2.1 F-V 해석 (Flow-Voltage : 북상조류 한계 해석)

F-V해석은 하나로 이루어진 계통을 2개의 지역으로 나누어 그 사이에 연계된 융통선로에 흐르는 조류량을 증가시켜 안정도를 판별하는 해석방법이다^[3][4].

위의 그림에서 A 지역의 발전단가가 B 지역의 발전단가 보다 값이 싼 경우 경제적 계통운영을 위해서 A 지역의 발전량을 증가시키고 B 지역의 발전량을 감소시킨다. 이 때, B 지역으로의 연계선로에 흐르는 융통조류의 증가로 인해서 전압안정도 한계가 어느 지점에 발생하는 확인해야 한다.

(발전력 증가 지역 A)

(발전력 감소 지역 B)

(Total)

$$\left(\begin{array}{c}P_{GA(B)i0}: A 혹은 B 지역에서 i 모선의 원래 유효전력량 \\ \\ P_{GA0,\: total}: 지역 A의 원래 전체 발전량\\ \\ \triangle P_{GA,\: total}: 지역 A의 전체 발전 변화량\\ \\ k_{GAi}: 지역 A의 발전모선 i의 발전력 증가 부담\\ \\ k_{GBi}: 지역 B의 발전모선 i의 발전력 증가 부담\end{array}\right .$$

위의 식과 같이 발전력 증가 지역에서는 해당 지역 내 각 모선의 기존 유효전력량에 원래 전체 발전량에서의 각 발전 모선에서 부담해야할 발전력 지수를 곱한 값을 합하면 발전력 증가 지역에 발전모선에서 요구되는 발전량이다. 또한 발전력 감소 지역에서는 해당 지역 내 각 모선의 기존 유효전력량에 원래 전체 발전량에서의 각 발전 모선에서 부담해야할 발전력 지수를 곱한 값을 차감하면 발전력 감소 지역에 발전모선에서 요구되는 발전량이다.

앞선 식을 기반으로 그림 2.2와 같이 그래프를 구성 할 수 있고, 사고 이후의 그래프 중 한계값이 가장 작게 나오는 커브에 대하여, 그 한계점에서의 발전량을 유지하고 사고를 제거하여 사고 이전 커브로 회귀하면, 회귀한 한계점과 현재 운전점의 차이가 융통조류 마진이 된다.

2.2 CHP 열제약운전에 따른 북상조류 한계 해석

본 논문에서는 FV 해석을 통하여 CHP 운전용량 비율별 북상조류 한계 변화량을 계산하고자 하며, 9차 기본 수급계획상 기동중인 수도권 CHP를 기동시키고 있는 계통을 기준으로 과 CHP를 On/Off 시키고 동 출력의 비 수도권 발전기를 On/Off 시킨 계통과 비교하였다. CHP 변동에 따른 비수도권 발전기 조정은 On/Off와 Scale, 두 가지 시나리오로 분석하였으며 CHP 운전 비율별 발전기 운전 현황은 아래 표와 같다. 각 운전 비율에 따라 발전기의 기동여부를 O, X로 표기하였다.

여기에서 CHP의 운전 비율별 발전기 기동여부의 60%가 레퍼런스가 되며, 이는 수도권의 총 CHP 중 60%가 가동되는 상황을 의미하며 총 발전량은 1337MW이다. 왼쪽의 100%는 수도권의 총 CHP가 100% 가동되고 있는 상황을 의미하며, 레퍼런스 대비 약 800MW의 출력이 증가하였으므로, 비수도권에서 800MW의 발전 출력을 줄이게 된다. 오른쪽의 30%는 수도권의 총 CHP가 30% 가동되고 있는 상황을 의미하며, 레퍼런스 대비 약 700MW의 출력이 감소하였으므로, 비수도권에서 700MW의 발전 출력을 늘리게 된다. 0%는 수도권의 총 CHP가 가동을 멈춘 상황을 의미하며 레퍼런스 대비 약 1300MW의 출력이 감소하였으므로, 비수도권에서 1300MW의 발전 출력을 늘리게 된다.

2.3 비수도권 On/Off 시나리오

앞서 모의한 시나리오에 따라 CHP를 0~100% 비율별로 운전 하는 것으로 가정하고 계통을 구성하였으며, 첫 번째 시나리오 모의는 비수도권 발전기의 On/Off는 23년 1월 기준으로 SMP와 무효전력 출력량을 고려하여 선정하였으며, 9차 기본 수급계획 데이터를 사용하여 PSS/E로 FV해석을 수행하였다. 그에 따른 융통 한계량 변화 값은 Reference Case인 60%일때와 비교하여 100%일 때 555.63[MW] 증가, 30%일 때 232.5[MW] 감소, 0%일 때 1001.87[MW] 감소하였으며 각 %별 융통한계량 그래프(FV 곡선)는 그림 2.4 – 그림 2.7과 같고 융통한계량은 아래 표로 정리하였다.

2.4 비수도권 발전량 Scale 시나리오

두 번째 시나리오로 비수도권 발전량 Scale 시나리오를 모의 하였다. 이는 발전기를 추가로 기동하거나 현재 기동중인 발전기를 Off 시키지 않고, 비수도권의 발전량을 Scale로 증감시켰다. 이와 같이 계통상황을 구성하게 되면 경직성 전원인 태양광, 풍력 등 재생에너지가 투입되는 미래의 전력계통에 기여하는 정도를 분석 할 수 있을 것이다.

이와 같은 시나리오로 융통조류 한계량의 변화는 Reference Case인 60%일 때와 비교하면 100%일 때 756.25[MW] 증가, 30%일 때 819.37[MW] 감소, 0%일 때 1543.75[MW] 감소하였으며 각 %별 융통한계량 그래프(FV 곡선)는 그림 2.8 – 그림 2.10과 같고 융통한계량은 아래 표로 정리하였다

첫 번째 시나리오와 비교하였을 때보다 증가량 및 감소량이 더 큰 것을 확인할 수 있는데, 이는 발전기의 On/Off 시 무효전력 출력량의 차이로 인한 것이며 미래 재생에너지 투입 시에 CHP 추가 발전의 효과로 볼 수 있을 것이다.

3.1 재생에너지 증가에 따른 CHP 관성 평가 시나리오

대다수의 재생에너지원은 전남, 경남 등 지방에 위치함에 따라 CHP Off시 지방의 발전력 Scale 조정으로 관성력에 영향을 주지 않는 재생에너지 투입상황을 모의하였다.

현재 수도권(서울, 남서울, 경기, 경기북부) 발전기의 설비용량은 26.07[GVA]이며 관성력은 77.62[GW*s]이고, 이중 본 연구에 참고한 15기의 CHP(표 2.1) 설비용량은 2.749[GVA]이며 관성력은 13.79[GW*s]이다.

3.2 RoCoF (Rate of Change of Frequency)

RoCoF는 시스템 주파수의 변화율을 나타내는 값으로, 예비력이 응동하기 전 주파수의 변동이 관성의 응답 영역이다. 전력 수요의 변화, 전력공급 문제로 인해 주파수가 변동할 때 RoCoF값을 통해 계통 안정성과 신뢰성을 평가할 수 있으며, RoCoF의 값이 작을수록 안정하고 클수록 불안정하다고 볼 수 있다. 또한 아래 식 4와 같이 시간에 대한 주파수 그래프에서의 기울기로 RoCoF 값을 계산 할 수 있다.

$$\left(\begin{array}{c}F_{1}: 첫 번째 측정 주파수 값\\ \\ F_{2}: 두 번째 측정 주파수 값\\ \\ T_{1}: 첫 번째 측정 시간\\ \\ T_{2}: 두 번째 측정 시간\end{array}\right .$$

위 식으로 계산하여 CHP의 운전 시, 미운전 시의 RoCoF를 산정하고 비교 하고자 한다.

3.3 계통 관성 평가 시나리오

현재는 계통 관성을 평가하는 정확한 기준값이 정해진 바가 없으므로, 계통에 사고를 모의하고 CHP 투입/미투입 각각의 계통을 비교하여 기여 정도를 평가해 보고자 한다.

모의한 계통 사고 시나리오는 6020(당진TP7), 6030(신서산7) 765kV 모선고장 및 2회선 탈락을 모의하였으며 시나리오는 아래와 같다^[5].

1[s] 6030(신안성) Bus Fault

1.08333[s] Fault Clear

1.08333[s] Branch Trip 6020-6030 2C

1.15[s] Machine Trip 7306[MVA]

30[s] Run

3.4 CHP 운전/미운전에 따른 RoCoF 비교

앞선 시나리오에 따른 분석 결과 CHP 운전 시보다 미운전시 RoCof의 값이 증가하는 것을 확인하였으며 결과 값은 표 3.1 및 그림 3.2와 같다.