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  1. (KEPCO Research Institute, Korea)



HVDC, Real Time Digital Simulation, Power system

1. 서론

지속적인 전력계통 규모의 확장, HVDC(High Voltage Direct Current) 및 FACTS(Flexible AC Transmission System) 등의 특수설비의 증가로 전통적인 발전기 등의 AC설비와 전력전자 기반의 DC설비가 전력계통 내에서 동시에 운영되는 AC-DC의 복합시스템이 예상되고 있다. 특히, AC계통에서 송전선로의 경과지 선정, 민원 등 각종 사회적인 문제로 인해 전통적인 형태의 AC 송전선로 또는 발전소 건설 등이 어려움에 직면하고 있으며, 그 대안으로 AC설비의 확충 대신 HVDC, FACTS등의 DC설비의 수요가 증가하고 있다. 이러한 대용량 특수설비들이 계통에 다수 도입되면서 인근 선로고장 등에 의한 특수설비 또는 AC계통의 영향과 근거리 특수설비간(혹은 특수설비와 발전기간) 상호 영향분석이 필요하게 되었다. 특수설비들은 매우 빠른 스위칭 소자들로 이루어진 전력전자 기반의 제어를 통해서 그 동작특성을 확보하기 때문에 상대적으로 장시간의 타임스텝(8.3ms)을 갖는 PSS/E 등과 같은 실효치 기반의 계통해석 툴로는 해석의 한계가 있다. 이러한 한계를 극복하기 위해 순시치 해석 툴인 PSCAD(Power Sysem Computer Aided Design)나 RTDS(Real Time Digital Simulator) 등의 해석 툴(또는 시뮬레이터)을 이용하여 마이크로 타임스텝(usec) 단위의 정밀 해석을 수행하였으나, PSCAD는 연산 가능한 계통규모 혹은 연산속도의 제약이 존재하여 다수의 특수설비를 고려한 대규모 계통해석에는 적합하지 않다. 이에 한국전력(전력연구원)은 2000년 초반에 최초로 RTDS기반의 실시간 전력계통 시뮬레이터(KEPS, KEPCO Power System Simulator)를 개발하여 운영하고 있으며, EMT(Electromagnetic Transient)급 해석 툴인 PSCAD와 같이 정밀한 계통해석이 가능하다. 최초 구축 당시의 연산카드로는 별도의 계통축약이 없이 대규모 계통 모의가 가능했지만, 계통 규모가 커지고 다양한 특수설비 도입이 예정되면서 기존의 연산카드로는 실시간 대규모 계통모의에 제약이 발생했다. 이를 해결하기 위해 2016년 RTDS의 3세대 연산카드(PB5)로 모두 교체 및 랙(Rack) 증설을 통해 총34랙과 196장의 PB5카드를 보유하여 세계 최대의 연산규모를 갖는 시스템을 구축하였으며, 이에 따라 제7차 전력수급기본계획 기반의 2029년 국내계통을 축약없이 Full-Scale로 수용함과 동시에 다수의 특수설비를 동시에 모의할 수 있게 되었다.

특수설비를 포함한 대규모 실시간 계통모의가 가능하게 됨으로써 곧 육지계통에 도입예정인 HVDC, TCSC 등에 대한 고정밀 S/W모델을 개발하여 다양한 계통모의 해석을 통해 안정적 설비운영과 전력계통 운영전략을 확보해야 한다. S/W모델을 개발하는 첫 번째 목적은 실제 HVDC와 같은 설비가 계통에 운영될 때, 다양한 계통조건에 따라 설비 제어기가 정상적으로 잘 동작하는지 검토해야 하는데 H/W의 동작특성은 설비 제작사 고유의 노하우 및 특징이기 때문에 관련 제어기 파라미터 등이 제공되지 않거나 블랙박스(Blackbox)처리되는 경우가 많다. 결국 특정 입력에 대해 출력파형 등의 분석을 통해 제어기 특성 및 파라미터를 추출해야 되는데 이 때 S/W모델을 활용하여 제어기 파라미터를 추정할 수 있으며 궁극적으로는 실제 설비와 동일한 S/W모델을 개발할 수 있다.

두 번째 목적은 설비 도입 전, 다양한 계통해석을 통해 제어기 동작특성을 미리 파악하여 사전준비를 할 수 있다. 즉, 계통의 특수설비가 도입될 때 제작사에서 RTDS와 제어기 등을 연결하여 각종 시험을 수행하고 제어기에 대한 신뢰성 검증을 수행하지만 이는 매우 단순한 계통환경에서의 시험이며, 이 설비가 대규모 계통에 투입되었을 때에는 어떻게 동작하는지 분석되지 않는다. 따라서 S/W모델을 개발해놓는다면 대규모 계통에서의 다양한 특징을 파악하여 제작사에게 사전질의 또는 제어기 성능 검수 때 추가검토를 요청할 수 있다. 세 번째 목적은 설비운영 기술력 확보와 경제적 측면이다. 개발한 S/W모델과 실제 H/W가 동작특성이 일치한다면 설비운영 중 제어기 동작특성 및 파라미터 수정시 S/W모델을 통해 적합성 여부를 판단할 수 있게 되며 제작사로 하여금 정확한 요청을 할 수 있으며 튜닝비용이 적정한지 판단이 되기 떄문에 과도한 비용을 사전에 막을 수 있다. 또한 현재는 도입예정 설비와 똑같은 제어기기인 Replica(복제)제어기를 도입하려고 하는데, 이러한 노하우와 기술력이 쌓이면 Replica제어기 도입 비용을 저감할 수 있다.

이렇듯 계통에 도입예정인 설비에 대한 제어기 모델링은 매우 중요한 요소임에 틀림이 없다. 따라서 본 논문에서는 실시간 전력계통 시뮬레이터의 해외 운영사례와 향후 한전계통에 도입예정인 북당진-고덕 HVDC에 대하여 설계서 기반의 HVDC 해석모델을 개발하였으며 모델의 특징과 결과를 기술하고자 한다.

2. 실시간 전력계통 시뮬레이터의 해외 운영사례

중국의 남방전망은 2004년에 총 38랙 규모로 실시간 전력계통 모의환경을 구축하여 약 23명의 운영인력이 전담하고 있으며, HVDC 및 FACTS의 실계통 적용을 위한 사전 성능검증(Pre- Commissioning)과 고장발생시 원인분석, 문제점 개선 및 대응방안 수립 등 년간 약 10건의 다양한 문제들을 해결하고 있다.

중국 남방전망에서는 HVDC운영에 실시간 시뮬레이터를 적극적으로 활용하고 있으며, 계통내 고장 발생시 고장재현을 통해 HVDC의 문제점과 개선방안을 도출하고 있다. 특히, 도출된 개선방안에 대해서는 설비 제작사에 보완을 요청하고 보완된 제어기 내부 알고리즘을 시뮬레이터를 이용하여 사전에 검토하고 실계통에 제어기에 적용하는 절차를 수립하여 운영하고 있다.

표 1. 중국 남방전망 실시간 계통해석 모의환경

Table 1. Real Time simulation configuration at China southern grid

비고

계통규모

개수

계통규모

모 선

1,300

발전기

250

선로(T-line)

1,400

실계통 제어기 (Replica Sys.)

HVDC (HVDC 보유)

7(11)

STATCOM

5

AVR, GOV, SPS, etc

-

중국 초고압 전력계통 현황

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캐나다 IREQ(Institut de Recherche en Electricite du Quebec)는 ABB사와 공동으로 Multi-Terminal DC Network Control and Protection System의 Replica 제어기를 사용하여 HVDC 시스템의 기능향상을 도모하고 있다. Nicolet 지역에는 HVDC가 New England 계통과 연계되어 있고 기존의 Replica 제어기(2014년)와 새로운 Replica 제어기(2016년)를 혼용하고 있으며, 2,000MW급 Multi-terminal DC(MTDC) HVDC가 운전중에 있다. 이를 통하여 실계통 제어기의 CPS(Control and Protection System) 동작을 검증하고 있다. 특히, 캐나다 Manitoba Hydro는 전력의 80%를 생산하고 있는 북부의 Nelson river 지역을 HVDC 연계선로를 통해 남부의 수요지로 공급하고 있다. 전력계통 시뮬레이터(RTDS, 20랙)은 Manitoba Hydro의 전계통을 포함하여 전력계통이 모델링 되어 있으며, 계통운영 지원을 위한 실시간 제어용 인터페이스 장치가 내장되어 있다. 또한, 시뮬레이터와 Replica 제어기를 이용하여 FAT(Factory Acceptance Test), 모델검증 및 특수설비 운영 등에 활용하고 있다.

표 2. Hydro Quebec의 HVDC 현황

Table 2. HVDC status in Hydro Quebec

종류

설치 지역

외부 계통

년도

1,000MW급Back-to-Back HVDC Station

Chateauguay

New York Power Authority

1984

2,000MW급 MTDC HVDC Station

Nicolet

New England

1990

1,260MW급 Back-to-Back HVDC Station

Outaouais

Ontario

2008

350MW급 Back-to-Back HVDC Station

Madawaska

New Brunswick

2008

그림. 1. 전력계통 모델링 및 동적 성능검증 절차

Fig. 1. Power system modeling and Dynamic performance validation process

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3. 실시간 전력계통 해석용 HVDC 모델링

3.1 북당진-고덕 HVDC 설계 특징

북당진-고덕 HVDC 시스템은 국내 최초의 육상 전류형(Line- Commutated Converters) HVDC 시스템으로 서해안 지역에서 발전한 전력을 수도권에 원활하게 공급하기 위해 북당진변환소와 고덕변환소간을 DC로 송전하는 시스템이다. 북당진-고덕 HVDC 시스템은 1단계 1,500MW, 2단계 1,500MW를 통해 3,000MW Bipole HVDC 시스템으로 구성되며, 변환설비는 표 3과 같이 AC 계통의 운전 조건을 기준으로 설계가 이루어졌다. 북당진-고덕 HVDC 시스템의 DC 운전조건은 1단계 Monopole 형태로 AC 계통조건을 적용하여 인버터의 AC측 기준으로 1,500MW의 정격용량을 갖도록 설계 되었으며, 정격 DC전압은 인버터의 DC Smoothing 리액터와 DC 중성점 기준으로 500kV로 설계되었다[1].

표 3. AC 계통 데이터 및 DC 운전 설계값

Table 3. AC power system data and DC operation designed value

AC System Data

Rectifier

Inverter

DC Transmission Data

Value

Nominal System Voltage

345kV

345kV

Nominal DC Power(100% Load)

1515MW

Nominal Operating Voltage

353kV

353kV

Maximum DC Power(100% Load)

1530MW

Minimum Operating Voltage

328kV

328kV

Minimum DC Power(10% Load)

151.5MW

Maximum Operating Voltage

362kV

362kV

DC Current Measurement error

±0.5%

Maximum SCC (symmetrical 3P)

63kA

63kA

Nominal DC Current(100% Load)

3000A

Minimum SCL at normal state

18000MVA

7000MVA

Maximum DC Current(100% Load)

3076A

Minimum SCL at AC contingency

7000MVA

3000MVA

Minimum DC Current(10% Load)

346A

Rated Frequency

60Hz

60Hz

DC Voltage Measurement error

±0.5%

Frequency Variation Range

60±0.2Hz

60±0.2Hz

Nominal DC Voltage(100% Load)

505kV

Maximum DC Voltage(100% Load)

507.5kV

Minimum DC Voltage(100% Load)

492.4kV

일반적으로 HVDC는 장거리 저손실 전력전송이라는 목적으로 DC선로가 매우 길다. 하지만 한전계통에 도입되는 북당진-고덕 HVDC 시스템은 DC선로가 짧아 일반적인 전류형 HVDC와 다르게 Back-to-Back HVDC 방식의 특별한 제어특성을 적용하였다. Back-to-back 방식은 Peer-to-peer Scheme과 달리 직류선로의 손실이 없기 때문에 전력전송시 DC 전압을 높게 유지할 필요가 없으며, 이에 따라 운전중에 DC 전압을 일정한 범위 내에서 유지시키면서 동시에 AC 계통과의 무효전력 교환량을 일정한 범위 내로 유지시키는 제어를 하게 된다. 즉, BTB제어방식을 도입함으로써 전력전송 뿐 만 아니라 운전상황에 따라 DC전압을 조정하여 AC계통과의 무효전력교환을 제어할 수 있도록 설계되었다. 그림. 2는 DC전압 운점범위를 보여주고 있다. 또한, 무효전력 설비로는 정류기측에 238Mvar Filter 4개가 적용되어 있으며 인버터측에 136Mvar Filter 9개와 80Mvar Reactor 1개가 적용되어 있다. 정류기측 4개 Filter와 인버터측 6개 Filter는 DC 운전량에 따라 자동으로 투입/차단되며 고덕의 나머지 3개 Filter는 AC계통과 HVDC시스템의 무효전력 교환량에 따라 자동으로 투입/차단된다. 각 Filter의 자동 투입/차단 전략은 표 4와 같다.

그림. 2. DC 전압 운전범위

Fig. 2. DC Voltage power operating range

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표 4. AC Filter 투입/차단 전략 (전력지령치 %)

Table 4. AC Filter operation from power order(%)

AC Filter

당진 (Rectifier)

AC Filter

고덕 (Inverter)

Filter1 238Mvar

10%

Filter1 136Mvar

10%

Filter2 238Mvar

21%

Filter2 136Mvar

10%

Filter3 238Mvar

35%

Filter3 136Mvar

21%

Filter4 238Mvar

48%

Filter4 136Mvar

35%

-

-

Filter5 136Mvar

42%

-

-

Filter6 136Mvar

48%

-

-

Filter7 136Mvar

AC-HVDC 간 무효전력 교환 허용치 초과 시

-

-

Filter8 136Mvar

-

-

Filter9 136Mvar

북당진-고덕 HVDC의 제어시스템은 그림. 3과 같은 V-I 특성 곡선을 갖도록 설계되었다. 정류기쪽에서 DC전압 제어기, 최소 $\alpha $제어기, DC전류 제어기, 저전압 전류제어기가 있으며, 인버터쪽에는 최소 $\gamma $제어기, DC전압 제어기, VDCOL(voltage dependent current order limit)제어기, 저전압 제어기가 있다. 이러한 제어기는 기본 제어루프에 포함되며 필요시 추가적인 제어(AC 전압제어 등)가 적용 될 수 있다.

그림. 3. 북당진-고덕 HVDC의 V-I 특성곡선

Fig. 3. Bukdangjin-Goduk HVDC V-I characteristic curve

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3.2 EMT해석용 HVDC 모델 개발

3.2.1 북당진-고덕 실시간 해석 모델 구성

북당진-고덕 HVDC 시스템의 모델링은 3.1의 설계자료를 기반으로 실시간 계통해석이 가능한 EMT 모델로 개발하였다. RTDS 라이브러리 상에서 제공되는 6펄스 밸브그룹과 스위칭 필터, 제어시스템 구성을 위한 제어블록을 사용하였다. 그림. 4와 같이 북당진-고덕는 1) 정류기측 AC 계통 등가전원, 2) 인버터측 AC 계통 등가전원, 3) 북당진-고덕 컨버터, 4) 제어시스템, 5) AC 필터, 6) AC 필터 및 리액터로 구성되며 적용된 값은 다음과 같다.

그림. 4. 북당진-고덕 HVDC 시스템

Fig. 4. Bukdangjin-Goduk HVDC system

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HVDC 시스템과 연계된 AC 계통은 아래와 같이 등가화하였다.

· 정류기측 등가 임피던스 : 0.661248 +j 6.612424 = 6.6454 ∠84.289°

· 인버터측 등가 임피던스 : 1.70000 +j 17.00343 = 17.0882 ∠84.290°

HVDC 시스템의 컨버터 변압기는 설계자료의 3상 기준 변압기를 적용하였다.

· 3상 컨버터 변압기 정격전압 (Pri/Sec) : 345kV / 220kV

· 3상 컨버터 변압기 용량 : 945MVA

· 3상 컨버터 변압기 임피던스 : %Z=17%, Positive Seq. R=0.002517pu

HVDC Converter Valve는 12펄스 Valve로 각 Valve는 72개의 Thyristor의 직렬연결로 구성되지만 1개의 등가 Thyristor로 변환하였다. 이때 각 Thyristor의 Turn-On/Off 저항뿐만 아니라 주변 Snubber 회로의 저항 및 캐패시터에 대해서도 변환하여 적용하였다.

3.2.2 북당진-고덕 HVDC 제어시스템

1) 전력 지령값 제어(Power Order Generation)

HVDC 제어시스템의 전력 지령값(Power Order)을 생성하는 부분으로 그림. 5와 같은 제어루프를 가지며 전력제어 모드와 전류제어 모드를 선택할 수 있다. 일반적인 정상운전 모드에서는 전력제어 모드가 사용되며, 이때 전력 지령값은 DC 전압을 측정하여 전류 지령값으로 변환된 후 기 설정된 Ramp Rate에 따라 서서히 증가하거나 감소하여 최종적인 전류 지령치가 루프제어기의 전류제어 루프로 전달된다. 또한, 외부신호를 통해 HVDC 시스템의 전력 지령값을 자동으로 변경할 수 있는 Run-up 및 Run-back 기능이 추가되어 있으며, 이러한 부분은 HVDC를 고려한 대규모 계통해석시에 외부신호를 인가하여 해당 기능을 구현하고 모의할 수 있다.

그림. 5. 전력 지령값 생성 제어루프

Fig. 5. Power order generating control loop

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2) AC 필터 및 리액터 제어

HVDC 제어시스템의 AC 필터 및 리액터를 제어하는 부분으로 그림. 6과 같은 제어루프를 가지며 정류기측의 AC 필터, 인버터측의 AC 필터 및 리액터를 제어한다. 그리고 필터의 투입/차단시 동조현상(Hunting)을 방지하기 위하여 Hysteresis 특성이 적용되었다. 각각의 필터의 투입시점은 설계서의 필터 투입/차단전략에 따라 현재의 DC 전력 지령값으로 동작하도록 개발되었다.

그림. 6. AC 필터 제어루프

Fig. 6. AC filter control loop

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3) AC 계통 무효전력 교환 제어

AC 계통과 HVDC 컨버터간의 무효전력 교환량 계산은 기본적으로 컨버터 방정식을 통해 계산하고 있다. 먼저, 투입된 AC 필터의 개수 및 AC 전압을 감지하여 AC 필터를 통해 계통측으로 공급하는 무효전력량을 계산하는 것이며, 현재의 DC 전압 및 전류, 운전각을 측정하여 운전 중에 컨버터에서 소모하는 무효전력량을 계산한다. 이는 식 (1)과 같다[5].

(1)
$Q_{\text { cnvrect }}= 6 \cdot\left(U_{v r e c t}\right)^{2}\left(\frac{\sin \left(2 \cdot \alpha+2 \cdot \mu_{r e t}\right)-\sin (2 \cdot \alpha)-2 \cdot \mu_{r e c t}}{4 \cdot \pi \cdot X_{c r e c t}}\right)$

여기서, $U_{v \quad rect}$는 컨버터 변압기 2차측으로 즉, 밸브측 AC 전압을 나타내며 $C_{c \quad rect}$는 컨버터 변압기 임피던스를 나타낸다. 또한 $\mu_{rect}$는 컨버터의 중복각(Overlap angle)을 나타내며 식 (2)와 같이 계산된다[5].

(2)
$\mu_{r e c t}=\cos ^{-1}\left(\cos (\alpha)-\frac{2 \cdot I_{d} \cdot X_{c r e c t}}{U_{v r e c t p k}}\right)-\alpha$

컨버터가 소모하는 무효전력량을 측정값이 아니라 수식을 통해 계산하는 이유는 컨버터 동작시 변압기에 흐르는 전류는 컨버터의 동작특성상 고조파를 포함하고 있기 때문에, 일정한 값으로 측정하기 어렵기 때문이다. 이렇게 계산된 무효전력 교환량은 운전중에 무효전.력교환량 제한값을 유지하기 위한 DC 전압 지령값 제어로 사용된다. 이와 관련된 제어루프는 그림. 7과 같다.

그림. 7. 무효전력 교환량 산정 제어루프

Fig. 7. Control loop for calculating reactive power exchange amount

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AC 계통간 무효전력교환 제어는 AC 계통의 무효전력 허용범위가 작은 인버터측에 대해 DC 전압을 조정하는 형태로 이루어진다. 즉, 기본적으로 인버터에서 제어하는 DC 전압은 DC 전력 전송량에 따른 DC 전압 허용범위 중에서 최대값으로 운전하지만, 운전중에 AC 필터의 투입/차단, 또는 전력 전송량의 변동 등으로 인하여 무효전력 교환량이 허용범위를 벗어나게 되면 DC 전압 지령값을 조정함으로써 컨버터의 무효전력 소모량을 변동시켜 결과적으로는 무효전력 교환을 조정한다. 따라서 이 경우에는 DC 전압은 더 이상 최대 허용값을 유지하지 못하고 컨버터 무효전력 소모를 조정하기 위해 낮은 전압으로 변경된다. 그림. 8은 이와 같은 무효전력 교환량을 제어하는 루프를 나타내며 DC 전력 전송량에 따른 무효전력 교환범위는 비선형 함수(Y=F(X))로 설정되고 무효전력 교환량을 비교하여 PI 제어기의 입력으로 전달된다. PI 제어기의 출력은 무효전력 교환량 제어를 위한 DC 전압 지령값이 되어 DC 전압 허용값 중에서 가장 작은 값을 선택함으로써, 최종적으로 루프 제어기의 전압제어 루프의 DC 전압 지령값으로 전달된다.

그림. 8. AC 계통과 무효전력 교환 제어루프

Fig. 8. Reactive power control loop with AC system

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4) 변압기 탭 제어

그림. 9는 HVDC 시스템의 컨버터 변압기의 탭 제어를 나타내고 있다. 탭 제어는 설계서에 따라 컨버터 변압기의 2차측, 즉, 밸브측의 AC 전압을 목표값으로 제어하기 위해 동작하며 이때의 제어 목표값은 비선형 함수(Y=F(X))에 설정되어 AC 전압과 비교함으로써 탭의 동작범위를 벗어나면 동작한다. 단, 컨버터 변압기 2차측에는 밸브 동작으로 인한 고조파의 영향으로 AC 전압 측정에 어려움이 있기 때문에, 변압기 1차측의 전압을 측정한 후 현재의 변압기 탭과 권선비를 고려하여 2차측 전압을 계산한다.

그림. 9. 변압기 탭 제어루프

Fig. 9. Transformer tap control loop

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5) 루프제어(Loop Control)

루프제어는 HVDC 제어시스템의 특성을 나타내는 가장 중요한 부분으로 상위 제어를 통해서 결정된 DC 전류 및 DC 전압 지령값이 전달되어 실질적인 제어를 위한 제어각을 생성하며 적분제어가 사용된다. 루프 제어기는 HVDC 시스템의 V-I 특성곡선을 구현하기 위해 다수의 제어루프가 사용되며 최종적으로 운전조건에 대응하여 하나의 제어루프가 선택되어 동작한다. 그림. 10~그림. 11은 정류기측과 인버터측의 루프 제어기를 나타내며 북당진-고덕 HVDC 시스템의 특성반영을 위하여 정류기측은 4개 제어루프, 인버터측은 5개 제어루프가 적용되었다. 정류기측은 정상운전시 동작하는 전류제어루프, DC 전압의 과전압 발생시 억제하는 전압제어루프, 운전중 점호각의 적정 범위를 제한하는 최대 α제어루프 및 최소 α제어루프로 구성되는 반면에, 인버터측은 정상운전시 동작하는 전압제어루프, 과도시 전류제한을 위한 전류제어루프, 인버터측에서 정류실패(Commutation Failure) 방지를 위한 최소 γ제어루프, 운전중 점호각의 적정 범위를 제한하는 최대 α제어루프 및 최소 α제어루프로 구성된다. 이들 루프제어의 최종 출력은 제어각 α로써 점호펄스 제어로 전달된다.

그림. 10. 정류기측 제어루프

Fig. 10. Rectifier side control loop

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그림. 11. 인버터측 제어루프

Fig. 11. Inverter side control loop

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6) 점호펄스 제어(Firing Pulse Generator)

점호펄스 제어는 그림. 12와 같이 루프 제어에서 생성된 제어각에 따라 Thyristor의 점호펄스를 생성시키는 것으로 AC 계통의 전압으로부터 PLL(Phase Lock Loop)을 통해 위상기준을 추출하여 제어각에 따라 12개의 밸브에 대해서 개별적인 점호펄스를 생성한다.

그림. 12. 정류기 및 인버터의 점호펄스 제어루프

Fig. 12. Rectifier and inverter firing pulse control loop

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3.3 HVDC 모델 성능검증

북당진-고덕 HVDC 시스템 모델의 성능검증은 기본적인 동작검증, 정상상태 성능검증, 및 동적상태 성능검증으로 진행하였다. 먼저 기본적인 동작검증에서는 개발된 모델이 정상적으로 모의가 가능하고 개발된 제어기능이 정상동작 여부를 검증하였고, 정상/동적상태 성능검증에서는 설계서를 기준으로 다양한 운전조건에 대해 설계서에서 제시한 계산결과와 모의결과를 비교하였다. 여기서는 다음과 같은 항목으로 한정하여 성능을 검증하고 그 결과를 기술한다.

1) 기동(Start-up) : 최소부하(150MW) 상태에서 기동시 파형

2) 정지(Stop) : 최소부하(150MW) 상태에서 정지시 파형

3) 부하증감(Ramp-up/down) : 최소부하(150MW)에서 최대부하(1,500MW)로 150MW/pu로 증감시 파형

그림. 13과 같이 HVDC 시스템의 기동은 최소 부하인 150 MW 상태에서 기동이 되며 이때 AC 계통과 무효전력교환 제어가 동작하여 최대값인 54MVar로 제어한다. 이로 인하여 DC 전압의 크기는 360kV로 150MW 부하량을 맞추기 위하여 DC 전류는 410A로 제어된다. 반면에 HVDC 시스템 정지시는 최소 부하 150MW 상태에서 역전압이 발생 없이 DC 전압이 0kV가 되며 DC 전류는 정지 순간에 0A로 감소하여 정지한다. 그림. 14는 부하증가 및 부하감소에 대한 결과파형으로 Ramp up시에는 HVDC가 약 8초에 최대부하로 증가되는 것을 확인할 수 있으며, Ramp Down시에도 마찬가지로 약 8초 후에 150MW로 감소되는 것을 확인할 수 있다. 본 결과를 통해 본 HVDC모델이 정상적으로 개발이 되었음을 확인하였다.

그림. 13. HVDC 시스템 기동(Start-up) 및 정지(Stop)

Fig. 13. Start-up and Stop simulation result

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그림. 14. 부하증가 및 감소(Ramp-up/down)

Fig. 14. Ramp-up and down simulation result

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4. 결 론

우리나라 안정적인 전력공급과 전력품질을 유지하기 위해 최초로 육지계통에 HVDC 설비가 도입이 예정되어 있다. HVDC의 용량이 작거나 또는 계통에 미치는 영향이 크지 않다면 일반적인 전력계통 해석 프로그램인 PSS/E나 DSAT 등 실효치 기반의 해석 프로그램으로 개략적인 계통해석이 가능하다. 그러나 대용량 HVDC 및 FACTS 설비가 계통에 도입되고, 이러한 설비 고장시 또는 AC선로 고장시 설비 또는 전력계통에 미치는 영향이 어떻게 나타나는가에 대한 것은 정교한 모델을 개발하고 분석이 필요하다. 이러한 점에서 많은 HVDC설비를 운영하고 있는 중국 난방전망과 캐나다 IREQ는 HVDC S/W모델 개발뿐 만 아니라 Replica제어기 연계 시험 등의 기술을 확보하고 있다.

이에 따라 한전에서도 향후 운영예정인 북당진-고덕 HVDC에 대하여 설계서 기반의 실시간 전력계통 해석용 HVDC 모델을 개발하였으며, 검증결과 HVDC 시스템의 설계사양에서 제시하고 있는 특성에 적합한 모델이 현재의 단계에서 개발되었으나, 제작사에서 제공하는 기술자료의 한계로 인하여 실계통 제어기의 모든 기능과 특성을 반영하는 것은 현재 수준에서는 제한적이다. 따라서 향후 HVDC 설비의 Replica 제어기가 도입되면 개발된 HVDC 시스템 모델은 매우 정교하게 업그레이드 할 예정이며, 나아가 개발된 HVDC 모델을 실시간 대규모 계통에 연계하여 AC사고 또는 북당진-고덕 HVDC 설비 인근에 투입되어 있는 대규모 FACT 또는 HVDC와 운영에는 문제가 없는지 다양한 분석을 통해 우리나라 전력계통을 보다 안정적으로 운영할 수 있는 방안을 도출해 낼 것이다.

References

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KEPCO , 2016, Bukdangjin-Goduk HVDC specificationsGoogle Search
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CIGRE WG B4.38 , 2013 Dec, Modelling and Simulation Studies to be performed during the life-cycle of HVDC SystemsGoogle Search
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Kim Chan-Ki, Sood Vijay K., Jang Gil-Soo, Lim Seong-Joo, Lee Seok-Jin, 2009, HVDC Transmission: Power Conversion Applications in Power SystemsGoogle Search
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Kundur P., 1994, Power System Stability and ControlGoogle Search
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EPRI , 1994, High-Voltage Direct Current handbook(1st edition)Google Search
6 
Sadullah Shaukat, Ebrahim Ahmed, 2009 Mar, Application of a HVDC Link to Promote Stability by Sharing Dynamic Reserve Power after Generation Deficiencies, Power Systems Conference and ExpositionDOI

저자소개

고 백 경 (Baekkyeong Ko)
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1984년 11월 8일생

고려대학교 전기전자전파공학과 졸업(석사)

현재 한국전력공사 전력연구원 선임연구원

정 솔 영 (Solyoung Jung)
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1991년 3월 8일생

상명대학교 에너지그리드학과 졸업(석사)

현재 한국전력공사 전력연구원 일반연구원

송 지 영 (Jiyoung Song)
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1983년 7월 23일생

고려대학교 전자전기공학과 졸업(석사)

현재 한국전력공사 전력연구원 선임연구원

이 재 걸 (Jaegul Lee)
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1976년 8월 19일생

인천대학교 전기공학과 졸업(석사)

현재 한국전력공사 전력연구원 책임연구원

김 용 학 (Younghak Kim)
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1969년 8월 13일생

전남대학교 전기공학과 졸업(박사)

현재 한국전력공사 전력연구원 책임연구원

전 동 훈 (Donghoon Jeon)
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1966년 12월 11일생

충남대학교 전기공학과(박사)

현재 한국전력공사 전력연구원 수석연구원