Mobile QR Code QR CODE : The Transactions of the Korean Institute of Electrical Engineers




Micro Hydropower Generator, PV System, Hosting Capacity, Reactive Power Control, Customer Voltage

1. 서 론

최근 정부에서는 차세대 성장 동력 산업의 하나로서 녹색성장 정책을 추진하고 있으며, 그 일환으로 재생에너지 3020 이행계획에 의거하여 2030년까지 신재생 에너지전원의 비중을 전체 에너지전원의 20% 정도로 확대하는 보급 사업을 적극적으로 수행하고 있다. 이러한 신재생에너지 전원의 활성화 방안에 따라, 지자체와 신재생 에너지 발전사업자를 중심으로 대용량 태양광전원을 배전계통에 활발하게 연계하고 있는 실정이다. 하지만, 태양광전원이 배전계통에 도입되어 운용되는 경우, 배전계통의 전압상승, 역률저하 등 전력품질에 관련된 많은 문제점들이 발생되고 있다. 이를 해결하기 위하여, 한전에서는 태양광전원이 연계된 배전계통에 수용가 전압을 허용범위 내로 유지하기 위하여, 선로전압조정장치(SVR, step voltage regulator)를 도입하거나, ESS(energy storage system)를 시범적으로 운용하고 있는 실정이다. 또한, 분산형전원 배전계통연계기준에 따라 분산형전원은 역률 90% 이상으로 유지시켜야 하며, 기술적으로 필요한 경우 역률의 상·하한값을 전력회사와 협의하도록 규정하고 있으며, 분산형전원의 역률은 배전계통 측에서 볼 때 진상역률(분산형전원 측에서는 지상역률)이 되지 않도록 함을 원칙으로 하고 있다(1).

그러나, 이와 같은 전압안정화 장치 및 기술기준에도 불구하고, 태양광전원 및 소수력발전기와 같은 분산형전원이 대량으로 배전계통에 연계됨에 따라 연계계통의 전압상승 및 전력품질에 관련된 많은 문제점들이 발생하고 있다. 따라서 본 논문에서는 대용량 태양광전원의 원활한 도입을 위해, 수용가 전압의 규정전압 범위를 유지시키는 소수력발전기의 무효전력제어 알고리즘을 제시하고, 민감도 분석에 의한 태양광전원의 배전계통 수용성 향상 평가 알고리즘을 제시한다. 또한, 제안한 알고리즘을 바탕으로 PSCAD/EMTDC 모델링을 수행하고, 태양광전원과 소수력발전기 용량 변경 및 설치위치 변경 등 다양한 시나리오를 기반으로 수용가 전압특성을 분석하여, 대용량 태양광전원이 연계된 배전계통에서 소수력발전기의 무효전력제어에 따른 배전계통 수용성 효과를 제시하고자 한다.

2. 분산형전원에 의한 배전계통 전압안정도 문제점 분석

대용량 태양광전원과 같은 분산형전원이 고압배전선로(22.9[kV])에 연계되어 운용되면, 그림 1과 같이 기존의 단방향 전력조류에서 태양광전원의 출력에 의한 역조류가 발생하여 배전선로의 전압을 상승시켜, 연계지점 근방의 수용가전압은 규정범위를 벗어나는 현상이 발생할 수 있다. 따라서 태양광전원의 출력에 따라 주상변압기의 탭 위치를 변경시켜 주어야 하지만, 현실적으로 주상변압기의 탭 위치를 변경시키는 것은 어려운 일이다. 따라서 태양광전원에 의하여 발생되는 과전압 현상을 해결하기 위한 방안으로 선로전압조정장치와 ESS를 도입하여, 배전계통의 전압안정도를 높이고, 태양광전원의 수용성을 향상시키는 방안이 제시되고 있다. 또한, 배전계통에 연계되는 분산형전원은 배전계통의 전압안정화를 위해 분산형전원 배전계통연계 기술기준에 의거하여 역률을 90% 이상 유지해야 하며, 진상영역(분산형전원측 기준)에서 운전하도록 하고 있으므로, 대부분의 소수력발전기는 계통연계시 제시된 역률조건에 따라 운영되고 있다. 그러나 제시된 역률조건은 태양광전원의 운영이나 부하변동에 상관없이 일정한 값으로 제어되기 때문에 소수력발전기 연계계통의 전압안정화에는 한계가 있다. 따라서 본 논문에서는 고압배전선로에 연계되어 운용되고 있는 소수력발전기의 최적전압제어 방안을 제시하고, 이를 바탕으로 소수력발전기의 최적무효전력 제어를 통한 태양광전원의 수용성을 향상시키는 평가 알고리즘을 제시하고자 한다[2-11].

그림. 1. 태양광전원 운용에 따른 수용가전압 특성

Fig. 1. Customer voltage characteristics with PV system

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig1.png

3. 소수력발전기의 배전계통 수용성 평가 알고리즘

3.1 소수력발전기의 최적전압제어 방안

기존의 소수력발전기(MHG) 전압제어는 계통연계시의 전압(VSET)으로 발전기의 전압을 제어하게 된다. 이는 발전기 전압이 계통연계시의 계통전압조건에 따라 결정되기 때문에 연계운영중인 태양광전원의 운전이나 부하변동에 따른 대응에는 한계가 있다. 그러므로 그림 2와 같이, 소수력발전기가 연계하여 일정시간 이후에 연계계통의 전압특성을 감안하여 여자기의 설정전압을 재설정하여 운전함으로써 계통전압 변동에 상관없이 발전기 전압을 일정하게 제어함으로써 연계계통의 전압안정화에 기여할 수 있다. 본 논문에서는 참고문헌 (8)의 최적전압제어 알고리즘을 기반으로 배전계통의 수용성 평가 알고리즘을 제시한다.

그림. 2. 소수력발전기 최적전압제어 개념도

Fig. 2. Concept for optimal voltage control of MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig2.png

3.2 민감도 분석에 의한 배전계통 수용성 평가 알고리즘

일반적으로 수용가 전압은 배전계통에 연계된 태양광전원과 소수력발전기의 연계위치와 용량에 따라 민감하게 반응하고, 태양광전원의 출력량이 증가하는 경우 규정전압 범위를 벗어날 가능성이 있다. 따라서, 태양광전원 및 소수력발전기의 연계 위치와 용량 변경 등의 다양한 민감도 분석을 통하여, 소수력발전기의 무효전력제어를 통한 태양광전원의 수용성 향상에 관한 평가 알고리즘을 제시한다. 구체적인 평가 절차는 다음과 같다.

[Step 1] 배전선로의 종류, 긍장, 구간 등의 배전계통 데이터를 상정한다.

[Step 2] 중부하시의 부하량을 고려하여 주상변압기의 적정 탭을 산정한다.

[Step 3] 소수력발전기의 연계용량($P_{HP}$) 및 운전역률범위($PF_{HP}$)를 설정한다. 이 값을 바탕으로 소수력발전기의 무효전력제어 범위($Q_{UEL}$, $Q_{OEL}$)를 나타내면 식(1)식(2)과 같다.

(1)
$Q_{UEL}=-\dfrac{P_{HP}}{PF_{HP}}\times\sqrt{(1-PF_{HP}^{2})}$

(2)
$Q_{OEL}=\dfrac{P_{HP}}{PF_{HP}}\times\sqrt{(1-PF_{HP}^{2})}$

여기서, $Q_{UEL}$ : Under Excitation Limit(저여자 무효전력 한계치)[kVar], $Q_{OEL}$ : Over Excitation Limit(과여자 무효전력 한계치)[kVar], $P_{HP}$ : 소수력발전기 출력[kW], $PF_{HP}$ : 소수력발전기 역률

[Step 4] 소수력발전기 전압제어를 위한 기준전압($V_{ref}$)을 설정한다. 여기서는 소수력발전기가 연계되는 구간의 주상변압기 tap 값을 기준전압으로 설정한다.

[Step 5] 태양광전원의 도입구간($S_{PV}(n)$), 도입용량($P_{pv}$), 시간대($t$), 구간(n)을 초기값으로 설정한다. 또한, 시간별 구간 부하($P_{load}(n,\:t)+j Q_{load}(n,\:t)$)를 상정한다.

[Step 6] 소수력발전기의 기준전압($V_{ref}$)과 발전기 전압($V_{hp}(t)$)을 비교하여, 식(3) ~ 식(5)에 따라 소수력발전기의 무효전력($Q_{hp}(t)$)을 제어한다. 여기서, 식(3)은 소수력발전기가 보상해야 하는 전압($V_{con}(t)$)으로 소수력발전기의 출력전압($V_{hp}(t)$)과 기준전압($V_{ref}$)의 차로 나타낼 수 있다. 또한, 식(4)는 소수력발전기의 공급 또는 소비해야 하는 전류의 무효분으로서, 식(3)의 보상전압을 배전용변전소의 송출단에서 소수력발전기가 연계된 지점까지의 선로 리액턴스로 나눈 값이다. 따라서, 소수력발전기의 공급 또는 소비해야 하는 무효전력은 식(5)와 같이 소수력발전기의 전압($V_{hp}(t)$)과 전류의 무효분($I_{hp,\: im}(t)$)을 곱하여 구한다.

(3)
$V_{con}(t)=V_{ref}-V_{hp}(t)$

(4)
$I_{hp,\: im}(t)=\dfrac{V_{con}(t)}{\sum_{i=0}^{n}(X_{L,\: i}\bullet L_{i})}$

(5)
$Q_{hp}(t)=3\bullet V_{hp}(t)\bullet I_{hp,\: im}(t)$

여기서, $V_{con}(t)$ : 소수력발전기의 전압조정범위[V], $V_{hp}(t)$ : 소수력발전기의 상전압[V], $V_{ref}$ : 기준전압[V], $I_{hp,\: im}(t)$ : 소수력발전기 전류의 무효분[A], $X_{L,\: i}$ : i번째 구간의 선로 리액턴스[Ω/km], $L_{i}$ : i번째 구간의 선로 긍장[km], $Q_{hp}(t)$ : 소수력발전기의 무효전력 공급 또는 소비량[kVar]

한편, 식(6)과 같이 소수력발전기의 전압($V_{hp}$)이 기준전압($V_{ref}$)보다 작으면 소수력발전기는 무효전력을 소비하는 동작을 하고, 기준전압보다 크면 무효전력을 공급하는 동작을 수행하여, 소수력발전기의 전압과 기준전압이 같아지도록 제어한다.($V_{hp}$=$V_{ref}$)

(6)
$$ \delta(t)=\left\{\begin{aligned}-1 & \text { if } V_{h p}(t)>V_{r e f} \\ 1 & \text { if } V_{h p}(t)<V_{r e f} \\ 0 & \text { otherwise } \end{aligned}\right. $$

여기서, $\delta(t)$ : 소수력발전기의 무효전력 공급·소비 동작 모드 $V_{hp}(t)$ : 소수력발전기 전압[V]

[Step 7] 소수력발전기의 무효전력 제어는 발전기 공급가능곡선상의 한계인 저여자 무효전력 한계치($Q_{UEL}$)와 과여자 무효전력한계치$Q_{OEL}$)를 초과하지 않도록 한다. 즉, 식(7)과 같이 저여자 한계치($Q_{UEL}$)를 벗어나면 저여자 한계치로($Q_{hp}(t)$=$Q_{UEL}$) 일정하게 제어하고, 과여자 한계치를 벗어나면 과여자 한계치로 ($Q_{hp}(t)$=$Q_{OEL}$) 일정하게 제어한다.

(7)
$$ Q_{h p}(t)=\left\{\begin{array}{ll}{Q_{O E L}} & {\text { if } Q_{h p}(t) \geq Q_{O E L}} \\ {Q_{U E L}} & {\text { if } Q_{h p}(t) \leq Q_{U E L}} \\ {Q_{h p}(t)} & {\text { otherwise }}\end{array}\right. $$

[Step 8] 태양광전원의 출력과 소수력발전기 유효 및 무효전력을 고려하여, 식(8)과 같이 배전계통의 1차측 전압을 산정하고, 식(9)와 같이 수용가의 직하전압($V_{c}(n,\:t)$)을 구한다. 여기서, 식(8)은 각 구간의 부하에서 태양광전원의 유효전력과 소수력발전기의 유효 및 무효전력을 고려하여 전압강하분을 산정한 것이다. 또한, 식(9)의 수용가 직하전압은 변압기에서 수용가까지 이격거리를 감안한 저압선로 전압강하분에 부하율을 고려하여 산정한다.

(8)
$V_{pri}(n,\: t)=V_{S/S}-\sum_{n=1}^{m}[(I_{n}(t)-I_{pv}(t)-I_{hp}(t))$ $\bullet(R_{n}\bullet\cos\theta_{n}(t)+X_{n}\bullet\sin\theta_{n}(t))\bullet L_{n}]$

(9)
$V_{c}(n,\:t)=(V_{pri}(n,\:t)\times\dfrac{230}{V_{tap}})-V_{d}\times f_{h}(n,\:t)$

여기서, $V_{pri}(n,\:t)$ : n번째 구간에서의 1차측 전압[V], $V_{S/S}$ : 변전소 송출전압[V], $I_{n}(t)$ : n번째 구간의 선로전류[A], $I_{pv}(t)$ : 태양광전원의 출력전류[A], $I_{hp}(t)$ : 소수력발전기의 출력전류[A], $R_{n},\: X_{n}$ : n번째 구간의 저항과 리액턴스[Ω], $\cos\theta_{n},\:\sin\theta_{n}$ : n번째 구간의 역률과 무효률, $L_{n}$ : n번째 구간의 선로 긍장[km], $V_{c}(n,\:t)$ : n번째 구간에서의 직하수용가 전압[V], $V_{tap}$ : 주상변압기의 1차측 탭 전압[V], $V_{d}$ : 주상변압기부터 직하수용가까지의 저압선로 전압강하[V], $f_{h}(n,\:t)$ : n번째 구간에서의 부하율

[Step 9] 모든 구간에 대하여 수용가의 직하전압($V_{c}(n,\:t)$)이 규정전압 범위의 상한치($V_{up}$)인 233[V]와 같아지는 시점의 태양광전원 도입용량($P_{pv}$=$P_{pv,\:\max}$)을 배전계통의 최대 도입용량으로 결정한다. 한편, 초과하지 않은 경우에는 [Step 5]으로 돌아가 구간과 시간대를 변경시키면서 상기의 절차를 반복한다.

[Step 10] 태양광전원의 도입용량이 최대용량 보다 작은 경우, 태양광전원의 용량을 단계별로 증가시켜 [Step 5]로 돌아간다. 또한, 태양광전원의 용량이 선로용량을 초과할 수 없으므로, 태양광전원의 도입용량이 선로용량의 최대값에 도달하면 그 값을 배전계통의 최대 태양광전원 도입용량으로 결정한다.

[Step 11] 태양광전원의 모든 도입 구간에 대하여 상기의 절차를 반복한다.

따라서, 상기의 절차를 플로우차트로 나타내면 그림 3과 같다.

4. PSCAD/EMTDC를 이용한 소수력발전기 및 배전계통의 모델링

4.1 소수력발전기 모델링

소수력발전기는 동기기와 유도기로 구분되며, 계통연계시의 기동전류의 크기에 따른 계통전압의 영향을 고려하여 적용되고 있으나, 본 논문에서는 연계 계통의 전압안정화를 위해 무효전력제어가 가능한 동기기를 적용한다.

(1) 여자기 모델링

여자기는 계자권선에 계자전압과 전류를 공급하여 무효전력 즉 전압을 제어하기 위한 장치로, 용량과 형태에 따라 다양한 종류가 있으나 소수력발전기와 같은 작은 용량의 발전기에 주로 사용되는 교류회전형 여자시스템을 적용한다. 이 여자기는 전압기준값과 발전기 단자전압을 비교하여 PI제어를 통해 제어기 출력전압을 결정하고, 여자기 계자전류를 고려하여 여자기 출력전압을 제어한다. 따라서, 이 여자기의 제어 블록도를 기반으로 PSCAD/EMTDC를 이용하여 나타내면 그림 4와 같다. 여기서, 전압기준값을 설정하여 계통전압의 변동에 따라 진상에서 지상까지 무효전력제어를 수행하도록 한다.

(2) 조속기 모델링

조속기는 물의 양을 조절하는 Gate(=Guide vane)을 제어하여 소수력발전기의 출력을 제어하는 장치로써, 본 논문에서는 소수력발전기의 출력제어와 동일한 효과를 얻기 위하여, 그림 5

그림. 3. 소수력발전기 배전계통 수용성 평가 알고리즘

Fig. 3. Evaluation algorithm for hosting capacity in distribution system with MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig3.png

그림. 4. 여자기 모델링

Fig. 4. Modeling of exciter

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig4.png

같이 소수력발전기의 조속기 대신 PSCAD/EMTDC에서 제공되는 디젤발전기를 바탕으로 모델링을 수행한다.

그림. 5. 조속기 모델링

Fig. 5. Modeling of governor

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig5.png

(3) 전체 계통 모델링

소수력발전기의 전체 계통 모델링은 그림 6과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, A 부분은 발전기, B 부분은 여자기, C 부분은 조속기, D 부분은 배전계통을 나타낸다.

그림. 6. 소수력발전기 모델링

Fig. 6. Modeling of MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig6.png

4.2 태양광전원 모델링

태양광전원용 계통연계용 인버터에 대하여 목표로 하는 유효전력과 무효전력을 제어하기 위해, PI제어기를 이용하여 전류제어알고리즘을 모델링하면 그림 7과 같다. 여기서, 인버터의 전류 제어부는 유효전력과 무효전력을 서로 독립적으로 제어할 수 있다. 상기의 모델링에서 구한 Vd와 Vq는 d-q 좌표변환을 통해 3상의 전압으로 변환되며, IGBT를 구동시키기 위한 6개의 신호로 사용되는 PWM을 모델링하면, 그림 8과 같이 나타낼 수 있다.

4.3 수용가 부하 모델링

수용가 부하는 역률 0.9 및 거리에 따라 일정하게 유효전력과 무효전력으로 구분하여 상정한다. 유효전력은 저항 성분, 무효전력은 리액턴스 성분으로 환산하여 그림 9와 같이 모델링한다. 여기서 A 부분은 유효전력, B 부분은 무효전력을 나타낸다. 또한, 부하는 각 구간별로 시간변화에 따라 산정되도록 그림 10과 같이 모델링한다.

그림. 7. 태양광전원의 전류제어 모델링

Fig. 7. Modeling of current control of PV system

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig7.png

그림. 8. 태양광전원의 PWM 모델링

Fig. 8. Modeling of PWM of PV system

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig8.png

4.4 전체 배전계통 모델링

상기의 내용을 바탕으로 PSCAD/EMTDC를 이용한 태양광전원과 소수력발전기가 연계된 전체 배전계통을 모델링하면 그림 11과 같다. 여기서 A 부분은 변전소 및 고압선로, B 부분은 수용가 부하, C 부분은 태양광전원, D 부분은 소수력발전기를 나타낸 것이다. 또한, 태양광전원과 소수력발전기의 연계 위치 및 용량 등 다양한 시나리오 기반에 따라 모델링을 수행한다.

그림. 9. 수용가 부하 모델링

Fig. 9. Modeling of customer load

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig9.png

그림. 10. 시간대별 부하 모델링

Fig. 10. Modeling of hourly load profile

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig10.png

그림. 11. 전체 배전계통 모델링

Fig. 11. Modeling of entire distribution system

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig11.png

5. 시뮬레이션 및 결과분석

5.1 시뮬레이션 조건

(1) 일부하 및 발전량

일 부하는 대표적인 산업용 부하를 고려하여 유효전력과 무효전력으로 구분하여 적용한다. 태양광전원은 용량별로 09시∼18시까지 일조량에 따라 발전량을 달리 적용하며, 소수력발전기는 24시간 연속 운전하는 것으로 그림 12와 같이 상정한다.

그림. 12. 부하, 태양광전원 및 소수력발전기의 일일 패턴

Fig. 12. Daily profiles of customer loads, PV system and MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig12.png

(2) 배전계통 조건

태양광전원과 소수력발전기가 연계된 배전선로는 표 1과 같이 총 긍장이 30[km]이며, 총 6개의 구간으로 나누고, 선종은 1번∼4번 구간에 ACSR-160[㎟], 5번∼6번 구간에 ACSR-95[㎟]를 적용한다. 또한, 배전용 변전소의 송출전압은 13,200[V]로 상정하며, 주상변압기의 탭은 1~4번 구간에 13,200[V], 5~6번 구간에 12,600[V]을 적용한다. 따라서, 배전계통의 구성은 그림 13과 같이 나타낼 수 있다.

표 1. 배전선로 임피던스

Table 1. Impedance of primary feeder

sections

type of cables

impedance of feeder (Ω/Km)

length (km)

section 1

ACSR160SQ

0.181+j0.390

4

section 2

ACSR160SQ

0.181+j0.390

5

section 3

ACSR160SQ

0.181+j0.390

6

section 4

ACSR160SQ

0.181+j0.390

6

section 5

ACSR95SQ

0.403+j0.484

5

section 6

ACSR95SQ

0.403+j0.484

4

그림. 13. 배전계통 구성

Fig. 13. Configuration of distribution system

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig13.png

(3) 소수력발전기의 무효전력제어 범위

소수력발전기는 동기기로써, 발전기의 온도상승 등을 고려하여 유⋅무효전력에 대한 출력가능범위가 정해진다. 따라서, 본 연구에서는 소수력발전기의 출력가능범위 내에서 안정적으로 연속 운영을 할 수 있도록 무효전력제어 범위를 그림 14와 같이 진상역률 0.85에서 지상역률 0.85까지 제어하도록 상정한다. 또한, 발전기의 단독운전에 의한 영향은 고려하지 않는다.

그림. 14. 소수력발전기 무효전력 제어범위

Fig. 14. Control range of reactive power of MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig14.png

5.2 소수력발전기 최적제어 기준전압에 따른 전압특성

일반적으로 소수력발전기는 계통전압을 기준으로 소수력발전기의 전압을 제어하는데 이 경우 계통전압의 크기에 따라 수용가 전압이 전압 상⋅하한값을 벗어나게 되는 현상이 발생하게 된다. 따라서 여기에서는 계통전압, 즉 수용가 전압을 최적제어하기 위해 발전기 전압제어를 위한 기준전압을 설정하여 그 크기와 발전기 전압을 비교하여 무효전력을 제어함으로써 최적전압제어를 할 수 있다. 따라서 최적 기준전압 설정을 위해 계통표준전압 및 주상변압기 Tap 전압 설정시 전압특성을 비교 분석한다.

(1) 계통표준전압 설정시 수용가 전압특성

소수력발전기 무효전력 제어를 위한 기준전압을 계통표준전압(22,900[V])으로 설정하여 제어하는 경우, 태양광전원 3[MW]와 소수력발전기 2[MW]가 배전계통의 말단에 운영될 때의 구간별 수용가 전압특성은 그림 15와 같다. 여기서, 그림 15 (a)는 구간별 계통전압, (b)는 구간별 수용가 전압, (c)는 소수력발전기 및 태양광전원의 발전량을 나타낸다. 그림 15 (a)의 ③에서 알 수 있듯이 소수력발전기 연계지점의 계통전압은 전시간대가 소수력발전기 설정치(계통표준전압, 22,900[V])보다 낮기 때문에, 소수력발전기는 그림 15 (a)의 ③에 따라 연계지점의 계통전압에 따라 그림 15 (c)의 ②와 같이 무효전력을 0.2 ~ 1[MVar]까지 공급하게 된다. 따라서 수용가 전압은 그림 15 (b)의 ③과 같이 전 구간에 걸쳐 상승하게 되어 전압상한값(233[V])을 벗어나, 소수력발전기의 기준전압을 계통표준전압으로 설정하는 경우 문제점이 발생함을 알 수 있다.

그림. 15. 계통표준전압 적용시 수용가 전압특성(태양광전원 3MW, 소수력발전기 2MW)

Fig. 15. Customer voltages with system voltage control of MHG(3MW of PV and 2MW of MHG)

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig15.png

(2) 최적전압제어에 의한 수용가 전압특성

3.1절에서 제시한 소수력발전기 최적전압제어 방안에 의하여, 소수력발전기의 기준전압을 주상변압기 Tap 전압(12.6[kV]×√3 = 21.8[kV])으로 설정하여 수용가 전압 특성을 나타내면 그림 16과 같다. 그림 16 (a)에서 알 수 있듯이 소수력발전기 연계지점의 계통전압은 붉은색과 같이 전시간대가 소수력발전기 설정치(주상변압기 Tap 전압, 21.8[kV])보다 높기 때문에, 소수력발전기는 그림 16 (a)의 ③에 따라 그림 16 (c)의 ②와 같이 무효전력을 –0.7 ~ 0[MVar]까지 소비하게 된다. 따라서 수용가 전압은 그림 16 (b)의 ③과 같이 전 구간에 걸쳐 규정전압 이내로 감소하게 되어 소수력발전기의 최적전압제어 알고리즘의 유용성을 확인할 수 있다. 특히, 소수력발전기를 변전소 직하, 중간 및 말단에 설치하는 경우에도 동일한 특성을 알 수 있다.

그림. 16. 주상변압기 tap 전압 적용시 수용가 전압특성(태양광전원 3MW, 소수력발전기 2MW)

Fig. 16. Customer voltages with P.tr tap voltage control of MHG(3MW of PV and 2MW of MHG)

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig16.png

5.3 소수력발전기에 의한 수용가 전압 민감도 특성

4.4 전체 배전계통 모델링

(1) 소수력발전기의 무효전력 미제어시의 수용가 전압특성

소수력발전기는 5.1 (3)의 시뮬레이션 조건과 같이 역률 ±0.85범위 내에서 무효전력을 제어할 수 있다. 그림 17은 4[MW]의 태양광전원과 2[MW]의 소수력발전기 배전선로 말단에 연계되는 경우의 소수력발전기의 무효전력 미제어시의 수용가 전압 특성을 나타낸 것이다. 여기서, 그림 17 (a)는 시간에 따른 구간별 고압측 전압, (b)는 각 구간별 수용가 전압, (c)는 소수력발전기 및 태양광전원의 발전량을 나타낸다. 그림 17 (b)의 ③에서 알 수 있듯이 일정시간대를 제외하고 대부분의 시간대에서 전압상한치(233[V])를 초과하여 과전압 현상이 발생하는 것을 알 수 있다. 한편, 그림 18은 소수력발전기의 무효전력제어시의 수용가 전압특성을 나타낸 것으로, 그림 18 (b)의 ③에서 알 수 있듯이 전 시간대에 걸쳐 수용가 전압이 적정 범위 이내로 안정적으로 운용되고 있음을 확인하였다.

특히, 그림 17그림 18에서 소수력발전기 연계지점의 전압이 가장 낮은 10시와 가장 높은 13시의 소수력발전기 무효전력 미제어시와 제어시의 전압특성을 비교하면 표 2와 같이 나타낼 수 있다. 이 표에서와 같이, 소수력발전기 연계지점의

그림. 17. 소수력발전기 무효전력 미제어시의 수용가 전압특성 (태양광전원 4MW, 소수력발전기 2MW)

Fig. 17. Customer voltages without reactive power control of MHG(4MW of PV and 2MW of MHG)

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig17.png

그림. 18. 소수력발전기 무효전력 제어시의 수용가 전압특성(태양광전원 4MW, 소수력발전기 2MW 출력시)

Fig. 18. Customer voltages with reactive power control of MHG(4MW of PV and 2MW of MHG)

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig18.png

전압이 가장 낮은 10시의 경우, 소수력발전기가 무효전력량 0.5[MVar]를 소비하면, 연계점 전압은 21,970[V]에서 22,900[V]로 감소하고, 수용가 전압은 228[V]에서 227.5[V]로 0.5[V] 감소한다. 또한, 소수력발전기 연계지점의 전압이 가장 높은 13시의 경우, 소수력발전기가 무효전력량 0.95[MVar]를 소비하면, 연계점 전압은 22,850[V]에서 22,250[V]로 감소하고, 수용가 전압은 238[V]에서 231.6[V]로 6.4[V]가 감소하여, 규정전압범위 이내로 제어되는 것을 알 수 있다.

표 2. 소수력발전기 무효전력제어시와 미제어시의 전압특성 비교(태양광전원 4MW, 소수력발전기 2MW 출력시)

Table 2. Customer voltages with or without reactive power control of MHG(4MW of PV and 2MW of MHG)

time interval

MHG

operation

PCC voltage

reactive power

customer voltage

10H

without

reactive power control

21,970[V]

0[MVar]

228[V]

with

reactive power control

21,900[V]

-0.5[MVar]

227.5[V]

13H

without

reactive power control

22,850[V]

0[MVar]

238[V]

with

reactive power control

22,250[V]

-0.95[MVar]

231.6[V]

또한, 표 3은 소수력발전기의 무효전력을 제어하지 않은 경우의 수용가 전압 특성을 나타낸 것이다. 이 표에서의 구분 ①과 같이, 소수력발전기가 연계되지 않으면 태양광전원은 3[MW]까지 연계가 가능하고, 구분 ②와 같이 1[MW]의 소수력발전기가 연계되면, 태양광전원이 2[MW]를 초과하는 경우에는 수용가에 과전압 현상이 발생함을 확인하였다. 특히, 구분 ④와 같이 소수력발전기의 무효전력을 제어하지 않을 경우, 소수력발전기의 연계용량이 3[MW] 이상이면 태양광전원을 연계 할 수 없음을 알 수 있었다.

(2) 태양광전원 및 소수력발전기의 연계용량에 따른 수용가 전압특성

태양광전원과 소수력발전기가 배전선로 말단에 연계되는 경우, 태양광전원 및 소수력발전기의 연계 용량에 따라 수용가 전압특성을 산정하면 표 4와 같다. 여기서, 구분 ①의 4[MW] 이상의 태양광전원만 연계되는 경우, 수용가 전압이 상한값을 초과하여 배전계통에 전력품질을 악화시키지만, 구분 ②와 같이 1[MW]의 소수력발전기가 연계되는 경우, 무효전력제어에 의하여 수용가 전압이 7.5[V] 감소되어 태양광전원이 6[MW]까지 연계되어도 과전압 현상이 발생하지 않음을 확인하였다. 즉, 소수력발전기의 무효전력제어에 의해 수용가 전압이 3.9[V] 감소되어

표 3. 연계용량에 따른 수용가 전압특성(무효전력 미제어시)

Table 3. Customer voltages according to capacity of PV system and MHG(without reactive power control of MHG)

cases

items

PV1MW

PV2MW

PV3MW

PV4MW

PV5MW

PV6MW

PV7MW

MHG 0MW

223.0V

226.7V

230.3V

233.4V

236.3V

238.8V

240.1V

MHG 1MW

227.1V

230.1V

233.0V

235.3V

237.6V

240.0V

242.0V

MHG 2MW

230.1V

233.1V

235.6V

238.0V

240.4V

242.1V

244.3V

MHG 3MW

233.3V

236.0V

238.2V

240.8V

242.9V

244.9V

246.2V

MHG 4MW

236.3V

238.6V

241.0V

243.3V

245.3V

247.1V

249.5V

MHG 5MW

239.0V

241.3V

243.5V

245.4V

247.2V

248.8V

251.2V

MHG 6MW

241.6V

244.0V

246.0V

247.8V

249.3V

250.0V

251.6V

태양광전원을 기존보다 4[MW] 정도 추가로 연계 가능하여, 배전계통에 태양광전원의 수용성을 향상시킬 수 있음을 알 수 있었다. 또한, 구분 ③과 같이 2[MW]의 소수력발전기가 연계되는 경우, 태양광 전원은 5[MW]까지 추가로 연계할 수 있어 배전계통의 수용성이 향상됨을 알 수 있었다. 하지만, 구분 ⑥과 같이 5[MW]의 소수력발전기가 연계되는 경우, 소수력발전기의 유효출력에 의한 연계계통의 전압상승으로 태양광전원을 2[MW]까지만 추가로 연계할 수 있어, 소수력발전기에 의한 수용성 향상에 제한요소가 있음을 확인하였다.

표 4. 연계용량에 따른 수용가 전압특성(무효전력 제어시)

Table 4. Customer voltages according to capacity of PV system and MHG(with reactive power control of MHG)

cases

items

PV1MW

PV2MW

PV3MW

PV4MW

PV5MW

PV6MW

PV7MW

MHG 0MW

223.0V

226.7V

230.3V

233.4V

236.3V

238.8V

241.1V

MHG 1MW

226.9V

228.3V

229.4V

230.6V

231.7V

232.5V

233.3V

MHG 2MW

228.0V

229.3V

230.5V

231.6V

232.7V

233.4V

234.3V

MHG 3MW

229.1V

230.4V

231.6V

232.5V

233.2V

234.1V

234.7V

MHG 4MW

230.3V

231.1V

232.3V

233.1V

234.1V

234.9V

235.3V

MHG 5MW

230.8V

231.9V

233.1V

233.9V

234.5V

235.2V

235.8V

MHG 6MW

231.8V

233.1V

233.6V

234.5V

235.1V

235.6V

236.1V

또한, 그림 19표 4의 구분 ①의 태양광전원만 연계되는 경우와 구분 ②의 소수력발전기 1[MW]가 연계되는 경우에 대하여 수용가 전압특성을 비교, 분석한 것이다. 이 그림에서 파선은 태양광전원이 1[MW] ~ 7[MW]까지 연계되는 경우의 수용가 전압을 나타내며, 태양광전원의 용량이 증가할수록 수용가 전압의 과전압 현상이 발생함을 알 수 있다. 실선은 1[MW]의 소수력발전기가 연계된 경우를 나타내며, 1[MW] ~ 2.5[MW]의 태양광전원에서는 무효전력을 공급하여 수용가 전압을 상승시키고, 2.5[MW] ~ 7[MW]의 태양광전원에서는 무효전력을 소비하여 수용가 전압을 감소시켜 규정전압 이내로 유지시킴을 알 수 있었다.

그림. 19. 1MW 소수력발전기의 연계 여부에 의한 수용가전압 특성

Fig. 19. Customer voltages depending on 1MW of MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig19.png

한편, 그림 20은 소수력발전기 무효전력제어 여부에 따른 수용가 전압특성을 그래프로 나타낸 것이다. 여기서, 파선은 표 3에서 제시한 무효전력 미제어시의 수용가 전압 특성이며, 실선은 표 4의 무효전력 제어시의 수용가 전압 특성을 나타낸 것이다. 이 그림에서와 같이, 태양광전원의 용량이 증가할수록 수용가 전압의 과전압 현상은 점점 심각해지지만, 소수력발전기의 무효전력 제어량에 따른 수용가 전압의 감소 효과는 증가함을 알 수 있었다.

그림. 20. 소수력발전기 무효전력제어 여부에 따른 용량별 수용가 전압특성

Fig. 20. Customer voltages with or without reactive power control of MHG

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig20.png

또한, 소수력발전기 무효전력제어 여부에 따른 수용가 전압차이는 표 5와 같다. 여기서, 굵은 글씨는 소수력발전기 무효전력 제어시와 미제어시 모두 수용가의 전압이 규정전압을 만족하는 경우를 나타낸 것이고, 밑줄 글씨는 수용가의 전압이 규정전압을 벗어나는 경우를 나타낸 것이다. 수용가 전압차이는 태양광전원과 소수력발전기의 용량이 증가함에 따라 0.2[V]에서 15.5[V]까지 점점 커지며, 소수력발전기 용량이 증대될수록 무효전력 제어효과가 크다는 것을 알 수 있었다. 또한, 소수력발전기 무효전력제어는 수용가 전압을 3.6[V]에서 9.8[V]까지 감소시켜 규정전압 이내로 제어함에 따라 수용가 전압안정화에 기여함을 확인하였다.

표 5. 소수력발전기 무효전력제어 여부에 따른 수용가 전압차이

Table 5. Deviations of customer voltages with or without reactive power control of MHG

items

PV

1MW

PV

2MW

PV

3MW

PV

4MW

PV

5MW

PV

6MW

PV

7MW

MHG 1MW

0.2V

1.8V

3.6V

4.7V

5.9V

7.5V

8.7V

MHG 2MW

2.1V

3.8V

5.1V

6.4V

7.7V

8.7V

10.0V

MHG 3MW

4.2V

5.6V

6.6V

8.3V

9.7V

10.8V

11.3V

MHG 4MW

6.0V

7.5V

8.7V

10.2V

11.2V

12.2V

14.2V

MHG 5MW

8.2V

9.4V

10.4

11.5V

12.7V

13.6V

15.4V

MHG 6MW

9.8V

10.9V

12.4

13.3V

14.2V

14.4V

15.5V

(3) 태양광전원 및 소수력발전기의 연계 위치에 따른 수용가 전압특성

태양광전원과 소수력발전기의 연계위치에 따른 수용가 전압특성을 나타내면 표 6과 같다. 여기서, 태양광전원이 배전계통의 말단에 연계하는 경우, 2[MW]의 소수력발전기가 말단에 연계되면 직하 또는 중간에 연계되는 것에 비하여, 2[MW]의 태양광전원을 추가로 연계할 수 있어 수용성이 향상될 수 있음을 확인하였다. 또한, 소수력발전기의 연계위치에 상관없이 태양광전원이 6[MW] 이상 연계되면 수용가 전압은 전압상한치(233[V])를 초과하여 과전압 현상이 발생함을 알 수 있었다. 한편, 소수력발전기가 배전계통의 말단에 연계되는 경우, 태양광전원이 직하 또는 중간에 연계되면 태양광전원의 용량에 관계없이 과전압 현상이 발생하지 않고, 6[MW] 이상의 태양광전원이 말단에 연계되면 과전압 현상이 발생하는 것을 알 수 있었다.

표 6. 연계위치에 따른 수용가 전압특성(소수력발전기 2MW)

Table 6. Customer voltages according to location of PV system and MHG(2MW of MHG)

item

PV

1MW

PV

2MW

PV

3MW

PV

4MW

PV

5MW

PV

6MW

PV

7MW

PV- end point

MHG-

end point

228.0V

229.3V

230.5V

231.6V

232.7V

233.4V

234.3V

MHG-

middle point

224.6V

227.8V

230.6V

233.3V

235.5V

237.5V

239.2V

MHG -

first point

224.8

227.8V

231.1V

234.2V

237.1V

239.7V

241.5V

MHG- end point

PV-

end point

228.0V

229.3V

230.5V

231.6V

232.7V

233.4V

234.3V

PV-

middle point

226,8V

227.3V

227.8V

228.2V

228.7V

229.0V

229.5V

PV -

first point

226.7V

226.8V

227.0V

227.2V

227.3V

227.4V

227.6V

상기의 표 6을 바탕으로 연계위치에 따른 소수력 무효전력 제어 효과를 나타내면 그림 21과 같다. 그림 21의 (a)는 태양광전원이 배전선로 말단에 연계된 경우를 나타낸 것으로 소수력발전기의 연계위치가 말단에서 변전소 직하로 이동할수록 소수력발전기의 무효전력제어 효과가 감소되어, 말단의 수용가 전압이 상승한다. 한편, 그림 21의 (b)는 소수력발전기가 말단에 연계된 경우를 나타낸 것으로, 태양광전원의 연계위치가 말단에서 변전소 직하로 이동할수록 소수력발전기의 무효전력제어 효과가 증가되어, 말단의 수용가 전압이 감소되는 것을 알 수 있었다.

그림. 21. 연계위치에 따른 소수력발전기 무효전력제어 효과

Fig. 21. Effect of reactive power control according to location of MHG and PV system

../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/fig21.png

6. 결 론

본 논문에서는 대용량 태양광전원의 원활한 도입을 위해, 수용가 전압의 규정전압 범위를 유지시키는 소수력발전기의 무효전력제어 알고리즘을 제시하고, 민감도 분석에 의한 태양광전원의 배전계통 수용성 향상 평가 알고리즘을 제시하였다. 또한, 제안한 알고리즘을 바탕으로 PSCAD/EMTDC 모델링을 수행하고, 태양광전원과 소수력발전기 용량 변경 및 설치위치 변경 등 다양한 시나리오를 기반으로 수용가 전압특성을 분석하여, 대용량 태양광전원이 연계된 배전계통에서 소수력발전기의 무효전력제어에 따른 배전계통 수용성 효과를 확인하였다. 이에 대한 주요 연구결과를 요약하면 다음과 같다.

(1) 소수력발전기가 무효전력을 제어하지 않은 경우, 1[MW]의 소수력발전기가 연계되면 태양광전원이 2[MW]를 초과하여 도입되는 경우에는 수용가에 과전압 현상이 발생하며, 소수력발전기의 연계용량이 3[MW] 이상이면 태양광전원을 전혀 도입할 수 없음을 알 수 있었다.

(2) 소수력발전기가 무효전력을 제어하는 경우, 1[MW]의 소수력발전기가 연계되면 무효전력 제어에 의해 수용가 전압이 7.5[V] 감소되어 태양광전원이 6[MW]까지 도입되어도 과전압 현상이 발생하지 않음을 확인하였다. 즉, 소수력발전기의 무효전력제어에 의해 수용가 전압이 3.9[V] 감소되어 태양광전원을 기존보다 4[MW] 정도 추가로 연계시킬 수 있어서, 소수력발전기의 태양광전원 수용성에 대한 효과를 확인할 수 있었다.

(3) 태양광전원이 말단에 연계된 경우에, 소수력발전기의 연계위치가 말단에서 변전소 직하로 이동할수록 소수력발전기의 무효전력제어 효과가 감소되어 말단의 수용가 전압이 상승함을 알 수 있었다.

(4) 소수력발전기가 말단에 연계된 경우에는, 태양광전원의 연계위치가 말단에서 변전소 직하로 이동할수록 소수력발전기의 무효전력제어 효과가 증가되어 말단의 수용가 전압이 감소되는 것을 알 수 있었다.

Acknowledgements

This work was supported by the Power Generation & Electricity Delivery Core Technology Program of the Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning (KETEP) granted financial resource from the Ministry of Trade, Industry & Energy, Republic of Korea(No. 20172410100030) and this paper was (partially) supported by the Education and Research Promotion Program of KOREATECH in 2017.

References

1 
, Apr. 2017, Technical guidelines for the distributed generators, KEPCOGoogle Search
2 
, 2014, The Korea Institute of Electrical Engineers, New Distribu- tion Engineering, BookshillGoogle Search
3 
Roger C. Dugan, Mark F. McGranaghan, Surya Santoso, H. Wayne Beaty, 2004, Electrical Power System Quality, second editionGoogle Search
4 
Byungki Kim, Daeseok Rho, Dec 2014, Optimal Operation Methods of Protection Devices in Distribution Systems with PV Systems, Smart Computing Review, Vol. 4, No. 6, pp. 506-514DOI
5 
Byungki Kim, Aug 2015, A Study on the Voltage Regulation Method of Distribution System Using Step Voltage Regulator and Energy Storage System, Ph.D ThesisGoogle Search
6 
YangHyun Nam, Aug 2018, A Study on the Large-scale Adoption Method of Distribution System Interconnected with PV System by Energy Storage System, The Transactions of the Korea Institute of Electrical Engineers, DOI : http://doiorg/105370/ KIEE20186781031, Vol. 67, No. 8, pp. 1031-1039DOI
7 
Sungsik Choi, july. 2018, A Study on an Evaluation Modeling of Power System Performance for Frequency Regulation ESS Based on the PSCAD/EMTDC, The transactions of the Korea Institute of Electrical Engineers., DOI : http://doiorg/105370/KIEE 20186781024, Vol. 67, No. 8, pp. 1025-1030DOI
8 
HongYeol Choi, , Optimal Voltage Control Algorithm of Small Hydro Generators for Voltage Stabilization in Distribution system with large scaled PV systems, The transactions of the Korea Institute of Electrical Engineers. DOI : http://doi org/105370/KIEE2018677824, Vol. 67, No. 7, pp. 824-832DOI
9 
Byungki Kim, , A Study on the Customer Voltage Character- istic of Distribution System with Large Scale PV, The transactions of the Korea Institute of Electrical Engineers. DOI : http://doiorg/ 105370/KIEE2012621029, Vol. 62, No. 1, pp. 29-36Google Search
10 
Eunmi Lee, Nov 2003, A Study on the Optimal Introduction of Step Voltage Regulator(SVR) in Distribution Feeders, The Transactions of the Korea Institute of Electrical Engineers., Vol. 53A, No. 11, pp. 610-618Google Search
11 
Daedeok Rho, mar. 2011, Optimal Algorithms for Voltage Management in Distribution Systems Interconnected with New Dispersed Sources, Journal of Electrical Engineering & Technology, DOI : 105370/ JEET201162192, Vol. 6, No. 2, pp. 192-201DOI

저자소개

최홍열 (Hong-Yeol Choi)
../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/au1.png

He received his B.S. degree in Electrical Engineering from Dong-A University in 1998.

And he received his M.S. degree in Electrical En- gineering from Chungnam National University in 2008.

He is currently pursuing the Ph.D. degree at Korea University of Technology and Education.

He has been working in K-Water since 1998. His research interests include operation of small hydropower plant, distribution system, power quality and renewable energy resourses.

이후동 (Hu-Dong Lee)
../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/au2.png

He received his B.S. and M.S. degrees in Electrical Engineering from Korea University of Technology and Education in 2016 and 2018, respectively.

He is currently pursuing the Ph.D. degree at Korea University of Technology and Education.

He is interested in distribution system, power quality, coordination of protection devices, renewable energy resources and micro-grid.

페레이라 마리토 (Marito Ferreira)
../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/au3.png

He received B.S. degree in Electronics and Electrical Engineering from East Timor National University in 2013.

And he earned M.S degree in Electrical Engineering from Korea University of Technology and Education in 2018.

He is currently pursuing the Ph.D. degree at Korea University of Technology and Education.

His research interests in power quality analysis, distribution system and energy storage system.

박지현 (Ji-Hyun Park)
../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/au4.png

She received B.S. degree in Solar and Energy Engineering from Cheongju University in 2017.

And she is currently pursuing the M.S. degree at Korea University of Technology and Education.

She is interested in renewable energy resources and micro-grid.

노대석 (Dae-Seok Rho)
../../Resources/kiee/KIEE.2019.68.12.1511/au5.png

He received the B.S. degree and M.S. degree in Electrical Engineering from Korea University in 1985 and 1987, respectively.

He earned a Ph.D. degree in Electrical Engineering from Hokkaido University, Sapporo, Japan in 1997.

He has been working as a professor at Korea University of Technology and Education since 1999.

His research interests include operation of power distribution systems, dispersed storage and generation systems and power quality.