2.1 기존 수도권 융통선로 한계량 운영 및 검토 방법

우리나라 수도권 융통선로 한계량은 전압안정도에 의해 결정된다^[4]. 전압안정도는 전력을 공급받는 지역의 발전력과 부하량, 타지역에서 공급하는 조류량 등에 영향을 받는데 수전지역의 발전력 대비 타지역으로부터 공급받는 조류량이 많을수록 선로에 고장 발생 시 전압이 과도하게 저하된다^[5][6]. 이에 상시 많은 조류가 흐르는 융통선로들에 대해 그림 2의 원리를 적용하여 한계량을 결정하고 운영한다. 고장 시 전압이 가장 크게 저하되는 취약선로를 결정한다. 이후, 고장 시 결정한 커브의 knee point까지 전압이 저하되는 정상상태 조류값에 5% 마진을 둔 조류값과 고장 시 0.95pu 전압까지 저하되는 정상상태 조류량을 비교하고 더 낮은 값을 한계량으로 결정 및 운영한다. 우리나라 수도권 융통선로 한계량은 7개의 융통선로를 대상으로 한계량을 결정하여 가장 취약한 선로 외 나머지 6개의 융통선로들은 취약선로 대비 융통량 여유분이 많게 된다.

그림 2. 융통조류 한계량 결정 개념

Fig. 2. Concept of FV analysis

기존 수도권 융통선로 한계량 검토 방법은 그림 3와 같다. 검토베이스DB를 선정한 후 양수, 수력, 원자력을 제외한 발전기들을 수도권·비수도권 그룹으로 나눈다. 그 후, 제약과 연료비 등을 고려하여 수도권 발전기는 감발·정지, 비수도권 발전기는 증발·기동한다. 이 과정을 일정 스텝별로 반복하며 매 스텝마다 융통선로 고장을 적용하여 전압불안정이 발생하는지 점검하다가 불안정 시점에 도달하면 그 단계의 7개 수도권 융통선로들의 조류량 합계에 마진을 두어 한계량으로 결정하여 실계통에 적용하고 있다.

그림 3. 기존 수도권 융통선로 한계량 검토 순서도

Fig. 3. Conventional calculation flowchart of Metropolitan Tie-Lines Transfer Limit

실계통 운영 중에 경제급전을 위해 비수도권 발전력을 높이고 수도권 발전력을 낮추거나, 수도권 부하가 갑자기 증가하는 등 여러 가지 상황으로 모든 수도권 융통선로에 흐르는 조류량이 증가할 수 있다. 이때 그림 4과 같이 취약선로(⑤번선로)의 한계량 초과가 우려되어 경제급전에 손해를 보더라도 즉시 발전기 운전패턴을 바꾸어야 한다^[7].

그림 4. 비수도권 발전량 증가 시 수도권 융통선로 이용률 변화

Fig. 4. Changes in Metropolitan Tie-Lines Utilization with the Increase in Non-Metropolitan Power Generation

또한, 그림 5와 같이 실계통 운영 중 수도권 융통선로 한계량이 초과되는 경우 연료비에 따라 수도권 발전력을 높이고 비수도권 발전력을 낮춘다. 이 과정에서 취약선로(⑤번선로) 조류량 감소에 영향력이 없는 비수도권 발전기도 같이 감발·정지가 이루어질 수 있다. 이는 경제적인 전력공급에 불리하게 적용될 수 있다.

그림 5. 기존 수도권 융통선로 한계량 초과 시 운영방법

Fig. 5. Conventional Strategy when Exceeding the Limit of Metropolitan Tie-Lines

2.2 지역 발전기 민감도를 고려한 한계량 개선원리

비수도권 발전기는 모든 수도권 융통선로의 합을 대상으로 민감도를 계산하면 (+)민감도를 보인다. 그러나, 동·서해안 발전단지는 융통선로별로 민감도를 확인하면 서로 상반되는 민감도를 보인다. 즉, 동해안 발전기 출력을 높이면 서해안-수도권 융통선로의 조류가 감소하며, 반대로 서해안 발전기의 경우 동해안-수도권 융통선로 조류를 감소시키는 현상이 있다^[8][9].

각 수도권 융통선로에 대한 동해안 및 서해안 발전단지 민감도는 표 1과 같다. ’23년 8월 초 EMS 데이터들을 검토베이스DB로 하여 PSS/E를 사용해 국내·외 전력사에서 SCED 적용에 사용하는 최소 민감도 수치 중 가장 낮은 값인 1.5% 이상인 발전기를 대상으로 확인하였다.^[4] 대체로 동·서해안 발전기에 대해 일관된 민감도를 보였으나, 345kV 신온양-서서울 #1,2T/L의 경우 서해안 발전단지에 대해서는 일관성이 없었고 동해안 발전단지에 대해서만 일관된 (-)민감도를 보였다. 500kV 북당진-고덕 HVDC의 송전량은 발전기의 민감도와는 관계가 없으나, 송전량과 관련된 발전제약은 서해안 발전단지에 적용되어 있다. 이러한 결과를 바탕으로 765kV 신태백-신가평 #1,2T/L과 345kV 신충주/신충주T-여주CC #1,2T/L을 동해안 수도권 융통선로 그룹으로 분류하였고, 남은 5개 선로를 서해안 수도권 융통선로 그룹으로 분류하였다.

이러한 지역적 특성을 고려하여 동· 서해안의 증발 조건을 달리한다면, 그림 6와 같이 한계량 결정 선로 외의 나머지 선로가 갖는 송전 여유분을 활용하여 비수도권 발전기 출력을 높일 수 있다. 결과적으로 수도권 융통선로 한계량을 높이는 효과를 얻을 수 있다.

그림 6. 제안방안에 의한 한계량 개선원리

Fig. 6. Principle of Power Transfer Improvement through Regional Characteristics

2.3 제안된 수도권 융통선로 한계량 검토 및 운영방법

제안된 방안의 한계량 검토 방법은 그림 7과 같다. 기존 검토 방안으로 수도권과 비수도권 발전량을 조절하며 한계량과 취약선로를 찾아낸다. 이후, 취약선로 그룹의 선로별 발전기 민감도를 확인하고 공통으로 (+)민감도를 보인 발전기를 aMW 감발, (-)민감도를 보인 발전기를 aMW 증발한다. 이 과정을 반복하면서 취약선로의 그룹이 변동되는 한계량 위반 시점을 찾는다. 이때 각 동해안 및 서해안 수도권 융통선로 그룹의 한계량이 결정되고 각 그룹별 선로의 조류량 합계가 제안된 방안을 통해 찾을 수 있는 최대 한계량이 된다.

제안된 방법으로 실계통 운영 중 수도권 융통선로 한계량이 초과되는 경우 그림 8과 같이 대응한다. 실계통 운영 중 서해안 수도권 융통선로 그룹에서 한계량 위반이 발생했다고 가정한다. 모든 비수도권 발전기를 정지, 감발하는 기존 방안과 다르게 제안 방안에서는 서해안 수도권 융통선로 그룹에 (+)민감도를 보이는 발전기(서해안, 남해안 비수도권 발전기)를 감발한다. 감발한 발전력은 서해안 수도권 융통선로 그룹에 (-)민감도를 보이는 발전기(동해안 비수도권 발전기, 수도권 발전기) 발전력으로 대체한다. 이 같은 방안은 수도권 융통선로 한계량 위반 해소에 발전단가가 저렴한 비수도권 발전력을 활용할 수 있다는 점에서 경제적인 전력계통운영에 유리하다.

그림 7. 제안된 수도권 융통선로 한계량 검토 순서도

Fig. 7. Proposed calculation flowchart of New Metropolitan Tie-Lines Transfer Limit

그림 8. 제안된 수도권 융통선로 한계량 초과 시 운영방법

Fig. 8. Proposed Operation Strategy when Exceeding the Limit of Metropolitan Tie-Lines

3.1 시뮬레이션 방법

시뮬레이션DB는 앞장에서 선로별 민감도를 확인할 때 사용한 ’23년 8월 초 DB들 중 운영된 발전기가 가장 많았던 주간 최대부하 케이스를 사용하였다. 그림 3와 그림 7의 순서도를 따라 한계량을 찾고 결과를 비교하였다.

3.2 수도권 융통선로 한계량 개선 효과 검증

기존 검토 방법에서 한계량 결정 취약선로는 서해안 수도권 융통선로인 345kV 아산-화성 #1,2T/L로 확인되었다. 이분화 방법의 개선 효과를 알아보기 위해 우선 기존 취약선로에 의한 한계점에 도달할 때까지 동·서 발전력을 조정하다가(Case①), 취약선로가 바뀌면서 더 증대될 수 있는 한계점(Case②)까지 계속 조정하는 2단계 모의를 진행하였다. Case①에서는 서해안 수도권 융통선로들에 (+)민감도를 보인 발전기(보령TP 등)를 430MW 감발하고, (-)민감도를 보인 발전기(강릉TP 등)를 430MW 증발 후 기존 방안과 동일하게 수도권 및 비수도권 발전기의 발전력을 조절한다. 한계점은 동일하게 345kV 아산-화성 #1,2T/L에서 발생하였다. 다음 단계로 동해안 융통량 여유분을 더 활용하기 위해 동·서해안 비수도권 발전량을 각 ±1,000MW 변동시킨 후 시뮬레이션한 결과 그림 9과 같이 취약선로가 동해안 수도권 융통선로 그룹에 속한 765kV 신태백-신가평 #1,2T/L로 변경되는 것을 확인할 수 있었다. 결과적으로 수도권 융통선로를 이분화하여 운영 시 서해안 비수도권 발전기 발전력을 동해안 비수도권 발전기 발전력으로 대체함으로써, 기존의 취약선로인 345kV 아산-화성 #1,2T/L의 한계량을 초과하지 않고 동해안 수도권 융통선로의 융통량을 증가시키는 것이 가능함을 검증하였다.

그림 9. 모의 케이스별 수도권 융통선로별 조류량

Fig. 9. Power Flow of Metropolitan Tie-Lines According to Simulation Cases

기존 운영방안과 제안된 운영방안을 통해 결정된 수도권 융통선로 한계량을 표 2에서 비교하였다. Case①에서는 동해안 수도권 융통선로 한계량이 5,861에서 6,114로 253MW 증가했고 서해안 수도권 융통선로 한계량은 8,511에서 8,495로 16MW 감소하여 총 한계량은 237MW 증가하였다. 동해안 수도권 융통선로 여유분까지 모두 사용한 Case②에서는 동해안 수도권 융통선로 한계량은 6,437로 기존 운영방안 대비 576MW 증가했고 서해안 측 한계량은 8,403으로 108MW 감소하여 총 468MW 개선효과를 얻을 수 있었다. 이는 송·변전설비의 증설이나 보강 없이 한계량을 최대로 늘일 수 있음을 의미한다.

3.3 수도권 융통선로 한계량 증가에 의한 경제성 효과

’23년 8월 발전기 연료단가와 표 3의 결과 그리고 식 (1)을 적용하여 수도권 융통선로 한계량 이분화 운영에 의한 경제성 개선 효과를 분석하였다. 식(1)에서 $\triangle C_{I}$는 기존 방안 적용 대비 제안된 운영방안 적용 시 한계량 개선에 따른 연료비 측면 발전비용 저감량이다. $\triangle C_{M}$ 및 $\triangle C_{N}$은 각각 기존 방안 대비 저감 된 수도권 발전기 발전비용 총합과 증가한 비수도권 발전기 발전비용 총합이다.

검토베이스 DB를 기준으로 한계량이 결정되는 시점까지 조절한 수도권·비수도권 발전량은 표 3과 같다. Case①에서는 동·서해안 비수도권 발전량 대체 후 한계점까지 수도권 및 비수도권 발전기의 발전력을 조절한 결과, 기존 운영방안 대비 수도권 발전량을 320MW 더 감발할 수 있었다. 이를 동해안 및 남해안 비수도권 발전력 450MW 증가 및 서해안 비수도권 발전력 120MW 감소로 총 비수도권 발전력 330MW로 대체하며 기존 운영방안 대비 융통조류량이 증가에 따른 손실량이 10MW 증가했다. Case②에서는 수도권 발전량을 650MW 더 감발할 수 있었고 이를 동해안 및 남해안 비수도권 발전력 1,060MW 증가 및 서해안 비수도권 발전력 360MW 감소로 총 비수도권 발전력 700MW로 대체하여 기존 운영방안 대비 손실량이 50MW 증가하였다.

표 4와 식(2) 및 식(3)을 통해 개선된 발전비용을 계산하였다. $G_{Mk}$ 및 $G_{Nk}$는 각각 기존 운영방안 대비 제안 방안 적용 시 조작된 수도권 발전기의 감발량과 비수도권 발전기의 증발량이다. $f_{Mk}$ 및 $f_{Nk}$는 조작된 수도권, 비수도권 발전기들의 연료비이며 m과 n은 각각 발전량 차이가 발생한 수도권 및 비수도권 발전기의 총 대수이다.

이를 식 (1)에 대입하여 발전비용 저감량을 계산하면 Case①에서는 융통조류량 증가로 10MW 추가 손실이 발생하더라도 시간당 연료비 측면에서 발전비용이 약 35,990,500원 저감 되었다. Case②에서는 전력 손실량이 50MW 증가하였으나 시간당 발전비용을 약 70,525,740원 저감 시킬 수 있었다. 결과적으로 수도권 융통선로를 이분화하여 한계량을 운영하게 되면 전력계통의 경제적인 운영에 크게 기여할 것으로 보인다.