정윤수
(Yun-Su Jeong)
*iD
백건
(Keon Baek)
†iD
-
(Dept. of Electrical Engineering, Chosun University, Republic of Korea.)
Copyright © The Korean Institute of Electrical Engineers
Key Words
Transmission constraints, Transmission availability, Thermal power plants
1. 서 론
전 세계적인 기후 위기 대응에 따라 대한민국 정부는 2050 탄소중립을 선언하고, 제 11차 전력수급기본계획 [1]을 통해 태양광·풍력 등 재생에너지 발전 비중을 2036년까지 30% 이상으로 확대하는 것을 목표로 하고 있다. 또한 정부는 2030년까지 온실가스
배출을 2018년 대비 40% 감축하겠다는 국가 온실가스감축목표(Nationally Determined Contribution, NDC)를 설정하며
온실가스 배출의 주요 원인인 화력발전소는 단계적 폐지 또는 저탄소 전원으로의 전환이 불가피한 상황에 놓여 있다 [2].
이러한 단계적인 화력발전의 감축으로 인해 화력발전사는 보유 설비를 LNG, 수소, 암모니아 혼소 등 다른 사업으로 경제적인 전환을 하기 위해서 적정
시기와 용량을 결정해야 한다. 최적의 의사결정을 위해 화력발전사는 설비 수명 말까지 고정비 회수 가능 유무와 폐지 및 연료 전환 시점 등을 체계적으로
분석해야 한다. 이를 위해 향후 각 발전기가 연도/시간대별로 어느 정도 발전할 수 있는지, 즉 계통 및 송전제약을 반영한 실질적인 장기 송전가능량에
대한 정량적 정보가 필요하다.
하지만, 기존 선행연구들은 ISO·TSO 관점에서 장기 송전망 보강 및 투자계획을 수립하기 위한 계통 계획 문제로 장기 송전가능량을 분석하고 있으며,
발전기 투자 방향을 분석하기 위한 연구도 존재하나 계통 제약을 제외한 시장 모형 관점에서 분석하는 경우가 많다 [3-
6]. 또한, 장단기 실질적인 송전가능량 전망은 다수의 요인에 의해 크게 달라지므로 화력발전사가 이를 투자전략에 반영하는데 어려움이 존재한다. 첫 번째로,
현재 우리나라에서는 전남·호남권 등 남부 및 서해안 지역에 재생에너지 설비가 집중된 반면, 전력 소비는 수도권 및 중부권에 집중되어 있어 구조적으로
남부에서 북부로의 대규모 송전이 발생하고 있다. 이로 인한 남북 간 북상조류의 송전혼잡은 송전제약과 같은 계통 제약을 야기하여 송전가능량 분석의 복잡성을
증대시키는 요인으로 작용한다 [7-
8]. 두 번째로, 재생에너지로 인한 송전 혼잡을 완화하기 위하여 국내외에서는 에너지저장장치, HVDC(High Voltage Direct Current),
유연한 가스발전기 등 다양한 설비를 계통에 병입하고 있으며 이들 설비는 혼잡 완화뿐만 아니라 계통 조류 분포, 계통 관성 등에도 추가적인 영향을 미친다.
이러한 HVDC는 세부 제어 특성과 단계적인 증설 시나리오를 동시에 모형에 반영하여 분석하므로 계산 복잡도와 모델링의 난이도가 크게 증가한다 [9-
10]. 이 중에서도 서해안 해상풍력 계통연계를 위한 서해안 HVDC의 단계적인 건설은 일부 북상조류 제약 해소량을 반영하여 연도·시간대별로 단계적인 송전가능량을
정량화하기에 어려운 문제가 존재한다 [9-
10].
이에 따라 본 연구에서는 남북 간 송전제약 구조와 서해안 HVDC 등 단계적 변동을 동시에 고려하여, 국내 화력발전소의 송전가능량을 정량 분석하는
것을 목표로 한다. 이를 위해 재생에너지 보급과 송변전설비 확충 계획을 반영한 계통의 시나리오에 대해 각각 조류 계산을 수행하고, 선로 과부하량을
고려해 발전기별 연도·시간대별 송전가능량을 도출하는 분석 방법을 제시하고자 한다.
따라서 이 논문의 기여점은, 아래와 같다.
-
재생에너지 입지, 송전제약, 장기 송변전설비계획을 통합적으로 반영해 국내 화력발전소의 실질적인 장기 송전가능량을 정량화하는 분석 방법론을 제시한다.
-
시나리오별 분석을 통해 도출된 연도별 송전가능량을 바탕으로 화력발전사의 설비폐지·전환·유지 시점의 의사결정할 수 있는 정량적 근거와 시사점을 제공한다.
2. 국내 전력계통 및 북상조류 중심 송전제약 분석
2.1 탄소중립 및 국가온실가스감축목표
국가 전체 온실가스 감축 목표(NDC)로 2018년 대비 온실가스 배출량을 40% 감축하겠다는 목표와 함께 발전 부문에서 대략 절반 가까운 배출을
줄이며 탈탄소화를 가속화하고있다. 이에 따라 제 11차 전력수급기본계획을 통해 정부는 2023년 대비 석탄 발전 비중을 31.4%에서 10.1%로,
신재생 발전 비중을 9.6%에서 32.9% 수준으로 감축 및 확대 목표로 하고 있다.
2.2 재생에너지 입지 및 남북 간 송전제약의 심화
목표에 따라 지속적으로 재생에너지 설비 및 발전량이 증가하고 있으나, 재생에너지의 국내 입지는 일사량이 풍부한 전남·호남권 지역에 2023년 기준
국내 태양광 설비의 약 40% 이상이 집중되어 있고 전력 소비의 약 40% 이상은 서울·경기 등 수도권에서 발생하고 있다 [11]. 이러한 지리적 불일치로 인한 수급 불균형으로 인해, 태양광 발전량이 급증하는 주간 시간대에 호남·영남·동해안 등 발전 집적지에서 수도권·중부권으로
연결되는 송전선로 구간에서 주로 남북 측 송전경로에 혼잡이 나타난다. 그 결과, 재생에너지 설비의 출력제어와 일부 화력발전기의 감발, 특정 계통구간의
송전용량을 보수적으로 설정해야 하는 등의 송전제약이 발생한다. 이는 궁극적으로 해당 지역 화력발전기의 장기적인 송전가능량과 송전망 제약 요인으로도
작용한다.
2.3 송변전 설비계획 및 HVDC 확충 계획
표 1. 연도별 계통보강용량[GW]
Table 1. Annual grid reinforcement capacity [GW]
|
권역
|
~‘29
|
‘30
|
‘31
|
‘32
|
‘33
|
‘34
|
‘35
|
‘36
|
‘37
|
‘38
|
|
수도권
|
18
|
-3.6
|
6.3
|
1.8
|
1.8
|
9.9
|
-
|
3.6
|
-
|
4.5
|
|
중부권
|
7.2
|
-
|
16.2
|
-
|
3.6
|
3.6
|
-
|
1.8
|
-
|
-
|
|
호남권
|
8.1
|
12.6
|
9.9
|
-
|
5.4
|
7.2
|
-
|
1.8
|
-
|
3.6
|
표 1은 장기 송변전 설비계획 [12]을 바탕으로 권역별로 계획된 신규·증설 송전설비의 연도별 계통 보강용량[GW]을 정리한 것이다. 이는 해당 연도에 추가로 확보되는 송변전 설비의 정격용량을
의미하며, 본 연구에서는 이를 기반으로 연도별 모의 계통을 구성하였다. 이렇게 구성된 연도별 모의 계통은 이후 장기 송전가능량 선정 과정에서 계획에
기반한 계통 시뮬레이션을 위한 선로 모델링 데이터로 활용되었다.
표 2. HVDC 용량 및 서해안 풍력단지 해소 용량
Table 2. HVDC capacity and West-Coast wind-farm congestion relief capacity
|
HVDC
인입-인출구
|
HVDC 용량[GW]
|
서해안 풍력단지
해소 용량[GW]
|
|
동해안-신가평
동해안-동서울
|
8
|
-
|
|
새만금-서화성
|
1.77
|
1.77
|
|
신해남-당진화력
|
1.77
|
1.77
|
|
새만금-영흥화력
신해남-서인천복합
|
1.77
|
1.77
|
동해안 권역에서는 신한울·강릉안인·삼천화력 등 대규모 발전단지에서 생산되는 전력을 수도권으로 직접 송전하기 위해 500kV급 동해안-수도권 HVDC
사업이 추진 중이다. 울진에서 가평까지 1단계 동해안-신가평 구간 약 230km와, 가평에서 하남·동서울까지 2단계 구간 약 50km를 포함한 약
8GW의 송전선로 증설계획은 동서간 융통선로 제약을 일부 해소할 수 있으나, 남북간 조류혼잡 해소에 대한 기여는 미미하다.
서해안 권역에서는 전남 해상풍력 및 새만금 등 서해안·호남권 재생에너지 단지 전력을 수도권으로 이송하기 위한 서해안 해저 전력 고속도로 사업이 추진되고
있다. 제 11차 전력수급기본계획에 따르면 이 사업은 2036년까지 서해안을 각 1.77GW씩 단계적으로 건설할 것을 목표로 한다. 2031년 새만금-서화성,
2036년 신해남-당진화력, 2038년 새만금-영흥화력 및 신해남-서인천복합의 각 3단계에 걸쳐 건설된다. 산업통상자원부의 해상풍력단지 중장기 개발
및 발전전략 수립 보고서 [13]에 따르면, 서해안 HVDC 건설 목적은 서남해 해상풍력 계통연계로 서해안 HVDC 도입 시 서남해 풍력단지의 발전량을 수도권으로 전송하기 위함을
확인하였다. 이에 따라 북상조류 해소에 대한 영향은 없을 것으로 예상된다.
3. 송전가능량 분석 및 방법론
그림 1. 장기 송전가능량 분석 프레임워크
Fig. 1. Framework for long-term transmission availability analysis
그림 1은 본 연구에서 구축한 장기 송전가능량 분석 프레임워크이다. 먼저 모의 시장운영 모델(M-CORE)을 이용해 시나리오별 수요, 재생에너지 출력, 설비계획을
입력으로 하는 모의 경제급전을 수행하여 시간대별 타 발전기 출력 결과를 도출한다. 도출된 발전기 출력을 모의 계통운영 모델(PSS/e)에 입력하여
조류계산을 수행하고. 남북 축을 포함한 주요 송전선로의 조류와 용량 초과여부를 평가하며 송전제약발생 구간을 식별한다. 마지막으로, 과부하율 계산을
통해 과부하율이 100%로 근사될 때까지 선로의 발전기 출력을 단계적으로 조정하고 다시 조류 계산을 통해 송전가능량을 계산하여 각 화력발전기에 대해
실현 가능한 최대 송전가능량을 산출하였다.
3.1 경제급전 모델
경제급전은 전력수급을 만족하면서 총 발전비용을 최소화하는 것을 목표로 한다. 본 연구에서는 모의 시장운영 모델인 M-CORE를 이용해 조류계산에 필요한
각 시간대별 발전기 출력을 결정하는 경제급전 문제를 구성하였다.
3.1.1 목적함수
경제급전 문제의 목적함수는 분석기간 동안의 총 연료비 및 기타 단위 발전비용을 최소화하는 것으로 정의한다. 목적함수는 다음과 같이 나타낼 수 있다.
여기서, 모든 시간 $t$와 발전기 $g$에 대해 발전출력 $P_{g, t}$에 따른 연료비를 2차 함수 $C_{g}(P_{g, t})$로 표현하여
이 값을 최소화한다. 계수 $a_{g}, b_{g}, c_{g}$는 각각 발전기 $g$의 연료비 곡선을 근사하는 이차·일차·상수 항 계수이며, 결과적으로
모델은 주어진 수요를 만족하는 해 중에서 전체 연료비가 가장 낮은 발전기 조합과 출력 패턴을 선택하게 된다.
3.1.2 수급균형 및 재생에너지 반영
경제급전 단계에서는 세부 송전망은 직접 고려하지 않고, 계통 전체 또는 권역 단위의 수급균형 제약을 부과한다. 단일 계통으로 단순화하면, 각 시간대
$t$에 대해 다음과 같은 수급균형식으로 나타낼 수 있다.
각 시간대 $t$마다 조정가능 발전기 집합 $G$의 출력 $P_{g, t}$ 합과 재생에너지 설비 집합 $R$의 발전량 $P_{r, t}$ 합을 더한
값이 해당 시간대 계통 수요 $D_{t}$와 일차하도록 강제하는 수급균형 제약을 나타낸다. 즉, 모든 시간 집합 $T$에 대해 총 공급이 총수요와
같도록 함으로써, 경제급전 결과가 전력수급 관점에서 물리적으로 일관되도록 보장한다.
3.1.3 발전기 출력 제약 및 필수운전 조건
조정가능 발전기는 각 시간대별 최소·최대 출력 제약을 만족해야 하며, 필수운전 발전기는 특정 시간대에 반드시 운전되어야 한다.
식 (3)은 각 발전기의 최소·최대 출력 제약을 나타낸다. 각 시간대 $t$의 출력 $P_{g, t}$는 해당 설비의 최소 출력 이상, 최대 출력 이하에서만
발전할 수 있으며, 이를 통해 발전기가 기동 후 안정적으로 유지해야 하는 최소 부하 이하로 내려가거나 정격용량을 초과하여 운전하지 않도록 한다. 식
(4)는 필수운전 발전기 집합에 대한 필수운전 조건을 나타낸다. 관성유지, 계통안정도 등으로 인해 항상 일정 수준 이상의 출력을 유지해야하는 발전기에 대해,
각 시간대의 출력이 정해진 최소 필수 출력 $P_{g}^{must}$ 이상이 되도록 강제한다.
3.2 조류계산
경제급전 결과로부터 얻은 시간대별 발전기 출력과 부하 분포는 PSS/e 계통모델 상의 각 버스에 유입·유출되는 발전 및 부하로 들어간다. 이후 선로,
재생에너지, HVDC 설비를 포함한 전력조류계산을 통해 송전용량 초과 및 송전가능량을 산출한다. 다음의 프로세스를 통해 계통을 모델링하고 송전제약을
산정하였다.
3.2.1 계통 모델링
본 연구에서 모의 계통운영 모델에 분석 대상 연도별 계통 구조를 넣기 위해 국내 전력계통을 제11차 전력수급기본계획과 장기 송변전설비계획에 제시된
설비 신·증설 계획을 반영하였다. 구체적으로 신·증설 구간을 해당 연도에 단계적으로 반영하고, 폐지·축소 구간은 용량 조정 또는 계통도에서 제거하여
장기적인 계통 망을 구성하였다. 또한, 동해안·서해안 HVDC 경우에도 계획된 정격용량과 연계 변전소 위치를 모델링하여 포함하였다. 재생에너지와 화력발전
설비 또한 제11차 전력수급기본계획의 권역별 설비용량과 입지 정보를 기준으로 모델링하였다.
3.2.2 송전선로 허용가능량에 따른 과부하율 도출
최대 송전가능량을 최종적으로 도출하기 위해 계통 모의운영 모델을 통해 얻은 시간대별 송전조류를 이용해 과부하율을 산정하였다.
식 (5)는 연도별 대표일 $d$의 시간 $t$에서의 송전선로 $l$의 과부하율을 의미하며 $F_{l, d, t}$는 해당 시점에서 송전선로 $l$에 흐르는
전력 조류, $F_{l}^{\max}$는 정격용량이다. 즉 실제 조류를 정격용량으로 나눈 비율을 백분율로 환산하였다. 최대 송전가능량을 도출하기 위해,
먼저 모의 시장운영 모델에서 얻은 발전량을 기반으로 모의 계통운영 모델에서 조류계산을 수행하여, 식 (5)를 이용하여 각 선로의 과부하율 $SF_{l, d, t}$를 계산하였다. 이후 송전선로의 과부하율이 100%를 초과하거나 90%에 못 미치는 경우
시장 모의운영 모델의 타깃 발전량을 조정한 뒤 조류계산을 다시 수행하였다. 이 반복계산을 통해 모든 선로의 과부하율이 적정 범위 내에서 실질적인 송전가능량을
도출하였다.
4. 실험설계
4.1 데이터셋
4.1.1 시스템 부하
그림 2. 대표일 선정 클러스터링 시각화 자료
Fig. 2. Clustering-based visualization for representative day selection
시스템 부하는 시간대별 전력수요가 가진 수요패턴 특성을 반영하기 위해 365일의 일별 부하곡선을 대상으로 군집 분석을 수행한 뒤, 그 결과 가장 대표성이
높은 5개 일을 대표일로 선정하였다. 대표일 선정에는 typical electricity load patterns를 도출하기 위한 군집화 기법 중
하나인 계층적 클러스터링 기법인 워드 연결법을 사용하였다. 워드 연결법은 두 군집이 합쳐졌을 때 오차 제곱 합의 증가분을 유사성 척도로 사용하여,
이를 최소화하도록 군집을 병합해 나가는 방식으로 비슷한 크기를 갖는 군집끼리 묶어 가며 5개의 대표일을 추출하는 방법이다.
본 연구에서는 2024년도를 기준으로 그림 2와 같이, 계층적 군집화를 진행하였으며 이에 따라 각 대표일을 5월 31일, 7월 10일, 8월 23일, 9월 7일, 10월 5일로 지정하였다. 그림 3에 제시된 각 대표일에 대응하는 시간대별 수요 패턴은 제 11차 전력수급기본계획의 연도별 수요 증감률과 전력계통운영실적의 최대/최소부하를 비례 조정함으로써,
분석 대상 연도의 시스템 부하 데이터를 구성하였다.
그림 3. 클러스팅 결과에 따른 대표일 수요 패턴
Fig. 3. Representative-day load patterns derived from clustering results
4.1.2 재생에너지 발전량
재생에너지 발전량은 제 11차 전력수급기본계획에서 제시된 재생에너지 설비용량과 자원별 이용률을 활용하여 산정하였다. 구체적으로는 태양광, 풍력 등
각 재생에너지 자원에 대해 계획 연도별 설비용량에 해당 자원의 이용률을 곱하여 도출된 연간 발전량 데이터를 활용하였다.
4.2 타깃 발전소 선정
본 연구의 실험 대상은 서해안 권역에 위치한 대형 석탄화력인 보령·신보령 발전소를 선정하였다. 호남 및 서남해 재생에너지에서 수도권으로 향하는 북상조류
경로 상에 위치해 남북 간 송전 혼잡과 재생에너지 확대의 직접적인 영향을 받는 설비이며, 총 5088MW의 석탄설비를 보유하고 계통 관성 유지와 주파수·전압
안정도 확보를 위해 최소 약 900MW 이상을 상시 운전해야 하는 대표적 필수운전 발전기이다. 이러한 입지적·계통 운영적 특성으로 인해 향후 사업전환
시점과 장기 송전가능량 변화를 검토하기에 적합한 사례로, 본 연구에서는 이를 타깃 발전소로 설정하여 시나리오별 송전제약 및 송전가능량을 분석하였다.
4.3 시나리오 설정
표 3. 시나리오 설정
Table 3. Scenario setup
|
시나리오
|
송전제약 반영 유무
|
반영 제약조건
|
|
S1
|
미반영
|
발전·신뢰도제약
|
|
S2
|
반영
|
발전·신뢰도·송전제약
|
본 연구에서는 같은 계통 조건에서 송전선로 허용용량 및 필수운전 제약조건 반영에 따라 시나리오를 구성하였다. 시나리오 S1은 발전기 최소·최대 출력,
수급 균형 등의 발전 및 신뢰도 제약조건만을 고려하여 경제급전 결과를 기준으로 계산한 송전가능량, 시나리오 S2는 송전선로 허용용량 및 필수운전 제약조건을
추가적으로 반영하여 계산한 송전가능량으로 정의한다.
5. 실험 결과 및 논의
5.1 시나리오별 송전가능량 및 과부하율 추이
2032년을 대표연도로 선정하고 시나리오별 대표 5개 일자(5월 31일, 7월 10일, 8월 23일, 9월 7일, 10월 5일)에 대해 시간대별 과부하율을
산정하였다. 그 결과, 그림 4와 같이 재생에너지 출력이 상대적으로 높은 시간대임에도 송전제약을 반영하지 않고 모의 경제급전 결과만으로 송전가능량을 산정한 S1의 경우, 8-20시간대에서
과부하율이 약 101-301.1%에 이르는 높은 수준을 보인다. 반대로 재생에너지 출력이 상대적으로 낮은 1-8시와 23-24시에는 송전선로 허용용량에
따라 추가 송전여유가 있음에도 불구하고 송전가능량이 추가적으로 산정되지않아 약 77.4%-89.8% 수준의 낮은 과부하율이 나타난다. 그림 5와 같이 S2에 따라 송전가능량을 산정할 경우에는, 재생에너지의 출력을 고려하여 과부하율이 높은 시간대의 화력발전 출력을 필수운전 수준까지 낮춤으로써
S1 대비 약 9.3% 이상 과부하율이 감소하고 과부하율이 낮은 시간대에는 송전선로 허용용량 범위 내에서 출력을 단계적으로 증가시켜 과부하율이 100%미만인
지점에서 송전가능량을 산정함으로써 과부하율이 약 15.4% 이상 증가하는 결과를 보인다.
이때의 과부하율에 따라 그림 6과 그림 7은 각각 시나리오의 2032년 대표 5개 일자에 대한 시간대별 송전가능량을 나타낸 것이다. S1에서는 보령·신보령 발전기가 대부분의 시간대에서 정격용량에
근접한 수준까지 발전하고, 태양광 발전량이 집중되는 8-20시 구간에서도 계통 제약 없이 최대 출력이 유지되는 것을 확인할 수 있다. 반면, S2에서는
동일한 부하·재생에너지 조건 하에서 송전선로 허용용량과 필수운전 제약을 반영함에 따라 화력발전량을 단계적으로 증감하여 송전가능량을 산정하였으므로,
재생에너지 유입이 높은 주간 시간대에는 보령·신보령의 송전가능량이 필수운전 수준으로 크게 축소되고 재생에너지 출력이 상대적으로 낮은 야간·새벽 시간대에는
높은 송전가능량 패턴을 보인다.
송전선로 제약을 고려한 결과 S2의 송전가능량은 8-20시 구간에서 S1 대비 30.63%-47.13% 감소하는 반면, 1-8시와 23-24시 구간에서는
1.2% 증가한 것을 확인할 수 있다. 이는 남북 측 송전혼잡이 심한 시간대에는 화력발전기의 실질적인 송전가능량이 감소하므로 송전제약을 고려하지 않은
S1의 송전가능량은 실제 송전계통에서 물리적으로 허용 가능한 값이라 보기 어렵다는 점을 의미한다. 추가적으로, 타깃 발전소인 보령·신보령 발전기는
계통 관성 유지와 전압 안정성 확보를 위해 최소 900MW 이상 운전해야하는 필수운전 발전기로, S2에서조차 과부하율이 100% 초과하는 구간에서는
보령·신보령의 출력을 낮추기는 어렵다. 이 경우에는 다른 화력·복합 발전기의 감발이나 재생에너지 출력제어 등을 통해 송전선로 허용용량 내에서 운영이
될 수 있다.
그림 4. S1 2032년도 시간대별 평균 과부하율[%]
Fig. 4. S1 hourly average overload rate in 2032[%]
그림 5. S2 2032년도 시간대별 평균 과부하율[%]
Fig. 5. S2 hourly average overload rate in 2032[%]
그림 6. S1 2032년도 날짜별 송전가능량[GW]
Fig. 6. S1 daily transmission availability profiles in 2032[GW]
그림 7. S2 2032년도 날짜별 송전가능량[GW]
Fig. 7. S2 daily transmission availability profiles in 2032[GW]
5.2 연간 송전가능량
화력발전소의 설비폐지·전환·유지에 따른 의사결정을 위해 앞서 산정한 일간 송전 가능량에 따라 연도별 일일 및 연간 최대 통합송전가능량을 산정하였다.
통합송전가능량은 각 연도별로 선정한 5개의 대표일의 빈도에 따라 가중치를 부여하여 각 시간대별 가중평균 송전가능량을 도출하였다. 이렇게 얻은 24시간의
가중평균 송전가능량을 합산한 값을 해당 연도의 일일 최대 통합송전가능량으로 정의하였으며, 이를 다시 365일로 환산하여 연간 최대 통합송전가능량을
계산하였다.
표 4. 연도별 일일 및 연간 최대 통합송전가능량[GW]
Table 4. Daily and annual maximum integrated transmission availability by year[GW]
|
년도
|
일일 최대 통합송전가능량
|
연간 최대 통합송전가능량
|
|
2029
|
38.3
|
13967.2
|
|
2030
|
40.6
|
14834.7
|
|
2031
|
32.3
|
11771.5
|
|
2032
|
54.9
|
20020.9
|
|
2039
|
36
|
13124.4
|
표 4에 따라 2029-2030년에는 연간 최대 통합송전가능량이 13967.2GW에서 14834.7GW로 소폭 증가하였다가, 2031년에는 11771.5GW로
약 20% 수준까지 크게 감소하고, 2032년에는 20020.9GW로 급증한 이후 2039년에는 13,124.4GW로 다시 중간 수준으로 낮아지는
패턴을 보인다. 이러한 추이는 보령·신보령 발전소가 계통 내에서 일정하게 출력을 내는 설비가 아닌 송전망 보강과 재생에너지 확대 속도에 따라 발전량이
크게 변동하는 설비임을 확인할 수 있으며, 이는 화력발전사의 장기 투자전략 수립에 중요한 제약조건으로 작용한다. 연간 통합송전가능량은 향후 각 연도에
기대할 수 있는 운전비용(Operating Expenditure) 회수 가능성과 자본지출(Capital Expenditure) 투자전략 수립을 위한
기준 파라미터를 정량화하기 위한 기준 수립에 기여할 수 있다.
5. 결 론
본 연구에서는 2050 탄소중립 및 국가온실가스감축목표 달성 과정에서, 재생에너지 확대와 남북 간 송전제약을 반영하여 화력발전기의 장기 송전가능량을
분석하였다. 이를 위해 제 11차 전력수급기본게획 및 장기 송변전설비계획을 참고하여 우리나라 계통을 모의 구현하여 경제급전과 계통운영을 진행하였다.
시나리오 분석 결과, 송전제약을 고려하지 않고 발전·신뢰도 제약만을 반영한 경우 재생에너지 출력이 높은 주간에 송전선로 허용용량을 초과하였음에도 불구하고
정격용량 수준까지 발전하는 것으로 나타났다. 반면 송전선로 허용용량과 필수운전 제약을 추가로 반영한 경우 주간 시간대의 송전가능량이 필수운전 수준까지
S1대비 30.63-47.13%로 감소하고, 야간·새벽에는 약 1.2% 증가하는 등 시간대별 송전가능량이 산정되었다. 이는 송전제약을 고려하지 않을
경우 실제 송전계통에서 실질적으로 운영되기 힘든 이상적인 값임을 확인할 수 있다. 또한 대표일 기반 가중평균을 통해 산정한 연도별 일일 및 연간 최대
통합송전가능량을 분석한 결과를 통하여 각 연도에 기대할 수 있는 운전비용 회수 가능성과 자본지출 투자전략 수립을 위한 입력 지표로 활용될 수 있다.
향후 연구에서는 가격 시나리오와 탄소비용을 포함한 경제성 분석을 결합함으로써, 장기 송전가능량에 따른 투자전략 포트폴리오에 대한 연구로 발전시킬 필요가
있다.
국내 출력제어는 하루 전 시장수요 및 재생에너지 발전량 예측을 통해 순수요 급감 구간의 감발 가능량에 따라 하향예비력을 우선으로 추정한다. 이후,
계통 주파수 안정 유지를 위해 추정한 하향예비력을 초과한 감발 가능량에 대해 계통 병입이 불가한 재생에너지 발전량을 하루 전 출력제어량으로 결정한다.
이러한 발전제약은 비계량 태양광 발전원에서는 정확한 의무제어 에너지량, 시간정보 등이 관리되고 있지 않아 재생에너지 발전제약을 추가하여 송전가능량을
분석하기에는 어려움이 존재한다. 따라서 본 연구에서는 타깃 발전소의 최소운전에도 불구하고 과부하율을 초과시키는 발전량에 대해서는 실제 운전에서 타
발전기 감발 및 재생에너지 출력제어를 통해 해소함을 가정한다. 관련하여 향후 연구에서는 비계량 및 계량 태양광 출력제어량 추정을 통해 장기 송전가능량
분석 결과를 고도화할 예정이다.
Acknowledgements
본 과제(결과물)는 2025년도 교육부 및 광주광역시의 재원으로 광주RISE센터의 지원을 받아 수행된 지역혁신중심 대학지원체계(RISE)의 결과입니다.(2025-RISE-05-013)
This research was supported by the Regional Innovation System & Education(RISE) program
through the (Gwangju RISE Center), funded by the Ministry of Education(MOE) and the
(Gwangju Metropolitan City), Republic of Korea.(2025-RISE-05-013)
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저자소개
Yunsu Jeong received the B.S. degree in electrical engineering from Chosun University,
Gwangju, Korea in 2025, where she is currently pursuing the M.S. degree. Her current
research interests include power system economics, energy forecasting, and virtual
power plant operation.
Keon Baek received the B.S. degree in electrical engineering from Korea Advanced Institute
of Science and Technology, Daejeon, Korea in 2011. He received the M.S. and Ph.D.
degrees with the School of Energy Convergence, Gwangju Institute of Science and Technology,
Gwangju, Korea in 2020 and 2023, respectively. He has worked at Korea Shipbuilding
and Offshore Engineering Co., Ltd. (2011 to 2018) as an Associate Researcher. He is
currently an Assistant Professor with Chosun University, Gwangju, Korea. His research
focuses on vehicle-grid integration, consumer behavior analysis, and demand flexibility
estimation.