2.1 국내 전력계통의 SPS 운영

국내 전력계통운영자인 전력거래소는 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준에 의거하여 고장파급방지장치를 수립·운영하고 있으며 고장파급방지장치에 의하여 발전기 탈락 시 계통주파수를 최저 59.2Hz 이상 유지하는 것이 명시되어 있다^[8]. 하지만 현재 일부 태양광 발전기의 FRT 동작주파수가 59.3Hz로 설정되어 있어 고장파급방지장치 동작 후 주파수 59.3Hz 도달 시 태양광이 대거 탈락하여 최소과도주파수 유지기준인 59.2Hz를 위반할 수 있다. 따라서 이를 예방하기 위해서 FRT 동작 주파수인 59.3Hz에서 0.1Hz의 여유를 둔 59.4Hz를 주파수기준으로 설정하여 SPS를 운영하고 있다. 국내에서는 과도안정도 확보를 위해 발전기 차단용 SPS를 적용하고 있으며 현재 국내에서 운영 중인 발전기 차단용 SPS는 표 1과 같다. 대부분의 SPS 개소에서 발전기 탈락만으로 과도안정도가 확보되나, 동·서해안 발전단지의 경우 발전기 탈락만 적용하여 과도안정도 확보 시 과도한 발전기 탈락이 요구되어 59.4Hz의 주파수 기준을 위반할 수 있기 때문에 서해안에서는 발전기 탈락량을 줄이는 탈락발전기 발전제약을, 동해안에서는 송전여유용량을 확보하여 요구되는 탈락발전기 대수를 감소하는 전략으로 미탈락발전기 발전제약을 병행하여 적용하고 있다.

2.2 동·서해안 발전단지 SPS와 발전제약

동해안과 서해안 발전단지는 모두 발전기 차단용 SPS와 발전제약이 병행 적용되고 있다. 화력발전단지로 구성된 서해안 발전단지의 주요 선로인 당진T/P-신서산 765V 병행 2회선 고장 시 SPS는 그림 1과 같이 운영된다.

그림 1. 서해안 당진TP-신서산 765kV 2회선 고장 시 SPS 운영^[9]

Fig. 1. Operation of SPS in case of failure of 2 lines of DangjinTP - Shinseosan 765kV transmission line on the West Coast^[9]

해당 선로 고장 시 변압기 과부화가 발생하고 그로 인해 당진화력 3~10호기가 계통에서 분리되는 대규모 발전기 탈락이 야기된다. 이를 방지하기 위해 대상선로 고장 시 변압기와 당진화력 3~10호기를 차단시키는 SPS를 운영하고 있다. 하지만 탈락발전기 설비용량의 합은 약 5GW로 정격운전 중 SPS가 동작한다면 과도한 전력수급 불균형으로 인해 주파수가 기준 미만으로 하락할 수 있다. 이를 방지하기 위해 탈락발전기 발전제약을 적용하여 SPS 동작 시 발생하는 탈락량 크기를 줄여 주파수 안정도를 확보한다.

반면 그림 2와 같이 원자력발전단지와 인근 화력발전단지로 구성된 동해안 발전단지는 가장 주요한 선로인 신태백-신가평 765kV 병행 2회선 고장 시 원자력발전단지에서 발전기 차단용 SPS가 적용되고 있다. 다만 탈락 발전기인 원자력발전기는 정격운전을 하지 않을 경우 효율이 급격히 하락하며 연료가 저렴하므로 발전제약 적용 시 발전단가 상승에 따른 경제적 손실이 크기 때문에 서해안 발전단지와 달리 미탈락 발전기 발전제약을 적용하고 있다.

그림 2. 동해안 신태백-신가평 765kV 2회선 고장 시 SPS 운영

Fig. 2. Operation of SPS in case of failure of two lines of Sintaebaek - Shingapyeong 765kV transmission line on the East Coast

동해안 발전단지의 발전기가 정격운전 중인 상황에서 해당 선로 사고 발생 시 발전기 탈락만을 적용하여 과도안정도를 확보할 경우 과도한 발전기 탈락이 요구되어 주파수 기준을 위반하게 된다. 이를 방지하기 위해 미탈락발전기에 발전제약을 적용하여 동해안발전단지 내의 생산 전력을 사전에 낮춤으로써 주파수 기준을 위반하지 않을 정도의 발전기 탈락으로도 과도안정도가 확보될 수 있도록 한다. 즉, 주파수안정도 확보를 위해 적용되는 탈락대상발전기 발전제약과 달리 미탈락대상발전기 발전제약은 과도안정도 확보를 위해 적용된다.

이렇듯 동해안과 서해안은 과도안정도를 발전기 탈락만으로 확보할 경우 과도한 발전력 탈락이 요구되어 주파수 유지기준을 위반한다는 공통점이 존재하나, 발전제약을 적용하는 목적과 적용 대상 및 원리가 상이하다.

2.3 계통안정화용 ESS의 구축 현황 및 적용방안

이러한 송전선로 부족을 해결하기 위해 최근 10차 장기송변전설비계획에 따라 총 978MW/889MWh 규모의 계통안정화용 ESS를 구축중이다^[1][10]. 그림 3은 계통안정화용 ESS의 설비용량 및 위치로 붉은색으로 표시된 항목이 2024년까지 설치될 계통안정화용 ESS이며 푸른색으로 표시된 항목이 향후 추가 구축 예정인 300MW 규모의 ESS이다. 계통안정화용 ESS는 단기적으로는 대규모 발전단지 발전제약 완화용으로 활용될 계획이며 추후 송전망 확충으로 발전제약이 해소되면 주파수 조정용 및 재생에너지 출력 변동성 완화용으로 활용될 예정이다.

그림 3. 계통안정화용 ESS 연계 위치 및 설비용량 ^[1][10]

Fig. 3. Location and capacity of ESS for grid stabilization ^[1][10]

3.1 ESS 적용효과

ESS를 활용한 발전제약 완화방안은 여러 논문에서 제안되었으며 발전제약의 종류에 따라 완화방안은 서로 상이하다[5~7]. 본 논문에서는 그림 4와 같이 발전집중지역 외에 설치된 ESS를 주파수 제어 자원으로 활용하여 주파수안정도가 향상됨에 따라 발전집중지역에서의 발전기 탈락을 증가시켜 미탈락발전기의 발전제약을 완화한다.

그림 4. ESS를 이용한 발전제약 완화 원리

Fig. 4. Principles of relieves of power generation constraints using ESS

ESS를 주파수 제어전략으로 활용하여 SPS 탈락발전기 증가에도 주파수 기준을 준수하게 되고 이를 통해 과도안정도 확보를 위해 요구되는 발전제약이 감소된다. 이를 통해 상대적으로 저렴한 발전기가 급전하는 대신 비싼 발전기가 급전제외됨에 따라서 발전 단가가 저렴해지는 효과가 발생한다. 또한 이를 위해 요구되는 ESS의 방전지속시간은 정상상태에서 적정 SOC 수준을 유지함으로써 확보된다고 가정하였으며 이는 국내계통안정화용 ESS의 설치용량이 978MW/889MWh 수준임을 고려할 때 구현 가능한 조건이라고 판단된다^[11].

3.2 등면적법을 이용한 효과 분석

미탈락발전기 발전제약은 과도안정도 확보를 위해 적용되기 때문에 과도안정도 분석 방법인 등면적법을 통해 제안한 발전제약 완화방안의 원리에 대해 분석할 수 있다^[12].

$P_{m}$ Mechanical power [p.u.]

$P_{e}$ Electrical power [p.u.]

$M$ Moment of inertia [p.u.]

$\delta$ relative phase[rad.]

$\delta_{0}$ Initial phase [rad.]

$P_{m}$은 기계적 입력이며 $P_{e}$는 계통에 공급되는 전기적 출력이다. 등면적법은 동요방정식을 상대 위상의 변화율($\dfrac{d\delta}{dt}$)에 대하여 정리한 식이다. 식 (1)에서 상대 위상의 변화율이 0으로 안정화되기 위해서는 우측항의 적분값이 0이 되어야 함을 알 수 있다^[12]. 따라서 선로 고장 후 위상 증가 시 $P_{m}$>$P_{e}$인 구간에서 적분값을 가속면적, $P_{e}$>$P_{m}$ 구간에서 적분값을 감속면적이라 할 때 위상이 안정화되기 위해서는 가속면적과 감속면적이 같아질 수 있어야 한다. 선로 고장 전 발전기의 전기적 출력과 기계적 입력이 $P_{O}$로 동일하다. 선로 고장으로 전기적 출력이 감소하여 발전기 위상이 증가하게 되며 이후 가속면적이 더 클 경우 대규모 발전단지의 위상이 계속해서 증가하는 동기탈조가 발생하게 된다. 이 경우 선로 고장 시 대규모 발전단지에서 발전기 탈락을 적용하여 과도안정도를 확보하고 있다. 하지만 발전기 탈락은 계통에 전력수급 불균형을 초래하여 주파수 유지기준을 위반할 수 있으므로 기준 준수를 위해 발전기 탈락 대수가 제한된다. 따라서 주파수 유지기준을 준수하는 수준에서 가능한 최대수준의 발전기 탈락으로도 과도안정도가 확보되지 않을 경우에 발전제약을 병행하여 적용하게 되나 발전제약은 상시 적용되어 경제적 손실을 유발한다. 이러한 상황에서 ESS를 주파수 제어전략으로 적용할 경우 향상된 주파수안정도 여유에 의해 계통의 주파수 유지기준을 위반하지 않도록 제한되었던 발전기 탈락 대수를 증가할 수 있다.

그림 5. 미탈락발전기 발전제약 완화효과 분석((a): 주파수안정도 확보로 인한 탈락발전기 증가로 과도안정도 여유 증가, (b): 증가한 과도안정도 여유만큼 미탈락발전기 발전제약 감소

Fig. 5. Analysis of relief effects of the non-tripping generators generation constraints ((a): Increase the transient stability margin by increasing the number of tripping generators due to securing frequency stability, (b): Reduce the generation constraints of non-tripping generators by the increased transient stability margin)

이를 등면적법을 이용하여 분석하면 그림 5와 같다. 그림 5에서 붉은 영역이 가속영역, 푸른 영역이 감속영역이다. 그림 5의 (a)에서는 ESS의 적용을 통해 기존에 적용되었던 발전제약에서 기존보다 더 많은 발전기 탈락이 이루어졌기 때문에 그만큼 감속영역이 증가하여 과도안정도 여유가 생긴다. 증가한 과도안정도 여유로 인해 미탈락발전기들의 출력을 기존보다 상승시켜 운전하여도 과도적으로 안정하게 된다. 따라서 (b)와 같이 가속영역과 감속영역이 동등해지는 과도안정도 임계까지 미탈락발전기 발전제약을 완화할 수 있게 된다.

그림 6. ESS 적용 전 SPS 운영방안 도출 순서도

Fig. 6. Flowchart for deriving SPS operation plan before applying ESS

4.1 미탈락발전기 발전제약 완화 효과 분석 방법

미탈락발전기 발전제약의 완화효과 분석을 위해서는 ESS 적용 전 SPS 운영방안이 설정되어야 한다. 그림 6은 발전제약이 최소이며 주파수 유지기준 또한 준수하는 ESS 적용 전 SPS 운영방안을 도출하는 순서도이다.

그림 6에서 $Trip_{SPS Lvl}$, $GC_{SPS Lvl}$는 해당 SPS Lvl에서의 탈락발전기 설정과 발전제약을 의미하며 $GC_{add}$는 발전제약을 증가해가는 크기이다. SPS Lvl saved는 모의 중 발전제약이 최소이며 주파수 유지기준을 준수하는 운영방안을 저장하는 변수이며 SPS OP는 최종적으로 도출된 운영방안의 SPS Lvl을 저장하는 변수이다. 현재 59.3Hz에서 태양광 FRT 동작으로 인해 고장파급방지장치 동작 시 최소과도주파수 유지기준인 59.2Hz를 위반할 수 있으므로 이를 방지하기 위해 FRT 동작 주파수에서 0.1Hz의 여유를 둔 59.4Hz를 주파수기준으로 설정하였다.

Step 1. 순서도에서 SPS Lvl 설정 원칙이란 SPS Lvl이 증가할수록 발전기 탈락량이 증가하도록 SPS Lvl별 탈락발전기($Trip_{SPS Lvl}$)를 설정하는 것을 의미한다. SPS Lvl 증가 시 SPS Lvl 설정 원칙에 의해 탈락량이 증가한다. 기존 SPS 발전기 탈락량에 해당하는 SPS Lvl부터 모의를 진행한다.

Step 2. SPS Lvl에 따라 탈락발전기($Trip_{SPS Lvl}$)를 설정한 후 발전제약을 0부터 $GC_{add}$만큼씩 증가키며 과도안정도가 확보될 때까지 SPS 모의를 진행한다. 모의된 SPS 운영방안 중 가장 효율적인 방안인 SPS Lvl Saved의 발전제약($GC_{SPS Lvl Saved}$)보다 더 많은 발전제약이 필요한 것으로 도출되었다면 SPS Lvl Saved에서의 탈락발전기 설정보다 비효율적인 탈락발전기 설정이라 판단하여 SPS Lvl을 증가시켜 다음 탈락발전기 설정에 대해 발전제약을 도출한다. 기존 SPS Lvl Saved 보다 적은 발전제약으로 과도안정도가 확보될 시 주파수 유지기준 준수 여부를 판별한다.

그림 7. ESS의 미탈락발전기 발전제약 완화효과 도출 순서도

Fig. 7. Flowchart for deriving the non-trip generator constraints relief effect of ESS

Step 3. 주파수 유지기준을 준수할 경우 해당 SPS Lvl을 SPS Lvl Saved에 저장한 후 SPS Lvl을 증가시켜 Step 2를 반복한다. 반면에 주파수 유지기준을 위반할 경우 이전 SPS 운전조건(SPS Lvl Saved)이 ESS 적용 전 SPS 운영방안으로 도출된다.

이렇게 도출된 ESS 적용 전 SPS 운영방안을 기준으로 그림 7의 순서도에 따라 ESS 적용 효과 분석을 진행한다. 그림 7은 ESS 적용으로 인해 주파수 안정도가 향상된 덕분에 더 많은 양의 발전기 차단이 가능함에 따라 발생하는 발전제약 완화효과를 분석하는 순서도이다.

Step 1. 마찬가지로 SPS Lvl이 증가할수록 발전기 탈락량이 증가하도록 SPS Lvl별 탈락발전기($Trip_{SPS Lvl}$)를 설정한다. 그림 7의 순서도에 따라 설정된 ESS 적용 전 SPS 운영방안을 $SPS OP wo ESS$에 입력하고 이보다 SPS Lvl을 1 증가시켜 모의를 진행한다. 가용가능한 최대 ESS 용량인 $ESS_{maxcap}$을 입력하고 ESS 용량 1MW을 적용하여 모의를 시작한다.

Step 2. 그림 7의 순서도의 step 2와 같이 SPS Lvl별 발전제약을 $GC_{add}$만큼 증가시켜가며 과도안정도 확보를 위해 필요한 발전제약량을 도출한다.

Step 3. SPS Lvl이 $SPS OP wo ESS$보다 큰 방안은 ESS 미적용 시 주파수 유지기준을 위반하기 때문에 ESS 적용 전에는 운영이 불가능하였다. 따라서 주파수 기준을 준수를 위해 필요한 ESS 용량을 1MW 단위로 증가시켜가며 도출한다.

Step 4. 도출된 ESS 요구량($ESS_{SPS Lvl}$)이 발전제약용으로 설치된 ESS 용량($ESS_{maxcap}$)보다 작을 경우 SPS Lvl을 증가시켜 Step 2부터 반복한다. 발전제약용으로 설치된 ESS 용량보다 많은 용량이 필요한 것으로 도출된다면 모의가 종료되며 완화된 발전제약량을 ESS 요구량으로 나누어 ESS 용량에 따른 발전제약 완화량의 유효용량지수인 GCREF(Generation constraints Relief Effective Factor)를 도출하여 ESS의 효과를 분석한다.

그림 8. ESS 적용용량에 따른 SPS 운영방안

Fig. 8. SPS operation plan according to ESS application capacity

4.2 ESS를 고려한 고장파급방지장치 운영방안

그림 8은 ESS 용량을 고려한 SPS 운영방안 설정 방법이다.

ESS를 이용하여 발전제약 효과를 얻기 위해서는 ESS 적용과 함께 SPS 탈락설정이 변경·적용되어야 한다. 모의된 결과를 바탕으로 현재 가용한 ESS 용량($ESS_{availablecap}$)에 따라 그림 8의 순서도를 통해 SPS 운영방안을 설정하면 별도의 추가 모의 없이 SPS 운영방안을 도출할 수 있어 계통운영에 용이하다. 이렇게 운영할 경우 ESS가 주파수 제어를 함으로써 발전기 탈락량을 안정적으로 증가시켜 SPS 운영방안을 설정할 수 있으며 그로 인해 SPS 탈락발전기 조합을 고정해두는 기존방식과 달리 발전제약 완화효과가 발생한다.

5.1 검토 계통 및 모의 시나리오

전력수급기본계획에 따라 구축된 국내 계통 DB를 통해 사례연구를 진행하였다. 동해안 지역에 신한울 2호기와 삼척블루 1,2호기 건설로 약 4.5GW의 발전기가 확충되어 발전제약이 심화되는 경우를 가정하였다. 표 2의 시나리오에 따라 계통을 구성하여 계통안정화용 ESS의 동해안 미탈락발전기 발전제약 완화효과를 분석하였다.

계통안정화용 ESS는 국내계통에서 실증 완료되어 적용 중인 주파수 조정용 ESS 제어알고리즘을 기반으로 일부 수정·적용하여 주파수 안정도 향상을 위해 적용될 예정이다. 본 사례연구에서는 59.7Hz에서 최대출력을 내도록 0.5%의 속도조정률로 드룹 제어를 한다고 가정하고 주파수 조정용 ESS 제어알고리즘에 따라 SOC를 관리한다고 가정하여 효과 검증을 실시하였다^[11]. 동해안 SPS 중 가장 심각한 사고인 신태백-신가평 765kV 송전선로 2회선 고장을 모의하였으며 모의 시나리오는 전력시장운영규칙의 전력계통 운영기준 내 계통검토 시 안정유지기준을에 따라 선로 고장 기준으로 5 cycle 후 차단기 동작, 9 cycle 후 SPS 동작 순으로 모의하였다^[13]. 추가적으로 우회선로의 송전능력 증대를 위해 설치된 TCSC의 boost-up 모드가 차단기 동작 1cycle 후에 동작하도록 모의하였으며 ESS 적용 모의 시 ESS의 드룹제어가 SPS 동작과 함께 이루어지도록 모의하였다. 59.3Hz에서 태양광발전기 탈락을 방지하기 위해 0.1Hz 여유를 둔 59.4Hz를 주파수 기준으로 설정하였으며 59.8Hz에서 태양광발전기 833MW(1190MW*70%)탈락과 이에 대한 방지대책인 59.85Hz에서 FastDR 500MW 동작을 반영하였다^[9]. 또한 발전제약 완화를 위해 예천양수 1호기가 펌프 모드로 동작중인 상황에서 효과를 분석하였다^[14]. 이를 종합하여 정리하면 그림 9와 같다.

그림 9. 동해안 SPS 모의 해석 시나리오

Fig. 9. East Coast SPS Simulation Scenario

5.2 계통안정화용 ESS 적용 효과 분석

그림 6의 순서도에 따라 효과 분석을 위해 먼저 ESS 적용 전 SPS 운영조건을 설정하였다. 사고선로 인근에 위치한 발전단지인 한울, 신한울, 신태백 발전단지의 발전기를 조합하여 SPS Lvl이 증가 시 탈락하는 설비용량 합이 증가하도록 설정하였다.

발전단지 내의 발전기는 용량이 유사하므로 각 발전단지별 탈락하는 발전기 대수를 지정하여 총 63($7\times 3\times 3$)가지의 조합이 도출되었으며 탈락하는 발전기의 설비용량 합이 증가하도록 표 3과 같이 SPS Level별 탈락 발전기($Trip_{SPS Lvl}$)를 설정하였다. 한울원전의 경우 사고지점과 가까운 6호기부터 1호기 순으로 차단하였다. 발전기 탈락을 누적하여 증가시키는 것이 아닌 다양한 조합을 고려함으로써 보다 효율적인 방안을 도출할 수 있게 된다. 현재 해당 선로 고장 시 신한울 1기, 한울 1기의 2500MW 수준의 발전기 탈락이 이루어지고 있으므로 SPS Lvl 7부터 모의를 진행하였다. 순서도에 따라 70%의 경부하 수준에서 SPS Lvl 8이 ESS 적용 전 발전제약이 최소인 SPS 운영방안으로 도출되었으며 그 근거는 표 4와 같다.

표 4 70% 부하 수준 ESS 적용 전·후 안정도 모의 결과

Table 4 Stability simulation results before & after applying ESS at 70% Demand

SPS Lvl 7의 발전기 탈락 조건에서 5650MW 발전제약 적용 시 위상각이 발산하여 과도적으로 불안정함을 판별할 수 있으며 5660MW 적용 후 위상각이 수렴함에 따라 과도안정함을 알 수 있다. 이때 주파수 유지기준을 준수하므로 SPS Lvl을 증가시켜 발전기 탈락량을 증가시킨 후 모의한다. SPS Lvl 8,9에서는 각각 5650MW, 5260MW의 발전제약이 적용되어야 과도적으로 안정하였으며 SPS Lvl 8에서는 주파수 유지기준인 59.4Hz를 준수하나, SPS Lvl 9 에서는 위반하여 SPS Lvl 8 이 ESS 적용 전 SPS 운영방안으로 도출된다. 이를 기준으로 ESS의 적용 효과를 분석한다. 설치된 ESS의 전체적인 경향성 파악을 위해 각 ESS별 정격용량에 비례하여 참여 용량을 증가시키며 효과를 분석하였다.

70% 수요수준에서는 ESS 적용 전 SPS Lvl 9 적용 시 주파수 유지기준을 위반하지만 ESS 143MW를 적용할 경우 SPS Lvl 9에서도 주파수 안정도가 확보됨에 따라 해당 조건으로 SPS 운영이 가능해진다. 이때 요구되는 ESS 용량이 ESS 최대 가용용량인 978MW 이하이므로 SPS Lvl을 증가시켜 모의를 진행한다. SPS Lvl 13에서는 SPS Lvl 9보다 작은 4770MW의 발전제약으로도 과도적으로 안정되었으며 주파수 안정화를 위해 요구되는 ESS 용량이 747MW로 978MW보다 작기 때문에 SPS Lvl을 증가시켜 모의를 반복한다. SPS Lvl 16에서 4620MW의 발전제약으로 과도안정도를 확보할 수 있지만 주파수 안정도 확보를 위해 필요한 ESS 용량이 1233MW로 계통안정화용으로 설치된 ESS 용량을 초과하여 모의가 종료된다. 시나리오 2,3에서도 동일한 방식으로 ESS 적용 전 SPS 운영방안을 도출하였으며 그 결과는 표 5와 같다.

수요 수준이 증가할수록 관성 등의 영향으로 주파수안정도가 향상됨에 따라 더 높은 수준의 발전기 탈락이 적용될 수 있었으며 이에 따라 더 적은 발전제약으로 SPS 운영이 가능하였다. 시나리오 2, 3에서도 동일한 방식으로 ESS 적용 효과를 분석하였으며 그 결과는 표 6과 같다.

GCREF는 그림 7의 분석 결과로 도출된 ESS 용량에 따른 발전제약 완화량의 유효용량 지수이다. 분석 결과 모든 사례에서 ESS 용량이 증가할수록 발전제약 완화량이 증가하는 경향성을 확인할 수 있다. 다만 GCREF 결과를 보면 하나의 계수로 정량화하기에는 다소 어려움이 있는데 이는 SPS Lvl이 증가함에 따라 설정되는 탈락발전기의 위치와 특성이 다르기 때문에 탈락량 증가에 따라 발전제약이 완화되는 정도(GCR/탈락증가량)가 상이하며 ESS 적용 전 SPS 운영방안의 주파수 안정도 여유에 따라 발전기탈락량 증가 시 요구되는 ESS 용량도 달라 져 ESS를 통한 탈락량 증대 효과(탈락증가량/ESS 용량)도 달라지기 때문에 이 두 비율의 곱인 GCREF(GCR/ESS 용량)를 하나의 지표로 정량화하기에는 다소 어려움이 존재한다.

5.3 계통안정화용 ESS를 고려한 동해안 SPS 운영방안

계통안정화용 ESS 적용 효과 분석결과 ESS의 적용용량이 증가할수록 더 높은 SPS Lvl에서 운영이 가능해진다. SPS Lvl이 증가할수록 발전기 탈락량이 증가하고 발전제약은 완화되기 때문에 더 경제적인 SPS 운영이 가능해지나, ESS의 적용 용량마다 안정도 모의를 진행하여 발전제약을 산정하여 SPS를 운영하는 것은 비효율적이다. 따라서 표 7과 같은 Look-up Table과 그림 8의 순서도를 활용하여 SPS 운영방안을 설정할 수 있다.

ESS의 적용을 통해 미탈락발전기 발전제약을 완화하기 위해서는 SPS 탈락발전기가 변경되어야 한다. 따라서 하루 전 발전계획 수립 시 표 7의 Look-up table을 고려하여 시간별로 ESS 용량 및 수요수준을 고려한 SPS 운영방안을 설정한다면 보다 경제적인 전력계통 운영이 가능해진다.