윤명석
(Myungseok Yoon)
1iD
이문정
(Moonjeong Lee)
1iD
조남훈
(Namhun Cho)
2iD
최승연
(Sungyun Choi)
†iD
-
(Dept. of Electric and Electronic Engineering, Korea University, Korea.)
-
(Korea Electric Power Research Institute (KEPRI), Korea.)
Copyright © The Korean Institute of Electrical Engineers(KIEE)
Key words
Fault Analysis, Fault Current, Interconnection Transformer, Distributed Generation
1. 서 론
세계적인 에너지 전환 흐름과 함께 정부의 신재생에너지 정책에 힘입어 국내 계통에 대량의 신재생에너지원이 연계되고 있다. 신재생에너지원은 분산형 전원의
형태로 계통에 연계되고 있으며, 신재생에너지원이 연계되는 계통의 대다수는 배전계통 및 저압 배전계통이다. 신재생에너지 보급에 있어 선진국으로 평가받는
독일의 경우 2015년 기준 전체 태양광 설치량의 94%에 달하는 36GW의 태양광이 배전계통 및 저압 배전계통에 연계되어 있다(1). 국내 역시 2019년 발표한 ‘제3차 에너지 기본계획’을 통해 수요지 인근 분산형 전원의 발전량 비중 목표를 2040년 기준 30~35%로 확대한
바 있다. 이처럼, 분산형 전원이 배전계통에 다수 연계됨에 따라, 이와 관련한 배전계통의 운영 및 보호협조 역시 중요한 이슈로 떠오르게 되었다.
분산형 전원이 연계된 배전계통에서 고장해석을 진행할 시에는 보호협조 절차를 생각하며 다각적으로 고장 영향을 파악할 필요가 있다. 고장 발생으로 인해
차단기가 동작하기 위해서는 정확한 고장 전류의 계산이 필수적이므로, 고장 해석에 있어 가장 중요한 것은 전체 고장 전류의 크기와 함께 주전원과 분산형
전원의 고장 기여를 파악하는 것이다. 이를 위해 연계변압기 결선 및 분산형 전원의 종류를 고려한 고장해석이 필수적이다. 차단기가 동작한 후에 분산형
전원은 계통 상황에 따라 연계 유지 여부를 결정하게 된다. 차단기가 동작한 이후 연계가 유지되는 동안 분산형 전원과 계통의 일부는 단독계통을 형성하며,
이 때 부하와 선로 일부가 과전압에 노출될 수 있다. 이때의 과전압과 노출 시간을 파악하는 것 역시 고장 해석에 있어서 중요한 지점이 될 것이다.
이 경우는 부하와 분산형 전원의 비율과 함께, 앞선 경우와 마찬가지로 연계변압기 결선에 대한 고려가 이뤄져야 한다.
본 논문은 차단기가 동작하기 전까지의 상황에서 고장 전류 크기를 정확하게 계산하는 것을 목적으로 한다. 이에 따라, 본 논문은 정지기 기반 분산형
전원을 중심으로 연계변압기 결선 방식에 따른 고장전류를 계산하였으며, 그 결과를 나타내었다. 정지기 기반 분산형 전원이 연계된 계통을 바탕으로, 배전계통
고장의 대부분을 차지하는 1선지락 고장을 모의하였으며, 계통 측이 접지된 연계변압기와 접지되지 않은 연계변압기를 각각 고장해석하였다. 이를 바탕으로
미국 송전계통에 적용하여 그 결과를 보였고, 이를 한국 배전계통에도 적용하여 그 결과를 보였다. 또한, 비접지 변압기의 영향을 보다 명확하게 보이기
위하여, 전류원으로 상정한 인버터 기반 분산형 전원의 출력을 2배까지 상승시키며 그 영향을 접지변압기와 비교하였다. 또한, 이에 더하여 분산형 전원과
계통으로 이뤄진 단독계통에서 건전 상의 전압을 분석하였다. 본 논문에서 제시하는 비접지 및 접지 변압기에 대한 정확한 고장해석을 통해 연계기술기준의
타당성을 검증하고, 분산형 전원 연계 계통의 보호협조의 이론적 근거를 확보할 수 있을 것이다.
2. 본 론
2.1 분산형 전원이 배전계통에 미치는 영향
기본적으로 배전계통은 수지상 구조를 기반으로 하며, 변전소로부터 전달된 전력이 부하단을 향해 뻗어나가는 구조로 되어 있다. 이에 따라 배전계통은 조류의
방향이 단일하므로, 고장전류가 변전소에서 부하단으로 흐르는 단방향 보호협조를 추구해왔다. 반면, 신재생에너지와 같은 분산형 전원이 연계된 배전계통의
경우 분산형 전원의 영향으로 인해, 그림 1 과 같이 고장 발생 시 분산형 전원이 연계된 말단에서 고장점으로 향하는 고장전류가 발생한다. 다시 말해, 기존의 단방향 전력조류와는 달리, 분산형
전원이 연계된 계통에서는 양방향 전력조류가 발생하여 계통 운용상 다양한 문제점을 일으킬 수 있다(4). 이와 같은 역방향 고장전류의 영향으로 인해 현재 배전계통의 운영 및 보호협조는 방향성 보호기기를 사용한 보호협조 대책이 필수적이다(5). 이러한 보호협조는 정확한 고장해석을 기반으로 한다. 고장해석을 통해 구해진 고장전류의 크기나 방향 등을 통해 보호계전기의 종류나 설정값 등을 정정하기
때문이다. 또한, 정확하지 않은 고장전류 계산은 보호기기의 오동작으로 인한 정전구간 발생 및 각종 차단기의 차단용량 산정의 오차를 초래하여 계통의
신뢰성을 저하할 수도 있다(6).
그림. 1. 분산형 전원으로 인한 역방향 고장 전류 발생
Fig. 1. Reverse Fault Current from DER
분산형 전원의 도입으로 인한 배전계통 운영은 고장 시 보호협조 외에도 계통연계 유지 기술기준 등으로 인해 보다 복잡해졌다. 기존 기술기준에서는 계통의
고장 시, 분산형 전원이 일정시간 이내로 계통과 분리되는 것을 원칙으로 하였다. 허나, 계통연계 유지 조건이 기술기준에 포함됨에 따라 비정상 전압
및 비정상 주파수에 따른 최소 운전 지속 시간이 요구되고 있다. 특히, 표 1 과 같이 국내 연계기술기준의 경우 기존부터 존재했던 고장시 분리시간에 대한 조항보다 계통연계 유지에 관한 기술요건을 우선적으로 만족해야 한다고 기술되어
있다. 이에 따라, 고장 전류의 크기와 함께 고장으로 인한 과전압과 그 노출시간 역시 중요한 기술요건으로 떠오르고 있다. 국내 연계기술기준은 비정상
전압 및 주파수의 범위와 최소 운전 지속 시간만을 언급하고 있으나, IEEE Std 1547과 같은 해외 연계기술기준의 경우 분산형 전원의 형태와
그 사용 목적에 따라 세분화하여 기술요건을 제시하는 등 보다 정교한 연계기술기준을 정립하고 있다.
표 1. 국내 연계기술기준의 비정상 전압에 대한 분산형 전원의 분리 시간 및 운전지속시간
Table 1. Maximum Separation Time and Minimum Ride-Through Operation Time of DER in
Korea Grid Code
|
Voltage Range
[%]
|
Max. Separation Time of DER
[s]
|
Min. Ride-Through Operation Time of DER
[s]
|
|
$V<50$
|
0.5
|
0.15
|
|
$50\le V<70$
|
2.00
|
0.16
|
|
$70\le V<90$
|
2.00
|
1.5
|
|
$110\le V<120$
|
1.00
|
0.2
|
|
$V\ge 120$
|
0.16
|
-
|
2.2 분산형 전원 종류 및 연계변압기에 따른 고장해석 기법의 필요성
분산형 전원은 기존의 집중형 전원과는 달리, 소규모 형태로 전력 수요지 근방에 설치되는 전원이다. 분산형 전원은 발전 기술, 이용 형태, 계통과의
연계 운전, 발전 설비 등에 따라 다양하게 분류 가능하며, 발전 설비 형태에 따라 회전기와 정지기로 분류할 수 있다. 회전기는 소수력, 가스터빈 등의
유도 발전기와 동기 발전기가 있으며, 정지기로는 인버터를 통해 연계되는 연료전지, 풍력 터빈, 태양광 발전 등이 있다(7). 국내 배전계통은 다수의 회전기 및 정지기 기반의 분산형 전원이 혼재되어 연계되어 있다. 분산형 전원 특성에 따른 고장해석을 수행하기 위해 시퀀스
등가회로를 활용할 수 있다. 회전기 기반의 분산형 전원은 여타 발전원과 마찬가지로 전압원을 통해 모델링한다. 이에 따라 고장 상황 시 고장전류는 현저히
낮아진 임피던스로 인해 정격전류의 수십배에 달하는 큰 고장전류를 발생시킨다. 반면에, 정지기 기반의 분산형 전원의 경우, 고장전류의 크기가 매우 작으며,
정격전류의 1~1.5배에 불과한 고장전류를 기여한다. 이러한 전류 제한 특성을 고려하여 IEEE Std 1547에서는 정지기 기반의 분산형 전원을
전류원과 노튼 임피던스로 모델링하도록 권장한다(8,9). 이렇듯, 분산형 전원 특성별 구조 및 제어 특성이 다르므로 그에 상응하는 적절한 고장해석 방법이 필요하다(10).
분산형 전원 연계변압기에 따른 고장해석의 필요성은 현행 연계기술기준에서 찾을 수 있다. 현재 국내 배전계통은 다중접지 3상4선식으로 운영되고 있으며,
유효접지를 통해 전압 상승을 일정 수준 이하로 억제하고 있다. 이를 위해 국내 변전소는 주변압기 유효접지 기준 준수를 위해 일괄적으로 0.6옴 NGR을
설치하여 운영하고 있는데, 이와 같은 접지 시스템을 분산형 전원이 연계된 배전계통에서도 적용하도록 하고 있다. 배전계통에 분산형 전원이 다수 연계됨에
따라, 그림 2와 같이 분산형 전원의 단독운전으로 인해 형성된 단독계통에서도 한전 계통과 마찬가지로 유효접지를 통해 일시과전압을 억제하도록 한 것이다. 이와 같은
기술기준 사항은 ‘분산형 전원 배전계통 연계기술기준’(이하 연계기술기준) ‘제7조(한전계통 접지와의 협조)’ 항목에 명시하여 적용해왔다. 이에 따라
국내 분산형 전원의 대부분은 한전계통 측을 접지하는 Yg-D 연계변압기를 통해 연계되고 있다(11). 이로 인해 D-Yg 변압기를 통해 전력을 공급받던 고객이 분산형 전원을 연계하고자 하는 경우, 변압기를 교체하거나 별도의 과전압 대책을 수립해야
한다(12,13). 이는 학교나 아파트 등과 같은 특고압 수용가(22.9kV)의 신재생에너지 도입을 어렵게하는 경제적 요인이 될 수 있다.
그림. 2. 계통 고장시 분산형 전원으로 인한 단독 계통
Fig. 2. Islanding System with DER at the Main Grid Fault Situation
2.3 정지기 기반 분산형 전원이 연계된 계통에서의 연계변압기에 따른 고장해석
먼저 비교 분석에 앞서, 정지기 기반 분산형 전원이 연계된 계통과 그 고장해석 결과를 보였다. 고장해석을 위해 사용될 계통은 미국 송전계통을 변형한
계통으로 그림 3 에 나타내었다.
그림 3 의 계통은 두 개의 발전기를 가진 계통으로 각각 변압기를 통해 계통에 연계되어 있다. G1은 주전원을 의미하며, G2를 분산형 전원으로 취급할 것이다.
G2는 앞서 언급했던 것처럼 정지기 기반 분산형 전원이다. 물론 G2는 그 용량이 지나치게 크기 때문에 실제 배전계통에서의 분산형 전원과는 거리가
있다. 하지만 본 논문에서 연계변압기에 따른 고장
전류 크기 차이를 보이는 것에는 문제가 없으므로 그대로 사용할 것이다. 계통과의 연계를 위해 4번 버스와 5번 버스 사이에 분산형 전원 연계변압기가
설치되어 있는 것을 확인할 수 있다. 현재 해당 연계변압기는 계통 측이 접지되어 있는 Yg-D 연계변압기로 표현되어 있다. 주전원 역시 변압기를 통해
30마일의 선로와 연계되어 있으며, 고장은 주전원 측 변압기 바로 뒤쪽인 2번 버스에서 1선 지락 고장을 가정하였다. 그림 3의 모델을 바탕으로 고장해석을 진행하기 위해, 그림 4와 같이 시퀀스 등가회로를 작성하였다. G2의 분산형 전원은 태양광 등과 같이 인버터를 통해 연계되는 분산형 전원이므로 노턴 등가 임피던스와 전류원으로
표현하였다. 노턴 등가 임피던스의 경우 매우 큰 값으로 설정하여, 사실상 전류가 거의 흐르지 않는다.
그림. 3. 기본 계통 모델
Fig. 3. Basic System Model
그림. 4. 기본 계통 모델의 시퀀스 등가회로
Fig. 4. The Sequence Equivalent Circuit of Basic System Model
그림. 5. 기본 계통 모델의 고장해석 결과
Fig. 5. Fault Analysis Result of Basic System Model
중첩의 원리를 활용하여, 오른쪽 주전원의 해석결과와 왼쪽 분산형 전원의 해석결과를 합쳐서 해석을 진행할 수 있다. 전체 계통의 1선지락 고장해석 결과는
그림 5와 같다. 위상각의 변화는 각 변압기에 따라 설정되어 있다. 해당 해석은 먼저 전압원으로 표현된 주전원을 바탕으로 시퀀스 등가회로를 해석하고, 그
이후 전류원으로 표현된 분산형 전원을 바탕으로 시퀀스 등가회로를 해석하여 그 결과를 각각 합친 것이다. 역상분의 경우 분산형 전원 측의 기여가 거의
없으며, 영상분의 경우 0.2030 p.u.의 고장전류 기여가 있음을 확인할 수 있다. 이는 영상분 네트워크의 회로를 통해 확인할 수 있다. 전달되는
영상분 고장전류와 같은 양이 델타 변압기를 타고 들어오는 것을 확인할 수 있다. 간혹 분산형 전원의 경우 3권선 변압기를 통해 연계하는 경우가 있기는
하나, 대다수의 계통에서는 2권선 변압기를 통해 연계한다. 앞선 기본 계통 모델에서 분산형 전원 연계변압기를 2권선 변압기 두 종으로 바꾸어 시뮬레이션을
진행할 것이다. 사용하게 될 연계변압기는 D-Yg 연계변압기와 Yg-D 연계변압기이다. 두 변압기는 현재 국내에서 주로 사용되는 변압기이다. 앞서
이야기하였듯, 현행 분산형전원 배전계통 연계기술기준의 ‘접지와의 협조’ 항목에 따라 많은 분산형 전원이 Yg-D 연계변압기를 통해 계통에 연계하고
있다. 반면 D-Yg 연계변압기는 비접지 변압기로 보통 특고압(22.9kV) 부하 등에 사용되는 변압기이다. 해당 변압기의 장점으로는 하위 계통에서
일어난 고장 등의 상황이 상위계통에 전파되지 않는다는 장점이 있으나, 접지와의 협조 항목을 준수하지 못하게 되므로 별도의 보호장치 등을 요구받고 있다.
따라서 본 논문에서는 해당 결선방식의 두 연계변압기에 따른 고장해석을 통해 그 고장 영향을 비교하고자 한다. 먼저 표 2에 연계변압기 결선방식과 그에 따르는 역상분 시퀀스 네트워크 및 고장전류 진행을 보였다.
표 2. 연계변압기 결선방식에 따른 영상분 네트워크 및 고장 전류 진행
Table 2. Fault Current in Zero Sequence Circuit according to Transforemr Winding
|
Transformer
Winding
|
Zero Sequence Circuit
& Fault Current
|
|
D-Yg
|
|
|
Yg-D
|
|
위 표의 그림에서 확인할 수 있듯, 두 연계변압기는 결선방식에 따라 고장전류의 흐름이 다르다는 것을 확인할 수 있다. 연계변압기 결선방식에 따라 시퀀스
네트워크의 형태가 달라지는 것은 영상분 뿐이므로, 영상분에서 위와 같은 차이가 발생한다는 것을 확인할 수 있다. 영상분 네트워크 그림 속 정지기 기반
분산형 전원은 노턴 등가 저항으로 표현되었으며, 이는 선로 저항에 비해 매우 큰 값이므로 고장전류가 흐를 수 있는 경로로서 기능하지 못한다. 위와
같은 영상분 네트워크를 각각 적용하여 연계변압기 결선방식에 따른 각 상의 고장전류 값을 표 3과 표 4에 각각 나타내었다.표 3은 계통 측이 비접지인 D-Yg 연계변압기에 대한 결과이며, 표 4는 계통측 접지가 이뤄진 Yg-D 연계변압기에 대한 결과이다.
표 3. D-Yg 연계변압기의 고장 전류 (A,B,C상)
Table 3. Fault Current of D-Yg Transformer (A,B,C phase)
|
Direction
|
Ia
|
Ib
|
Ic
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
1.6383
|
−65.13
|
2.6358
|
116.81
|
1.0000
|
−60.00
|
|
2
|
F
|
3.8970
|
−41.35
|
0.0000
|
0.00
|
0.0000
|
0.00
|
|
3
|
2
|
1.0001
|
−150.0
|
1.0000
|
89.99
|
1.0000
|
−30.00
|
|
4
|
3
|
1.0001
|
−150.0
|
1.0000
|
89.99
|
1.0000
|
−30.00
|
|
5
|
4
|
1.0001
|
−150.0
|
1.0000
|
89.99
|
1.0000
|
−30.00
|
표 4. Yg-D 연계변압기의 고장 전류(A,B,C상)
Table 4. Fault Current of Yg-D Transformer (A,B,C phase)
|
Direction
|
Ia
|
Ib
|
Ic
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
1.7045
|
−64.15
|
2.7028
|
117.38
|
1.0000
|
−60.00
|
|
2
|
F
|
4.0218
|
−41.35
|
0.0000
|
0.00
|
0.0000
|
0.00
|
|
3
|
2
|
1.1036
|
−162.2
|
1.1769
|
99.02
|
0.7605
|
−26.36
|
|
4
|
3
|
1.1036
|
−162.2
|
1.1769
|
99.02
|
0.7605
|
−26.36
|
|
5
|
4
|
1.0001
|
−150.0
|
1.0000
|
89.99
|
1.0000
|
−30.00
|
표 3과 표 4를 통해 알 수 있듯이, Yg-D 연계변압기를 사용한 경우에 D-Yg 연계변압기를 사용한 경우 보다 큰 고장 전류가 흐르고 있음을 확인할 수 있다.
Yg-D 연계변압기를 사용한 경우의 고장전류 크기는 4.0218 p.u.에 달하지만, D-Yg 연계변압기를 사용한 경우의 고장전류 크기는 3.8970
p.u.에 그친다. 이는 표 2의 그림에서 표현하였듯이, 영상분 네트워크에서 고장전류가 진행할 수 있는 경로가 존재하기 때문이다. 고장해석 결과를 정상/역상/영상분 값을 통해 살펴보면
이와 같은 차이를 명확하게 파악할 수 있다. 각각의 고장전류의 시퀀스 성분값을 표 5와 표 6을 통해 나타내었다.
표 5. D-Yg 연계변압기의 고장 전류(정상/역상/영상)
Table 5. Fault Current of D-Yg Transformer (Zero/Positive/Negative sequence)
|
Direction
|
I0
|
I1
|
I2
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
0.0000
|
0.00
|
1.3625
|
−115.4
|
1.2990
|
−11.35
|
|
2
|
F
|
1.2990
|
−41.35
|
1.2990
|
−41.35
|
1.2990
|
−41.35
|
|
3
|
2
|
0.0000
|
0.00
|
1.0000
|
−150.0
|
0.0000
|
−131.4
|
|
4
|
3
|
0.0000
|
0.00
|
1.0000
|
−150.0
|
0.0000
|
−131.4
|
|
5
|
4
|
0.0000
|
0.00
|
1.0000
|
−150.0
|
0.0000
|
−131.4
|
표 6. Yg-D 연계변압기의 고장 전류(정상/역상/영상)
Table 6. Fault Current of Yg-D Transformer (Zero/Positive/Negative sequence)
|
Direction
|
I0
|
I1
|
I2
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
0.0000
|
0.00
|
1.3927
|
−114.2
|
1.3406
|
−11.35
|
|
2
|
F
|
1.3406
|
−41.35
|
1.3406
|
−41.35
|
1.3406
|
−41.35
|
|
3
|
2
|
0.2458
|
138.66
|
1.0000
|
−150.0
|
0.0000
|
−131.4
|
|
4
|
3
|
0.2458
|
138.66
|
1.0000
|
−150.0
|
0.0000
|
−131.4
|
|
5
|
4
|
0.0000
|
0.00
|
1.0000
|
−150.0
|
0.0000
|
−131.4
|
고장점에 전달되는 영상분 고장 전류의 크기를 보면, D-Yg 연계변압기의 경우 고장전류가 거의 흐르지 않는다는 것을 확인할 수 있다. 즉 분산형전원이
연계되어 있는 5번 버스에서 즉, 하위계통의 고장 영향이 상위계통에 전달되지 않는 비접지 D-Yg 변압기의 특성이 고장해석에도 반영되고 있는 것을
확인할 수 있다. 그에 반해, Yg-D 연계변압기의 경우 0.2458 p.u.에 해당하는 영상분 고장전류가 고장점으로 공급되고 있음을 확인할 수 있다.
다시 말해, 연계변압기는 시퀀스 네트워크의 형태에 영향을 주며, 이로 인해 연계변압기가 분산형 전원이 고장에 미치는 영향이 달라질 수 있음을 보였다.
2.4 한국 배전계통에서의 적용
앞선 예시가 미국 송전계통을 바탕으로 진행하였으므로, 이를 한국 배전계통에 적용하여 그 결과를 비교하고자 한다. 사용될 계통은 그림 6에 나타내었다. 앞선 예시와는 다르게 주전원이 3권선 변압기로 설정되어 있으며, 분산형 전원의 경우 2권선 변압기로 설정되어 있는 것을 확인할 수
있다. 주전원을 계통에 연계하는 3권선 변압기의 경우 안정 권선으로 델타 권선을 가지고 있다. G1은 변전소 주전원으로 154kV의 정격전압으로 운전되고
있다. 전력은 주변압기를 통해 22.9kV로 강압되어 전달되며 총 10km의 선로가 존재한다. 이때 고장은 역시 1선 지락 고장으로 선로 중간에서
발생하는 상황을 가정하였다. 분산형 전원의 경우 용량이 10MW이며 연계변압기를 통해 특고압 배전계통에 연계되어 있다. 연계변압기는 태양광 인버터를
거쳐 380V로 출력되는 3상 전압을 22.9kV 계통에 연계해주고 있다. 해당 계통의 분산형 전원 연계변압기를 달리하여 각각 고장해석을 진행하였다.
그 결과는 표 7과 표 8에 나타내었다.
그림. 6. 한국 배전 계통 모델
Fig. 6. Distribution System Model of Korea
표 7. D-Yg 연계변압기의 고장 전류(A,B,C상)
Table 7. Fault Current of D-Yg Transformer (A,B,C phase)
|
Direction
|
Ia
|
Ib
|
Ic
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
0.9331
|
-77.20
|
0.1000
|
60.00
|
0.1000
|
-60.00
|
|
2
|
3
|
0.9331
|
-77.20
|
0.1000
|
60.00
|
0.1000
|
-60.00
|
|
3
|
F
|
0.9602
|
-71.37
|
0.0000
|
0.0000
|
0.0000
|
0.0000
|
|
4
|
3
|
0.1000
|
180.00
|
0.1000
|
60.00
|
0.1000
|
-60.00
|
|
5
|
4
|
0.1000
|
180.00
|
0.1000
|
60.00
|
0.1000
|
-60.00
|
표 7과 표 8에서 알 수 있듯이, Yg-D 접지 변압기를 사용하였을 때가 D-Yg 비접지 변압기를 사용하였을 때보다 더욱 큰 고장전류가 발생함을 확인할 수 있다.
앞선 미국 송전계통의 예시와 마찬가지로, 이 역시 영상분 고장전류가 고장점에 도달하는 경로의 유무로 결정된다. 이에 대한 시퀀스 등가회로에서의 대칭분
성분을 표 9와표 10에 나타내었다.
표 8. Yg-D 연계변압기의 고장 전류(A,B,C상)
Table 8. Fault Current of Yg-D Transformer (A,B,C phase)
|
Direction
|
Ia
|
Ib
|
Ic
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
1.0567
|
-76.91
|
0.2859
|
92.69
|
0.1132
|
96.80
|
|
2
|
3
|
1.0567
|
-76.91
|
0.2859
|
92.69
|
0.1132
|
96.80
|
|
3
|
F
|
1.2926
|
-71.85
|
0.0000
|
0.0000
|
0.0000
|
0.0000
|
|
4
|
3
|
0.2575
|
129.39
|
0.2859
|
92.69
|
0.1132
|
96.80
|
|
5
|
4
|
0.1000
|
180.00
|
0.1000
|
60.00
|
0.1000
|
-60.00
|
표 9. D-Yg 연계변압기의 고장 전류(정상/역상/영상)
Table 9. Fault Current of D-Yg Transformer (Zero/Positive/Negative sequence)
|
Direction
|
I0
|
I1
|
I2
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
0.3201
|
-71.37
|
0.3033
|
-89.58
|
0.3201
|
-71.37
|
|
2
|
3
|
0.3201
|
-71.37
|
0.3033
|
-89.58
|
0.3201
|
-71.37
|
|
3
|
F
|
0.3201
|
-71.37
|
0.3201
|
-71.37
|
0.3201
|
-71.37
|
|
4
|
3
|
0.0000
|
0.00
|
0.1000
|
180.00
|
0.0000
|
-174.9
|
|
5
|
4
|
0.0000
|
0.00
|
0.1000
|
180.00
|
0.0000
|
-174.9
|
표 10. Yg-D 연계변압기의 고장 전류(정상/역상/영상)
Table 10. Fault Current of Yg-D Transformer (Zero/Positive/Negative sequence)
|
Direction
|
I0
|
I1
|
I2
|
|
Bus
no.
|
Bus
no.
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
1
|
2
|
0.2220
|
-71.40
|
0.4108
|
-85.22
|
0.4309
|
-71.85
|
|
2
|
3
|
0.2220
|
-71.40
|
0.4108
|
-85.22
|
0.4309
|
-71.85
|
|
3
|
F
|
0.4309
|
-71.85
|
0.4309
|
-71.85
|
0.4309
|
-71.85
|
|
4
|
3
|
0.2089
|
107.67
|
0.1000
|
180.00
|
0.0000
|
-175.4
|
|
5
|
4
|
0.0000
|
0.00
|
0.1000
|
180.00
|
0.0000
|
-175.4
|
표 9과표 10에서 확인할 수 있듯이, 두 연계변압기는 영상분 고장 전류의 전달에 있어서 큰 차이가 있음을 다시 한 번 보였다. D-Yg 연계변압기의 경우 영상분
고장전류가 거의 전달되지 않으며, Yg-D 연계변압기의 경우 0.2087 p.u.에 해당하는 전류가 고장점으로 전달되고 있는 것을 확인할 수 있다.
이로써 연계변압기 결선방식과 고장전류의 전달특성을 국내 배전계통을 상대로 보였다.
2.5 결과 분석 및 연계기술기준 타당성 검증
앞서 두 계통을 통해 Yg-D 및 D-Yg 연계변압기에 따른 분산형 전원의 고장 영향을 보였다. 표 2를 통해 나타내었듯, 두 연계변압기 결선방식의 차이는 결국 영상분 네트워크에서의 고장전류 경로를 결정한다. 이로 인해서 분산형 전원 측에서 고장점으로
전달되는 영상분 고장전류의 양이 달라지게 되며, 고장전류의 크기가 변하게 된다. 이는 계통 선로 임피던스나 분산형 전원의 용량 등이 변해도 일관적으로
관찰할 수 있는 특성으로 미국 송전 계통 및 국내 배전 계통 모두에서 같은 양상을 관찰할 수 있었다. D-Yg 연계변압기에서 고장전류의 크기가 확연히
작다는 것을 보다 명확하게 보이기 위해서, 국내 배전계통을 대상으로 정지기 기반 분산형 전원의 고장전류가 2배까지 상승한다는 가정하에 시뮬레이션을
추가로 진행하고, 그 결과를 표 11에 나타내었다. 해당 가정은 고장전류의 크기가 2배까지 상승한다고 해석할 수도 있으나, 고장전류의 크기가 1배에 그치는 경우 분산형 전원의 용량이
2배까지 상승하는 것으로 보아도 무방하다.
표 11. 연계변압기 및 출력에 따른 고장전류 분석
Table 11. Fault Current Analysis according to Transformer & IBDG output
|
|
Total Fault Current
|
|
Transformer Winding
& Magnitude of
Fault Current (pu)
|
Magnitude
(pu)
|
Phase
(degree)
|
|
Yg-D, 1
|
1.2926
|
-71.85
|
|
D-Yg, 1.2
|
0.9646
|
-70.58
|
|
D-Yg, 1.4
|
0.9691
|
-69.79
|
|
D-Yg, 1.6
|
0.9739
|
-69.00
|
|
D-Yg, 1.8
|
0.9788
|
-68.23
|
|
D-Yg, 2.0
|
0.9838
|
-67.46
|
D-Yg 연계변압기를 통해 연계한 분산형 전원의 정격전류 대비 고장전류의 크기를 증가시킴에 따라, 전체 고장 전류의 크기도 서서히 증가함을 확인할
수 있다. 다만, Yg-D 연계변압기의 경우에서 보이는 만큼의 고장전류에는 미치지 못한다는 것을 확인할 수 있다. 또한 같은 상황에서, 정지기 기반
분산형 전원으로 인해 가압되는 단독계통의 건전상의 전압을 표 12에 나타내었다. 현재 고장은 a상의 1선 지락 고장을 상정하였으므로, 이에 따라 b,c상의 전압을 건전상의 전압으로 볼 수 있다. D-Yg 연계변압기를
통해 연계한 분산형 전원의 건전상의 전압은 모두 1.3배를 넘지 않는 수준의 과전압을 보이고 있다. 일반적으로 회전기 기반 분산형 전원이 이론상 1.7배에
달하는 일시과전압을 보이며, IEEE 142 유효접지 등은 이를 138% 이내로 억제하고 있는 것을 생각하면 정지기 기반 분산형 전원과 D-Yg 연계변압기를
통한 단독계통의 과전압이 높지 않다는 것을 확인할 수 있다. 이에 따라, 현행 기술기준의 접지와의 협조 항목에 재검토가 필요함을 알 수 있다.
표 12. 연계변압기에 따른 건전상의 전압 분석
Table 12. Temporary Over-voltage Analysis according to Transformer & IBDG output
|
|
Temporary Over-voltage
|
|
Transformer Winding
& Magnitude of
IBDG output (pu)
|
TOV of Phase B
(pu)
|
TOV of Phase C
(pu)
|
|
D-Yg, 1
|
1.2024
|
1.2372
|
|
D-Yg, 1.2
|
1.2111
|
1.2489
|
|
D-Yg, 1.4
|
1.2202
|
1.2611
|
|
D-Yg, 1.6
|
1.2298
|
1.2736
|
|
D-Yg, 1.8
|
1.2399
|
1.2865
|
|
D-Yg, 2.0
|
1.2504
|
1.2999
|
3. 결 론
본 논문에서는 정지기 기반 분산형 전원의 고장특성을 바탕으로 고장해석을 진행하였으며, 그 경우 연계변압기에 따라 고장전류의 크기가 달라질 수 있음을
보였다. 비접지 변압기와 접지 변압기에 대한 보다 정교한 해석으로 분산형 전원 연계 계통 보호협조의 이론적 근거를 확보하였다. 또한, 현행 연계기술기준
타당성 조사에도 활용될 수 있다. 기본적으로 국내 배전계통은 3상 4선식의 유효접지를 채택하고 있다. 이에 따라 분산형 전원 배전계통 연계기술기준의
‘접지와의 협조’ 항목은 접지 변압기를 우선시하고 있으며, 비접지 변압기의 사용 시에는 별도의 보호장치 등을 요구하고 있다. 이로 인해 학교, 아파트
단지 등의 기존 특고압 수전 고객은 비접지 변압기를 사용하고 있으므로, 분산형 전원 연계를 위해서는 별도의 경제적인 부담으로 인해 분산형 전원의 원활한
연계에 난항을 겪고 있다. 적절한 일시과전압 및 고장전류의 확보와 함께, 분산형 전원 보급을 늘릴 수 있는 방향으로 연구가 진행된다면 보다 정교한
보호협조가 가능할 것이다. 단독계통의 과전압의 경우 부하와 분산형 전원의 비율, 선로 긍장 등 다양한 요인에 의해 달라질 수 있으므로, 보다 다각적인
검토를 통해 건전상의 전압을 판단할 필요가 있다. 본 연구와 함께 분산형 전원 비접지 연계변압기의 허용기준 연구를 통해 보다 원활한 분산형 전원의
도입이 이뤄질 수 있을 것이다. 본 논문에서 얻은 결과를 바탕으로, 향후 이와 같은 비접지 연계변압기의 허용기준과 함께 연계변압기 철심구조에 대한
연구를 진행할 예정이다.
Acknowledgements
This work was supported by Korea Electric Power Research Institute (KEPRI) (No.R20DA33).
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저자소개
Myungseok Yoon received his B.S degree in electric engineering from Korea University,
Seoul, Korea.
At present, he is enrolled in the intergrated PhD program.
His research interests include renewable energy and grid code.
Moonjeong Lee received the B.S. degree in electrical engineering from Gachon University,
South Korea, in 2019.
She is currently pursuing the M.S. degree in electrical engineering with Korea University,
Seoul, South Korea.
Her research interest includes renewable energy and grid analysis.
Namhun Cho received B.S. degree in electrical engineering from the University of Chung-Ang,
Seoul, in 1993.
He obtained M.S. degree in electrical engineering from the University of Chungnam,
Chungnam, Korea and Ph.D. degree with the School of Electrical and Computer Engineering,
Georgia Institute of Technology, Atlanta, U.S.A. in 2002 and 2013 respectively.
He has been working with KEPCO (Korea Electric Power Corporation) since 1992.
His research interests include planning and design of distribution automation system
(DAS) with an emphasis on Power Quality (Harmonics and Flicker Standards) and Distribution
Protection Coordination.
Currently he is in charge of the development of Distribution Protection Coordination
in KEPCO Research Institute.
He is a member of the IEC TC77A WG1, WG2 and CIGRE JWG B5-C6.26
He received the B.S. degree in Electrical Engineering from Korea University, Seoul,
South Korea, in 2002 and the M.S. and Ph.D. degrees in Electrical and Computer Engineering
from Georgia Institute of Technology, Atlanta, GA, USA, in 2009 and 2013, respectively.
From 2002 to 2005, he was a Network and System Engineer, and from 2014 to 2018, he
was a Senior Researcher with Smart Power Grid Research Center, Korea Electrotechnology
Research Institute, Uiwang-si, Gyeonggi-do, South Korea.
Since 2018, he has been an Assistant Professor with Electrical Engineering, Korea
University, Seoul, South Korea.
His research interests include microgrids, power system state estimation, sub-synchronous
oscillations, renewable forecasts, and computational intelligence.