2.1 재생에너지 연계에 따른 고장전류 변화

또한, 인버터를 통해 계통에 연계되는 재생에너지원은 전력 반도체 소자의 출력 전류 한계로 인해 동기발전기와 달리 과도 상태에서 충분한 고장전류를 공급하지 못한다. 이에 따라 고장 시 공급 가능한 전류가 제한된다. 따라서 인버터 기반 재생에너지원이 확대될수록 기존 동기발전기 대비 고장전류는 감소하는 양상을 보이게 된다.

그림 4. 재생에너지 연계 전후에 따른 모선별 고장전류

Fig. 4. Fault Current by Bus Before and After Connection of Renewable Energy at Bus

그림 4는 IEEE118 시험계통에서 1번 모선에 재생에너지를 연계 전후의 모선별 고장전류 변화를 나타낸다. 변화된 임피던스 값으로 인해 고장전류 특성이 변하였으며, 재생에너지를 연계한 인근 지역 전반의 고장전류 수준이 낮아지는 현상을 확인할 수 있다.

나아가 전력계통 고장전류 해석에서, 계통의 비대칭성을 반영하기 위한 방법은 Fortescue 대칭성분법에 따라 분해된 Positive, Negative, Zero 시퀀스 성분을 각각 별도로 분석하는 것이다. 이러한 해석방법은 각 시퀀스망에 대해 독립적인 형태의 임피던스 행렬을 구성하여, 계통의 전기적 특성과 결선 방식에 따른 차이를 반영할 수 있다. 구체적으로 고장 위치에 해당하는 시퀀스 임피던스는 각 시퀀스별 행렬의 대각선 성분으로 산출된다. 해당 임피던스들은 고장 유형과 특성에 따라 서로 직렬 또는 병렬 방식으로 결합되어 총 임피던스를 산정하게 된다. 예를 들어, 단상 지락이나 3상 단락 고장 시, 각 시퀀스 임피던스는 고장점과 다른 계통 버스 사이를 연결하는 네트워크 내의 저항과 리액턴스로 표현된다. 최종적으로 전체 고장전류의 크기는 다음과 같이 표현된다.

여기서 V는 계통 전압, $Z_1, Z_2, Z_0$은 각각 Positive, Negative, Zero 시퀀스의 임피던스이며, $Z_{total}$은 고장점까지의 등가 임피던스이다. 이러한 방식은 계통의 비대칭 특성과 함께 인버터 기반 자원이 갖는 한계전류 특성을 반영함으로써 보다 신뢰성 높은 고장전류 해석을 가능하게 한다^[7].

2.2 재생에너지 연계에 따른 전압 과도 응답

국내에서 별도의 전압 제어 기능이 없는 Grid-following 방식의 재생에너지 연계가 확대됨에 따라, 계통의 내재적 관성 감소로 인해 동기발전기 기반 계통 대비 동적 전압 응답의 안정성이 저하되는 현상이 관찰되고 있다. 그림 5는 동기발전기와 재생에너지 발전기가 연계된 경우의 모선 전압 응답 특성을 비교한 결과를 나타낸다. 재생에너지원이 연계된 경우, 전압 과도 응답의 감쇠가 충분히 확보되지 못하여 사고 이후 전압 변동이 상대적으로 크게 나타나는 불안정한 응답 특성을 보인다. 이로 인해, 실제 운영 현장에서 계통 동특성의 악화 및 전력 품질 저하, 신뢰도 저하와 같은 문제가 반복적으로 보고되고 있다^[8].

그림 5. 동기발전기와 재생에너지 발전기의 전압 응답 비교

Fig. 5. Synchronous and Renewable Generator Voltage Response Comparison

3.1 Short-Circuit Ratio(SCR)

SCR은 전력전자 설비가 연계된 계통의 단락 용량을 기반으로 계통의 전기적 강도를 정량적으로 평가하는 대표적인 지표이며, 다음과 같이 정의된다.

여기서 $Z_{th}$는 연계점에서의 Thevenin 등가 임피던스이며, $S_{rated}$는 연계되는 전력전자 설비의 정격용량을 의미한다. 일반적으로 단위 정격으로 환산할 경우, SCR은 임피던스의 역수 형태로 단순화된다. 즉, 계통 임피던스가 작을수록 SCR은 커지며, 이는 설비가 계통에 더욱 견고하게 연결됨을 의미한다.

그림 6은 IEEE118 시험계통을 대상으로 전체 모선에 대한 SCR 분포를 나타낸다. SCR 산정에는 전력전자 설비의 정격용량은 고려하지 않고, 국제적으로 표준화되어 있으며 설계 및 비교 연구 측면에서 일관성이 높은 IECS 방식의 Thevenin 등가 임피던스에 기반하여 산정하였다. 그 결과, 대부분의 모선은 0.01에서 0.39 범위의 SCR값을 보였으나, 69번 모선은 상대적으로 높은 값을 가지는 반면 67번 모선은 비교적 낮은 수준의 SCR을 나타내었다. 즉, 69번 모선은 상대적으로 강계통 특성을 지닌 모선이고, 67번 모선은 약계통 특성을 지닌 모선임을 확인할 수 있다. 이러한 결과는 동일 계통 내에서도 모선의 위치 및 연계 특성에 따라 상대적인 계통 강건도 차이가 발생함을 보여준다.

그림 6. IEEE118 시험계통 전체 모선별 SCR

Fig. 6. Static SCR by Bus in IEEE 118-Bus System

3.2 Effective Short Circuit Ratio(ESCR)

ESCR는 기존 SCR 개념을 확장하여, 전력전자 기반 설비가 포함된 계통의 강건도를 평가하기 위해 제안된 지표이다. 해당 지표는 계통 내 무효전력 지원 효과를 반영함으로써, 기존 SCR 대비 계통의 전압 지지 능력 및 안정도 특성을 보다 정밀하게 평가할 수 있는 특징을 가진다. 특히, 전력전자 설비의 영향이 상대적으로 큰 계통에서는 ESCR을 활용하여 취약 모선을 진단하고 보강 대상을 선정함으로써, 보다 신뢰성 있는 계통 운영이 가능하다.

여기서 $S_{sc,i}$는 모선 i의 단락용량(MVA)이며, $P_{renew,i}$는 재생에너지의 용량(MW), $Q_c$는 무효전력 보상 용량(MVAR)를 의미한다.

그림 7는 IEEE118 시험계통을 대상으로 전체 모선에 대한 ESCR 분포를 나타낸다. 그 결과, 65번 모선은 상대적으로 높은 값을 보이는 반면, 117번 모선은 낮은 수준으로 나타났다. 이는 무효전력 보상을 반영한 유효 단락용량에 비해 재생에너지 연계 규모가 커서 취약 모선 특성을 나타냄을 의미한다. 이에 따라, ESCR가 해당 모선의 단락용량 대비 재생에너지 및 보상장치의 용량까지 함께 고려하여, 계통 내 강건도 차이를 정량적으로 평가할 수 있음을 보여준다.

그림 7. IEEE118 시험계통 전체 모선별 ESCR

Fig. 7. ESCR by Buses in the IEEE 118-Bus System

3.3 Weighted Short-Circuit Ratio(WSCR)

WSCR는 인근 모선 사이의 전기적 결합과 상호영향을 함께 고려하는 계통 강건도 지표이다. 기존 SCR이 특정 모선에 연결된 단일 발전원을 기준으로 계통 강건도를 산정하는 단일 지표라면, WSCR은 전기적으로 연결된 모선들을 하나의 등가 모선으로 묶어 계산한다. 이러한 방식은 동일 권역 내에 분포한 신재생에너지 설비들의 상호작용을 반영한다. 특히, 대용량 재생에너지 발전기가 서로 인접한 모선들에 동시에 접속된 경우, 이를 하나의 소규모 등가 계통으로 바라보면서 전압 지지 능력과 동특성 변화를 평가하므로 실제 계통의 강건도와 전압 안정 특성을 보다 현실적으로 나타낼 수 있다.

여기서 $S_{sc,i}$는 모선 i의 단락용량(MVA)이며, $P_{renew,i}$는 재생에너지의 용량(MW), N은 재생에너지 연계 모선의 총 개수를 의미한다.

그림 8. IEEE118 시험계통 발전기 모선에 따른 WSCR

Fig. 8. WSCR by Generator Buses in the IEEE 118-Bus System

그림 8은 IEEE118 시험계통을 대상으로 산정한 발전기 모선별 WSCR 분포를 나타낸다. 해당 분포는 WSCR 지표가 재생에너지 연계가 이루어졌거나 연계가 가능한 발전기 모선 및 계통 연계 모선을 대상으로 산정됨을 전제로 한다. 분석 결과, 77번 모선의 WSCR 값은 44.28로 상대적으로 높은 수준을 보였으며, 이는 해당 모선의 단락용량 대비 신재생에너지 연계 용량이 상대적으로 작음을 의미한다. 반면, 10번 모선의 WSCR 값은 6.101로 상대적으로 낮게 나타나, 재생에너지 연계 규모에 비해 계통 강건도가 충분히 확보되지 않은 모선임을 확인할 수 있다.

3.4 Short-Circuit Ratio with Interaction Factors(SCRIF)

SCRIF는 다수의 IBR이 전기적으로 밀접하게 연계되어 상호작용하는 계통에서, 각 설비가 직면하는 유효 계통 강도를 평가하기 위한 지표이다. 기존 SCR이 단락용량과 설비용량의 단순 비로 정의되어 인접 설비 간 전기적 상호작용을 충분히 반영하지 못하는 한계를 갖는 반면, SCRIF는 버스 i의 전압 변화에 따른 버스 j 전압 응답을 고려하여 IBR간 전기적 상호작용 효과를 반영한다.

여기서 $S_{sc,i}$는 모선 i의 단락용량(MVA)이며, $P_{renew,i}$는 재생에너지의 용량(MW), $\Delta V_i$와 $\Delta V_j$는 각각 모선 I와 모선 j의 전압 변화를 의미한다.

그림 9. IEEE118 시험계통 발전기 모선에 따른 SCRIF

Fig. 9. SCRIF by Generator Buses in the IEEE 118-Bus System

그림 9는 IEEE118 시험계통을 대상으로 산정한 발전기 모선별 SCRIF 분포를 나타낸다. 해당 SCRIF 분포는 WSCR과 마찬가지로, 재생에너지 설비가 연계되어 있거나 연계 가능한 발전기 모선 및 계통 접속 지점을 대상으로 산정되었다. 그 결과, 87번과 62번 모선은 동일한 소신호 외란에 대해 상이한 전압 응답 특성을 보였다. 87번 모선은 외란에 따른 전압 변동이 크게 나타나 버스 전압 민감도가 높게 평가되었으며, 그 결과 SCRIF 값이 낮게 산정되었다. 반면, 62번 모선은 전압 변동이 상대적으로 제한적으로 나타나 전압 민감도가 낮았고, 이에 따라 SCRIF 값이 크게 산정되어 계통 강건도가 상대적으로 높은 모선임을 확인하였다. 이에 따라, SCRIF가 단순히 단락용량과 설비용량의 비를 평가하는 기존 SCR과 달리, IBR간 전압 상호작용을 반영함으로써 동일 계통 내에서도 모선별 취약도를 더욱 정밀하게 구분할 수 있는 지표임을 보여준다.

3.5 SCR 계열 지표를 고려한 모선 선정

표 1은 IEEE118 시험계통에서 산정한 각 계통 강건도 지표의 최대·최소값을 제시한 것으로, 지표별 산정 대상 모선 범위가 상이하다. SCR과 ESCR은 전체 모선을 대상으로 산정한 반면, WSCR과 SCRIF는 발전기가 연결된 모선에 한정하여 산정하였다.

본 연구에서는 SCR, ESCR, WSCR, SCRIF를 종합적으로 활용하여 계통 내 취약 모선을 식별하고자 하였으며, 발전기 연계 모선의 경우 네 가지 지표 값이 모두 상대적으로 낮은 수준을 보이는 모선을 우선적인 취약 모선으로 간주하였다. 또한, 발전기가 연결되지 않은 모선에 대해서는 WSCR과 SCRIF의 적용이 제한되므로, SCR과 ESCR을 중심으로 취약도를 보조적으로 평가하였다. 이에 따라 SCR 기준에서 최저값을 보인 67번 모선과, WSCR 및 SCRIF 기준에서 상대적으로 낮게 산정된 87번 모선을 대표적인 취약 모선으로 선정하였다. 선정된 각 모선에 재생에너지를 연계한 경우의 전압 응답 특성은 그림 10에 제시하였다.

그림 10. 재생에너지 연계 시 67번 및 87번 모선의 전압 응답 특성 비교

Fig. 10. Voltage Response Comparison: Buses 67 & 87 under Renewable Integration

그림 10의 비교 결과, 동일한 재생에너지 제어기 파라미터 조건에서 87번 모선은 67번 모선에 비해 상대적으로 정상 상태 수렴이 지연되고 전압 변동이 크게 나타났다. 이에 따라 87번 모선을 취약 모선으로 선정하였으며, 이는 WSCR 및 SCRIF 지표가 재생에너지 분포 특성과 단락용량 특성을 함께 고려하여 산정되기 때문에, 이후 동적 모의에서 관측된 전압 응답 특성 차이와 정합적인 경향을 보인 결과로 해석할 수 있다. 즉, SCR 단일 지표만으로는 재생에너지 연계 규모나 상호작용과 같은 계통 특성을 충분히 반영하기 어렵다는 한계가 있다. 이를 보완하기 위해 SCR 계열 강건도 지표를 종합적으로 고려해야 하며, SCR 값이 낮은 경우에도 모든 운전 조건에서 불안정한 전압 응답이 나타나는 것은 아니므로, 계통 강건도 평가는 정적 지표와 전압 과도 응답 및 감쇠 특성과 같은 시간 영역의 동적 거동을 병행하여 종합적 관점에서 모선별 전기적 특성과 동적 안정성을 보다 정밀하게 평가할 필요가 있다.

4.1 STATCOM 모델링

STATCOM은 전력전자 기반 FACTS 설비로서, 계통 전압과 동기된 d-q 좌표계에서 전류를 제어함으로써 무효전력을 신속하게 공급 또는 흡수할 수 있는 장치이다. 기존 송전설비 대비 빠른 응답과 높은 제어 유연성을 가지며, 약계통 환경에서 전압 안정도 향상에 효과적으로 활용된다. STATCOM의 핵심 기능은 다음과 같다^[9].

-교류 전압 또는 무효전력 제어

-무효전력 보상 기반 계통 안정화

그림 11. STATCOM의 전압-무효전류 제어 특성 곡선

Fig. 11. Voltage-reactive current control characteristic of STATCOM

STATCOM 제어는 계통 전압에 동기된 d-q 좌표계에서 수행되며, d축 전압 정렬 가정 하에서 q축 전류가 무효전력 제어를 담당한다. 이에 따라 STATCOM의 무효전력 출력은 q축 전류에 의해 직접적으로 결정되며, STATCOM의 무효전력 제어식이 다음과 같이 단순화된다.

여기서 $v_{gd}$는 d축 계통 전압 성분, $i_{sq}$는 STATCOM의 q축 출력 전류를 의미한다. 즉, STATCOM은 q축 전류 제어를 통해 계통에 무효전력을 실시간으로 공급 또는 흡수함으로써, 계통 전압 변동을 효과적으로 보상할 수 있다^[10]. 또한, POD 제어기는 전력·주파수·각도 등 계통 동적 변화를 반영하는 측정 신호의 편차를 입력으로 받아 감쇠용 보조 신호를 생성한다. 그림 12와 같이 대상 모선의 전압각 편차가 입력되며, 이후 센서 블록과 washout 필터를 거쳐 정상상태 성분이 제거되고, Lead/Lag 보상기를 통해 지배 진동모드에 대한 위상 보상이 수행된다. 이어서 보조 신호는 리미터를 통해 크기가 제한된 후 POD 보조감쇠 출력신호로 생성되며, 대상 설비의 제어 기준값에 가산되어 전력 및 이에 따른 전압 진동의 감쇠 성능을 향상시키도록 구성된다.

그림 12. POD 제어기 블록도

Fig. 12. POD controller block diagram

이때, 표 3의 파라미터는 정상상태 성분 제거, 지배 진동모드에 대한 위상 보상, 그리고 과도한 보조신호 출력 제한이 가능하도록 설정하였다. 한편, 약계통 환경에서는 STATCOM의 빠른 무효전력 보상과 POD 기반 감쇠 보조신호의 결합이 전압 회복 특성과 감쇠 특성 개선에 유리하게 작용하므로, 본 논문에서는 이를 바탕으로 STATCOM 및 STATCOM-POD 연계에 따른 전압 동특성 및 시간영역 응답을 중점적으로 분석한다.

4.2 시험계통 구성

그림 13. 수정한 IEEE118 시험계통 계통도

Fig. 13. Modified IEEE 118-Bus Test System Diagram

본 연구는 IEEE 118 시험계통을 대상으로 수행되었으며, 원 계통에 재생에너지 연계를 위한 발전기 모선을 추가한 후 조류해석을 통해 안정적인 초기 조건을 확보하였다. 수정된 계통은 총 119개의 모선, 55개의 발전기, 그리고 3817.8 MW의 부하와 동기발전기 정격용량 11,450 MVA로 구성된다. 아울러 전압 안정도 및 진동 감쇠 특성 검토를 위하여 정격용량 100MVAR의 STATCOM을 적용하였으며, 본 연구에서 연계한 재생에너지원은 정격용량 기준으로 전체 발전기 용량의 약 10% 수준으로 설정하였으며, 세부 구성은 표 4에 제시한다.

또한, 발전기 연계 과정에서 내부 소스 임피던스를 설정 시 동기발전기에 $Z_{source}$=0.1, 재생에너지 발전기에 $Z_{source}$=9999를 적용하였다. 이는 IBR이 동기발전기와 달리 계통에 직접 노출된 내부 전기자 리액턴스를 갖지 않으며, 전력전자 변환기 및 제어기에 의해 고장 시 전류 공급 능력이 제한되어 일반적으로 약 1.5 pu 수준의 고장전류 특성을 보이기 때문이다. 반면 동기발전기는 전기자 권선과 동기 리액턴스가 물리적으로 존재하므로, 내부 임피던스를 작게 설정하였다. 이는 동기발전기가 고장 시 정격전류 대비 약 6~10배 수준의 전류를 공급하는 특성을 반영한 것이다.

한편, 발전기 내부 임피던스 설정은 고장전류 크기뿐 아니라 계통의 단락용량 및 강건도 특성에 영향을 미치며, 이러한 특성은 전압 감쇠 및 진동 거동에 간접적으로 작용할 수 있다. 이에 본 연구에서는 분석 목적에 부합하도록 내부 소스 임피던스 값을 설정하여 동기발전기와 재생에너지 발전기의 고장전류 기여 특성을 구분한 조건에서 계통 응답 특성을 분석하였다.

4.3 계통강건도에 따른 재생에너지 연계 시 전압 응답 특성

계통강건도에 따른 전압 응답 특성을 분석하기 위해, 앞서 정의한 전력망 강건도 지표인 SCRIF를 기준으로 69번과 87번 모선을 선정하였다. 두 모선에 동일한 재생에너지 제어기 파라미터를 적용하여, 계통 강건도 차이에 따른 전압 응답 특성을 비교하였다.

그림 14. 계통 강건도에 따른 재생에너지 연계 모선의 전압 응답

Fig. 14. Voltage Response of Renewable Energy-Integrated Buses According to Grid Robustness

그림 14은 SCRIF가 높은 69번과 낮은 87번 모선의 전압 응답을 시간에 따라 나타낸 결과이다. 그 결과. 69번 모선은 단락 후 전압이 빠르게 회복되고, 과도 구간의 변동 폭이 작으며 충분한 감쇠 특성을 보였다. 반면, 87번 모선은 전압 감쇠가 충분히 이루어지지 않아 외란 후 전압 변동이 장시간 지속되는 경향을 보였다. 이는 제어기 설정이나 출력 변화에 기인한 현상이 아닌 계통 강건도 저하로 인해 발생한 구조적 불안정 특성으로 해석된다. 또한, 동일한 계통 내에서도 연계 위치에 따라 전기적 강건도 차이가 크게 발생할 수 있음을 보여주며, 재생에너지 연계 지점이 계통 안정성 확보에 중요한 요인임을 시사한다. 즉, 강건도가 낮은 계통에서는 동일한 제어 조건에서도 전압 변동이 장시간 지속될 가능성이 높으며, 이에 따라 계통 신뢰도가 저하될 수 있다. 즉, SCRIF를 포함한 계통 강건도 지표는 재생에너지 연계 계통에서 모선별 강건도 수준의 차이를 정량적으로 구분하고, 이에 따른 전압 응답 거동을 해석하기 위한 기초 지표로 활용될 수 있음을 확인하였다.

4.4 재생에너지 제어기 파라미터에 따른 전압 응답 특성

재생에너지 설비의 제어기 파라미터는 수익성 극대화를 목적으로 연계 계통의 안정도 특성과 무관하게 설정되는 경우가 존재한다. 그러나 계통 강건도가 낮은 조건에서 제어기 이득이 과도하게 설정될 경우, 전압 동특성이 제어기 이득 변화의 영향을 받게 되어 전압 응답 특성이 불안정해질 수 있으며, 계통 안정도 측면에서 불리한 결과로 이어질 수 있다. 이를 바탕으로, 재생에너지 제어기 이득 변화에 따른 전압 응답 특성을 SCRIF 수준에 따라 비교함으로써, 계통 강건도에 따른 전압 응답 거동의 차이를 분석하였다. 모의에서는 재생에너지 제어기의 이득 및 시간상수를 주요 변수로 설정하였으며, 적용한 설정 조건은 표 5에 정리하였다.

그림 15는 표 5에 제시된 동일한 재생에너지 제어기 설정 조합을 SCRIF가 높은 모선인 69번과 낮은 모선인 87번에 각각 적용하였을 때의 전압 응답을 나타낸다.

그림 15. 계통 강건도 수준별 재생에너지 제어기 이득 변화에 따른 모선 전압 응답 (좌측: Bus 69, 우측: Bus 87)

Fig. 15. Bus Voltage Response to Renewable Controller Gains across Grid Strength Levels (Left: Bus 69, Right: Bus 87)

그 결과 69번 모선의 경우, 제어기 설정 변화에 따라 초기 응답 속도와 과도 응답 특성에는 미세한 차이가 관측되었으나, 모든 설정 조건에서 전압은 비교적 빠르게 정상 상태로 수렴하였다. 또한 외란 이후 전압 응답에서도 감쇠 특성 저하나 불안정한 거동은 관측되지 않았으며, 이는 해당 계통이 제어기 파라미터 변화에 대해 충분한 안정 여유를 확보하고 있음을 의미한다.

반면, 87번 모선의 경우 동일한 제어기 설정 조합을 적용하였음에도 불구하고, case 3 조건에서 외란 이후 전압 응답의 감쇠가 지연되고 전압 변동이 장시간 지속되는 특성이 나타났다. 이는 제어기 파라미터 변화가 전압 동특성에 미치는 영향이 SCRIF 수준에 따라 상이하게 나타남을 보여주며, 특히 약계통에서는 제어기 이득 설정에 대한 안정 여유가 감소하여, 제어기 설정 변화에 따른 전압 응답 특성이 보다 크게 변화할 수 있음을 보여준다.

즉, 동일한 제어기 설정이라 하더라도 계통 강건도 수준에 따라 전압 응답의 안정성이 달라질 수 있다. 이러한 결과는 4.3절에서 관측된 낮은 SCRIF 모선의 전압 응답 특성이 제어기 이득 민감도 증가에 기인함을 동적 관점에서 해석할 수 있는 근거를 제공한다. 따라서 재생에너지 제어기 설계 및 이득 설정 시에는 개별 설비 성능뿐만 아니라 연계 계통의 강건도 수준을 함께 고려하는 것이 계통 안정도 확보를 위한 중요한 요소임을 시사한다.

4.5 특수설비 연계에 따른 전압 응답 개선 결과

본 절에서는 낮은 SCRIF 87번 모선에서 관측된 전압 응답 변동 특성이 특수설비의 제어 및 적절한 파라미터 선정을 통해 구조적으로 개선 가능한지 검증하는 모의를 수행하였다. 모의에서 재생에너지 제어기 파라미터는 표 5의 case 3을 적용하였다.

그림 16. 재생에너지 단독 및 STATCOM 및 STATCOM-POD 연계 운전 시 전압 응답 비교

Fig. 16. Voltage Response Comparison under Standalone Renewable Operation and STATCOM/STATCOM-POD Integrated Operation

그림 16는 재생에너지 단독 운전, STATCOM 연계 운전, 그리고 STATCOM-POD 연계 운전 조건에서의 전압 응답을 비교하여 나타낸 것이다. 재생에너지 단독 연계의 경우, 외란 이후 전압 변동이 크게 발생하고 계통 임피던스와 재생에너지 제어기 간의 동적 상호작용으로 인해 감쇠가 충분히 이루어지지 않아 전압 변동이 장시간 지속되는 특성을 보인다.

또한, STATCOM을 연계하면 전압 변동의 최대 진폭이 감소하고 초기 과도 응답이 완화되는 경향이 나타나는데, 이는 STATCOM의 무효전력 보상 기능이 외란 직후 전압을 보조적으로 지지한 결과로 해석할 수 있다. 그러나 감쇠 특성 측면에서는 여전히 잔류 전압 변동이 나타나, 전압 변동을 완전히 저감하는 데에는 한계가 있음을 확인하였다.

반면, STATCOM-POD를 연계한 경우에는 전압 변동 진폭이 현저히 감소하고 감쇠 속도와 정상 상태 수렴 특성이 크게 개선되어 전압 변동이 효과적으로 억제됨을 확인하였다. 이는 POD가 전압 또는 전력 변동 신호를 기반으로 추가적인 감쇠 성분을 제공함으로써, 약계통에서 관측되는 외란 후 전압 변동에 대해 능동적인 감쇠 제어를 수행한 결과로 해석 가능하다. 또한 그림 16의 파형별 전압 응답을 정량적으로 비교하기 위해 최대 전압편차, 정착시간, 절대오차적분(IAE, Integral of Absolute Error)을 산정하여 표 6에 제시하였다. 재생에너지 단독 운전의 최대 전압편차는 0.140 pu였으나, STATCOM 연계 시 0.051 pu로 감소하였고, POD 적용 시 0.035 pu로 추가 저감되었다. 정착시간 역시 재생에너지 단독 32.36s에서 STATCOM 29.28s, STATCOM-POD 26.00s로 단계적으로 단축되었다. IAE는 각각 1.669, 0.800, 0.584로 감소하여, POD 적용이 잔류 변동 감쇠 및 정상상태 수렴 특성을 유의미하게 개선함을 확인하였다.

이를 통해, 약계통에서의 전압 변동 문제가 단순히 무효전력 보상 부족이 아니라, 계통과 제어기 간 동적 상호작용에 기인한 구조적 특성임을 보여준다. 따라서 정적 보상 중심의 설비 증대뿐만 아니라, POD를 포함한 능동적 감쇠 제어 기반의 특수설비 연계가 계통 안정도 확보를 위한 효과적인 해결 방안임을 확인하였다. 특히, 재생에너지의 연계가 확대되는 미래 국내 전력계통에서 STATCOM-POD 연계는 낮은 SCRIF 계통의 전압 변동을 동적으로 보완함으로써 구조적 취약성을 완화할 수 있는 실질적인 대안임을 보여준다.

4.6 재생에너지 운전점에 따른 전압 응답 특성

한편, 재생에너지 출력 운전점을 단계적으로 변화시키며 계통의 전압 응답 특성을 비교하여 운전점 변화가 계통 전압 거동에 미치는 영향을 계통 강건도 관점에서 분석하였다.

그림 17은 SCRIF가 높은 모선인 69번과 낮은 모선인 87번에 각각 재생에너지 출력 수준을 10, 50, 200, 250 MW로 단계적으로 변화시켰을 때의 전압 응답을 비교한 결과를 나타낸다. 69번 모선에서는 운전점 변화에 따른 과도 응답의 세부적인 차이는 존재하였으나, 전압 응답이 전반적으로 안정적인 감쇠 특성을 보이며 정상상태로 수렴하였다. 이는 운전점 변화보다 계통 강건도 수준이 전압 안정 특성의 전반적인 경향을 규정함을 보여준다. 반면, 87번 모선에서는 재생에너지 출력 수준에 따라 전압 응답의 진폭과 감쇠 특성에 차이가 나타났으며, 10MW 출력 조건에서는 외란 이후 비교적 안정적인 거동을 보이기도 하였다. 그러나 출력 수준이 증가함에 따라 과도 구간의 전압 변동 폭이 점차 확대되었고, 전압 변동 발생 경향은 운전점 변화와 무관하게 공통적으로 유지되었다. 이는 낮은 SCRIF 계통에서 관측되는 전압 변동이 개별 출력 조건에 국한된 현상이 아니라, 계통의 구조적 강건도 특성에 기인함을 보여준다.

그림 17. 계통 강건도 수준에 따른 재생에너지 출력 변화 시 전압 응답 특성 비교 (좌측: Bus 69, 우측: Bus 87)

Fig. 17. Comparison of Voltage Response Characteristics with Renewable Power Output Variations under Different Grid Strength Levels (Left: Bus 69, Right: Bus 87)

그림 18. 87번 모선에서의 STATCOM 단독 및 STATCOM-POD 연계 운전 시 전압 응답 특성 (좌측: Bus 69, 우측: Bus 87)

Fig. 18. Voltage Response Characteristics under STATCOM-Only and STATCOM-POD Integrated Operation in a Low Grid Strength Bus (Left: Bus 69, Right: Bus 87)

또한, 그림 18에서 SCRIF 수준이 낮은 87번 모선을 대상으로 STATCOM 단독 연계와 STATCOM-POD 연계 조건을 비교한 결과, STATCOM 단독 연계시 운전점에 따라 전압 응답의 감쇠 특성이 상이하게 나타났다. 반면, POD를 추가 적용한 경우에는 재생에너지 출력 수준이 변화하더라도 모든 운전점에서 전압 응답이 비교적 안정적으로 감쇠되었으며, 전압 응답의 진폭 또한 유의미하게 감소하였다. 또한, POD 제어에 의한 잔류 변동 저감 효과를 정량적으로 평가하기 위해, 그림 18의 전압편차 파형에 대해 ITAE 지표를 산정하여 표 7에 제시하였다. 그 결과, STATCOM-POD는 모든 운전점에서 STATCOM 단독 대비 ITAE가 1.22-3.06% 감소하여, 과도응답 구간의 전압편차 누적이 일관되게 저감됨을 확인하였다.

이는 POD가 특정 운전점에 종속된 보상 기법이 아니라, Lead/Lag 보상기를 통해 응답 지연 특성에 대한 위상을 보상하고 감쇠력을 증대시켜, 약계통에서 발생하는 구조적인 전압 변동을 효과적으로 완화하는 동적 보상 기법임을 보여준다. 또한 재생에너지의 출력 운전점은 약계통에서의 전압 응답 특성에 유의미한 영향을 미치는 중요한 변수로 작용하며, 운전점 조정을 통해 전압 변동의 진폭과 감쇠 특성이 일정 부분 완화될 수 있음을 확인하였다. 그러나 운전점 변화에 따른 응답 특성의 차이에도 불구하고, 전압 변동이 장시간 지속되는 경향은 계통 강건도 수준에 따라 상반된 양상으로 나타났다. 이는 계통의 구조적 강건도가 전압 안정 특성을 구분하는 핵심적인 기준으로 작용함을 보여주며, 아울러 제어 모드 및 제어기 구성에 따라 응답 특성이 달라질 수 있음을 고려할 때, 계통 안정도 평가는 정적 지표 분석에 더해 시간 영역 기반의 동적 응답 평가가 함께 요구됨을 시사한다.