1. 서 론

정부의 신재생에너지 정책으로 인하여 2040년에는 우리나라 전체 전력의 35%를 신재생에너지원으로 대체하게 될 것이며^[1], 이에 따라 발전사와 민간 기업들의 신재생에너지원에 대한 관심이 지속적으로 증가하고 있다. 화석에너지를 이용하는 발전기는 계속적으로 감소할 계획이며 특히 석탄발전에 대한 감소가 두드러진다. 이에 반해 태양광 및 풍력 등 신재생에너지 발전원은 계속적으로 증가하고 있는 추세이다.

터보팽창형 정압기(Turbo Expander Generator, TEG)는 고압의 천연가스가 터보 팽창기를 통해 저압으로 감압될 때 발생되는 회전에너지를 활용하여 전기에너지로 변화시키는 장치를 의미한다. 한국가스공사(KOGAS)는 천연가스를 기화하여 전국 주배관망에 천연가스를 공급할 때, 장거리 수송이 가능하도록 고압(65bar)으로 송출하고 전국 각 지점의 공급관리소에서 발전소나 도시가스사의 수요처로 보내질 때 정압기를 거쳐 감압하여(25bar 또는 8.5bar)송출한다. 기존 공급관리소에서는 천연가스 감압과정에서 발생되는 압력에너지를 활용하지 못하였으나, TEG는 활용되지 못했던 미활용 압력에너지를 활용하여 전기를 생산하는 발전시스템이다^[2]. TEG를 이용한 감압발전은 현재 정부로부터 신재생에너지원으로 인정받고 있지는 않지만, 온실가스를 특별히 더 배출하지 않고, 화석에너지를 소비하지 않는 자원이기 때문에 그 취지상 신재생에너지원으로 보아도 무방할 것이다.

한국가스공사는 2018년부터 1.5MW 급의 TEG 발전기를 설치하고 가스, 수소, 열을 생산하는 복합에너지 허브 개발 실증사업을 진행 중에 있다. 1.5MW급 TEG 발전기는 국내 최대 규모이며, 연간 약 12,000MWh의 전력량을 생산할 수 있는 규모이다. 실증 장소는 화성시에 위치한 발안관리소 이며, 실증사업이 성공하게 되면 국내 공급관리소에 확대 설치할 계획도 가지고 있다. TEG는 태양광발전에 비해 에너지 밀도가 높기 때문에 좁은 공간에서도 큰 전력을 생산할 수 있고, 이와 같은 발전이 확대 적용되면 온실가스를 배출하지 않고 자원을 소비하지 않는 훌륭한 에너지원으로 자리 잡을 수 있을 것으로 예상 된다^[3].

본 논문에서는 TEG 발전 실증사업을 진행함에 있어서, 그 원리와 특징을 면밀히 살펴보고, 이를 전력계통에 연계하는데 있어서 발생할 수 있는 다양한 연계 제한 조건에 대해서 살펴보도록 한다. 특히 복합 에너지 허브의 내부 전력계통을 상세히 모델링 하고 전력계통 내부 및 외부에서 발생되는 고장에 대하여, 전력계통에 미치는 영향을 분석하고, 또한 TEG가 전력계통에 연계되어 적정한 수준의 전력을 충분히 생산할 수 있는지 여부와 이를 위해 수행되어야 하는 무효전력 및 전압의 제어방안에 대해 확인하고자 한다. 나아가서는 TEG의 안정적 운전을 위하여 계통 내외부에 발생되는 고장에 대해서 전압을 유지 할 수 있는 무효전력 보상 방안에 대해서도 살펴보기로 한다.

2. TEG 발전기 특징

고압의 가스가 팽창기를 통하여 회전운동을 하고 이 회전운동을 일로 변화시키는 공정은 실제 산업에서 다양하게 활용되고 있으며 일반적으로는 냉열을 얻기 위한 극저온 공정이다. 높은 압력이 일로 전환되는 등 엔트로피 과정에서 온도가 크게 강하되기 때문에 공기를 액화시켜 질소, 산소 등을 분리하는 ASU공정(공기액화분리공정), 메탄을 액화시키는 NCC공정(에틸렌제조 공정), 천연가스를 액화시키는 LNG 액화공정 등에 대표적으로 활용되고 있다. 또한 이를 냉열로만 쓰지 않고, 고압의 가스 팽창시 발생하는 회전운동을 발전기와 연결함으로써 에너지를 전기로 회수하는 방식이 TEG 발전 방식이다.

TEG는 Radial 방향에서 유입되는 고압의 가스는 터빈을 통과하면서 터빈을 회전시킴으로써 일을 얻게 되며, 고압의 가스는 감압이 이루어지며 축방향으로 빠져나가게 된다. 터빈 입구의 VGN(Variable geometry nozzle)은 각도를 조절하여 유입량을 조정함으로써 TEG 후단의 압력을 조정한다. 즉, TEG는 정압과 전력생산의 두 가지 기능을 동시에 수행하게 된다.

고압 P1에서 저압 P2로 감압되는 과정에서 정압밸브를 통과하는 기존 관리소의 감압과정은 H-S 선도에서 수평방향으로 이동하는 등엔탈피 과정이지만 TEG를 통과하는 유동은 H-S 선도에서 수직방향으로 이동하는 등엔트로피 과정이 된다. P1에서 정압밸브를 통과하여 감압된 유체와 TEG를 통과하여 감압된 유체는 등압선 P2 상에 위치할 지라도 서로 온도는 다르다. 정압밸브(PCV)에 의한 정압과정은 교축과정(Throttle process)으로 등엔탈피 과정이며, 등엔탈피 과정에서는 줄-톰슨 효과로 정압기 후단의 온도가 내려가게 된다. 반면 TEG에 의한 정압과정은 등엔트로피 과정이며, 유체의 온도는 정압밸브의 줄-톰슨 효과에 의한 온도강하보다 많은 온도가 강하가 발생된다. 천연가스 감압과정의 경우 성분과 상태에 따라 등엔탈피 과정인 정압밸브 교축감압 과정에서는 대략 10bar 감압시 4.5 ~ 6°C 내려가게 되고 등엔트로피 과정인 터보팽창기 감압과정에서는 10bar 감압 시 15 ~ 20°C 내려가게 된다^[4].

TEG 설치는 기존에 설치되어 있는 정압기 중 하나를 TEG로 대체하여, TEG와 정압기를 병렬로 구성한다. 천연가스는 우선적으로 TEG로 흐르게 하고 TEG 기저부하 초과 시 정압기 쪽으로 흐를 수 있게 시스템을 구성하였다. 기저부하의 천연가스 유량은 TEG로 정압을 수행하면서 전력을 생산하고 TEG에서 처리하지 않는 천연가스는 병렬 연결된 정압기로 by-pass되어 정압밸브(PCV)를 통해 정압하는 개념으로 운영된다. 또한 TEG에 고장이 발생하게 되면 TEG 부의 차단밸브가 닫히고 병렬 연결된 정압기가 작동하는 안정적인 시스템이다.

3. 복합에너지 허브 구성

복합에너지 허브에는 TEG 발전기 뿐만 아니라 가열용 연료전지, 태양광발전, ESS, CHP(Combined Heat and Power), 전기차 충전소, 수소 충전소 및 마이크로그리드가 포함된다. 이에 대한 구성도는 다음 그림과 같다.

그림 1. 복합에너지 허브 구성도

Fig. 1. Composite Energy Hub Configuration Diagram

22.9kV 배전선로로부터 전체 복합에너지 허브가 연계되게 되어 있으며, 여기에 TEG와 연료전지가 별도로 구성되며, TEG연계선로에서 분기되어 마이크로 그리드와 태양광, ESS 등이 연계되는 형태이다.

본 논문에서는 위와 같은 복합에너지 허브에서 발생될 수 있는 내외부 고장을 모두 고려하기 위하여 계통해석 소프트웨어를 이용하여 각 구성에 대하여 상세 모델링을 수행하였다. 모델링된 결과는 다음 그림과 같다. 실증 장소를 한전 게통의 발안 변전소에 연계하는 형태로 구성하였으며 154kV/22.9kV 변압기를 이용하여 계통을 연계하였다.

그림 2. 분석소프트웨어를 활용한 상세 모델링

Fig. 2. Detailed modeling using systematic analysis software

위와 같이 복합에너지 허브의 전력계통을 구성할 때 하나의 집합모델로 구성하지 않고 개별적인 상세모델링을 하게되면, 집합모델에서 수행할 수 없는 다양한 내부 고장에 대한 시나리오를 적용할 수 있다. 이에 따라 각 구성요소들의 운영 조건에 따라 복합에너지 허브 내의 전압 영향 들을 상세히 검토할 수 있다. 또한 외부에서 발생하는 고장에 대해서도 복합에너지 허브 내부에 미치는 영향에 대해서 상세히 검토가 가능하게 된다.

3.1 내부 고장 시나리오

특히 적용되는 TEG 발전기의 경우 induction generator 형태이기 때문에 전력계통으로부터 무효전력을 공급받아야만 운전이 가능하다. 즉, 무효전력의 크기가 부족하여 연계지점의 전압이 낮은 경우, TEG가 정상적으로 동작하지 않을 수 있다. 따라서 전력계통 연계지점인 PCC 지점의 전압을 검토하는 것이 무엇보다 중요하다. 다음 그림은 복합에너지 허브에서 고장 개소를 4개소로 분류한 그림이고, 각 부분에서 고장이 발생하는 경우에 대하여 분석하고자 한다.

그림 3. 복합 에너지허브 내부 고장 시나리오 구성

Fig. 3. Detailed modeling using systematic analysis software

3.2 외부 고장 시나리오

또한 재생에너지의 총량이 점차 증가하고 있는 계통의 상황을 반영하여, 복합에너지 허브 외부에 재생에너지가 증가하는 시나리오를 구성하고 그에 따라 수도권의 전압안정도가 나빠지는 시나리오에 대하여 분석을 수행한다. 2035년까지 재생에너지 비율이 약 30%로 증가 할 예정이며, 이는 현재 재생에너지 비율 대비 최소 3배에 해당하는 값이므로 이러한 변화에 따라 복합에너지허브의 운영이 문제 없도록 관리할 필요가 있다. 또한 이러한 환경에서 복합에너지 허브 외부에서 심각한 상정고장이 발생한다면, 그 영향은 더욱 커질 수 있다. 이러한 현상을 해석하기 위하여 다음과 같은 전압안정도 검토 시나리오를 작성하였다.

우선 전력계통에서 재생에너지 출력이 증가하는 시나리오에 대하여 구성하였다. 계통 전체에서 차지하는 발전력의 출력을 수정하여 재생에너지의 출력 비중을 10, 20, 30%씩 증가시킨 데이터를 작성하였다. 늘어난 재생에너지 만큼의 발전력은 수도권 발전기를 Off 시킴으로써 수급을 맞추었으며, 여기서는 발전비용이 비교적 가장 높은 LNG 발전기를 우선순으로 선정하여 발전기를 끄도록 하였다. 수도권 발전기 만을 대상으로 한 이유는 수도권 계통의 전압안정도를 악화시키기 위한 방안이며, 복합에너지 허브가 수도권에 위치하므로 이에대한 영향을 보다 세밀하게 반영하기 위함이다.

그림 4. 재생에너지 증가로인한 출력변화

Fig. 4. Output change due to the increase in renewable energy

또한 이러한 재생에너지가 증가된 계통상황에서 계통에 가장 심각한 영향을 줄 수 있는 765kV 송전선 및 융통선로에 상정 고장을 발생시켜 복합에너지 허브에 영향을 줄 수 있는 인근 모선(화성 345kV 모선, 발안 154kV 모선)에 미치는 전압영향을 관찰하도록 한다.

4. 내부 고장 해석 결과 1번 위치

그림 5. 허브 내 고장 1번 위치

Fig. 5. Location of fault No. 1 inside the hub

허브내부 1번 지점에서 고장이 발생하는 경우의 복합에너지 허브의 계통구성은 위의 그림과 같다. 이때 PCC 지점 및 내부 각 지점의 전압변화를 관찰하면 다음 표와 같다.

위의 표에서 확인 할 수 있듯이 1번 지점에서의 고장으로 인한 전압변화는 매우 미미한 것을 확인 할 수 있다.

4.1 내부 고장 해석 결과 2번 위치

그림 6. 허브 내 고장 2번 위치

Fig. 6. Location of fault No. 2 inside the hub

허브내부 2번 지점에서 고장이 발생하는 경우의 복합에너지 허브의 계통구성은 위의 그림과 같다. 이때 PCC 지점 및 내부 각 지점의 전압변화를 관찰하면 다음 표와 같다.

표 2 2번 지점에서의 고장으로 인한 내부 전압 변화

Table 2 Internal voltage change due to failure at point No.2

Bus #	Initial Voltage	Voltage after fault
PCC	1.028	1.0281
401	1.0288	1.0289
501	1.0288	1.0289
701	1.0288	1.0289
801	1.0288	1.0289
901	1.0288	1.0289
1201	1.0297	1.0281
1303	1.0269	1.0269
1401	1.0297	1.0297
1501	1.0269	1.0269
1601	1.0268	1.0269
1701	1.0268	1.0269
1801	1.0268	1.0269
1901	1.0268	1.0269
2001	1.0268	1.0269
2101	1.0267	1.0268
2201	1.0269	1.0269
2301	1.0269	1.0269
2403	1.0268	1.0269
2501	1.0269	1.0269

위의 표에서 확인 할 수 있듯이 2번 지점에서의 고장으로 인한 전압변화는 401번 지점의 전압 변화가 가장 크게 나타났으며, 일반적으로 전압변화는 미미한 것을 확인 할 수 있다.

4.2 내부 고장 해석 결과 3번 위치

그림 7. 허브 내 고장 3번 위치

Fig. 7. Location of fault No. 3 inside the hub

허브내부 3번 지점에서 고장이 발생하는 경우의 복합에너지 허브의 계통구성은 위의 그림과 같다. 이때 PCC 지점 및 내부 각 지점의 전압변화를 관찰하면 다음 표와 같다.

표 3 3번 지점에서의 고장으로 인한 내부 전압 변화

Table 3 Internal voltage change due to failure at point No.3

Bus #	Initial Voltage	Voltage after fault
PCC	1.028	1.028
401	1.0288	1.0288
501	1.0288	1.0288
701	1.0288	1.0288
801	1.0288	1.0288
901	1.0288	1.0288
1201	1.0297	1.0297
1303	1.0269	1.0266
1401	1.0297	1.0297
1501	1.0269	1.0266
1601	1.0268	1.0265
1701	1.0268	1.0265
1801	1.0268	1.0265
1901	1.0268	1.0265
2001	1.0268	1.0265
2101	1.0267	1.0264
2201	1.0269	1.0266
2301	1.0269	1.0269
2403	1.0268	1.0268
2501	1.0269	1.0269

위의 표에서 확인 할 수 있듯이 3번 지점에서의 고장으로 인한 전압변화는 1701번 지점의 전압 변화가 가장 크게 나타났으며, 일반적으로 전압변화는 미미한 것을 확인 할 수 있다.

4.3 내부 고장 해석 결과 4번 위치

그림 8. 허브 내 고장 4번 위치

Fig. 8. Location of fault No. 4 inside the hub

허브내부 4번 지점에서 고장이 발생하는 경우의 복합에너지 허브의 계통구성은 위의 그림과 같다. 이때 PCC 지점 및 내부 각 지점의 전압변화를 관찰하면 다음 표와 같다.

표 4 4번 지점에서의 고장으로 인한 내부 전압 변화

Table 4 Internal voltage change due to failure at point No.4

Bus #	Initial Voltage	Voltage after fault
PCC	1.028	1.028
401	1.0288	1.0288
501	1.0288	1.0288
701	1.0288	1.0288
801	1.0288	1.0288
901	1.0288	1.0288
1201	1.0297	1.0297
1303	1.0269	1.0283
1401	1.0297	1.0297
1501	1.0269	1.0283
1601	1.0268	1.0283
1701	1.0268	1.0268
1801	1.0268	1.0268
1901	1.0268	1.0268
2001	1.0268	1.0268
2101	1.0267	1.0267
2201	1.0269	1.0283
2301	1.0269	1.0283
2403	1.0268	1.0284
2501	1.0269	1.0284

위의 표에서 확인 할 수 있듯이 4번 지점에서의 고장으로 인한 전압변화는 2403번 지점의 전압 변화가 0.0016pu로 가장 크게 나타났으며, 일반적으로 전압변화는 미미한 것을 확인 할 수 있다.

위의 해석에서 알 수 있듯이 허브 내부에서의 고장에 대해서는 전압변화가 크지 않기 때문에, PCC 지점에 대한 전압 이상 현상을 발생시키지 않을 것으로 확인 되었다. 따라서 향후 복합에너지 허브를 운영하는데 있어서 내부고장에 대한 전압 분제는 크게 문제되지 않을 것으로 판단된다. 이에 따라 복합에너지 허브 내부 이상보다는 외부이상에 따른 변화에 주목하고, 문제가 없게끔 대처하는 것이 필요할 것으로 예상된다. 다음 외부 환경 변화와 외부 고장에 따른 전압 불안정 현상을 확인해 보도록 한다.

5. 외부 환경 변화 및 고장 해석 결과

2031년 계통에 투입되어 있는 재생에너지 총 출력은 약 16GW이다. 여기에서는 재생에너지 중 발전력이 비교적 높은 태양광과 해상풍력만을 고려하도록 한다. 또한 앞서 시나리오에서 설명한 바와 같이 여기에서 10~30%까지 재생에너지 총량을 증가시킨 후 상정고장을 발생시켜 전압 문제를 확인 하였다. 상정고장은 3가지를 가정하였으며, 가장 심각한 고장인 신가평-강릉안인 765kV 송전선로 2회선 고장과 융통선로 중 조류량이 가장 많은 화성-아산 345kV 송전선로 2회선고장, 그리고 신옥천-신남원 345kV 송전선로에 대하여 해석하였다. 다음 표는 각 상정고장 별 재생에너지를 10~30% 증가시켰을 때 나타나는 모선별 전압 크기를 나타낸다.

위의 해석결과에서 알 수 있듯이 재생에너지를 기존의 계획대비 10~20% 증가시키는 것에는 문제가 없음을 확인 할 수 있었으며, 30%까지 증가시키는 상황에서는 765kV 2회선 상정고장을 발생시키는 경우, 일부 모선의 전압이 0.95pu이하까지 내려갈 수 있는 상황임을 확인하였다. 다만 이러한 상황에서도 발안 모선과 화성 모선의 경우에는 0.95pu를 상회하여 복합에너지 허브를 운영하는데 문제는 없을 것으로 판단된다. 또한 위와같이 예상되는 전압문제에 대해서는 계통에 Shunt capacitor 또는 FACTS와 같은 조상설비를 설치하는 경우 회피가 가능할 것으로 판단된다.

6. 외부 조상설비를 통한 전압제어

여기에서는 전압강하와 상승을 모두 고려하는 보상장치를 생각하여, STATCOM 설치하는 방안을 가정해 보고자 한다. 실제로 TEG 실증사업에서 무효전력 보상장치를 무엇으로 할 것 인지는 결정되지 않았지만, 계통의 전압을 변동시키지 않는 효과적인 보상방안으로 캐패시터와 리액터 성분을 모두 지니고 있는 STATCOM으로 전압을 제어 하는 방안을 고려해 보도록 한다. 기본적인 STATCOM 회로는 아래 그림과 같다.

그림 9. STATCOM의 등가 회로도

Fig. 9. Equivalent circuit of STATCOM

복합에너지허브의 여러 전원 중 가장 큰 비중을 차지하고 있는 TEG는 유도발전기로 계통으로부터 안정적인 여자전류(무효분) 공급이 필연적이다^[6]. 가까운 미래 재생에너지의 지속적인 투입으로 인해 현재대비 30% 증가하는 상황에서 TEG발전기가 문제없이 운전되기 위해서 화성 및 발안 모선의 전압을 증가 및 회복 하게하는 STATCOM의 용량을 전압 구간별로 산출한 결과는 다음과 같다. 복합에너지 허브의 PCC 지점이 화성 모선과 연계됨에 따라 STATCOM의 설치 및 운영 위치는 화성 모선이 적정할 것으로 판단하였다.

복합에너지 허브를 안정적으로 운영하기 위하여 화성모선의 전압을 1.00pu 이상으로 유지하기위해 필요한 화성 모선 STATCOM의 용량은 약 113MVar 정도로 확인되었다. STACOM을 이용하지 않더라도 Shunt Capacitor 와 같은 정지형 무효전력 보상설비를 통해큰 비용을 들이지 않아도 충분히 전압을 상승시킬 수 있음을 확인 할 수 있다. 향후 경제성과 전압제어 범위를 고려하여 적당한 양의 보상량을 선정하고, 제어할 필요가 있다.

7. 결 론

본 논문에서는 복합에너지허브 계통을 상세모델링 하고, 복합에너지 허브 내부의 각 부분에서 고장이 발생하였을 때 전압 변화를 관찰하였다. 해석결과 내부의 고장에 대해서는 전압변화가 미미 하였으며, 특히 복합에너지 허브 운영에 가장 밀접한 접속점(PCC) 지점에서의 전압변화가 크지 않으므로, 내부 고장에 대해서는 복합에너지허브 운영에 있어서 크게 위험한 상황은 없는 것으로 판단되었다. 다만 복합에너지허브 외부의 환경변화에 있어서 재생에너지가 기존의 계획에서 10~20% 벗어나 추가되더라도 문제가 없는 것으로 해석되었지만, 30%까지 증가한 상황에서 계통에 심각한 상정고장이 발생 되게 되면 계통에 일부 문제가 발생 할 수도 있음을 확인하였으며, 복합에너지 허브에도 일부영향을 미칠 수 있음을 확인하였다. 복합에너지 허브의 안정적인 운영을 위하여 STATCOM을 일부 투입하는 것을 모의하였으며, 그 결과 적당량의 무효전력 보상이 이뤄지는 경우 TEG 동작에 이상이 없도록 전압 제어가 가능한 것을 확인 하였다. 향후 복합에너지 허브의 시운전데이터를 이용하여 TEG의 출력과 전압과의 관계를 도출하고 최적의 제어를 통하여 안적적인 복합에너지 허브 운영을 할 수 있도록 지속적인 연구를 수행할 계획이다.