3.1 MVDC 배전선로 사고 시 계통영향도 평가 모델링

±35kV MVDC 배전망으로 태양광 발전단지를 연계하여 운용하는 중에, MVDC 선로에서 P-G(pole to ground) 사고가 발생하는 경우, 사고전류의 흐름을 나타내면 그림 2와 같다. 여기서, 사고전류($I_{f,\:pg}$)는 그림 2, ①의 태양광전원의 수전용 컨버터 스테이션(converter #1)과 그림 2, ②의 계통공급용 인버터(converter #2)로부터 유입되는데, 이 전류는 각 컨버터 내부의 서브모듈에 설치된 DC 링크 커패시터의 방전에 의해 발생된다. 따라서, P-G 사고 직후 커패시터의 순간적인 방전으로 인한 매우 큰 사고전류가 흐르게 되어, MVDC 배전설비에 악영향을 미칠 수 있다. 그러나, MVDC 선로는 컨버터 스테이션과 인버터에 의해 AC측과 절연되어 있기 때문에, 커패시터의 에너지가 모두 방전되고 나면 사고전류는 더 이상 지속되지 않는다. 또한, MVDC 선로측에 지락사고가 발생해도, 동일 bank의 타 선로에 연계되어 있는 태양광전원용 연계변압기의 중성선측에 사고전류가 흐르지 않기 때문에 R/C의 오동작 현상이 발생하지 않게 된다. 그러나, P-G 사고 직후 DC 링크 커패시터에 의한 초기 과도시기 이후에는 사고전류의 크기가 부하전류보다 작아져 사고의 검출이 어려우므로, GFD(ground fault detector)와 같은 보호기기가 요구된다.

한편, ±35kV MVDC 배전망으로 태양광 발전단지를 연계하여 운용하는 중에, MVDC 선로에서 P-P(pole to pole) 사고가 발생하는 경우, 사고전류의 흐름을 나타내면 그림 3과 같다. 여기서, 사고전류($I_{f,\:pp}$)는 그림 3, ①의 태양광전원의 수전용 컨버터 스테이션과 그림 3, ②의 계통공급용 인버터로부터 유입된다. 먼저, 컨버터 스테이션측 사고전류는 그림 3, ③과 같이 태양광전원으로부터 공급되어 컨버터의 IGBT 스위치와 병렬로 연결된 환류 다이오드를 통하여 흘러들어오게 된다. 또한, 인버터측 사고전류는 그림 3, ④와 같이 배전용 변전소로부터 동일하게 컨버터의 환류 다이오드를 통해 유입된다. 이에 따라, MVDC 선로에서 P-P 사고가 발생하는 경우, 배전용 변전소의 사고전류 공급으로 인하여 22.9kV bus에서의 전압이 급격하게 감소하게 되어, 동일 bank에 연계되어 있는 타 선로의 수용가들은 저전압의 영향을 받을 수 있다.

그림. 3. MVDC 배전선로측 P-P 사고 시 사고전류 흐름

Fig. 3. Fault current flows with P-P fault in MVDC feeder

3.2 AC 배전선로 사고 시 계통영향도 평가 모델링

태양광 발전단지와 컨버터 스테이션을 연결하는 AC 배전선로에서 지락사고가 발생하는 경우, 사고전류 흐름을 나타내면 그림 4와 같다. 여기서, 지락 사고전류($I_{f,\:s\lg}$)는 그림 4, ①의 태양광전원과 그림 4, ②의 컨버터 스테이션으로부터 공급된다. 먼저, 그림 4, ①의 태양광전원측의 사고전류는 태양광 모듈의 단락전류 제한특성으로 인하여 크기가 비교적 작으며, 인버터의 스위칭에 의해 불안정하게 공급된다. 또한, 그림 4, ②의 컨버터 스테이션측의 사고전류는 변압기 결선방식에 의하여, 중성선을 통해 흐르게 된다. 이 때, 지락사고가 지속되면 선로전압의 극심한 불평형으로 인하여 컨버터의 제어가 불안정하게 되어, 컨버터 스테이션의 동작이 정지되거나 AC측 보호기기가 동작하여, 태양광 발전단지의 정전이 발생할 수 있다. 한편, 비접지 방식의 MVDC 배전망으로 태양광전원을 연계하는 경우, 타 선로에 연계되어 있는 태양광전원 연계용변압기의 중성선을 통해 사고전류가 흐르지 않으므로, 타 선로에 설치되어 있는 리클로저의 오동작을 방지할 수 있다. 즉, 비접지 방식의 MVDC 배전망이 영상분 회로를 차단하여, 사고전류의 분류효과를 억제할 수 있다.

그림. 4. AC 배전선로측 1선 지락사고 시 사고전류 흐름

Fig. 4. Fault current flows with SLG fault in AC feeder

한편, 태양광 발전단지와 컨버터 스테이션을 연결하는 AC 배전선로에서 3상 단락사고가 발생하는 경우, 단락사고 전류의 흐름을 나타내면 그림 5와 같다. 여기서, 사고전류($I_{f,\:sc}$)는 그림 5, ①의 태양광전원과 그림 5, ②의 컨버터 스테이션으로부터 공급된다. 이 때, 그림 5, ②의 전류가 급격하게 증가하게 되면, 컨버터 스테이션의 과전류 보호기능의 동작으로, 태양광 발전단지의 정전을 유발할 수 있다. 그러나, 컨버터 스테이션의 동작으로 사고구간이 분리될 경우, 배전용 변전소측으로 부터 사고전류가 공급되지 않기 때문에, 22.9kV bus의 전압은 안정적으로 유지되어, 동일 bank에 연계되어 있는 타 선로의 수용가들은 사고의 영향을 받지 않게 된다.

그림. 5. AC 배전선로측 3상 단락사고 시 사고전류 흐름

Fig. 5. Fault current flows with 3phase short circuit fault in AC feeder

4.1 배전용변전소 모델링

PSCAD/EMTDC를 이용하여 배전용변전소의 모델링을 수행하면 그림 6과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 배전용 변전소의 주변압기는 3권선 Yg-Yg-$\triangle$ 결선방식이며, 3차 권선은 제3고조파를 제거를 위하여 델타 결선방식을 적용하고 있다⁽¹⁰⁾. 또한, 주변압기 2차측의 중성점에 배전계통의 지락전류를 제한하기 위한 0.6[Ω]의 NGR(neutral grounding reactor)이 포함된다.

그림. 6. 배전용변전소의 모델링

Fig. 6. Modeling of distribution substation

그림. 7. ±35kV급 MVDC 배전선로 모델링

Fig. 7. Modeling of ±35kV MVDC distribution feeder

4.2 MVDC 배전선로 모델링

±35kV MVDC 배전선로의 모델링은 그림 7과 같이 지중선로와 가공선로로 구성된다. 그림 7 A부분과 같이, 지중선로는 계통공급용 인버터에서 스테이션 건물 외부로 인출되는 구간과 수전용 컨버터에서 스테이션 외부로 인출되는 구간에 포설된다. 또한, 가공선로는 그림 7 B부분과 같이 스테이션 외부로 인출된 선로 사이의 구간으로, 계통공급용 인버터와 수전용 컨버터를 연결한다.

그림. 8. 컨버터스테이션 모델링

Fig. 8. Modeling of converter station

4.3 컨버터 스테이션 모델링

AC 회로부와 서브모듈부, 서브모듈의 제어부로 구성된 Half- bridge SM 기반의 컨버터 스테이션을 모델링하면, 그림 8과 같이 나타낼 수 있다⁽¹¹⁾. 여기서, 그림 8(a)는 컨버터 스테이션의 AC 회로부 모델링으로, 그림 8(a)의 ①, ②, ③, ④ 부분은 각각 컨버터 스테이션용 변압기, AC 필터, 차단기 및 초충회로, AC 리액터를 나타낸다. 또한, 그림 8(b)는 컨버터 스테이션 내부의 서브모듈부를 나타낸 것으로, 전류 및 전력 제어신호에 의하여 AC　22.9kV를 DC $\pm$35kV로 변환하며, 각 상별로 상단과 하단측의 서브모듈에 연결된 Arm 리액터는 서브모듈의 스위칭으로 인한 고조파를 필터링하는 역할을 수행한다. 한편, 그림 8(c)는 서브모듈의 제어부로서, 그림 8(c)의 ①, ② 부분은 각각 d축 제어와 q축 제어를 나타낸다. 먼저, d축 제어부분은 운용모드에 따라 유효전력(P)을 조절하거나, DC 전압을 유지하도록 설정할 수 있으며, 목표 값을 현재의 값과 비교하여 구해진 편차로부터 PI 제어기를 통해 d축 전류($i_{d}$)가 산정된다. 또한, q축 제어부분은 운용모드에 따라 무효전력(Q) 또는 AC 전압을 제어하도록 설정할 수 있으며, PI 제어기를 통해 산정된 q축 전류($i_{q}$) 값에 의해 제어된다.

그림. 9. 태양광전원의 전류제어기 모델링

Fig. 9. Modeling of current controller in PV system

4.4 태양광전원 모델링

태양광전원용 계통연계형 인버터에 대하여 목표로 하는 유효전력과 무효전력을 제어하기 위하여, PI제어기를 이용한 세부적인 전류제어 알고리즘은 식(1)과 식(2)와 같고, 이 제어기를 모델링하면 그림 9와 같다⁽¹²⁾. 여기서, 전류 제어부는 디커플링 회로이기 때문에 유효전력과 무효전력을 서로 독립적으로 제어할 수 있다.

여기서, $V_{d}$, $V_{q}$: 인버터 출력을 위한 d-q축 전압, $I_{ref-dq}$: 인버터 출력의 기준전류, $I_{q}$, $I_{d}$: d-q동기좌표계에 의한 계통전류(직류), $V_{sq}$: 계통의 순시전압

4.5 전체 계통 모델링

상기의 각 요소별 모델링을 바탕으로, 배전용변전소, MVDC 배전선로, 컨버터 스테이션, 그리고 태양광전원으로 구성된 전체 MVDC 하이브리드 배전계통은 그림 10과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, AC 배전선로는 일부구간을 제외하고 대부분 지중선로로 구성된다.

그림. 10. 전체 MVDC 하이브리드 배전계통 모델링

Fig. 10. Entire modeling of MVDC hybrid distribution system

5.1 시뮬레이션 조건

본 논문에서 제시한 ±35kV급 MVDC 하이브리드 배전망의 상정사고별 계통영향성을 평가하기 위한 시뮬레이션 조건은 그림 11과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 태양광전원의 수전용 컨버터 스테이션은 태양광전원의 AC 22.9kV의 출력을 DC ±35kV로 변환하여, MVDC 선로로 DC ±35kV를 공급하고, 계통공급용 인버터는 DC ±35kV를 AC 22.9kV로 변환하여 DL #1을 통하여 배전용 변전소로 공급한다. 또한, 동일 bank의 타 선로인 DL #2에서는 일반 수용가 부하와 태양광전원을 연계하여 운용하는 것으로 가정하며, 전체 선로 긍장은 15km이며, 리클로저는 10km 지점에 설치하는 것으로 상정한다. 한편, MVDC 하이브리드 배전망의 사고 시나리오는 태양광전원과 컨버터를 연결하는 AC 배전선로에서 지락 및 3상 단락사고가 발생하는 경우와 ±35kV MVDC 배전선로에서 P-G 및 P-P 사고가 발생하는 경우로 상정한다. 또한, 사고해석을 위한 컨버터 및 인버터, MVDC, AC 선로의 상세 내역은 표 1과 같다.

그림. 11. MVDC 하이브리드 배전망 구성도

Fig. 11. Configuration of MVDC hybrid distribution system

5.2 MVDC 배전선로 사고 시 계통영향도 평가

5.2.1 P-G 사고 특성

그림 11과 표 1의 시뮬레이션 조건에 따라, MVDC 배전선로에서 P-G 사고가 발생하는 경우, 사고전류의 특성은 그림 12와 같다. 여기서, 그림 12(a)와 그림 12(b)는 각각 태양광전원의 수전용 컨버터 스테이션과 계통공급용 인버터로부터 유입되는 사고전류이고, 그림 12(c)는 사고지점에 흐르는 전체 사고전류를 나타낸다. 또한, 그림 12(d)는 동일 bank의 타 선로에 연계되어 있는 태양광전원용 연계변압기의 중성선측 전류특성을 나타낸다. 즉, 그림 12(a) 및 그림 12(b)와 같이, 컨버터 스테이션에서는 서브모듈의 DC 링크 커패시터 방전에 의하여 58.6[kA], 인버터에서는 40.2[kA]의 사고전류가 공급됨을 알 수 있으며, 그림 12(c)와 같이 사고지점으로 최대 96.7[kA]의 사고전류가 흐르는 것을 알 수 있다. 또한, 사고가 발생하지 않은 MVDC 선로에도 최대 9.7[kA]의 사고전류가 발생하여, 컨버터 스테이션과 인버터에 악영향을 미칠 수 있음을 알 수 있다. 한편, 그림 12(d)와 같이 타 선로의 중성선에는 사고전류가 흐르지 않아, 타 선로측 수용가에 영향이 없음을 알 수 있다.

그림. 12. MVDC 선로측 P-G 사고 시의 사고전류 특성

Fig. 12. Fault current characteristics with P-G fault in MVDC feeder

또한, MVDC 배전선로에서 P-G 사고가 발생하는 경우에 대하여, 배전선로의 전압특성을 나타내면 그림 13과 같다. 여기서, 그림 13(a)와 그림 13(b)는 각각 MVDC 배전선로와 AC 22.9kV bus의 전압특성을 나타낸 것이다. 그림 13(a)와 같이, P-G 사고 시, MVDC 배전선로의 전압은 0.1[kV]로 급격하게 감소함을 알 수 있고, 건전 MVDC 배전선로의 전압은 4[ms] 이내에 -48.3[kV](1.38p.u.)로 상승하여 컨버터 스테이션과 인버터의 과전압 보호기능에 의해 탈락될 수 있음을 알 수 있다. 한편, 그림 13(b)와 같이, AC 22.9kV bus의 전압은 사고 이후 즉시 17.2[kV](0.75p.u.)로 감소하여, 동일 bank 타 선로의 수용가에 저전압 현상을 일으킬 수 있음을 알 수 있다.

그림. 13. MVDC 선로측 P-G 사고 시의 전압특성

Fig. 13. Voltage characteristics with P-G fault in MVDC feeder

5.2.2 P-P 사고 특성

MVDC 배전선로에서 P-P 사고가 발생하는 경우에 대하여, 사고전류의 특성은 그림 14와 같다. 여기서, 그림 14(a)와 그림 14(b)는 각각 태양광전원 수전용 컨버터 스테이션의 DC측 및 AC측의 사고전류이고, 그림 14(c)와 그림 14(d)는 각각 계통공급용 인버터의 DC측 및 AC측의 사고전류이며, 그림 14(e)는 사고지점에 흐르는 사고전류를 나타낸다. 즉, 그림 14(a)와 같이 태양광전원에서 공급되는 AC측 사고전류는 최대 1.95[kA]까지 상승하며, 그림 14(b)와 같이 컨버터 스테이션을 통해 MVDC 배전선로로 58.8[kA]의 사고전류가 발생하게 된다. 또한, 그림 14(c)와 같이 배전용 변전소측에서는 7.83[kA]의 사고전류가 유입되며, 그림 14(d)와 같이 인버터를 통해 MVDC 배전선로의 사고지점으로 최대 40.5[kA]의 사고전류가 공급됨을 알 수 있다. 즉, 태양광전원에서 공급되는 사고전류는 태양광 모듈의 단락전류 제한특성으로 인해 크기가 작게 나타나고, 대부분의 사고전류는 배전용 변전소에서 컨버터의 환류 다이오드를 통해 흐르는 것을 알 수 있다.

그림. 14. MVDC 선로측 P-P 사고 시의 사고전류 특성

Fig. 14. Fault current characteristics with P-P fault in MVDC feeder

또한, MVDC 배전선로에서 P-P 사고가 발생하는 경우에 대하여, 배전선로의 전압특성을 나타내면 그림 15와 같다. 여기서, 그림 15(a)와 그림 15(b)는 각각 MVDC 배전선로와 AC 22.9kV bus의 전압특성을 나타낸 것이다. 그림 15(a)와 같이, P-P 사고 시, MVDC 선로의 전압은 양극 모두 ±0.19[kV]로 급격하게 감소하게 되며, 이에 따라 컨버터 스테이션과 인버터가 과전압 보호기능에 의해 탈락될 수 있음을 알 수 있다. 한편, 그림 15(b)와 같이, AC 22.9kV bus의 전압은 사고 이후 즉시 11.8[kV] (0.52 p.u.)로 감소하여, 동일 bank 타 선로의 수용가에 저전압의 현상을 발생시킬 수 있음을 알 수 있다. 상기의 결과를 5.2.1절의 P-G 사고와 비교하여 나타내면 표 2와 같다.

그림. 15. MVDC 선로측 P-P 사고 시의 전압특성

Fig. 15. Voltage characteristics with P-P fault in MVDC feeder

표 2. MVDC 선로 사고 시 종류별 사고특성

Table 2. Fault characteristics depending on fault types at MVDC feeder

items			P-G fault	P-P fault
fault current (kA)	converter station	DC(+)	58.6 (124.2 p.u.)	58.8 (124.6 p.u.)
		DC(-)	9.7 (20.6 p.u.)	58.8 (124.6 p.u.)
		AC	1.7 (2.0 p.u.)	1.9 (2.3 p.u.)
	inverter	DC(+)	40.2 (85.2 p.u.)	40.5 (85.8 p.u.)
		DC(-)	9.7 (20.6 p.u.)	40.5 (85.8 p.u.)
		AC	5.7 (6.8 p.u.)	7.8 (9.4 p.u.)
	fault point		96.7 (204.9 p.u.)	97.1 (205.7 p.u.)
	neutral line at anther feeder		0 (0.0 p.u.)	0 (0.0 p.u.)
voltage (kV)	MVDC feeder	DC(+)	0.1 (0.00 p.u.)	0.2 (0.01 p.u.)
		DC(-)	48.3 (1.38 p.u.)	0.2 (0.01 p.u.)
	AC 22.9kV bus		17.2 (0.75 p.u.)	11.8 (0.52 p.u.)

5.3 AC 배전선로 사고 시 계통영향도 평가

5.3.1 1선 지락사고 특성

AC 배전선로에서 1선 지락사고가 발생하는 경우에 대하여, MVDC 하이브리드 배전계통의 사고전류 특성을 나타내면 그림 16과 같다. 여기서, 그림 16(a)와 그림 16(b)는 각각 태양광전원과 수전용 컨버터 스테이션의 AC측 사고전류 특성이고, 그림 16(c)는 MVDC 배전선로의 사고전류 특성을 나타낸 것이다. 또한, 그림 16(d)는 사고지점에 흐르는 사고전류이며, 그림 16(e)는 동일 bank의 타 선로에 연계되어 있는 태양광전원용 연계변압기의 중성선측 사고전류 특성을 나타낸 것이다. 먼저, 그림 16(a)와 같이 태양광전원에서 공급되는 사고전류는 4.85[kA]까지 급격하게 증가하며, 그림 16(b)와 같이 컨버터 스테이션에서는 4.12[kA]의 사고전류가 흘러, 그림 16(c)와 같이 사고지점에서는 -8.76[kA]의 전류가 발생함을 알 수 있다. 이때, 태양광전원과 컨버터 스테이션에서는 변압기 중성선을 통해 지락전류가 유입되어, 각 상 전류의 크기와 위상이 틀어져 다른 건전 상에도 영향을 미치는 것을 알 수 있다. 또한, 그림 16(d)와 같이 MVDC 배전선로에 흐르는 사고전류는 2.83[kA](정격의 601%)까지 증가하여, 과전류 보호기능으로 인해 컨버터가 동작할 수 있음을 알 수 있다. 한편, 그림 16(e)와 같이 지락사고 시 타 선로의 중성선에 사고전류가 흐르지 않아, 타 선로측 수용가에 미치는 영향이 없음을 알 수 있다. 즉, 비접지 방식의 MVDC 배전망이 영상분 회로를 차단하여, 사고전류의 분류효과를 억제할 수 있음을 알 수 있다.

또한, AC 배전선로에서 지락사고 시의 배전선로의 전압특성을 나타내면 그림 17과 같다. 여기서, 그림 17(a)와 그림 17(b)는 각각 태양광전원 및 AC 22.9kV bus의 전압특성이고, 그림 17(c)는 MVDC 배전선로의 전압특성을 나타낸 것이다. 그림 17(a)와 같이, 태양광전원의 AC측에서 지락사고가 발생한 상의 전압은 21.4[kV]에서 17.1[kV]로 약 20%정도 급격하게 하락하여, 태양광전원이 탈락할 수 있음을 알 수 있다. 그러나, AC 22.9kV bus에서는 그림 17(b)와 같이 AC측 배전선로에서 지락사고가 발생하더라도 22.94[kV]의 전압이 그대로 유지되므로, 동일 bank의 타 선로 측에 영향을 미치지 않음을 알 수 있다. 한편, MVDC 배전선로의 전압은 그림 17(c)와 같이 사고발생 이후 32.4[kV]에서 37.7[kV]까지 진동하게 되지만, ±35[kV]의 10%의 변동폭 이내에서 유지되어, MVDC 배전선로는 AC측 지락사고 시에 큰 영향을 받지 않음을 알 수 있다.

그림. 16. AC 선로측 1선 지락사고 시의 사고전류 특성

Fig. 16. Fault current characteristics with SLG fault in AC feeder

그림. 17. AC 선로측 1선 지락사고 시의 전압특성

Fig. 17. Voltage characteristics with SLG fault in AC feeder

5.3.2 3상 단락사고 특성

AC 배전선로에서 3상 단락사고가 발생하는 경우에 대하여, MVDC 하이브리드 배전계통의 사고전류 특성을 나타내면 그림 18과 같다. 여기서, 그림 18(a)와 그림 18(b)는 각각 태양광전원과 수전용 컨버터 스테이션의 AC측 사고전류 특성이고, 그림 18(c)와 그림 18(d)는 사고지점에 흐르는 사고전류와 MVDC 배전선로의 사고전류 특성을 나타낸 것이다. 먼저, 그림 18(a)와 같이 태양광전원에서 공급되는 AC측 사고전류는 3.64[kA]까지 상승하며, 그림 18(b)와 같이 컨버터 스테이션에서는 최대 5.28[kA]의 사고전류가 공급되어, 그림 18(c)와 같이 사고지점에서는 7.17[kA]의 사고전류가 발생함을 알 수 있다. 한편, 그림 18(d)와 같이 MVDC 배전선로에 흐르는 전류는 1.31[kA](정격의 278%)까지 증가하여, 과전류 보호기능으로 인해 컨버터가 동작할 수 있음을 알 수 있다.

그림. 18. AC 선로측 3상 단락사고 시의 사고전류 특성

Fig. 18. Fault current characteristics with 3phase short circuit fault in AC feeder

또한, AC 배전선로에서 3상 단락사고 시의 배전선로의 전압특성을 나타내면 그림 19와 같다. 여기서, 그림 19(a)와 그림 19(b)는 각각 태양광전원 및 AC 22.9kV bus의 전압특성이며, 그림 19(c)는 MVDC 배전선로의 전압특성을 나타낸 것이다. 그림 19(a)와 같이, 태양광전원의 AC측 전압은 21.4[kV]에서 11.2[kV](0.52 p.u.)로 급격하게 감소하여, 태양광전원이 탈락할 수 있음을 알 수 있다. 그러나, AC 22.9kV bus의 전압은 그림 19(b)와 같이 20.1[kV]까지 감소되는데, 그 변동폭이 다른 사고종류 보다 작아 타 선로의 수용가에 미치는 저전압 영향이 비교적 적은 것을 알 수 있다. 한편, MVDC 배전선로의 전압은 그림 19(c)와 같이 사고발생 이후 36.2[kV]에서 31.8[kV]로 급격히 감소하여, 컨버터 및 인버터가 탈락할 수 있음을 알 수 있다. 상기의 결과를 5.3.1절의 1선 지락사고와 비교하여 나타내면 표 3과 같다.

그림. 19. AC 선로측 3상 단락사고 시의 전압특성

Fig. 19. Voltage characteristics with 3phase short circuit fault in AC feeder

표 3. AC 선로 사고 시 종류별 사고특성

Table 3. Fault characteristics depending on fault types at AC feeder

items			SLG fault	3-phase short circuit fault
fault current (kA)	converter station	DC(+)	2.8 (5.9 p.u.)	1.3 (2.8 p.u.)
		DC(-)	2.8 (5.9 p.u.)	1.3 (2.8 p.u.)
		AC	0.8 (1.0 p.u.)	5.3 (6.4 p.u.)
	inverter	DC(+)	2.8 (5.9 p.u.)	1.3 (2.8 p.u.)
		DC(-)	2.8 (5.9 p.u.)	1.3 (2.8 p.u.)
		AC	4.1 (4.9 p.u.)	4.6 (5.5 p.u.)
	PV system		4.9 (5.9 p.u.)	3.6 (4.3 p.u.)
	fault point		8.8 (10.6 p.u.)	7.2 (8.6 p.u.)
	neutral line at anther feeder		0 (0.0 p.u.)	0 (0.0 p.u.)
voltage (kV)	MVDC feeder	DC(+)	32.4~37.7 (0.93~1.08p.u.)	31.8 (0.91 p.u.)
		DC(-)	32.4~37.7 (0.93~1.08p.u.)	31.8 (0.91 p.u.)
	AC 22.9kV bus		22.9 (1 p.u.)	20.1 (0.88 p.u.)