2.1 정상상태 측면에서의 변동성 재생발전원 수용 제한

정상상태 측면에서의 재생발전원 수용 제한요소에는 전력수급균형을 유지하기 위해 수반되는 화력발전원의 최소발전제약과 정상상태에 발생하는 재생발전원의 출력변동성이 있다. 먼저 화력발전원 최소발전제약에 의한 재생발전원 수용 제한에 대해 분석하면 다음과 같다. 태양광발전원의 비중이 높은 전력계통의 재생발전원 일간 출력은 일사량이 높은 주간 시간대에 높고 일사량이 낮은 심야 시간대에 낮다. 따라서 재생발전원의 출력이 높은 주간 시간대에는 일정 출력을 내던 화력발전원의 출력을 감발 혹은 정지함으로써, 반대로 재생발전원의 출력이 낮은 심야 시간대에는 화력발전원의 출력을 증대시킴으로써 각 시간대의 수요에 맞게 전력을 공급해야 한다. 다만, 화력발전원의 출력 조정은 화력발전원의 설비 특성을 고려하여 수행해야 한다. 화력발전원은 설비 재가동 시에 상당한 시간이 소요되며, 발전기의 성능에 따라 일정 수준 이상의 출력이 확보되어야 해당 발전기의 기동 유지가 가능한 최소발전제약이라는 설비 특성을 가진다.

따라서 심야 시간대에 전력공급이 요구되는 화력발전기는 해당 시점에서 발전기를 가동할 수 있어야 함에 따라 주간 시간대에도 기동이 유지되어야 하며, 이를 위해 해당 발전기들은 주간 시간대에 최소발전용량 이상으로 출력 수준을 유지해야 한다. 즉, 전력수급 균형유지를 위해 수반되는 화력발전원 최소발전제약에 의해 화력발전원의 최소발전용량 만큼은 재생발전원의 출력으로 대체할 수 없으며, 이로 인해 전력계통의 재생발전원 수용이 제한된다. 또한, 본 논문에서는 설비 특성상 유동적인 출력조정이 어려운 원자력발전원과 운영방식이 일반적인 동기발전원과 달리 특수 목적에 의해 출력조정이 수반될 수 있는 양수발전원은 재생발전원의 출력으로 대체하는 것이 부적합하다고 판단하였으며, 따라서 해당 용량만큼을 재생발전원의 출력으로 대체하는 것이 제한된다고 고려하였다.

다음으로 정상상태 운영 시에 발생하는 재생발전원 출력변동성에 의한 수용 제한이다. 재생발전원은 기상조건에 의해 출력이 결정되기 때문에 출력변동성이 큰 특징이 있다. 이러한 재생발전원이 연계된 전력계통의 총 변동성($VR_{SYS}$)은 통계기법에 따라 식(1)과 같이 부하변동성($VR_{LOAD}$)과 재생발전원 출력변동성($VR_{RES}$)의 RMS (Root Mean Square) 값으로 존재한다⁽¹⁴⁾.

이러한 전력계통의 변동성은 정상상태의 수급불균형을 야기하고 이는 계통주파수의 변동으로 나타난다. 이에 대응하기 위해 전력계통 운영기관에서는 예비력을 확보하여 계통을 운영하고 있다. 정상상태 가용예비력 중 부하변동 대응 예비력을 식(1)로 제외한 만큼을 재생발전원의 출력변동 대응 예비력으로 확보할 수 있으며, 해당 예비력으로 대응할 수 있는 출력변동성 수준 내에서 재생발전원의 수용이 가능하다. 즉, 재생발전원의 계통 수용은 재생발전원 출력변동 대응에 가용한 예비력으로 대응할 수 있는 변동성 수준 내로 제한된다.

2.2 과도상태 측면에서의 변동성 재생발전원 수용 제한

전력계통 운영기관에서는 최대단위발전기 1기 탈락과 같은 과도상태 시에 전력계통이 안정적으로 유지될 수 있도록 주파수 유지기준을 명시하여 운영하고 있다. 회전체 기반의 설비인 동기발전기는 계통에 관성에너지와 주파수응답을 제공함에 따라 동기발전기가 전력계통 내 상당한 출력 비중을 차지하는 경우 주파수의 급격한 하락을 방지할 수 있다. 하지만 전력변환장치 기반의 비동기 전원인 재생발전원의 수용이 증대될수록 전력계통의 관성과 주파수응답 성능이 저하되며, 이에 따라 동일한 외란에 대해 더 큰 주파수 하락이 야기되어 주파수 유지기준을 위반할 수 있다. 따라서 과도상태에 전력계통을 안정적으로 운영하기 위해선 주파수 유지기준을 만족하는 범위 이내로 재생발전원을 수용해야 한다. 즉, 재생발전원의 전력계통 수용은 과도상태 시 주파수안정도 응답 성능에 의해 제한된다.

3.1 화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계 평가 방법

국가 간에 연계된 HVDC를 통해 전력을 융통하면 전력융통을 수행하기 전과 후의 각 계통의 전력수요가 달라지며, 이는 해당 계통이 전력을 송전 또는 수전하는지에 따라 다르게 분석된다. 먼저 전력을 송전하는 계통의 전력수요는 전력융통 이전 수요에서 송전용량만큼 증가한다. 이때 송전전력은 재생발전원의 출력으로 공급할 수 있으며, 따라서 재생발전원의 출력을 융통전력($P_{HVDC}$)만큼 증대시킬 수 있다. 반면 전력을 수전하는 계통의 전력수요는 전력융통 이전 수요에서 수전용량만큼 감소한다. 이때 수요가 감소함에 따라 심야 시간대의 화력발전원 출력 요구량이 경감되고 이로 인해 주간 시간대의 화력발전원 최소발전용량($P_{G en,\: Thermal_min_{-} {HVDC}}$)이 감소하게 된다. 이처럼 전력수급균형 유지를 위해 수반되는 화력발전원 최소발전제약에 대해 국가 간 HVDC 연계를 고려한 수용한계($P_{RES,\: li m,\: Thermal_min}$)는 전력융통 운영조건에 따라 다음 그림 1과 2로 도식화 할 수 있고, 다음 식(2)와 (3)으로 평가할 수 있다.

이때 $P_{G en,\:all}$는 수용한계 평가 기준시점인 재생발전원 최대이용률 시점에서의 총 출력, $P_{G en,\:Non Rep}$는 출력감발 등의 어려움으로 인해 재생발전원의 출력으로 대체하는 것이 부적합하다고 고려한 발전원(원자력, 양수)의 출력이다. 재생발전원의 수용한계는 설비용량을 의미함에 따라 전력계통에 수용 가능한 재생발전원 출력에 재생발전원 설비이용률($C.F._{RES}$)을 나누어 설비용량으로 환산하여 평가한다.

그림. 1. 전력 송전 시 화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계 도식화

Fig. 1. Schematic Drawing of Penetration Limit by the Minimum Generation Constraints of Thermal Generation at Power Transmission

그림. 2. 전력 수전 시 화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계 도식화

Fig. 2. Schematic Drawing of Penetration Limit by the Minimum Generation Constraints of Thermal Generation at Power Receiving

3.2 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계 평가 방법

재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계($P_{RES,\: li m,\: RES_{-}VR}$)는 재생발전원 출력변동 대응에 가용한 예비력($FCR_{RES}$)에 따라 제한되며, 이는 식(1)에 따라 정상상태 가용예비력($FCR_{SYS}$)과 부하변동 대응 가용예비력($DVR$)에 의해 결정된다. 국가 간에 연계된 HVDC를 통해 정상상태에 주파수제어를 수행한다면 융통전력 용량을 조절함으로써 정상상태 시의 주파수를 제어함에 따라 다음 그림 3과 같이 정상상태 총 가용예비력이 HVDC의 주파수제어 응답량($FCR_{HVDC}$)만큼 증대된다. 이에 따라 재생발전원의 출력변동 대응 가용예비력이 증대되고, 이는 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계를 증대하는데 기여한다.

그림. 3. HVDC 주파수제어에 따른 전력계통 예비력 관계 도식화

Fig. 3. Schematic Drawing of the Power System Reserve according to HVDC Frequency Control

따라서 전력계통의 정상상태 운영에 수반되는 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계는 다음 식(4)로 평가할 수 있다. 또한, 해당 요소에 의한 수용한계의 경우 재생발전원의 출력변동률이 반영된 출력만큼 계통에 수용이 가능하다. 따라서 재생발전원 출력변동 대응에 가용한 예비력을 재생발전원의 출력변동률과 설비이용률로 나누어 수용한계를 평가한다.

이때 $VRR_{RES}$은 재생발전원의 출력변동률이다.

3.3 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계 평가 방법

전력계통에 재생발전원의 비중이 높을수록 계통관성은 저하되며, 이로 인해 외란 후 주파수가 주파수 유지기준을 위반할 수 있다. 이러한 전력계통에서 국가 간에 연계된 HVDC를 통해 과도상태 시에 주파수제어를 수행한다면 주파수응답 성능이 향상되어 외란 후 최소과도주파수가 상승한다. 이로 인해 주파수 유지기준으로부터 최소과도주파수까지의 여유가 주파수제어 이전보다 증가하며, 이에 따라 재생발전원의 수용한계도 주파수제어 이전보다 증대된다. 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계는 위 2가지 수용한계 평가방법과 달리 상정고장을 모의하기 위해 모의해석 기반으로 수용한계를 평가해야 하며, 수용한계 평가 순서도는 다음 그림 4와 같다^(16-17).

그림. 4. HVDC 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계 평가 순서도

Fig. 4. Flowchart of Penetration Limit Evaluation by HVDC Frequency Stability Response Performance

먼저 Base Case 계통을 시작으로 HVDC를 통해 연계하려는 전력계통을 모델링한 후, HVDC를 통해 계통연계를 모델링 한다. 이때 연계 대상의 전력계통은 해당 계통의 관성, 계통 규모 등을 적용하여 모델링하고, HVDC는 HVDC Type, 평상시 융통전력, 주파수제어 기법 등을 사용하고자 하는 모드 및 파라미터로 적용하여 모델링 한다. 이러한 계통연계 모델링 후, 수용한계 평가 대상의 전력계통에서 최대단위발전기 1기 탈락을 모의한다. 외란 후 최소과도주파수를 국내 주파수 유지기준인 59.7Hz와 비교했을 때, 주파수 유지기준을 만족하는 경우는 재생발전원의 수용증대가 가능한 상황이므로 재생발전원의 출력을 증대시키고, 이 과정을 주파수 유지기준이 위반될 때까지 반복한다. 이 과정을 통해 주파수 유지기준을 위반하기 직전에서의 재생발전원 출력이 도출되며, 해당 출력이 전력계통에 수용 가능한 재생발전원의 최대 출력이다. 따라서 해당 출력에 재생발전원 설비이용률을 나누어 환산한 값이 주파수안정도 응답성능에 의한 수용한계이다.

3.4 전력계통 운영조건을 고려한 최종 수용한계 평가 방법

전력계통의 운영조건을 고려한 최종 수용한계는 해당 전력계통의 운영규정 및 안정성을 모두 준수해야 한다. 따라서 재생발전원의 수용제한 요소별 수용한계 중 가장 보수적으로 도출된 수용한계가 전력계통의 최종 수용한계이다. 이는 다음 식(5)로 평가할 수 있다.

4.1 시험계통 및 운영조건

9차 전력수급기본계획에 계획이 수립된 연도 중 2034년의 전력수요와 재생발전원의 설비용량이 가장 높게 계획되어 2034년의 재생발전원 수용한계가 가장 높게 도출될 것으로 기대된다. 이에 본 절에서는 국내 송·변전 확충계획이 반영된 계통계획 DB와 9차 전력수급기본계획을 통해 2034년의 재생발전원 수용한계를 평가하였다. 이때 수용한계는 HVDC 연계 이전, 이후 모두 평가하였으며, HVDC 연계 이후 수용한계를 평가하기 위해 적용되는 국가는 동북아 수퍼그리드 구축계획에서 추진현황이 가장 빠른 중국을 대상으로 하였다. 한국과 중국 간의 계통연계 추진현황은 다음 표 1과 같다.

또한, 평상시의 HVDC 융통전력은 국내 전력계통의 발전기 1기 탈락 시 안정성을 고려하여 1,400MW로 적용하였으며, HVDC 주파수제어는 전력계통에서 가장 일반적으로 사용되는 Droop제어를 적용하였다. 이때 Droop제어의 파라미터인 속도조정률은 유럽 연계계통에서 사용되는 값 중 가장 민감한 2%를 차용하였으며, 주파수 DeadBand는 유럽 계통에서 많이 적용하고 있는 200mHz로 설정하였다⁽¹⁸⁾.

4.2 재생발전원 수용한계 평가 결과

화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계를 평가하기 위해서는 재생발전원의 최대이용률 시점과 심야 피크부하 시점에서의 발전원별 출력, 화력발전기의 최소발전용량, 재생발전원의 설비이용률을 알아야 한다. 다만 본 논문에서 평가하는 수용한계는 미래인 2034년 계통을 대상으로 함에 따라 2034년의 전력계통 운영조건을 고려하여 계산 요소 값들을 추정하고, 이를 적용하여 수용한계를 평가해야 한다.

먼저 재생발전원의 설비이용률은 과거 2020년 발전원별 출력 이력데이터와 국내 전력거래소에서 제공하는 재생발전원 설비용량 자료에 2034년 전력계통 운영계획을 적용하여 설비이용률을 추정하였다⁽¹⁹⁾. 추정방법은 재생발전원의 설비이용률이 최대인 시점에서 다음 표 2와 같이 태양광과 풍력의 이용률을 각각 구한 후 2034년 계획 설비용량에 적용 및 가중평균하여 2034년 재생발전원 수용한계 평가 시에 적용할 설비이용률을 추정한다.

2034년의 발전원별 출력은 해당 연도의 운영조건과 가동 발전기의 종류 등이 모두 반영된 9차 계통계획 DB를 사용하여 추정하였다. 이때 수용한계 평가 기준시점에서의 수요에 따라 해당 부하수준의 DB를 적용하였으며, 재생발전원 최대이용률 시점은 80% 부하수준의 계통DB를, 심야 피크부하 시점은 60% 부하수준의 계통DB를 적용하였다. 다만 9차 DB의 재생발전원 설비이용률은 연평균 설비이용률이 적용된 것임에 따라 수용한계 평가 기준시점에서의 설비이용률과 부합하지 않고, 따라서 심야 피크부하 시의 재생발전원 출력을 과거 이력데이터와 2034년 계획 설비용량을 사용하여 추정하였다. 또한, 심야 피크부하 시의 원자력 및 양수발전기는 주간 시간대와 심야 시간대 간에 상당한 양의 출력조정이 이루어지지 않을 것으로 추측됨에 따라, 재생발전원 최대이용률 시점에서의 원자력 및 양수

발전기 출력과 동일한 출력을 가지는 것으로 가정하였다. 이러한 추정과 분석에 따른 발전원별 출력 값을 수용한계 평가 기준시점인 재생발전원 최대이용률 시점과 심야 피크부하 시점에 따라 구분하면 위 표 3과 같다.

주간 시간대 화력발전원의 최소발전용량은 심야 피크부하 시에 급전 중인 화력발전기의 기동유지를 위해 수반되므로 심야 피크부하 시에 급전 중인 화력발전기에 따라 결정되며, 이는 16.6GW로 도출되었다. 앞서 구한 재생발전원의 설비이용률과 표 3의 발전원별 출력, 주간 시간대의 화력발전원 최소발전용량을 통해 HVDC 연계 이전의 수용한계를 평가해보면 화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계는 100.0GW로 도출된다.

다음으로 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계를 평가해보았다. 전력계통에 재생발전원의 비중이 증가하여 재생발전원 출력변동 및 부하변동이 증가하게 될 경우, 계통에 외란이 발생하지 않아도 계통주파수가 59.7Hz까지 하락할 수 있다. 이때 계통주파수가 하락하면 전력계통 운영기관에서 확보하고 있는 1차예비력이 사용되며, 이에 따라 본 논문에서는 수용한계 평가 시에 적용되는 정상상태 가용예비력을 1차예비력인 1,000MW로 적용하였다. 또한, 부하변동성 대응예비력은 2016년도 5분 단위 수요데이터를 기반으로 산정한 주파수제어예비력 700MW를 적용하였다⁽²⁰⁾. 수용한계 평가에 필요한 재생발전원 출력변동률은 부하변동 산정 기준과 같이 5분 단위를 기준으로 산정하며, 이는 전력거래소에서 제공하는 5분 단위 태양광 및 풍력 계량데이터를 사용하여 다음 식(6)으로 계산하였고, 부하변동인 주파수제어예비력 산정 기준과 같이 재생발전원 출력변동률도 99% 신뢰구간을 기준으로 산정하였다^(21-22). 결과는 다음 표 4와 같으며, 99% 신뢰구간의 출력변동률인 3.12%를 적용하여 HVDC 연계 이전의 수용한계를 평가해보면 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계는 51.7GW로 도출된다.

마지막으로 주파수안정도 응답성능에 의한 수용한계를 평가해보았다. 과도상태 시의 주파수제어 성능평가는 국내 전력계통 신뢰도 고시에 따라 최대단위 발전기 1기 탈락과 주파수 유지기준 59.7Hz를 적용하였으며, 이때 1차 예비력은 전력시장운영규칙에 따라 1,000MW의 조속기 응답을 확보하였다. 또한, 주파수안정도에 의한 수용한계는 가혹한 계통운영조건에도 안정성을 유지해야 한다. 따라서 수용한계를 평가할 때 적용하는 재생발전원의 설비이용률은 앞선 2가지의 수용한계 평가방법과 다르게 부하변동 산정 기준인 99% 신뢰도 수준을 적용하였다. 설비이용률 산정에는 2020년 이력데이터를 사용하였으며, 이를 통해 추정한 2034년 99% 신뢰구간의 재생발전원 이용률은 다음 표 5와 같이 73.91%로 도출되었다.

이러한 모의 조건을 적용했을 때 HVDC 연계 이전의 수용한계를 평가해보면 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계는 57.0GW로 도출된다.

4.3 국가 간 HVDC 계통연계를 고려한 재생발전원 수용한계 평가 결과

먼저 화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계를 평가하였다. 표 3의 발전구성을 가지는 전력계통에서 HVDC를 통해 1.4GW의 전력을 송전하는 경우 해당 전력계통은 송전용량만큼 재생발전원의 출력을 증대시킬 수 있고, 따라서 송전용량에 재생발전원 설비이용률을 나누어 환산한 재생발전원 설비용량만큼 수용한계가 증대된다. 반대로 HVDC를 통해 1.4GW의 전력을 수전하는 경우 해당 전력계통의 전력수요가 1.4GW만큼 감소하고, 이로 인해 심야 시간대의 화력발전원 출력 요구량이 감소함으로써 주간 시간대의 최소발전용량이 0.9GW 감소하였다. 최종적으로 전력 수전 시에는 재생발전원의 수용 가능한 최대출력 용량이 0.5GW 감소하였다. 따라서 HVDC 연계 이후의 수용한계를 평가해보면, 전력 송전 시의 수용한계는 100GW에서 송전용량에 설비이용률을 나눈 3.2GW만큼 증대되어 103.2GW로, 전력 수전 시의 수용한계는 100GW에서 0.5GW에 설비이용률을 나눈 1.1GW만큼 감소되어 98.9GW로 도출되었다.

다음으로 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계를 평가하였다. 본 논문에서 고려한 정상상태의 HVDC 주파수제어 응답량은 속도조정률 2%의 Droop 제어를 수행함에 따라 다음 식(7)과 같이 200MW로 산정된다. 이때, HVDC 주파수제어 응답량은 계통주파수에 따라 결정되므로 전력 송전 또는 수전 조건에서 동일하게 200MW로 산정된다. 이는 정상상태 가용예비력에 추가 확보되어 정상상태 총 가용예비력이 1,200MW가 되고, 이를 식(3)에 적용하여 HVDC 연계 이후의 수용한계를 평가해보면 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계는 70.5GW로 도출된다.

마지막으로 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계를 평가하였으며, 4.2절에서 적용한 최대단위발전기 1기 고장, 주파수 유지기준 등의 모의 조건을 동일하게 적용하여 수용한계를 평가하였다. 이때, 중국계통은 향후 약 4,000GW의 부하와 1.89의 등가관성을 가질 것으로 예상됨에 따라 해당 파라미터로 계통을 모델링하였으며, HVDC는 전압형으로, HVDC의 주파수제어는 PSS/E 내 보조제어 모델을 추가하여 모델링하였다⁽²³⁾. 또한, 본 논문에서는 국내 전력계통의 수용한계를 평가함에 따라 한국 계통에서 중국 계통으로 전력을 송전하는 경우 국내 변동성 재생발전원의 출력을 증대시켜 송전전력을 충당하였고, 반대로 한국 계통이 중국 계통으로부터 전력을 수전하는 경우에는 급전 중인 화력발전기 중 발전단가가 높은 순서로 발전기의 출력을 조정함으로써 전력수급균형을 유지하였다. 이러한 전력계통 운영조건을 적용하여 과도상태 시의 HVDC 주파수제어 응답을 모의하였으며, 이를 통해 HVDC 연계 이후의 수용한계를 평가해보면 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계는 전력 수전 시 62.5GW, 전력 송전 시 63.0GW로 도출되었다.

4.4 전력계통 운영조건을 고려한 최종 수용한계

2034년의 전력계통 운영조건을 고려한 HVDC 연계 전/후의 재생발전원 수용한계는 다음 그림 5와 같이 도출되었다. 도출된 결과를 기반으로 HVDC 연계 전/후의 수용한계를 비교해보면, 화력발전원 최소발전제약에 의한 수용한계는 연계된 HVDC를 통해 1.4GW 전력을 융통함에 따라 송전 시에는 3.2GW 증대, 수전 시에는 1.1GW 감소하였고, 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계는 연계된 HVDC를 통한 정상상태에서의 주파수제어 시 200MW의 주파수제어 응답량을 확보함에 따라 HVDC 연계 후의 수용한계가 HVDC 연계 전의 수용한계보다 18.8GW 증대하였다. 마지막으로 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계는 HVDC가 과도상태 시에 2% Droop으로 우수한 주파수제어 성능을 제공함에 따라 송전 시에는 6GW, 수전 시에는 5.5GW가 증대되었다. 또한, HVDC 연계 전/후의 최종 수용한계를 도출해보면, HVDC 연계 전 최종 수용한계는 재생발전원 출력변동성에 의한 수용한계로 51.7GW이며, HVDC 연계 후 최종 수용한계는 주파수안정도 응답 성능에 의한 수용한계로 62.5GW이다.

그림. 5. 국가 간 HVDC 연계 전/후 재생발전원 수용 제한요소별 수용한계 평가 결과

Fig. 5. Penetration Limit Evaluation Result by VRS Penetration Limit Factor before/after HVDC Interconnection between Countries