qi Pi+1, Qi+1 Pn, Qn PLi, QLi 그림 5.63 방사상 형태의 배전계통 선로 임피던스를 z i = r i + jx i, 부하를 S L = P L +jq L 로 표현한다. 방사상 배전망에서의 조류(Power Flow)는 지로(Branch)에서 송전단에서는 유효 전력( P i ), 무효전력( Q i ), 전압크기( V i )를 수전단에서 아래의 식을 이용하 여 DistFlow Branch Equations로 불리는 귀납 방정식의 집합으로 나타 낼 수 있다. P i + 1 = P i -r i P 2 i +Q2 i V 2 i -P Li + 1 (5.151) Q i + 1 = Q i -x i P 2 i +Q 2 i V 2 i -Q Li + 1 (5.152) V 2 i +1 = V2 i - 2( r i P i + x i Q i )+(r 2 i +x2 I ) P2 i +Q 2 i V 2 i (5.153) 배전망의 첫 번째 노드의 P 0, Q 0, V 0 를 구한다면, 위의 지로 방정식을 이용하여 다른 노드에서의 같은 양을 구할 수 있다. 우리는 이러한 과정을 Forward Update라고 부른다. DistFlow Branch Equations은 또한 역으로도 쓰일 수 있다. 즉, 수전단 에서의 유효전력, 무효전력, 전압크기를 각각 P i, Q i, V i 로 표시하고 송전 단에서 같은 양을 구하는 것이다. 결과는 다음의 Backward Branch Equations이라고 불리는 귀납 방정식

316 이다. P i - 1 = P i +r i P 2 i +Q2 i V 2 i +P Li + 1 (5.154) Q i - 1 = Q i +x i P 2 i +Q 2 i V 2 i +Q Li + 1 (5.155) V 2 i -1 = V2 i + 2( r i P i + x i Q i )+(r 2 i +x2 I ) P2 i +Q 2 i V 2 i (5.156) Forward Update와 유사하게 Backward Update도 정의 될 수 있다. 배전망의 마지막 노드에 변수 P n, Q n, V n 이 주어졌다고 가정하고 Updating을 시작한다. 그리고 식 (5.154)~(5.156)을 이용하여 다른 노드 에서의 같은 양을 계산하여 Backward를 진행시킨다. Updating 과정은 첫 번째 노드에서 끝나고 배전망으로 유입되는 새로운 P 0, Q 0 값을 제공 할 것이다. Forward Update와 유사하게 Backward Update의 적용에 의해 조류 의 해를 계산할 수 있다. 주어진 회로망에서 계통에서의 전력 손실과 부하 평형을 측정할 수 있다. 손실최소는 계통에서의 i 2 r 손실을 최소로 하는 것이다. 이것은 다음과 같이 계산할 수 있다. LP= n - 1 i = 1 r i P 2 i +Q 2 i V i 2 [pu] (5.157)

317 5. 연간 정전용량과 정전비용 연간 정전용량은 각 부하점의 피크 부하량과 신뢰도 지수인 고장율( λ)과 수리시간( r)을 가지고 식 (5.158)에 의해 구할 수 있다. P outi = P peaki λ i r i (5.158) 여기서, P peaki : 부하점 i에서 피크시 부하량 λ i : 부하점 i에서 고장율 r i : 부하점 i에서 수리시간 연간 정전비용은 각 수용가 종류에 따른 정전비용을 정전 지속시간에 대 한 함수로 표현한 분야별 수용가 피해함수(SCDF : Sector Customer Damage Functions)와 각 부하점의 신뢰도 지수에 의해 구하고자 한다. 6. 사례연구 가. 배전계통과 부하의 특성 사례연구를 위해 RBTS(Roy Billinton Test System)의 2번 모선 배전계 통을 사용하였다. 배전계통의 부하특성은 초기년도의 부하량이 20[MW]이 고, 부하증가율은 연간 5[%], 설치하고자 하는 분산전원 한대의 용량은 2 [MW], 분산전원의 운영계획기간은 12년으로 한다. 기본적인 부하특성과 신뢰도 파라미터는 아래에 나타내고 있다. 시간에 따른 전력구입비용과 분산전원운영비용의 비용 차이에 의해 운영 시간에

318 따라 전력을 구입할 것인지 분산전원을 운영할 것인지 결정된다. 다음 그 림 5.64는 전력구입비용과 분산전원 운영비용을 비교한 그래프이다. 그림 5.64 시간에 따른 전력 구입비용과 분산전원 운영비용 사례연구에 이용한 배전계통의 부하증가 곡선은 그림 5.65와 같다. 분산 전원의 운영계획기간이 12년, 초기년도의 부하량이 20[MW]이고 부하증가율 이 연간 5[%]일 때, 다음과 같이 부하가 증가한다

319 그림 5.65 배전계통 계획 기간동안의 부하증가량 다음에 제시된 그림 5.66은 여름철 하루 동안의 일일 피크부하에 대한 시간별 부하 백분율로서 부하 형태별 특성을 나타내고 있다. 그림 5.66 일일 피크부하에 대한 시간별 부하 백분율

320 다음의 표 5.25은 각 선로의 선로제한 용량은 나타낸다. 표 5.25 선로제한 용량 Feeder 선로제한용량[MW] Feeder 1~4 7 Main Feeder 30 기본적인 부하특성과 신뢰도 파라미터는 표 5.26~5.28에 제시하였다. 표 5.26 수용가 데이터 부하점 수용가 유형 평균 부하량[MW] 최대 수용가 수 1~3, 10, 11 가정용 부하 , 17~19 가정용 부하 소규모 사용자 소규모 사용자 , 5, 13, 14, 20, 21 관공서 부하 , 7, 15, 16, 22 상업용 부하

321 표 5.27 부하 데이터 선로 번호 부하점 선로 부하량[MW] 평균 최대 수용가 수 F1 1~ F2 8~ F3 10~ F4 16~ 합 계 표 번 모선에 대한 신뢰도 지수 부하점 λ[f/yr] r[h] U[h/yr] 부하점 λ[f/yr] r[h] U[h/yr] feeder F feeder F feeder F feeder F feeder F

322 나. 분산전원의 위치 결정 배전계통의 계획기간 동안의 부하증가량과 선로제한용량에 의해서 계 통에 설치될 분산전원의 설치여부와 설치대수는 다음 표 5.29와 같다. 계 획기간 3년까지는 선로제한 용량을 넘지 않으므로 이 기간까지는 분산전 원을 설치하지 않다가 계획기간 4년부터 3년을 주기로 2대씩 설치한다. 표 5.29 분산전원 설치대수 계획기간 부하증가량 [MW] 설치여부 및 대수 계획기간 부하증가량 [MW] 설치여부 및 대수 대 대 대 본 연구에서는 두 가지 경우로 구분하여 결과를 비교 분석하였다. 첫 번 째 경우는 신뢰도 비용을 고려하지 않고 손실비용만을 고려한 경우이고, 두 번째 경우는 신뢰도 비용과 손실비용을 모두 고려한 전체비용을 고려한 경우이다. 표 5.30은 분산전원을 설치할 부하점을 나타내고 있다

323 표 5.30 분산전원이 설치될 부하점 DG 설치 손실비용만 고려 전체비용 고려 부하점 6, 7, 15, 18, 21, 22 2, 7, 14, 15, 16, 22 그림 5.67, 5.68은 유전알고리즘에 의해서 손실 비용만을 고려했을 때와 전체 비용을 고려했을 때의 각각의 분산전원의 최적의 위치를 보여주고 있 다. 위치를 쉽게 판단하기 위해서 앞에서 제시한 계통도를 다소 변형하여 사용하였다. 손실비용만을 고려했을 때는 선로의 말단의 손실비용이 상대적으로 크 기 때문에 말단에 분산전원을 설치함으로서 손실비용을 줄일 수 있다. 부 하점 7, 15번은 각 Feeder의 말단이지만 나머지 부하점 5, 18, 19, 21번은 말단은 아니지만, 다른 비용과 이 부하점의 부하 특성상 최적의 알고리즘 에 의해서 분산전원의 위치 결정에 포함되었다. 이와 같이, 손실비용을 최 소화함으로서 총 운영비용을 최소화한다

324 그림 5.67 손실비용만 고려했을 때의 분산전원의 위치 그림 5.68 전체비용을 고려했을 때의 분산전원의 위치

325 전체비용을 고려하였을 때는 전력구입비용, 분산전원 운영비용, 정전비 용 그리고 손실비용의 총 운영비용을 최소로 할 수 있는 위치에 분산전원 을 설치한다. 다음은 손실비용만 고려한 경우와 전체비용을 고려한 경우의 각각의 손실비용과 총 운영비용을 비교하고 있다. 표 5.31 신뢰도 비용 적용 여부에 따른 비용의 비교 비용 손실비용만 고려 전체비용 고려 손실비용[$/yr] 310, ,955 총 운영비용[$/yr] 10,526,965 9,730,900 손실비용만을 고려하였을 때는 신뢰도 비용을 고려하지 않았으므로 표 에서 볼 수 있듯이 단순히 손실비용만을 비교할 경우 손실비용만을 고려한 방법은 연간 310,615[$]의 손실비용을 나타내어 전체운영비용을 고려한 방 법에 의한 연간 352,955[$]의 손실 비용보다 더 적음을 알 수 있다. 신뢰도 비용을 고려하였을 때는 다른 부하에 비해 신뢰도 비용이 높은 상업부하의 영향에 의해 손실만을 고려했을 때와 다른 결과를 보인다. 전체운영비용을 비교해 보면, 손실만을 고려한 경우는 연간 10,526,965[$]로 신뢰도 비용까 지 고려한 전체비용을 고려한 경우의 9,730,900[$]보다 높음을 알 수 있다. 따라서 전체비용을 고려한 경우에 연간 796,065[$]의 이익을 손실비용만을 고려했을 때보다 얻을 수 있음을 알 수 있다. 그림 5.69는 각각의 경우에 대한 손실비용과 신뢰도비용을 나타내고 있 다

326 1,400,000 1,200,000 1,242,460 1,000,000 비용[$/yr] 800, , , , , , ,000 0 손실비용만고려 전체비용고려 손실비용 신뢰도비용 그림 5.69 신뢰도 비용 적용 여부에 따른 비용 다. 분산전원의 설치 순서 배전계통의 계획기간 동안의 분산전원의 설치여부와 설치대수는 부하증 가량과 선로제한용량에 의해서 표 5.32에서 제시되었다. 계획기간 3년까지 는 선로제한 용량을 넘지 않으므로 이 기간까지는 분산전원을 설치하지 않 다가 계획기간 4년부터 3년을 주기로 2대씩 설치한다. 분산전원 설치시 설치 순서는 각 부하점의 부하 특성과 비용에 의해서 결정된다. 특히 설치 순서는 정전비용에 의해서 결정된다. 사용빈도와 중 요 부하인 상업부하가 위치한 부하점의 정전비용이 높으므로 분산전원이 설치되는 순서는 상업부하가 설치된 부하점에 먼저 설치된다. 일부 부하점 에서는 선로제한에 의해 약간의 차이가 있을 수 있다. 손실비용만을 고려했을 때와 전체비용을 고려했을 때의 설치 순서는 다 음과 같다

327 표 5.32 분산전원의 설치 순서 설치 순서 손실비용만 고려 전체비용 고려 계획년도 4년 7년 10년 부하점 6, 22 7, 15 6, 18 계획년도 4년 7년 10년 부하점 16, 22 7, 15 2, 14 라. 계획기법에 따른 신뢰도의 평가 본 연구에서는 배전계통과 분산전원이 도입된 복합 배전계통의 신뢰도 를 평가하여, 분산전원이 도입되었을 경우 신뢰도의 변화를 살펴보고, 복 합 배전계통의 신뢰도 취약지점 분석 및 대안을 제시하여 최종적으로 Cost/Economic 분석을 통한 최선의 신뢰도 향상 방안을 선택할 수 있다. 1) 분산전원 설치 여부에 따른 신뢰도 지수 평가 표 5.33은 분산전원 설치 여부에 따른 신뢰도 지수이다. 여기서 신뢰도 지수 C는 식 (5.64)의 다중 신뢰도 지수를 말한다. 표 5.33에서 볼 수 있듯 이 분산전원을 설치함에 따라 신뢰도 지수가 더 좋아짐을 알 수 있다. 이 는 정전시 각 부하점에 설치된 분산전원에 의해 전력을 공급함으로서 정전 빈도와 정전시간을 줄여서 전력 공급률이 향상되기 때문이다

328 표 5.33 분산전원 설치에 따른 신뢰도 지수의 비교 신뢰도 지수 DG 미설치 DG 설치 SAIFI SAIDI ASAI C 분산전원의 설치 여부에 따른 SAIFI(수용가당 평균정전빈도), SAIDI(수 용가당 평균 정전시간), ASAI(평균 공급율)를 비교해보면 다음 그림 5.70 과 같이 나타낼 수 있다 SAIFI 0.23 SAIDI No-DG With-DG 3.0 No-DG With-DG ASAI C No-DG With-DG 0.20 No-DG With-DG 그림 5.70 분산전원 설치 여부에 따른 신뢰도 지수평가

329 2) 신뢰도 비용 적용 여부에 따른 신뢰도 지수 평가 다음은 신뢰도 비용에 적용 여부에 따른 신뢰도 지수와 다중 신뢰도 지 수(C)를 평가해 보고자 한다. 손실비용만을 고려할 때와 손실비용과 신뢰 도 비용을 모두 고려한 전체비용을 고려하였을 때의 신뢰도 지수와 다중 신뢰도 지수는 표 5.34와 같이 구할 수 있다. 다중 신뢰도 지수를 구하기 위한 SAIFI의 목표값을 0.15, SAIDI의 목표 값을 2.85, 적정 신뢰도 가중치는 1로 한다. 전체비용을 고려했을 경우가 상대적으로 손실비용만을 고려하였을 때보다 SAIFI, SAIDI, ASAI, C의 값이 좋음을 알 수 있다. 이는 신뢰도 비용을 고려하였을 때는 다른 부하 에 비해 신뢰도 비용이 높은 상업부하의 영향에 의해 손실만을 고려했을 때의 경우보다 더 좋은 결과를 얻었다. 표 5.34 신뢰도 비용 적용 여부에 따른 신뢰도 비교 신뢰도 지수 손실비용만 고려 전체비용 고려 SAIFI SAIDI ASAI C 신뢰도 비용의 적용 여부에 따른 SAIFI(수용가당 평균정전빈도), SAIDI(수용가당 평균 정전시간), ASAI(평균 공급율), C(다중 신뢰도 지 수)를 비교해보면 다음 그림 5.71과 같이 나타낼 수 있다

330 손실비용만 고려 손실비용만 고려 전체비용 고려 전체비용 고려 SAIFI SAIDI 손실비용만 고려 손실비용만고려 전체비용 고려 전체비용고려 ASAI C 그림 5.71 신뢰도 비용 적용 여부에 따른 신뢰도 지수평가 분산전원의 설치 여부에 따른 신뢰도 지수와 신뢰도 비용 적용여부에 따 른 신뢰도 지수를 평가해 본 결과, SAIFI와 SAIDI는 비교 조건에 따라 지 수값이 차이가 있지만 ASAI는 지수값의 차이가 거의 없다. 이것은 ASAI 를 구하는 식에서 알 수 있듯이 수용가 요구 시간이 수용가 공급 실패 시 간에 비해서 상대적으로 크기 때문이다. 3) 유전알고리즘에 의한 수렴곡선 아래의 그림 5.72는 손실비용 만을 고려할 때와 전체비용을 고려하였을 때의 각각의 경우에 대한 유전 알고리즘에 의한 수렴곡선이다

331 총 운영비용[$] 13,000,000 12,500,000 12,000,000 11,500,000 11,000,000 10,500,000 10,000,000 9,500,000 9,000, 반복 수행 횟수[gen] 전체비용고려 손실비용만고려 그림 5.72 총 운영비용의 수렴곡선 손실비용만을 고려할 때는 반복회수가 85회 이상에서 총 운영비용 10,526,965[$/yr]에서 수렴하고, 전체비용을 고려하였을 때는 반복회수가 116회 이상에서 총 운영비용 9,730,900[$/yr]에서 수렴한다. 손실비용만을 고려했을 때가 전체비용을 고려했을 때보다 좀 더 빨리 수 렴함을 보이고 있다. 이것은 손실비용만을 고려할 때의 제약조건이 전체비 용을 고려했을 때보다 적기 때문이다

332 제 6 장 다수 분산전원 도입에 따른 배전계통 보호제 어 문제 제 1 절 복합배전계통 모델 복합 배전 계통 모델은 상위계통을 등가화한 무한모선(이상전원)과 변압 기, 모선, 선로, 부하 등으로 구성하였고 우리나라의 경우 22.9kV의 중성 점 다중접지 방식의 배전계통을 채택하고 있으므로 선로는 일반 고압배전 선인 22.9kV 계통으로 구성하였다. 부하는 6개의 피더에 각 피더당 10MVA씩 최대 부하 60MVA까지 소비 하도록 구성하였다. Utility 전원은 154/22.9kV의 Δ-Y 결선으로 되어 있 는 변압기를 통해서 배전계통에 공급이 되고 분산전원은 0.48kV로 발전되 어서 변압기에 의해서 22.9kV로 배전계통에 공급된다고 가정하였고 분산 전원 모델은 소형 열병합 발전 동기기 모델이다. 배전계통의 보호협조는 한전 배전 보호기술서에 있는 국내의 기본 보호 협조 방식인 릴레이-차단기와 재폐로 차단기, 구분개폐기로 구성되어 있다. 시스템 베이스는 100MVA, 22.9kV이다[3.12, 3.19]

333 Mtr 154/22,9kV 45/60MVA Substation 154kV 피더 1 line 3[km] 피더 2 line 3[km] 피더 3 line 3[km] 피더 4 line 3[km] R1 line R2 line S1 3[km] 4[km] L1(5MVA, 0.9) L2(4MVA, 0.9) L3(1MVA, 0.9) R3 line R4 line S2 3[km] 4[km] L4(5MVA, 0.9) L5(4MVA, 0.9) L6 (1MVA, 0.9) R5 R6 피더 5 line 3[km] R7 22.9/0.48kV 22.9/0.48kV 분산전원1 피더 6 line 3[km] R8 분산전원2 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 Recloser S1 S2 Sectionalizer Circuit Breaker 그림 6.1 복합 배전계통 모델 다음 표 6.1은 복합배전계통 모델의 파라메타들이다. 표에 나오는 파라 메타들은 한전 배전 보호기술서를 참고하였다[3.12, 3.25]

334 표 6.1 배전계통모델의 파라메타 전 원 측 배전선로 ACSR 160[mm] 2 변전소 주 변압기 영상분 임피던스 j [p.u.] 정상, 역상분 임피던스 j [p.u.] 공급전압 [kv] 22.9 영상분 임피던스 [/km] j [p.u.] 정상, 역상분 임피던스 [/km] j [p.u.] 수용가 허용 전압 상한치(Vmax) 1.06 [p.u.] 수용가 허용 전압 하한치(Vmin) 0.94 [p.u.] 임피던스 j0.11 [p.u.] 정격용량 45/60[MVA], 역률 0.9 전압조정범위 ± 10 [%] LDC 등가 임피던스(Zeq) j [p.u.] LDC 기준전압(Vce) 1.0 [p.u.] 총 탭수 17 전압불감대(db) /0.02 [p.u.] L1, L2, L3 5[MVA], 5[MVA], 10[MVA], 역률 0.9 L4 20[MVA], 역률 0.9 분산전원 [MVA], 역률 0.9 분산전원 [MVA], 역률 0.9 정 격 전 압 22.9 [kv] 열병합발전설비 구속리액턴스 (유도발전기 ) 20 [%] (X c) PSCAD/EMTDC로 시뮬레이션을 하기 위해서는 세부적인 파라메타들 은 필수적이고 조금이라도 파라메타가 다를 경우 시뮬레이션을 하는데 있 어서 문제가 발생하게 된다. 그래서 검증된 파라메타인 W. B. Gish[3.8]을 이용해서 분산전원을 모델링 하였다[3.3]. 동기 발전기(synchronous generator)의 파라메타는 다음과 같다

335 X d 2.38 X ' d X '' d X q 1.10 X '' q T ' d0 T '' d0 T '' q0 2.47(sec) (sec) 0.01(sec) 다. 여자기(exciter) 모델은 IEEE AC Type1이고 그 파라메타는 다음과 같 T E 0.2 K E 1.0 K A 500 T F ( sec ) 0.49 EFD max (p.u.) 5.4 EFD min (p.u.) 0 S E ( max) 0.66 S E (0.75 max) 0.25 V Rmax (p.u.) 9.0 V Rmin (p.u.) 0 K F ( sec ) 0.1 T A ( sec ) 0.02 T B ( sec ) 0 T C ( sec )

336 조속기(hydro-governer)의 파라메타는 다음과 같다. T p ( sec ) 0.05 T G ( sec ) 4.3 T r ( sec ) 0.75 T W ( sec ) 0.15 σ 0.05 δ

337 제 2 절 배전계통에 분산전원 연계시 문제점 1. 상시전압변동 영향 평가 가. 상시전압변동 및 조정 전기 공급자는 공급전압을 적정 범위로 유지할 의무가 있다. 보통 저압 수용가의 전압을 표준전압 220V 에 대해서는 220±13V, 표준전압 380에 대해서는 380±38V이내에 유지하여야 한다. 그런데 열병합 발전 시스템같 은 분산전원이 도입되면 역조류가 발생하게 되어 연계지점의 전압이 상승 하게 된다. 하지만 분산전원이 도입되더라도 전압이 적정 범위 내에 공급 하여야 한다. 기존에는 전력조류가 단방향이므로 LDC(Line Drop Compensation)방식 및 주상변압기의 탭 설정 및 콘덴서 설치 등으로 비 교적 쉽게 조정할 수 있었지만 분산전원이 도입된 후 양뱡항 조류가 발생 함에 따라서 기존의 전압 제어 방식으로는 전압조정 능력을 상실하여 적정 범위내에 전압 공급이 어려워지게 된다[3.24]. 나. 선로전압 강하 보상(LDC) 방식 LDC 전압조정 방식은 배전계통에서 부하의 변동을 파악하여 배전선의 전압강하를 고려하고 ULTC(Under Load Tap Changer) 변압기를 이용 하여 배전계통의 전압 및 무효전력의 흐름을 제어한다. 실제로 출력하는 전압을 송출전압, ULTC변압기에 의해서 조정된 출력전압의 기준이 되는 전압을 송출기준전압이라고 한다. LDC 전압조정방식에서 송출전압을 송 출기준전압에 유지하기 위해서 ULTC와 전압조정 계전기가 사용된다. 즉, 송출전압은 송출기준전압 ± db 사이로 조정된다. 이러한 LDC 전압조정방 식에서 송출기준전압(SERV: Sending End Reference Voltage) 과 송출 전압(SEV: Sending End Voltage)은 다음의 식 (6.1), (6.2)와 같이 주어진

338 다. V V ( t) = V + Z I( t) ser ce eq ( t) = Vtap, k ( t) - Z MTR, k ( t) I( t) se (6.1) (6.2) 여기에서, k=1, 2,,,, K K: ULTC 변압기의 총 탭수 Vse(t): 송출전압 Vser(t): 송출기준전압 Vce: 부하 중심점 전압 또는 기준전압 Zeq: 등가 임피던스 또는 보상 임피던스 I(t): 부하(뱅크) 전류 Vtap,k(t): ULTC 탭이 k에 위치했을 때 주변압기 2차측 전압 ZMTR,k(t): ULTC 탭이 k에 위치했을 때 주변압기 임피던스 다. 송출기준전압 변동분 송출기준전압 변동분은 [3.24]에서 다음의 식 (6.3)과 같이 근사적으로 정의하였다. DV, co( ( Req cosq co + X eq sinq co) Sco( t) (6.3) ser

339 여기에서, Req: LDC 등가 임피던스의 저항 성분 Xeq: LDC 등가 임피던스의 리액턴스 성분 cosθ co : 분산전원의 운전 역률 Sco : 분산전원의 피상전력 모델 배전계통에 대하여 L21을 20[MVA} 지상 역률 0.9로 가정하고 연 계된 소형 열병합발전 설비의 운전역률 및 도입용량에 따른 송출기준전압 변동분을 시뮬레이션한 결과를 그림 6.2에 나타내었다. 이의 결과에서 보 면 연계된 소형 열병합발전 설비의 연계용량이 작을수록 운전역률이 지상 일수록 송출기준전압 변동분이 큼을 알 수 있다. 분산전원지상역률 0.8 분산전원지상역률 0.9 분산전원역률1 분산전원진상역률 0.9 분산전원진상역률 0.8 송출기준전압변동분[p.u] 분산전원 용량[MVA] 그림 6.2 분산전원 용량과 역률에 따른 송출기준전압변동 그림 6.3은 모델 배전계통에 대하여 1 [MVA] 지상 역률 0.9로 L10에 분산전원이 연계되었을 경우 L21의 부하 용량 변화에 따른 송출기준전압 변동분을 나타내었다. 이의 결과에서 보면 연계된 부하 용량이 작을수록 운전역률이 진상일수록 송출기준전압 변동분이 큼을 알 수 있다

340 송출기준전압변동분[p.u] 지상역률 0.9 지상역률 0.8 역률1 진상역률0.8 진상역률 부하용량[MVA] 그림 6.3 부하용량과 역률에 따른 송출기준전압 변동분 라. 상시 전압변동 여유분 앞에서 분산전원 도입량 및 역율에 따른, 또한 부하변동에 따른 상시전 압변동을 살펴보았다. 이의 결과에서 보면 송출전압은 송출기준전압 ± 전 압불감대내에서 조정이 되므로, 송출전압을 기준으로 전압관리를 하는 것 이 적합하다. 따라서 전압불감대를 고려한 즉 송출전압을 기준으로 상시 전압관리방안을 제시하고자 한다. 상시전압변동의 측면에서 본 배전계통의 상시 전압변동 여유분을 [3.24]에서는 다음의 식 (6.4)로 정의하였다. V fr = ( V max - V min )-(V nmax - V nmin ) 2 -Vdb (6.4) 여기에서 V fr : 상시 전압변동 여유분, V max : 허용유지전압의 상한치,

341 V min : 허용유지전압의 하한치, V nmax : 수용가 최고전압, V n min : 수용가 최저전압, Vdb: ULTC의 전압불감대이다 위의 식 (6.4)를 사용하여 모델 배전계통 피더 1의 거리별에 따른 상시 전압변동 여유분은 다음의 표 6.2와 같다. 이때 피더1에서의 부하는 10 [MVA]이다. Vmax Vdb Vnmax Voltage Vnmin Vfr / 2 Vmin Node 그림 6.4 전압조정 여유도의 도시 예

342 표 6.2 배전계통 거리별 상시전압변동 여유분 상시전압변동 여유도[p.u] 피더 길이 [km] 표 6.2에서 보면 배전선로의 길이가 길면 길수록 상시전압변동 여유분의 크기가 작음을 알 수 있다. 또한 전압 불감대가 0.02일 때는 배전 계통의 길이가 11[km]을 넘고 전압 불감대 때는 배전 계통의 길이가 13[km]을 넘으면 음의 값이 나와 전압 조정이 불가능하다. 마. 상시 전압변동의 측면에서 본 분산전원 도입량 상시 전압변동의 측면에서 본 분산전원의 도입량은 근사적으로 상시전 압 여유분에서 송출기준전압변동을 뺌으로써 구할 수 있으며 다음의 식 (6.5)로 표현될 수 있다

343 CO ca V fr - ΔV so 0 (6.5) 여기에서 CO ca 는 상시 전압변동의 측면에서 본 분산전원의 도입량, V fr 은 상시 전압변동 여유분, ΔV so 는 송출기준전압의 변동분 이다. 위의 식 (6.5)를 사용하여 5[MVA] 분산전원을 L10에 연계시 표 6.3의 배전계통 거 리별에 따른 상시 전압변동 여유분과 송출기준 전압변동분으로 구한 분산 전원 도입량을 근사적으로 구한 예는 다음의 표 6.3과 같다. Vdb는 이다. 표 6.3 상시 전압변동의 측면에서 본 분산전원 도입량 피더길이 [km] 역률 1 지상역률 [MVA] 21.7[MVA] [MVA] 18.1[MVA] [MVA] 14.9[MVA] [MVA] 11.9[MVA] [MVA] 9.3[MVA] 6 8.4[MVA] 7.0[MVA] 7 6.4[MVA] 5.0[MVA] 8 4.7[MVA] 3.4[MVA] 9 3.4[MVA] 2.0[MVA] [MVA] 1.0[MVA] [MVA] 0.3[MVA] [MVA] x

344 바. 실 배전 계통 배전계통에서 각 피더의 부하곡선은 동일하지 않다. 각 피더의 부하구성 이 상업 수용가, 산업용 수용가, 일반 수용가에 따라 일 부하곡선이 시간마 다, 계절마다, 지역마다 다른 양상을 보이기 때문이다. 그림 6.5와 6.6은 B. 배전용 변전소의 실제 부하곡선으로부터 상정한 3 일간의 부하곡선이며 각각 뱅크에서와 각 피더에서의 부하곡선을 나타낸 다. 그림에서 보면 각 피더의 피크부하뿐만 아니라 부하곡선 패턴도 서로 다름을 알 수 있다 부하[MVA] 시간[hour] 그림 6.5 뱅크에서의 부하곡선

345 피더1 피더2 피더3 피더4 부하[MVA] 시간[hour] 그림 6.6 각 피더에서의 부하곡선 표 6.4 실 배전계통의 선로구성 피더 지중선 [km] CNCV 325 mm2 가공선 [km] ACSR 160 mm

346 Vfr [p.u.] TIME [Hours] 그림 6.7 실 배전계통에 대한 전압조정 여유도 사. 결 론 분산전원이 도입된 계통에서 배전선 각부의 전압이 상승하고, 전압유지 허용범위를 이탈가능성 있기 때문에, 해당 수용가가 다른 수용가을 적정전 압에 유지하기 위한 대책을 마련할 필요가 있다. 또한, 해당수용가내의 부 하기기의 영향도 고려해서 해당수용가 자신도 적정전압으로 유지하는 것 이 바람직하다. 중부하시에 전압허용범위를 이탈할 수 있으며 분산전원을 설치한 수용가에서 역조류를 발생하는 때에는, 이것을 제어하기 위해서는 열병합발전설비는 다음과 같은 전압제어기능을 가지는 것으로 한다. 시뮬레이션 결과를 보면 분산전원 용량이 클수록, 역률이 지상일수록, 부 하의 용량이 작을수록, 진상일수록 송출전압변동분이 증가함을 알 수 있었 다. 상시 전압조정 여유분과 송출전압변동분을 가지고 계통에 도입할 수 있

347 는 도입량에 대해서 알아보고 이를 실 배전 계통에 적용시켜 보았다. 분산전원의 연계되고 용량이 증가하면, 역률이 지상이 될수록 상시 전압 변동이 더 많이 발생해 전압조정이 어려워짐을 알 수 있었다. 2. 순시전압변동 영향 평가 최근 산업이 첨단화되고 고도화, 정밀화 됨에 따라서 잠시의 전압 변동 으로도 악영향을 받게 된다. 따라서 수용가(Customer)는 신뢰성 (Reliability) 및 품질(Quality)면에서 보다 나은 전력의 공급을 전력회사 측(Utility)에 요구한다. 하지만 소형 열병합 발전연계시 순시 전압 변동이 발생하는데 이러한 순시 전압변동은 첨단 기기, 정밀 기기등의 오동작등 악영향을 미칠 수 있다. 소형 열병합 발전기가 동기발전기(Synchronous Generator)의 경우에는, 운전 시 동기를 맞추어 연계할 경우 순시전압변동 은 아주 미소하다. 하지만 경제성등을 이유로 유도발전기(Induction Generator)를 사용하게 될 경우, 배전계통 병렬운전 시 정격전류의 5~6 배의 무효 투입전류가 흐르므로 순시전압 변동분은 무시하지 못하게 된다 [3.24]. 가. 순시전압변동의 계산 소형 열병합발전설비의 발전장치가 유도발전기를 사용할 경우, 순시시의 무효투입전류에 의한 소형열병합발전설비 발전기 설치 점의 전압강하율 ε 는 다음 식 (6.6)과 같다

348 e = DV = V r R 2 0 R X X c ) + ( X 100[%] (6.6) 여기에서 Vr: 소형 열병합발전 설치 수용가의 연계전의 연계점 전압, V: 소형 열병합발전설비 설치 수용가의 병렬시의 순시전압 변동분, R0+jX0 : 소형 열병합발전설치점에서 본 계통 측 임피던스 (=Zs+Zt+Zl), Xc[%]: 소형 열병합발전설비인 유도발전기의 구속리액턴스를 시스템 베이스로 환산한 수치이다. X c = 구속리액턴스 시스템베이스 ( 분산전원용량/역 률) (6.7) 따라서, 열병합 발전설비 설치 점에서의 순시전압변동 V= V r ε이 되며, 순시전압강하에 의한 수전단 수전 전압 V r '=V r - V가 된다. 나. 용량 및 연계위치에 따른 순시전압변동분 본 절에서는 연계된 소형 열병합발전설비의 발전기 용량 및 연계위치와 순시전압변동분의 사이의 관계를 분석하고자 하였고, 이의 관계는 표 6.5 에서 표 6.7까지 나타내었다. 이의 결과에서 보면 연계된 소형 열병합발전 설비의 발전기의 용량이 크면 클수록 역율이 나쁠수록 순시전압변동이 심 함을 알 수 있었고, 연계선로의 길이가 길수록 (임피던스가 클수록) 순시전 압변동이 심함을 알 수 있다

349 표 6.5 연계 용량 및 위치에 따른 순시전압변동률 (역율 1) 용량 1[MW] 2[MW] 3[MW] 4[MW] 5[MW] 연계위치 1[km] 0.97% 1.92% 2.85% 3.76% 4.66% 2[km] 1.36% 2.69% 3.98% 5.24% 6.46% 3[km] 1.76% 3.45% 5.10% 6.68% 8.22% 4[km] 2.15% 4.21% 6.19% 8.10% 9.93% 5[km] 2.54% 4.96% 7.27% 9.48% 11.58% 6[km] 2.93% 5.70% 8.33% 10.82% 13.19% 7[km] 3.32% 6.43% 9.36% 12.13% 14.73% 8[km] 3.70% 7.15% 10.38% 13.40% 16.23% 9[km] 4.08% 7.86% 11.37% 14.64% 17.69% 10[km] 4.46% 8.57% 12.35% 15.85% 19.09% 표 6.6 연계 용량 및 위치에 따른 순시전압변동률 (역율 0.9) 용량 1[MW] 2[MW] 3[MW] 4[MW] 5[MW] 연계위치 1[km] 1.07% 2.13% 3.16% 4.16% 5.15% 2[km] 1.51% 2.98% 4.40% 5.79% 7.13% 3[km] 1.95% 3.82% 5.63% 7.37% 9.06% 4[km] 2.38% 4.66% 6.84% 8.92% 10.92% 5[km] 2.82% 5.48% 8.02% 10.43% 12.72% 6[km] 3.25% 6.30% 9.17% 11.89% 14.45% 7[km] 3.67% 7.10% 10.30% 13.30% 16.12% 8[km] 4.10% 7.89% 11.41% 14.68% 17.73% 9[km] 4.52% 8.67% 12.49% 16.02% 19.29% 10[km] 4.93% 9.43% 13.55% 17.32% 20.79%

350 표 6.7 연계 용량 및 위치에 따른 순시전압변동률 (역율 0.8) 용량 1[MW] 2[MW] 3[MW] 4[MW] 5[MW] 연계위치 1[km] 1.21% 2.39% 3.54% 4.66% 5.76% 2[km] 1.70% 3.34% 4.93% 6.46% 7.96% 3[km] 2.19% 4.28% 6.29% 8.22% 10.08% 4[km] 2.67% 5.21% 7.63% 9.93% 12.13% 5[km] 3.16% 6.13% 8.94% 11.58% 14.09% 6[km] 3.64% 7.03% 10.21% 13.19% 15.98% 7[km] 4.11% 7.92% 11.45% 14.73% 17.79% 8[km] 4.59% 8.79% 12.66% 16.23% 19.54% 9[km] 5.05% 9.65% 13.85% 17.69% 21.21% 10[km] 5.52% 10.50% 15.00% 19.09% 22.83% 다. 결 론 순시전압변동의 연구에서는 분산전원의 발전기가 동기발전기 (Synchronous Generator)의 경우에는, 맞추어 연계할 경우 순시전압변동 은 아주 미소하다. 하지만 경제성 이유로 유도발전기(Induction Generator)를 사용할 경우, 배전계통 병렬운전 시 정격전류의 5~6배의 무효 투입전류가 흐르므로 순시전압 변동분 및 영향은 정확히 분석하여야 만 한다. 본 연구에서는 분산전원의 발전기가 유도발전기를 사용할 경우 이의 용량에 따른 순시전압변동을 시뮬레이션 프로그램 및 수식을 통해 계 산하였으며, 본 연구의 순시전압변동 시뮬레이션의 결과를 요약하면 다음 과 같다

351 - 분산전원의 발전기가 유도발전기인 경우 계통 병 해열 운전시 연 계된 노드의 전압이 순시적으로 변화함을 알 수 있었다. 이는 수용가 의 정보기기 및 정밀기기등에 오동작 및 기기정지등의 악영향을 미칠 우려가 있다. - 분산전원의 배전계통 병 해열 운전시 연계된 분산전원의 유도발전 기의 용량이 크면 클수록 역율이 나쁠수록 순시전압변동이 심함을 알 수 있었고, 또한 연계선로의 길이가 길수록 (임피던스가 클수록) 순시 전압변동이 심함을 알 수 있다. 3. 단락용량증가 영향 평가 분산형 전원이 연계된 배전 계통에서 사고시, 기존의 배전계통에서 사고 점으로 유입되는 전류와 분산전원에서 유입되는 전류가 합해져 사고 전류 는 증가하게 되며 따라서 단락용량 또한 증가하게 된다. 이로 인하여 차단 기의 용량이 부족하게 되어 고장전류를 차단하지 못하는 상황이 발생할 수 있다. 따라서 본 연구에서는 분산전원 연계로 인한 단락용량 증가를 평가하기 위하여, 우선 분산전원 1만 있을 경우와, 분산전원 2가 있을 경우에 대하여 각각 고장해석을 하였으며, 또한 분산전원 2의 용량에 따른 사고 해석을 통하여 단락용량을 고려한 분산전원의 계통 도입량을 평가하였다. 배전계통의 보호시스템에 있어서 보호기기의 정격 및 정정은 사고전류 의 크기와 매우 밀접한 관계가 있다. 따라서 각 사고에 대한 사고해석이 선행되어야 하며, 사고전류는 계통의 전체 임피던스를 사고지점에서 본 테 브난의 등가정리로 정리하여야 구할 수 있다

352 Mtr 154/22,9kV 45/60MVA A line 2[km] R1 L1 B line 3[km] S1 L2 C 피더 1 Substation 154kV line 10[km] R0 D 피더 2 L4 L3 연계 개폐기 0.48/22.9kV 분산전원2 분산전원1 그림 6.8 단락용량 평가를 위한 배전계통 모델 가. 분산전원이 없는 경우 사고해석 우선, 분산전원을 연계하지 않았을 경우에 C 지점에서 사고 발생시 사고 해석을 위한 시스템 모델은 그림 6.9와 같으며, 사고 전류를 구하기 위하여 고장점에서 본 테브난의 정상, 역상, 영상분의 등가회로는 그림 6.10과 같 다. MTr Utility Source Utility에 의한 사고전류 3상 단락사고 그림 6.9 분산전원 비연계시 사고전류 계산을 위한 등가회로

353 Z S1 Z T1 Z L1 Z S2 Z T2 Z L2 Z T2 Z L2 (a) 정상분 회로 (b) 역상분 회로 (c) 영상분 회로 그림 6.10 분산전원 비연계시 테브난 등가회로 고장 전류를 계산하기 위한 임피던스 계산식 및 고장전류 계산식은, Z[Ω]= 10 V[kV] 2 %Z [Ω] (6.8) S[ kva] 3E I f = a [ A] (6.9) Z 0 +Z 1 +Z 2 I sa = E a Z 1 [A] (6.10) 이 되고, 임피던스를 환산하여 계산하면, 1선지락 전류와 3상 단락전류는 각각 2435 [A], 3753 [A]가 되고, 피크값은 각각 2 배를 한 3444 [A], 5308 [A]이다. 본 연구에서는 또한 PSCAD/EMTDC 시뮬레이션을 통하여 사고해석을 하였으며, 시뮬레이션 조건은 앞의 표에서 나타내었으며, 부하용량은 다음 표 6.8과 같다

354 표 6.8 부하용량 부하 부하용량 [MVA] 역률 [p.f] L L L L4 15 ~ 배전계통의 사고는 크게 1선지락, 선간단락, 3상단락 등으로 구분할 수 있지만, 변전소 주변압기 주변에서의 사고를 제외하면 일반적으로 3상단락 전류가 가장 크고, 1선지락전류가 가장 작으므로, 이후로는 3상단락 고장 만 고려하였다. 나. 분산전원 연계시 사고해석 1) 분산전원1이 연계되었을 경우 분산전원이 연계된 양방향 전원 시스템의 사고시 사고점에서 본 임피던 스는 각각의 전원에 의한 사고전류 경로상의 전원, 변압기 선로의 임피던 스가 병렬이 되므로 단방향 전원시스템의 경우보다 임피던스가 작아져 고 장전류가 커지게 된다. 다음은 분산전원 연계시 사고해석을 위한 시스템 모델과 테브난의 정상, 역상, 영상분의 등가회로이다

355 MTr Tr Utility Source Utility에 의한 사고전류 분산전원에 의한 사고전류 Cogeneration Facility 3상단락 사고 그림 6.11 분산전원 연계시 사고전류 계산을 위한 등가회로 Z S1 Z T1 Z L1 Z L1-DG Z T1-DG Z S1-DG Z T2 Z L2 Z S2 Z L2-DG Z T2-DG Z S2-DG Z T2 Z L2 Z L2-DG Z T2-DG (a) 정상분 회로 (b) 역상분 회로 (c) 영상분 회로 그림 6.12 분산전원 연계시 테브난 등가회로 분산전원이 없는 경우와 마찬가지 방법으로 임피던스를 환산하고 고장 전류를 구하면, 3상단락전류는 실효치로 3895[A], 피크치 5509[A]가 된다. 본 연구에서는 분산전원이 연계된 배전계통 사고해석을 위해 PSCAD/EMTDC 시뮬레이션을 수행하였으며, 다음 그림은 시뮬레이션 결과를 나타낸다. 분산전원은 1[MW] 열병합발전시스템을 연계하였으며, 사고발생시간은 1초에, 사고는 영구사고로 모의하였다[3.7]

356 (a) Utility 전원에 의한 사고전류 (b) 분산전원에 의한 사고전류 그림 6.13 (c) 전체 사고전류 3상단락 고장시 사고전류 파형(분산전원1 연계시) 시뮬레이션 결과도 수치계산 결과와 일치하며, 분산전원의 연계로 인하 여 3상단락 고장시 고장전류는 약 200[A]가 증가하는 것을 볼 수 있다. 2) 분산전원2가 연계되었을 경우 배전계통에 분산전원이 여러 개 연계되는 경우를 등가 처리하여 하나의 분산전원으로 대체하여 표시하였으며, 고장시 사고해석을 위한 시스템 모 델과 테브난 등가 회로는 다음과 같다[3.8, 3.13]

357 MTr Utility Source Utility에 의한 사고전류 분산전원에 의한 사고전류 3상단락 사고 Tr Cogeneration Facility 그림 6.14 분산전원2 연계시 등가회로 Z S1 Z T1 Z L1 Z S2 Z T2 Z L2 Z T0 Z L0 Z S1-DG Z T1-DG Z S2-DG Z T2-DG Z T0-DG (a) 정상분 회로 (b) 역상분 회로 (c) 영상분 회로 그림 6.15 분산전원2 연계시 테브난 등가회로 이 경우, Utility에 의한 사고전류와 분산전원에 의한 사고전류가 합해져 피더 1에 흐르는 전체 고장전류는 커지게 되며 만약 분산전원에 의한 고장 전류가 너무 크게 되면, 고장용량이 차단기 용량을 넘게 되어 차단기가 고 장을 차단하지 못하는 경우가 발생할 수 있다. 따라서 본 연구에서는 분산 전원의 용량을 늘려가며 고장전류를 구하여 분산전원의 추가로 인한 고장 전류 증가분을 유도하였다

358 가) C점에서 사고시 다음은 분산전원2가 1[MW]일 경우 3상단락 고장시 고장전류를 계산하 였다. Z L1 [Ω] = j [Ω] Z S1 [Ω] = (3.776+j39.698) 10-3 [Ω] Z T1 [Ω]=j [Ω] Z S1( DG) [Ω]= j1248 [Ω] Z T1( DG) [Ω] = j [ Ω] 따라서 3상단락시 사고점으로 유입되는 총 전류는 I sa = E a Z 1 = 3887 [A] 이 되고, 피크치는 5497[A]이다. 마찬가지로 이 경우에도 시뮬레이션을 수행하였으며, 다음 그림은 그 결 과를 보여준다

359 (a) Utility 전원에 의한 사고전류 (b) 분산전원에 의한 사고전류 그림 6.16 (c) 전체 사고전류 3상단락 고장시 사고전류 파형(분산전원2 연계시 C점 사고) 위의 결과를 보면, 분산전원1이 연계되었을 때보다 분산전원2가 연계되 었을 경우, 고장전류가 더 작은 것을 볼 수 있다. 이는 고장전류의 흐름을 고려할 때 분산전원1을 연결했을 때보다 분산전원2를 연계했을 때 선로 임피던스가 추가되기 때문이다. 단락용량을 고려한 분산전원의 계통 도입량 평가를 위해 분산전원2의 용 량을 증가시켜가며 3상단락고장 전류를 계산하였으며, 다음 표는 그 결과 를 나타낸다

360 표 6.9 분산전원 용량에 따른 정상상태 사고전류 증가(C지점 사고) Fault Current (peak value) [A] 분산전원 용량 분산전원이 전체 Utility에 의한 [MW] 전체사고전류 사고전류에 미치는 영향 사고전류 [%] [%] [%] [%] [%] [%] 표 6.10 분산전원 용량에 따른 과도상태 사고전류 증가(C지점 사고) Fault Current (peak value) [A] 분산전원 용량 분산전원이 전체 Utility에 의한 [MW] 전체사고전류 사고전류에 미치는 영향 사고전류 [%] [%] [%] [%] [%] [%] 나) B점에서 사고시 다음은 분산전원2가 1[MW]일 경우 B점에서 3상단락 사고시 고장전류 를 계산하였다. 우선 계산에 필요한 임피던스는 다음과 같다

361 Z S1 [Ω] = (3.776+j39.698) 10-3 [Ω] Z T1 [Ω]=j [Ω] Z S1( DG) [Ω]= j1248 [Ω] Z T1( DG) [Ω] = j [ Ω] 따라서 3상단락시 Utility에 의한 고장전류 및 사고점으로 유입되는 총 전류는 I S( Utility) = [ A] I sa = E a Z 1 = [A] 이 되고, 피크치는 각각 14150[A], 14164[A]이다. 일반적으로 주변압기 2 차측에서 사고시 사고 전류가 가장 크게 되며, 본 연구에서는 최악의 조건, 즉 고장전류가 가장 큰 조건을 찾기 위하여 B 지점(차단기 후단)에서 3상 단락 사고를 모의하였으며, 결과와 같이 C지점의 사고에 비해 고장전류가 크게 커진 것을 알 수 있다. 이 경우에도 마찬가지로 단락용량을 고려한 분산전원의 계통 도입량 평가를 위해 분산전원2의 용량을 늘려가며 고장 전류를 계산하였으며, 다음 표는 그 결과를 나타낸다

362 표 6.11 분산전원 용량에 따른 정상상태 사고전류 증가(B지점 사고) Fault Current (peak value) [A] 분산전원 용량 분산전원이 전체 Utility에 의한 [MW] 전체사고전류 사고전류에 미치는 영향 사고전류 [%] [%] [%] [%] [%] [%] 표 6.12 분산전원 용량에 따른 과도상태 사고전류 증가(B지점 사고) Fault Current (peak value) [A] 분산전원 용량 분산전원이 전체 Utility에 의한 [MW] 전체사고전류 사고전류에 미치는 영향 사고전류 [%] [%] [%] [%] [%] [%] 위의 결과들을 보면, 분산전원 용량이 작을 때는 전체 사고전류에 미치 는 영향이 미미했으나, 용량이 커짐에 따라 전체 사고전류에 미치는 영향 이 증가하는 것을 볼 수 있으며, 그에 따라 고장전류가 차단기의 차단용량 을 넘을 수 있기 때문에 분산전원 연계시 차단기 용량 재검토나 한류기의 적용 등이 절실히 요구되며 또한 분산전원의 용량한도 제한도 검토해야한 다

363 4. 상전압 불평형 영향 평가 배전계통에 단상 분산 전원을 연계시 이로 인한 선로의 전압강하 때문에 수용가측 전압에서는 상전압 불평형이 일어나게 된다. 따라서 본 연구에서 는 D 지점에 상과 대지간 분산전원을 연계하여 C지점의 상전압 불평형 영 향을 평가하여 보았다. 상전압 불평형 영향 평가를 위한 모델은 다음 그림 과 같다. Mtr 154/22,9kV 45/60MVA A line 2[km] R1 L1 B line 3[km] S1 L2 C 피더 1 Substation 154kV line 10[km] R0 D 피더 2 L3 그림 6.17 상전압 평가를 위한 배전계통 모델 가. 분산전원이 없는 경우 우선, 분산전원을 연계하지 않았을 경우에 C 지점의 전압을 구하기 위한 단상등가회로는 주변압기 2차측 상전압을 [V]로 할 때 다음과 같다. A B C Z L1 Z L [V] Z Load1 Z Load2 그림 6.18 배전계통 단상등가회로

364 회로해석을 위하여 망로해석법을 사용하여 식을 세우면 (Z L1 +Z Load1 )I 1 - Z Load1 I 2 = (6.11) Z Load1 I 1 - (Z Load1 + Z L2 + Z Load2 )I 2 = 0 (6.12) 이 되고, 윗 식을 풀어 C 지점의 전압을 구하면, V a, C = V b, C = V c, C = [ V] (6.13) 이 된다. 즉 선로임피던스로 인하여 약 190[V]의 전압강하가 생기게 된다. 여기서, D 지점에 단상 분산전원(1~10[MW])을 a상에 연계할 때 흐르는 전류를 고려한 등가시스템은 다음과 같다. Mtr 154/22,9kV 45/60MVA A line 2[km] L1 B line 3[km] L2 C 피더 1 분산전원에 의한 전류 Substation 154kV line 10[km] L3 D 피더 2 분산전원2 (단상) 그림 6.19 단상분산전원 연계시 등가 시스템 이런 경우, D지점의 b, c 상 전압은 앞에서 계산한 13010[V] 이지만, a 상 전압은 Utility 전원에 의한 선로 전압강하분이 없이 때문에 이보다 큰 값이 된다. 또한 C지점의 b, c 상 전압도 마찬가지로 13010[V] 이지만, a 상 전압은 Utility 전원과 분산전원에 의한 전류의 전압강하로 인하여 이

365 보다 작은 값이 된다. 따라서 분산전원의 연계로 인하여, 피더의 각 수용가 B, C, D는 상전압 불평형을 경험하게 되며, 따라서 이로인한 대책이 절실 히 요구된다. 5. 계통역률 영향 평가 배전계통에 있어서 역률유지는 선로의 전압변동, 전력 손실 및 유효전력 의 공급한계 등의 측면에서 중요하다. 현재 국내의 경우, 수용가의 역률 유 지 규정을 0.9(지상) -1.0사이로 두고, 0.9 이하는 전기요금의 추가, 0.9이상 은 전기요금감액 등의 규정을 전기공급규정 제 43조, 제 44조에 두고 있 다. 이러한 상황 하에서 열병합 발전시스템이 배전계통에 도입되어 연계 운전될 경우, 이의 운전역률에 따라 배전계통의 역률에 영향을 미치게 된 다. 먼저, 선로에 도입된 열병합 발전시스템의 운전역률(발전기기준)1.0으 로 운전하게 될 경우를 보면, 계통에 유효전력만을 공급해주기 때문에 전 력손실은 적어진다. 지상운전의 경우에는 유효 및 무효전력을 모두 계통 측에 공급하게 되어 선로의 전압변동에 커다란 영향을 미치게 된다. 하지 만, 선로에 흐르는 무효전력의 감소로 상위 배전용 변전소의 배전선로에 공급해 주어야 할 무효전력 공급량은 감소하게 되어 전압안정도 측면에서 유리하다. 진상운전의 경우에는 유효전력은 계통에 공급하고 무효전력은 계통측으로부터 공급받아야 하기 때문에 선로의 역률은 더더욱 악화되고, 배전용 변전소측에서 공급해야 할 무효전력량은 증가하게 되어 무효전력 보상설비의 증가와 전압안정도 악화가 예상된다. 따라서 배전계통에 도입 되어 운전하는 규모에 따라 선로의 전압변동, 손실, 무효전력 증가 등의 요 소와 관련지어 결정해야 할 대단히 중요한 요소이다. 또한, 이는 열병합발 전시스템의 연계위치에 따라 다르기 때문에 대용량의 열병합 발전시스템 에 대해서는 역률조정의 기능을 의무적으로 갖추도록 하는 방법, 소용량의 경우에는 도입시에 사전검토하여 운전역률을 고정시키는 방법 등의 사전

366 검토가 도입될 배전계통에 따라 수행되어야 한다[3.24]. 6. 단독운전 배전계통측의 전원이 상실된 경우 배전선로상의 부하와 분산전원의 출 력이 평형상태를 유지하는 경우를 단독운전(Islanding)상태라고 한다. 이 러한 상태가 지속되는 가운데 배전계통측의 전원이 회복될 경우에는 양측 전원의 동기 문제가 발생하고 이로 인하여 단락 및 탈조 등의 사고가 일어 날 가능성이 있을 뿐만 아니라, 선로 작업을 위해 선로를 차단한 상태에서 작업원의 선로작업시 안전문제 역시 발생할 수 있다[3.24]. 이러한 단독운 전을 검출하는 방법에는 전력상태를 모니터링하는 수동적 방법과 출력, 주 파수 등을 변동하는 능동적 방법이 있다[ ]

367 제 3 절 신규 분산전원 추가시 계통 보호협조 연구 1. 배전계통에 분산전원 연계시 보호협조 문제점 가. 배전계통의 보호기기 배전계통은 여러 개의 전원이 연결된 루프(loop) 형태의 운전을 하고 있 는 송전시스템과는 달리 단일 전원에 의한 방사상(Radial) 운전을 하고 있 기 때문에 보호시스템도 방사상 운전에 적합한 보호기기들로 구성되어 있 다. 보호시스템은 배전용 변전소 및 모선, 정전시간 및 정전구간을 최소화 하고 전력용 기기들을 보호하기 위해 각 계전기 및 차단기를 포함한 재폐 로 차단기, 구분개폐기, 연계개폐기, 퓨즈 등의 보호기기들이 서로 적절한 협조를 이루도록 구성되어 있다[3.8, 3.10]. 재폐로 차단기(recloser)는 배전계통 보호기기 중 전위와 후비 보호장치 사이의 보호협조를 이루게 하는 중추적 역할을 담당하며 순간 사고 시 선 로를 순시로 차단한 후 자동으로 재폐로 함으로서 전력공급의 신뢰도를 향 상시킨다. 또한 영구 사고시 설정된 동작에 의하여 고장구간을 배전계통으 로부터 분리시키는 기능을 갖는다. 동작 특성을 위한 순시동작곡선과 지연 동작곡선을 가지며 총 4회까지 정정이 가능하다. 국내의 배전계통의 재폐 로 차단기는 그림 6.20과 같이 보통 2F1D(2번 순시동작, 1번 지연동작)특 성을 갖는다[3.12]

368 사고전류 부하전류 1st 무전압시간 (0.5 sec) 2nd 무전압시간 (15 sec) 사고시작 1st 차단기 개방 1st 재폐로 2nd 차단기 개방 2nd 재폐로 차단기 영구 개방 그림 6.20 재폐로 차단기 동작에 의한 사고전류 파형 구분개폐기(sectionalizer)는 후비 보호장치인 재폐로 차단기(recloser)의 동작횟수를 카운트하여 동작하며 재폐로 차단기 동작에 의해 선로가 무전 압 상태가 되었을 때에 고장구간을 분리한다. 일반적으로 후비 보호장치와 직렬로 연결하여 사용한다. 구분개폐기는 자동으로 제어되는 배전선로의 개폐기이지만 고장전류를 차단할 수 있는 능력은 없으므로 T-C 특성이 불 필요하다. 이로 인해서 다른 보호장치와 협조를 이루기가 용이하다. 구분 개폐기의 동작은 최소동작전류 이상의 전류가 흐르면 재폐로 차단기의 동 작을 카운트 할 준비를 하며 후비 보호장치인 재폐로 차단기가 동작을 시 작하면 그 동작횟수를 카운트하여 동작하게 된다. 예를 들어 구분개폐기의 셋팅치를 2회로 가정하였을 경우 그림 6.20의 자동 재폐로 차단기 동작에 따라 2nd 차단기 개방과 2nd 재폐로 사이에서 구분개폐기가 동작하게 된 다. 연계개폐기는 부하가 사고로 인한 보호기기의 동작으로 전력을 공급받 지 못할 때 연계 개폐기가 동작하여 타선로를 통해서 전력을 공급받을 수 있도록 해 주는 보호기기이다. 사고 차단 능력은 없기 때문에 T-C특성이 불필요하다[3.8, 3.14]. 퓨즈는 변압기를 보호하는데 쓰이기도 하며 보통 최하위 보호기기로 동 작을 한다. 그래서 말단에 사고가 났을 때 퓨즈가 먼저 동작을 하고

369 Minimum melting curve와 Total clearing curve 두 개의 T-C곡선에 의 해서 보호협조를 한다. 재폐로 차단기의 지연동작할 때 사고전류에 의해 끊어져 사고 차단을 한다[3.8, 3.14]. 나. 분산전원측의 보호시스템 분산전원은 다음과 같은 계전기들이 동작하여 분산전원측 차단기를 동 작시킨다. - 과전압 계전기(OVR) : 과전압으로 인한 절연파괴 및 철손 증가 등 에 대한 보호기기로서 정정치 이상의 과전압을 감지하여 선 로를 차단한다. - 부족전압 계전기(UVR) : 전원전압의 저하 또는 무전압상태를 감지 하여 부하설비 및 전력설비를 보호하기 위해 사용되며 정정 치 이하의 저전압을 감지하여 선로를 차단한다. - 과/부족주파수 계전기(OFR/UFR) : 주파수 계전기의 경우 전력계 통 주파수 변동시 부하차단용 또는 발전기 보호용으로 사용 되며 저주파수 및 과주파수 상태를 감지하여 동작한다. - 역전력 계전기(RPR) : 교류전력의 흐름이 정상시의 방향과 반대로 흐를 때 이를 감지하여 동작한다. - 동기검출장치(25) : Utility전원측과 분산전원측의 전압이 동기화 되 었는지를 감지하여 동작한다. 다음 그림 6.21은 분산전원의 보호시스템을 나타낸 것이다

370 DISTRIBUTION LINE SUBSTATION 27 UVR 59 OVR CIRCUIT BREAKER /O OFR 25 81/U UFR 51V OCR 32 RPR Synchronous check relay Cogeneration Plant 그림 6.21 배전계통 연계를 위한 분산전원측 보호시스템 다. 재폐로 차단기와의 협조 문제점 재폐로 차단기의 보호 영역내에 열병합발전설비가 연계되었을 경우에는 사고시 재폐로 차단기에 의해 선로가 차단되었을 때 열병합발전설비에 의 한 단독운전이 발생할 수 있으며 이러한 상황은 수용가측 기기에 주파수 및 전압에 있어서 저품질의 전력을 공급함으로써 전력설비에 악영향을 줄 수 있을 뿐 아니라 전력회사측 수리공이 이러한 상황을 인지하지 못할 경 우 인적 사고의 가능성이 발생한다. 또한 재폐로 차단기에 의해 선로가 차 단된 후 다시 재투입에 들어갈 때 배전계통과 열병합발전설비 사이의 비동 기 투입이 이루어 질 수 있으며 이러한 상황은 배전계통 전체뿐 아니라 열 병합발전설비 자체에 큰 악영향을 줄 수 있다[3.11, 3.22, 3.23]

371 라. 구분 개폐기 협조 문제점 구분개폐기는 후비보호장치인 재폐로 차단기에 의한 선로 무전압상태를 카운트함으로써 동작하게 된다. 하지만 열병합발전설비가 재폐로 차단기와 구분개폐기 사이에 연계되고 사고가 구분개폐기 이후에 발생하거나 열병 합발전설비가 구분개폐기 이후에 연계되고 사고가 재폐로 차단기와 구분 개폐기 사이에 발생하였을 경우 재폐로 차단기에 의해 선로가 차단되더라 도 열병합발전설비의 단독운전에 의해 선로무전압 상태를 감지하는 구분 개폐기의 오동작, 즉 재폐로 차단기 동작횟수의 카운트에 실패하여 선로를 차단할 수 없는 경우가 발생할 수 있다. 따라서 이러한 경우 재폐로 차단 기에 의해 선로가 재투입되었을 때 열병합발전설비의 단독운전뿐 아니라 배전계통과 열병합발전설비의 비동기 투입에 의한 악영향이 발생할 수 있 다[3.11, 3.22, 3.23]. 2. 복합배전계통에서 고장전류 크기 증가 문제 그림 6.22와 같이 배전계통에 분산전원이 연계되었을 때 분산전원 비연 계 피더에서 사고가 발생하였을 경우 총 사고전류는 기존의 utility전원의 사고전류와 분산전원에 의한 사고전류가 합하여져서 사고전류는 증가하게 된다

372 피더 1 R1 R2 S1 DG 피더 2 R3 R4 S2 그림 6.22 분산전원 연계시 고장전류 증가 사례 배전계통의 보호기기인 리크로저와 계전기는 배전계통에 최대, 최소 사 고전류를 계산하여 보호협조를 하게 된다. 그런데 분산전원에 의해서 사고 전류가 증가함에 따라서 최대 사고전류가 증가하게 된다. 피더 1의 재폐로 차단기는 분산전원에 의한 사고전류가 작기 때문에 사고로 인식을 하지 않 고 부하전류 정도로만 인식하여 사고 차단기능을 수행하지 않게 된다. 그 래서 피더 2에는 utility와 분산전원에 의한 증가된 사고전류가 흐르게 된 다. 기존 배전계통의 재폐로 차단기와 계전기는 최대 사고전류가 발생할 경우 이 사고전류를 감지하지 못하여 사고를 차단할 수 없게 된다. 그림 6.23은 시뮬레이션을 위하여 구성한 PSCAD/EMTDC 계통도이다

373 그림 6.23 시뮬레이션을 위한 PSCAD/EMTDC 계통도 PSCAD/EMTDC로 시뮬레이션 한 결과 그림 6.24와 같이 Utility에 의 한 부하전류(상전류)는 / 2 = 91A(rms) 정도 흐름을 알 수 있다. 그림 6.24 Utility에 의한 부하전류

374 사고상황을 모의하기 위해서 3상단락 사고가 피더2의 R3의 바로 뒷편에 사고가 0.5초에 발생을 하고 그후 0.5초간 지속하는 것으로 설정하였다. 그림 6.25를 볼 때 Utility에 의한 사고전류는 최대 피크치(상전류)가 10kA, 평균 6.73kA까지 흐른다는 것을 알 수 있다. 사고 전류는 부하전류 에 비해서 매우 크다는 것을 알 수 있다. 그림 6.25 피더 2에서 사고시 Utility에 의한 사고 전류 재폐로 차단기 R2에 흐르는 전류는 0.5초에 사고가 발생되어 1초까지 사고전류가 흐른다는 것을 알 수 있다. 하지만 분산전원에 의한 사고전류 는 기존에 흐르던 부하전류와 큰 차이가 없음을 알 수 있다. 따라서 재폐 로 차단기가 이 전류를 사고전류로 인식하지는 않아 차단하지는 않게 된 다

375 그림 6.26 재폐로 차단기 R2에 흐르는 전류 이러한 문제점을 해결하기 위해서 보호기기의 T-C커브나 최소동작전류 등을 정정해야 한다. 혹은 프로텍터(network protector)를 차단기 뒤쪽에 설치하여 분산전원에 의한 역조류가 흐를 시 이를 자동적으로 차단하도록 해야 한다. 3. 전원측 재폐로 차단기와 구분개폐기 보호협조문제 영향 평가 배전계통에 분산전원을 연계할 경우 예상하지 못한 보호협조 문제가 발 생할 수 있다. 일반적으로, 배전계통에서는 신뢰도(SAIFI 등)를 개선하기 위해서 자동 재폐로 방식을 채택한다. 하지만 분산전원을 연계할 경우 고 장이 발생하게 되면 기존의 배전계통 보호협조 문제(재폐로 차단기-구분개 폐기 또는 재폐로 차단기-퓨즈)등에 영향을 미치게 된다. 또한 배전계통에 서의 자동 재폐로는 동기탈조시 분산전원 단독운전(Islanding) 또는 분산 전원 자체의 고장을 일으킬 수 있다. 분산전원이 연계된 계통의 보호협조 에 관한 이전 연구에서는 보호문제(Protection)와 과전압문제 (Overvoltage), Cogeneration 시스템에서의 접지문제, 보호계전기 및 inter-tie 문제 등이 있다

376 일반적으로 전력시스템에는 radial reclosing과 passive reclosing의 두 가지 형태의 재폐로방식이 있다. 이러한 형태는 분산전원이 연계된 계통의 보호문제에 반드시 고려되어야만 한다. passive reclosing은 분기점 (branch)에서 발생하지 않고, 직접 전원측과 분산전원을 연결한다. 이러한 방식은 다음 그림에서 보는 것과 같이 radial reclosing 방식만큼 위험하 지는 않다[3.18, 3.22, 3.23]. Radial Passive (a) DG (b) DG 그림 6.27 리클로징의 형태 분산전원은 자체 고장이 기존계통에 미치는 영향이 비교적 작고 전압위 상각 배전계통과 차이가 별로 없기 때문에 passive reclosing 동안 크게 피해를 입지는 않는다. 따라서 인근피더에서 발생한 사고에 대해서는 분산 전원을 배전계통으로부터 즉시 분리시킬 필요는 없다. 본 연구에서는, 배 전계통 재폐로 형태에 따라서 신뢰도와 가용율을 고려하여 새로운 상호연 계 보호협조 계획을 제안한다

377 가. 재폐로 차단기(recloser) - 구분개폐기(sectionalizer) 협조에 있어 서 DG의 영향 재폐로 차단기-구분개폐기 협조는 배전계통 보호방식으로는 매우 단순하 며 또한 넓게 사용되고 있다. 구분개폐기(재폐로 차단기의 후비보호장치) 는 사고전류가 흐를 때 오직 무전압 상태의 횟수를 세는 기기이다. 재폐로 차단기와 구분개폐기 사이에서 고장이 발생하게 되면, 연계된 분 산전원으로 인하여 구분개폐기가 무전압 횟수를 카운트하는데 영향을 받 게 되며 따라서 재폐로 차단기-구분개폐기 협조에 문제를 일으키게 된다. 예를 들어, 분산전원이 upstream 재폐로 차단기와 downstream 구분개폐 기 사이에 연계되어 있고, 고장이 구분개폐기 하위에서 발생할 경우 이런 상황이 발생하게 된다. 구분개폐기는 upstream 재폐로 차단기의 동작 시퀀스를 계수하고, 배전 선로를 개방한다. 이런 구분개폐기의 개방 동작은 구분개폐기가 고장전류 를 차단할 수 있는 능력이 없기 때문에, 재폐로 차단기가 열려있는 상황, 즉 무전압 상태에서만 이루어져야한다. 외부 유도 전원을 갖는 타여자 동 기발전기와 유도발전기와 같은 분산전원이 첫 번째 재폐로 동작동안 고장 전류에 영향을 준다면, 이것은 구분개폐기의 무전압 계수에 영향을 준다. 따라서 구분개폐기는 upstream 재폐로 차단기의 동작 시퀀스를 정확히 인식할 수 없게 된다. 순간사고의 경우, 재폐로 차단기는 후비보호장치(구 분개폐기)의 고장으로 인하여 불필요하게 록-아웃된다. 영구사고의 경우에, 기존 배전계통 전원과 분산전원 사이에 발생되는 동기탈조가 일어날 수 있 다. 동기탈조는 분산전원의 발전기와 터빈축 등에 심한 기계적 충격을 줄 수 있다. 따라서 분산전원은 첫 번째 재폐로 동작 전에 가능한 빨리 계통 으로부터 분리되어야 한다[3.16, 3.18]

378 나. 재폐로 차단기(recloser) - 구분개폐기(sectionalizer) 협조의 재평 가 분산전원은 고장전류나 동기탈조 등으로 인하여 심한 스트레스나 손상 을 입는다. 따라서 분산전원은 따라서 분산전원은 첫 번째 재폐로 동작 전 에 가능한 빨리 계통으로부터 분리되어야 한다. 일반적으로 분산전원은 10 사이클 이내에 계통으로부터 분리되도록 규정에 명시되어 있다. 따라서 분 산전원의 계전기의 동작시간은 약 5 사이클 이내여야만 한다. 이렇게 함으 로써 분산전원은 재폐로 형태(radial 또는 passive)에 상관없이 첫 번째 순 시 동작 전에 계통으로부터 분리될 수 있다. 또한 분산전원은 연속적인 재 폐로 시퀀스 동안에는 연결 동작을 유지할 수 없다. 분산전원이 연계된 피 더의 upstream 재폐로 차단기의 재폐로 시퀀스를 고려하여 분산전원 계 전기의 보호협조와 평가를 다시 설정해야한다. 분산전원-재폐로 차단기에 적용될 같은 협조방식이 분산전원-구분개폐기 보호협조에도 적용되어야 한다. 이것은 재폐로 차단기-구분개폐기 보호협조방식을 채택하는 배전계 통에서 분산전원이 연계된 계통의 중요한 보호협조 문제이다. 그러나, 대 부분의 분산전원은 배전계통에 사고가 발생할 경우 불필요하게 계통으로 부터 분리된다. 분산전원이 passive 재폐로 동안 심하게 손상되지 않는다 면, 분산전원이 계통으로부터 분리될 필요가 없다. 따라서 분산전원과 계 통사이에 적절한 연계 보호 방식이 개발되어야만 한다[3.16, 3.18]. 다. 사고조건에 의한 분산전원의 다양한 응답 분산전원은 구분개폐기(S1)의 하위쪽에 연계되어 있다. 배전계통 및 재 폐로 차단기 시퀀스는 표 6.13에 나타내었다

379 Mtr 154/22,9kV 45/60MVA 피더 1 line 3[km] R1 A B C line 3[km] R2 line 4[km] S1 Substation 154kV 피더 2 line 3[km] 피더 3 line 3[km] R3 R5 L1 E L4 L2 L3 Inter-tie CB D 피더 4 L5 line 3[km] R6 22.9/0.48kV 분산전원1 L6 그림 6.28 분산전원의 다양한 응답을 위한 배전계통 표 6.13 리클로저 시퀀스의 구체화 순시동작(cycles) 지연동작(cycles) 동작 시퀀스 리크로저 1(R1) 2.64+(5)* 4.2+(5)* 1F1D 리클로저 2(R2) 3.64+(5)* 3.9+(5)* 1F1D 분산전원이 고장전류에 미치는 영향은 여자 형식(자여자 혹은 타여자)에 따라 달라지기 때문에, 발전기 형태는 동기기와 유도기로 나누어 질 수 있 다. 고장전류나 전압강하의 크기를 이용하여 재폐로 차단기의 형태를 radial 과 passive로 나누는 것은 적절하지 않다. 이것은 고장전류 및 전압강하가 배전계통 전원과 분산전원 사이의 임피던스에 의해 영향을 받고 또한 고장 위치, 고장 형태, 발전기 형태에도 영향을 받기 때문이다. 따라서 분산전원 의 동적 응답이나 특성은 재폐로 형태에 따라 분류되고 연구되어야 한다

380 분산전원의 동적 특성을 조사하기 위해서, 다음 항목들이 가정되어야 한 다. - 연계 차단기, 구분개폐기, 계전기 동작은 분산전원의 동적특성을 해 석하기위해 고정되어 있다. - 재폐로 차단기는 표 6.13에서 나타낸 동작 시퀀스로 동작한다. - 영구사고는 3[sec]에 발생한다. 시뮬레이션은 유도기 및 동기기 분산전원을 사용하였으며, 3상 지락 및 단상 지락 고장을 가정하였다. 시뮬레이션은 PSCAD/EMTDC를 이용하 여 수행하였다. radial과 passive 재폐로 차단기에 대하여 3상 지락 사고 시 동기기에 대하여 동적응답을 시뮬레이션하여 그림 6.29와 6.30에 나타 내었다. 또한 단상 지락사고시 유도기에 대한 시뮬레이션 결과는 그림 6.31과 6.32에 나타내었다. 시뮬레이션 결과로부터 재폐로 형태에 따른 분 산전원의 특성은 다음과 같이 분류될 수 있다

381 그림 6.29 B점에서 3상 지락사고시 동기기의 동적응답(전압, 전류, 차단기의 운영상태, 토크)

382 그림 6.30 E점에서 3상 지락사고시 동기기의 동적응답(전압, 전류, 차단기의 운영상태, 토크)

383 그림 6.31 B점에서 1선 지락사고시 유도기의 동적응답(전압, 전류, 차단기의 운영상태, 토크)

384 그림 6.32 E점에서 1선 지락사고시 유도기의 동적응답(전압, 전류, 차단기의 운영상태, 토크)

385 1) 타여자 분산전원(동기발전기) passive 재폐로의 경우에, 분산전원의 고장전류는 초기에 증가하게 되 며, 수 사이클 내의 첫 번째 차단기 트립 이후 정상값으로 감소하게 된다. 이와 마찬가지로, 분산전원의 단자전압은 고장 초기에는 감소하며, 첫 번 째 차단기 트립 이후 증가하게 된다. 따라서 분산전원이 고장 전류에 미치 는 영향은 차단기 트립에 의해 일시적으로 사라지게 된다. 그러나 그 영향 은 재폐로 동작 시퀀스에 의해 반복되게 된다. radial 재폐로의 경우에, 분 산전원의 고장전류는 고장 소스가 재폐로 동작에 의해 차단되거나 제거되 지 않기 때문에 정상값으로 감소되지 않는다. 게다가 radial 재폐로는 최 대전기토크가 약 6[p.u]에 도달하기 때문에 분산전원에 심각한 기계적인 스트레스를 준다. 이것은 또한 분산전원과 고장위치와의 임피던스에 의존 한다. 따라서 일반적으로 방사상 배전계통에서는 radial 재폐로가 passive 재폐로에 비해서 전기적인 토크가 크게 된다. 2) 자여자 분산전원(유도 발전기) 단상 지락사고시 유도발전기는 여자력을 완전히 잃지 않는다. 여자 전류 는 고장나지 않은 상으로부터 나온다. 동기기와 비슷하게, 분산전원의 고 장에 대한 영향은 차단기 트립에 의해 일시적으로 제거된다. 그러나 이 영 향은 passive 재폐로의 경우에 재폐로 동작에 의해 반복된다. radial 재폐 로의 경우에 유도발전기는 첫 번째 재폐로 동안 수 사이클 이내에는 여자 력을 완전히 잃지 않는다. 게다가 radial 재폐로의 전기적 토크는 passive 재폐로의 경우보다 크다. 따라서 radial 재폐로가 분산전원에 미치는 기계 적인 스트레스가 더 크다

386 라. 분산전원의 새로운 inter-tie 보호 계획 1) 리클로징 형태의 구분 앞의 시뮬레이션 결과로부터, 재폐로 형태에 따른 분산전원의 동적특성 이 분류된다. 중요한 특성은 그림 6.33에서 보는 것과 같이 고장이 발생한 순간부터 첫 번째 차단기 개로 후 수 사이클 이내에 분산전원의 전압과 전 류의 전이이다. 일반적으로 전압과 전류의 전이 모양은 가바너 형태, 관성 계수, 여자 제어기에 의해 변화된다. 그러나 작은 분산전원에서 전압과 전 류가 차단기 트립 후 2-3 사이클 이내에 정상 값에 도달하는 것을 볼 수 있다. 따라서 전압과 전류에 대해서 적어도 15 사이클을 관찰하면, 샘플 시 스템에서 재폐로 형태를 분류하는데 이용할 수 있다. 이 관찰 시간은 재폐 로 시퀀스 세팅 시간과 같은 계통 특성에 의존한다

387 그림 6.33 리클로징 형태에 따른 전압과 전류응답의 특성 2) 제안된 계획의 알고리즘 본 연구에서는 재폐로 형태에 따른 분산전원의 특성으로부터 연계보호 협조 알고리즘을 제안한다. 1 계전기 초기화 2 연계점(샘플 계통에서 노으 D)의 전압, 전류, 전력조류를 측정한 다

388 3 고장이 감지되면, F=1로 셋팅, 그렇지 않으면 F=0으로 셋팅하고 스텝 2로 이동. 고장은 연계점의 전류에 의해 감지될 수 있다.) 4 발전기가 여자력을 잃지 않는다면, 스텝 5로 이동 5 분산전원이 재폐로 동작동안 연결을 유지할 수 있다면 스텝 6으 로 이동. 그렇지 않으면 스텝 12로 이동. 이것은 사전에 정의된 사 용자 기능이다. 분산전원에 대한 심한 기계적인 피해를 방지하기 위 하여 고장전류, 전압강하 크기, 전기적 토크에 의해 정의될 수 있다. 6 고장 초기부터 관찰 시간 동안의 고장난 상의 전압, 전류를 저장한 다. 7 V f t12 = Vf t23, I f t12 I f t23 I n라면, CE=0, 그렇지 않으면, CE=1. 따 라서 CE=0이면 고장은 인근 피더(passive 재폐로)에서 발생된 것 이다. 8 F=1 그리고 CE=0이면 스텝 10으로 이동 9 F=1 그리고 CE=1이면 스텝 11로 이동 10 재폐로 시퀀스 동안 연계동작을 유지. 스텝 2로 이동 11 연계 차단기 개로 12 필요하다면, 부하삭감 모드 실행 13 재폐로 시퀀스 후에, 연계조건의 전압과 같은 활선 조선을 보라. 선로의 전압이 살아 있다면, 스텝 15로 이동 14 스텝 13으로 이동 15 재폐로 시퀀스 동작 후에 분산전원이 선로와의 동기를 맞추기 위 한 기능 실행

389 마. 사례 연구 앞에서 논의한 테스트 시스템과 재폐로 시퀀스는 제안한 알고리즘의 성 능을 검증하기 위한 사례연구를 위해 사용한다. 고장은 영구고장으로 가정 하고, 본 연구에서 제안한 연계 보호협조는 분산전원 보호를 위해 적용된 다. 연계피더에서의 사고(radial reclosing)와 인근 피더에서의 사고 (passive reclosing)에 대해 사례연구를 수행하였다. 전압강하는 30[%]로 정하였다. 동기발전기 및 유도발전기에 대한 radial 재폐로의 결과는 그림 6.34, 6.35, 6.36에서 나타내었다. 또한 동기 및 유도발전기에 대한 passive 재폐로의 결과는 그림 6.37, 6.38에 나타내었다. 이 결과로부터 본 연구에 서 제안한 연계기법의 성능은 다음과 같다. - 제안된 기법은 분산전원을 갖는 배전계통에 성공적으로 적용될 수 있다. - 제안된 기법은 분산전원의 신뢰도, 가용율, 안전도를 증가시킨다. - 제안된 기법의 응용은 현재의 재폐로 차단기-구분개폐기 보호협조 방식과 잘 협조된다

390 그림 6.34 B점에서 3상 지락사고시 동기기의 동적응답 그림 6.35 C점에서 3상 지락사고시 동기기의 동적응답

391 그림 6.36 C점에서 1선 지락사고시 유도기의 동적응답 그림 6.37 E점에서 3상 지락시 동기기의 동적응답

392 그림 6.38 E점에서 1선 지락시 유도기의 동적응답 바. 결 론 다중 접지 배전 계통의 보호협조에서 재폐로 차단기-구분개폐기 협조에 있어서 분산전원의 영향에 대해서 논의 하였다. 분석 결과 분산전원이 utility로부터 10cycle이내에 분리가 가능하다면 현재 보호협조의 관점에 서 재폐로 차단기-구분개폐기의 협조는 가능하다. 분산전원의 동적 특성 분석을 통해서 재폐로 형태에 대한 inter-tie 보호 계획이 제안되었다. 제안된 inter-tie 계획은 PSCAD/EMTDC에 의해서 검증되었다. 일시사고의 경우, 분산전원의 독립 운영은 드문 경우이지만 upstream 재폐로 차단기의 하위부근에서 발생할 수 있다. 그러므로 제안 된 inter-tie 보호계획에 비독립운영 알고리즘이 요구된다. 게다가 분산전 원은 전압 강하가 큰 값에 설정되었을 때 성공적인 passive 재폐로에 의해 기계적으로 큰 충격을 입게 된다

393 4. 분산전원의 계통 동기화 영향 평가 가. 3상 단락사고시 재폐로후 분산전원의 계통 동기화 영향 평가 분산전원을 계통에 연결하였을 때 그 위상과 크기를 측정하고 연결하여 야 한다. 그렇지 아니하면 동기탈조의 문제가 발생하게 되어 분산전원측에 큰 기계적 손상을 가져오고 계통측에도 악영향을 미치게 된다. 특히 3상 단락사고시 재폐로 차단기가 순시동작으로 사고를 차단후 재폐 로를 할 때 분산전원이 동기화를 하고 들어오지 않는다면 큰 피해가 일어 나게 된다. 복합배전계통에 분산전원 비연계 피더에 3상단락 사고를 일으 킨 후 A상과 B상을 90도의 위상차를 두고 A상과 C상을 90도의 위상차를 두면서 재폐로를 해 보았다. 사고는 1초에 시작되어 0.4초간 지속된다고 가정하였고 사고 차단은 1초 에서 시작하여 재폐로를 0.03초후 시작한다고 가정하였다. 다음 그림 6.39는 정상적으로 분산전원이 동기화된 상태에서 재폐로가 된 경우이다. 그림 6.39 재폐로때 분산전원이 동기화 된 상태에서 들어온 경우

394 하지만 그림 6.40은 분산전원이 비동기화된 상태에서 재폐로가 된 경우 이다. 그림 6.40 재폐로때 분산전원이 비동기화된 상태에서 들어온경우 분산전원이 비동기화되어서 들어온 경우 동기화된 경우에 비해서 순간 적인 사고 전류가 크게 증가됨을 알 수 있다. 그래서 분산전원측에서도 순 간적으로 큰 사고전류의 돌입으로 인해서 기계적 손상을 입게 되며 계통측 에서도 여러 가지 기계적 손상 및 오동작등의 악영향을 미칠 수가 있다. 나. 결 론 사고가 일어나게 되면 재폐로 차단기는 순시동작을 통해서 사고를 차단 한다. 하지만 분산전원이 연계된 경우에는 동기화 문제가 발생할 수 있게 된다. 만약 분산전원의 동기화 문제를 무시하고 재폐로 차단기가 재폐로를 할 경우 순간적인 큰 사고전류의 돌입으로 기계적 손상 및 오동작등의 악 영향을 가져올 수가 있게 된다. 따라서 재폐로 차단기가 재폐로를 하기 전 에 분산전원은 위상측정을 통해서 동기화되어 연결되는 것이 바람직하다