2.1 GFM-ESS 모델

전력변환설비의 계통 연계가 확대됨에 따라 기존의 Grid Following Inverter (GFL)의 단점을 보완하고 계통에 다양한 기여가 가능한 GFM은 자체적으로 전압과 주파수를 생성하여 전력을 공급한다. GFM은 Droop 제어 및 Virtual Synchronous Machine (VSM) 기능을 수행할 수 있다. ERCOT, AEMO, NationalGrid SO 등은 GFM 기술을 ESS에 선제적으로 적용하여 계통에 기여하고 있다. 본 논문에서도 GFM-ESS를 활용하여 제주 전력망의 기여도를 분석하였다. GFM 모델의 계통 기여도는 다음과 같이 두 가지의 방안으로 해석이 가능하다.

① 순시치 해석 : PSCAD/EMTDC, EMTP-RV, RSCAD/RTDS 기반 전력변환 소자 및 제어기 정밀 모델링 후 과도 현상, 진동 등과 같은 전자과도기적 현상 분석

② 실효치 해석 : 미국 PNNL에서 개발되어 WECC 및 Unifi 등에 검증이 완료되어 상용 S/W에 탑재된 모델 활용 ^[9-11]

본 논문에서는 PSS/E를 기반으로 한 실효치 해석을 위해 PNNL의 GFM(VSM) 모델을 사용자 정의 모델(UDM)로 구현하여 PNNL에서 제시하는 파라미터 값을 적용하였다. 검증이 완료된 모델에 ESS PMS 모델을 탑재하여 GFM-ESS 모델을 구성하였다. 그림 2은 GFM-ESS 모델의 구성도를 나타내며, 그림 3와 같이 모델 적용에 따른 정합성을 검증하였다.

그림 2. GFM 모델 구성도 ^[11]

Fig. 2. Application Strategy for the GFM-ESS ^[11]

그림 3. GFM-ESS 모델 적용 방안

Fig. 3. Application Strategy for the GFM-ESS

그림 4. PSS/E UDM 기반 GFM-ESS 정합성

Fig. 4. GFM-ESS Validation based on PSS/E UDM

그림 4는 PowerWorldSimulator S/W를 활용하여 PSS/E와의 정합성 검증 결과를 나타내고 있다.

2.2 HVDC 모델

제주 전력망은 2기 전류형 HVDC 시스템과 1개 전압형 HVDC 시스템으로 구성되어 있다. 표 2에서 보는 바와 같이 900MW HVDC 시스템은 주파수제어 기능을 탑재하고 있다. HVDC의 주파수 제어는 제주 전력망의 신뢰도를 유지하는 가장 중요한 전력설비이다. 제주 HVDC\#3는 타 HVDC에 비해 극성 전환의 제약이 없어 정송 및 역송 운전을 다양하게 제어할 수 있다는 장점이 존재한다.

그림 5는 HVDC\#3 역송 운전 조건에서의 고장 발생시 HVDC\#1~3의 응동특성을 나타낸다. HVDC\#3는 역송에서 정송으로 운전 모드를 전환하여 제주계통 내 전력 공급에 기여가 가능하며, 주파수 제어는 PI 제어의 전류형 HVDC와 달리 RoCoF 제어를 통해 동작한다. HVDC\#1은 전류형 HVDC의 특성에 따라 극성 전환을 위해서는 장시간의 케이블 안정화 시간이 필요하여, 역송량을 최소 운전한계량까지 감소하는 것을 나타낸다.

그림 5. HVDC\#3의 응동 특성

Fig. 5. Characteristic of HVDC\#3

본 논문에서는 HVDC 주파수 제어 기능의 기여도를 분석하기 위해 PSS/E HVDC Generic 모델과 PSS/E UDM 기반의 주파수 제어기를 구현하였다. 그림 6에서 제시된 시뮬레이션 결과를 통해 양 모델 간 응답 특성을 비교한 결과, 제작사에서 제공한 UDM을 적용한 경우와 Generic 모델에 구현한 주파수 제어기를 사용한 경우의 응답 특성이 유사함을 확인하였으며, 이를 통해 모델의 정합성과 신뢰성을 확보하였다. 따라서, 제작사가 제공하는 UDM의 내부 처리 방식 및 모델 구성에 따른 불확실성을 배제하고자, 이후의 분석에서는 Generic 모델과 구현된 주파수 제어기를 기반으로 진행하였다.

그림 6. HVDC 주파수 제어기 응동 특성

Fig. 6. Characteristic of Frequency Control of HVDC

2.3 PFR-FFR 모델

IEEE P2800에서는 신재생에너지의 유효전력-주파수 제어 조건으로 Primary Frequency Response (PFR) 기능과 Fast Frequency Response (FFR) 기능을 요구하고 있다. 일부 해외 전력사는 신재생에너지에 대한 정격용량의 일부 비율을 PFR과 FFR 기능을 통해 응동할 수 있도록 규정하고 있으며, 이는 보조 서비스 시장에서 정산하는 것으로 운영된다. 본 논문에서는 신재생에너지의 PFR과 FFR 기능의 계통 기여도를 분석하기 위해 다음과 같이 모델링을 수행하였다.

① PFR 모델 : 신재생에너지 2nd 동적 모델의 플랜트 제어기에 포함된 주파수 제어 기능 활용

② FFR 모델 : 미국 EPRI에서 구현되어 WECC 등에서 검증이 완료되어 상용 S/W에 탑재된 모델 활용 ^[12-13]

표 3에서 보는 바와 같이 PFR 모델은 그림 7의 REPC_A 모델 주파수-유효전력 제어 측 Droop 및 불감대 기반의 PI 제어기를 활용하여 모델링하였다. 본 논문에서는 Step FFR, 비례제어 FFR 및 미분기 FFR 모델 중 그림 8와 같은 Step FFR 모델을 PSS/E UDM으로 구현하였다. 그림 10에서 보는 바와 같이 Power World Simulator S/W를 활용한 정합성 검증 결과를 나타내고 있다.

그림 7. REPC_A 모델 구성도 ^[9]

Fig. 7. Application Strategy for the REPC_A ^[9]

그림 8. Step FFR 모델 구성도 ^[12]

Fig. 8. Application Strategy for the Step FFR ^[12]

그림 9. Step FFR 모델 응동 특성 ^[13]

Fig. 9. Characteristic of Step FFR ^[13]

그림 10. PSS/E UDM 기반 FFR 정합성

Fig. 10. FFR Validation based on PSS/E UDM

3.1 계통 기여도 분석 시나리오

계통 안정화 자원의 계통 기여도를 분석하기 위해 신재생에너지의 이용률이 높으며 HVDC의 전체 운전용량의 합이 0이 되는 조건에서의 계통 수요를 설정하였다. 고장은 HVDC와 ESS 두 가지의 전력설비가 탈락하여 계통에 기여할 수 있는 안정화 자원이 최대로 감소하는 서제주 변환소 사고를 상정하였다. 표 4는 계통 안정화 자원별 제주 전력망 기여도 분석 시나리오를 나타낸다. 동기발전기가 존재하는 조건에서의 제주 전력망의 현황 및 고장 발생은 다음과 같다.

① 수요 / 재생e 발전 : 880MW / 750MW

② 고장 시나리오 : 3상 단락 및 HVDC\#2 \#1 Pole/서제주 ESS/서제주-한림복합/제주 선로 탈락

3.2 시나리오 1 : GFM-ESS 기여도 분석

10차 전력수급기본계획 내 장주기 ESS 110MW를 GFL 및 GFM으로 반영하여 분석하였다. 본 논문에서는 110MW를 제주 4개 변전소에 투입하여 분석하였다. 그림 11에서 보는 바와 같이 ESS 투입에 따라 최저주파수는 향상되며, GFM-ESS는 최저주파수 뿐만 아니라 댐핑 효과를 나타내고 있다.

그림 11. GFM-GFM-ESS 계통 기여도

Fig. 11. Contribution of GFM-GFL ESS

3.3 시나리오 2 : 동기조상기 기여도 분석

제주 LNG 복합의 동기조상기 용량 110Mvar를 제주 2개 변전소에 투입하여 분석하였다. 그림 12에서 보는 바와 같이 동기조상기 투입에 따라 ROCOF 및 최저주파수 개선을 확인할 수 있다. 강건도가 약한 제주계통에서 동기조상기는 단락용량 기여뿐만 아니라 고장 발생에 따른 계통 안정도에 기여함을 확인할 수 있다.

그림 12. 동기조상기 계통 기여도

Fig. 12. Contribution of Synchronous Condenser

3.4 시나리오 3 : 신재생에너지 PFR-FFR 기여도 분석

다음은 200MW의 신재생에너지를 IBR 설비로 전환하여 10% 용량인 20MW를 활용하여 PFR/FFR 기여도를 분석하였다. 신재생에너지 PFR 모델은 Droop 5% 및 주파수 불감대 0.06%를 적용하였다. 그림 13에서 보는 바와 같이 PFR/FFR 기능 적용에 따라 최저주파수는 향상되며, FFR은 PFR에 비해 출력 주기가 상대적으로 짧아 회복 시 차이를 나타낸다.

그림 13. 신재생에너지 PFR/FFR 계통 기여도

Fig. 13. Contribution of PFR/FFR

3.5 시나리오 4 : HVDC 기여도 분석

사고로 인한 HVDC 고장과 수급 불균형에 따른 주파수 변동 상황에서, HVDC\#3의 정송 용량에 대한 기여도는 다른 전력 설비들의 응동에 크게 영향을 미친다. HVDC\#3의 기여도는 주파수 제어기의 Droop과 주파수 불감대 설정을 통해 조정 가능하며, 이를 바탕으로 최저주파수를 비교하여 분석하였다. 그림 14는 주파수 Droop 설정에 따른 결과로, Droop 값이 작을수록 HVDC\#3의 응동 속도가 빨라지며, 사고 직후 기여도가 증가하게 된다. 이는 빠른 초기 대응을 통해 주파수 하락을 억제하고, 결과적으로 최저주파수를 상승시키는 효과를 가져온다.

그림 14. HVDC\#3 주파수 Droop 계통 기여도

Fig. 14. Contribution of HVDC\#3 f-Droop

그림 15는 주파수 불감대 설정에 따른 결과로, 불감대의 범위가 작을수록 HVDC\#3이 더 작은 주파수 변동에도 민감하게 반응하여 최저주파수가 상승하는 결과를 보인다. 이는 주파수 불감대를 작게 설정하는 것이 주파수 안정성을 개선하는데 유리함을 나타내지만, 지나치게 작은 불감대는 빈번한 응동을 유발하여 설비의 피로도를 높일 수 있으므로, 계통 전체의 안정성을 고려한 최적의 값으로 설정하여야 한다.

그림 15. HVDC\#3 주파수 불감대 계통 기여도

Fig. 15. Contribution of HVDC\#3 f-Deadband

4.1 CFI 적용 시나리오

동기발전기를 제외한 제주계통을 분석하기 위해, 계통 안정화 자원의 영향력이 크게 작용하는 계통 조건으로 구성하였다. 이는 신재생에너지의 이용률이 낮은데 비해 계통 수요가 높은 경우를 의미하며, 기존 3기의 동기발전기 발전량은 HVDC 운전용량으로 대체하였다. HVDC는 여유도를 고려하여 육지로부터 정송을 통한 최대의 전력을 공급 받을 수 있는 운전용량으로 설정하였다. 이후 표 5에서 보는 바와 같이 계통 안정화 자원의 증설에 따른 시나리오를 설정하여 계통 주파수를 분석하였다.

4.2 시나리오 1 : 동기조상기 투입

기존 전력설비만을 유지하여 동기발전기를 제외하게 되면, 기존 동기발전기가 제공하던 관성과 단락용량이 사라지면서 주파수가 발산하는 현상이 발생한다. 그림 16에서는 제주와 남제주 모선에 각 50MVA의 동기조상기를 투입하여 발산 현상이 해소되는 것을 확인하였다. 이를 통해, CFI 적용을 분석하기 위한 동적 모의 시에는 동기조상기 100MVA가 필수로 투입되어야 하는 것을 확인하였다. 기존 동기발전기가 제공하던 단락용량인 300MVA를 투입하였을 때의 최저주파수는 설정한 유지 기준인 59.1Hz 이하로, 58.77Hz까지 하락하여 추가적인 계통 안정화 자원이 필요함을 나타낸다. 이에 200MVA를 추가하여 동기조상기 500MVA를 투입함에 따라 최저주파수가 59.16Hz까지 상승하며, 최저주파수 유지 기준을 만족하게 되는 것을 확인하였다.

그림 16. 동기조상기 투입 용량별 계통 주파수

Fig. 16. Grid Frequency under Capacities of SG

4.3 시나리오 2 : ESS 투입

동기조상기만을 투입하였을 때는 500MVA가 필요하다. 이는 ESS를 추가 투입하여 동기조상기의 용량을 감소할 수 있다. 그림 17은 제주와 남제주 모선에 각 50MW의 ESS를 투입하여 동기조상기의 투입 용량을 150MVA 감소한 것을 나타낸다. ESS는 고장 발생에 따라 유효전력을 출력하여, 동기조상기만을 투입했을 때와 비교하여 고장 제거 이후 주파수의 회복 시점을 앞당길 수 있다는 장점이 있다.

그림 17. ESS 투입에 따른 계통 주파수

Fig. 17. Grid Frequency under ESS

이를 통해 기존 동기발전기의 부재로 감소한 관성과 단락용량을 250MVA의 동기조상기 투입으로 해소하였으며, 100MW의 ESS 투입으로 주파수 제어를 통한 수급 불균형을 해소하였다. 따라서, CFI 적용에 따라 동기발전기가 없는 제주계통에는 총 350MVA의 동기조상기와 190MW의 ESS가 필요하다는 것을 확인하였다.

4.4 시나리오 3 : GFM-ESS 투입

GFM-ESS를 ESS와 동일 위치, 동일 용량으로 총 100MW를 투입하였을 때의 계통 주파수를 비교 분석하였다. ESS 투입 시에는 최저주파수가 59.15Hz, GFM-ESS 투입 시에는 최저주파수가 59.39Hz로 0.24Hz 상승하며, ESS에 비해 더 빠른 응동 특성을 가진다. 다음으로 40MW의 기설 ESS를 GFM-ESS로 전환함에 따라 시나리오 2의 결과와 비교하여, 동기조상기와 ESS의 투입 용량이 각각 100MVA, 50MW 감소하는 것을 확인하였다. 따라서, GFM-ESS를 투입함에 따라 동기조상기 450MVA, ESS 90MW, GFM-ESS 100MW 또는 동기조상기 350MVA, ESS 140MW, GFM-ESS 50MW가 필요한 것을 확인하였다.

그림 18. GFM-ESS 투입에 따른 계통 주파수

Fig. 18. Grid Frequency under GFM-ESS

4.5 시나리오 4 : PFR-FFR 기능 사용

신재생에너지의 IBR 설비 전환에 따른 FFR 및 PFR 기능의 사용 유무에 따른 계통 주파수 변화를 비교·분석하였다. PFR- FFR 기능을 사용하지 않는 경우에는 최저주파수가 59.15Hz로 나타났다. 이후, 신재생에너지의 175MW를 IBR 설비로 전환함에 따라 최저주파수의 변화를 분석한 결과는 다음과 같다.

그림 19. PFR-FFR 기능에 따른 계통 주파수

Fig. 19. Grid Frequency under PFR-FFR

먼저, PFR 기능을 사용하는 경우에는 59.29Hz까지 최저주파수가 상승하였으며, IBR 설비 전환 이전과 비교하여 고장 제거 이후 주파수 안정화 과정에서 진동이 감소하는 것을 확인하였다. 다음으로 FFR 기능을 사용하는 경우에는 ROCOF가 개선되어 59.34Hz까지 최저주파수가 상승하였다. 이와 같이 신재생에너지가 PFR 및 FFR에 기여하기 위해 IBR 설비로 전환함으로써 주파수 안정도의 개선이 가능하다는 것을 확인하였다.

4.6 시나리오 5 : 가스터빈 투입

다음은 동기조상기 및 ESS를 투입한 시나리오 2의 결과를 바탕으로 제주복합의 가스터빈 2기를 관성모드로 설정하여 단독운전을 통해 동기조상기 투입 용량을 총 100Mvar 감소한 것을 나타낸다. 이는 계통 안정화 자원 구성에 따라 변동될 수 있다.

그림 20. 가스터빈 투입에 따른 계통 주파수

Fig. 20. Grid Frequency under GT

4.7 시나리오 6 : 계통 안정화 자원 Mix 방안 도출

이전의 5개 시나리오에서는 계통 안정화 자원의 순차적 투입에 따른 주파수 안정도 및 최저주파수 분석을 통해 제주계통의 CFI 적용을 위한 자원별 최소 투입용량을 확인하였다. 시나리오 3에서의 GFM-ESS를 투입하는 방안에 따라 계통 안정화 자원을 구분하였다. 첫 번째 방안은 GFM-ESS를 추가 투입하는 것이며, 두 번째 방안은 기설 ESS를 GFM-ESS로 전환하고 별도의 ESS를 추가적으로 투입하는 것이다. 두 방안에 대해 가스터빈이 포함된 조합에 따라 다음과 같은 계통 안정화 자원 Mix 방안을 수립하였다.

그림 21. 계통 안정화 자원 Mix 방안에 따른 계통 주파수

Fig. 21. Grid Frequency under Configurations of Grid Stabilization Resources