3.1 QV Droop 제어

본 절에서는 REPC_B 모델에 정의된 Q-V Droop 제어 구조를 기반으로, POM 전압을 기준으로 한 무효전력 지령 생성 방식을 설명한다.

식 (1)은 POM 지점의 전압을 안정적으로 유지하기 위한 제어로, 측정된 POM측의 전압($V_{POMpu}$)과 기준 전압($V_{refpu}$)의 편차에 비례하여 무효전력 지령($Q_{refdroop}$)을 생성한다 ^[10]. QVDroop($R_{QV}$) 설정값에 따른 무효전력 지령은 식 (1)과같이 계산하며, 연계 기준 내 시뮬레이션에서는 5.5로 설정되어 진행한다.

3.2 PF Droop 제어

본 절에서는 REPC_B의 주파수-유효전력 Droop 제어를 바탕으로 단지 단위 유효전력 지령 산출 방식을 기술한다.

식 (2)는 계통 주파수 안정화에 기여하기 위한 제어로, POM 측의 유효전력 지령($P_{refdrooppu}$)을 조절한다. PF Droop($R_{PF}$)설정값에 따른 유효전력 지령은 식 (2)와 같이 계산하며, 연계 기준 내 시뮬레이션에서는 3% 혹은 5%로 설정되어 진행한다 ^[10].

3.3 역률 지령치 계산식

본 절에서는 REPC_B의 제어 구조를 기반으로, 입력된 역률 지령치를 무효전력 지령치로 환산하는 산출 방식을 기술한다.

식 (3)은 계통 운영자의 역률 지령($PF_{ref}$)을 실제 제어에 사용되는 무효전력 지령($Q_{refPF}$)으로 변환하는 기능이다. 해당 수식은 피상전력, 유효전력, 무효전력간의 관계를 나타내는 전력 삼각형을 이용하여 지령받은 역률 지령치를 무효전력 지령치로 계산한다 ^[11].

3.3 단위발전기 가중치 계산식

상위 로직에서 계산된 발전단지 전체의 최종 유효/무효전력 지령($P_{plant, ref}, Q_{plant, ref}$)은 개별 발전기에 안정적으로 분배되어야 한다 ^[12]. 이를 위해 본 연구에서는 각 발전기의 운전 상태를 고려한 가중치($w_{\pi}, w_{qi}$, Weighting Factor)를 적용하여 개별 발전기 지령을 생성한다.

식 (5),(6)의 아래 첨자$i$는 개별 발전기 (1,2,...,n)을 의미하며, $w_{\pi}, w_{qi}$는 각각 $i$번째 발전기의 가중치를 의미한다. 해당 제어기는 용량이 다른 발전기가 혼재된 상황이거나 고장이 발생하는 상황이 발생하였을 때 각 발전기의 가중치를 변경하여 대처할 수 있도록 하였다 ^[9].

본 연구에서 구성한 시뮬레이션 모델은 모든 개별 발전기가 동일한 정격용량을 갖는 것으로 가정하였으므로, 각 발전기에는 동일한 가중치가 적용하였다.

3.5 고장 시 무효전류 지령치 계산식

계통 고장으로 인한 전압 강하 시, 전압 회복을 지원하기 위해 연계기준에 명시된 요구사항에 따라 무효전류($I_q$)를 주입한다 ^[6]. 이는 POM 지점의 전압($V_{POMpu}$) 크기에 따라 결정되며, 식(4)과 같이 구간별로 정의된다. 구체적으로,$V_{POMpu}$가 0.9pu 이상일 경우에는 무효전력을 주입하지 않으며, $V_{POMpu}$이 0.5pu와 0.9pu사이로 하락하였을 경우 선형으로 비례하여 무효전류 주입량을 증가시킨다. 0.5pu 미만으로 급격하게 심각한 전압 강하 상황에서는 계통 지원을 극대화 하기 위해 인버터 정격 전류의 100%에 해당하는 최대 무효 전류를 주입한다.

3.6 개별 발전기 내 인버터 전류 제한 식

개별 발전기에 인가되는 유효/무효전력 지령은 d-q축 전류($I_{dref}, I_{qref}$)로 변환된 후, 인버터의 최대 정격 전류($I_{maxpu}$) 이내로 제한한다 ^[11]. 이는 과전류로부터 개별 발전기를 보호하고 안정적인 운전을 보장하기 위함이며, 식 (7)와 같은 d-q축 전류 벡터의 크기를 제한하는 방식으로 구현된다,

특히, 한전 연계기준 내 고장 중 전류 주입 시뮬레이션의 경우, 해당 제어를 통한 무효전류 우선 제어를 통해 구현된다.

급격한 계통 전압 강하가 감지되는 경우, 인버터측에서 계통 전압 회복을 지원하기 위해 유효전류 최대값을 일시적으로 낮추고 이를 통해 확보된 인버터의 전류 여유분을 모두 무효전류 주입에 할당되어 계통 안정화에 기여하도록 설정된다.

5.1 유효전력 출력 제어

그림 3. 유효전력 출력제한 시 단지제어기 유무에 따른 한전 연계기준 만족 여부

Fig. 3. Verification of KEPCO grid code compliance with and without plant controller during active power

한전 송전계통 연계 기술기준의 유효전력 출력 제한 시험 요건에 따라 유효전력 지령값을 100%에서 80%로 변경하며 제어 성능을 평가하였다. 그림 3은 이에 따른 유효전력 응답 특성을 보여준다.

그림 3는 유효전력 지령치를 100%에서 80%로 변경했을 때의 응답을 보여준다. 단지제어기를 적용한 경우(녹색선)와 개별제어만 수행한 경우(적색선) 모두 지령 변경 후 약 0.5초 이내에 목표값에 수렴하는 빠른 응답 속도를 보였다. 두 경우 모두 정상상태 오차가 정격용량의 ±5% 이내를 만족하여 한전 연계기준을 충족하였다.

이러한 결과는 유효전력 제어가 개별 단위 제어만으로도 충분한 성능을 보임을 시사하므로, 이후 절에서는 단지제어기의 효용성이 명확히 드러나는 무효전력 제어 성능을 집중적으로 분석한다.

5.2 무효전력 공급능력 평가

무효전력 공급능력 평가에서는 2.1절 및 그림 1에서 제시한 바와 같이, 유효전력 출력 수준에 따른 무효전력 공급 요구사항(0.33 pu 이상)을 준수해야 한다.

그림 4는 유효전력 출력 변화에 따른 무효전력 공급 능력을 시뮬레이션한 결과를 보여준다. 먼저 단지제어기 없이 개별 제어만 수행하는 경우(적색선), 발전단지 내부망을 구성하는 승압 변압기의 누설 리액턴스에 의한 무효전력 손실을 보상하지 못하여 연계기준을 만족하지 못하였다.

그림 4. 무효전력 공급능력 평가 시 단지제어기 유무 에 따른 한전 연계기준 만족 여부 입증

Fig. 4. Verification of KEPCO grid code compliance with and without plant controller during reactive power output limitation

구체적으로 발전단지의 유효전력 출력이 0.3~1.0 pu 구간일 때, 한전 기술기준은 0.33 pu 이상의 무효전력 공급 능력을 요구한다. 그러나 개별 제어 시 POM 지점에서 측정된 최대 무효전력은 유효전력 출력이 1.0 pu일 때 약 0.2487 pu에 그쳐, 기준값(0.33 pu) 대비 약 24.6% 부족한 결과를 보였다.

이러한 결과는 개별 제어 방식만으로는 한전 기준을 충족할 수 없음을 의미하며, 이를 보완하기 위해서는 그림 4의 분석 결과와 같이 약 ±30 MVar 이상의 용량을 갖는 별도의 보상 장치(STATCOM) 연계가 필수적이다.

반면, 제안된 단지제어기를 적용한 경우(녹색선)에는 별도의 추가 설비 없이도 발전단지의 가용 무효전력을 최적으로 제어하여, 모든 유효전력 출력 구간에서 한전이 요구하는 무효전력 공급능력(0.33 pu 이상)을 충분히 만족하였다.

5.3 무효전력 출력 제어

그림 5. 무효전력 제어 시 단지 제어기 유무에 따른 한전 연계 기준(회색 영역) 만족 입증

Fig. 5. Verification of KEPCO grid code compliance with and without plant controller during reactive power output limitation

한전 연계기준의 시험 요건에 맞춰 무효전력 지령을 순차적으로 변경함에 따른 출력 제어를 수행하였다. 그림 5는 이에 대한 무효전력 응답 특성을 보여준다.

개별 제어만 수행한 경우(적색선), POM 지점의 무효전력은 목표값을 추종하지 못하여 연계기준(회색음영)을 벗어났으며, 정상상태 오차율은 평가 기준(0.33 pu) 대비 약 25.68%에 달해 허용 범위(±5%)를 크게 초과하였다.

반면, 단지제어기를 적용한 경우(녹색선), POM 지점에서 측정된 무효전력은 모든 구간에서 지령을 정밀하게 추종하며 연계기준의 오차 허용범위를 만족하였다.

5.4 전압-무효전력 제어

그림 6. Droop Control 통한 전압 변동 시 단지제어기 유무에 따른 한전 연계 기준(회색 영역) 만족 입증

Fig. 6. Verification of KEPCO grid code compliance (gray area) with and without plant controller during voltage variation by droop control

한전 연계기준에 따라 계통 전압을 단계적으로 변동시키며 전압-무효전력 제어(Q-V Droop) 성능을 평가하였다. 그림 6은 이에 대한 응답 특성을 나타낸다.

개별 제어만 수행한 경우(적색선), 전압 변동에 따른 무효전력 출력은 목표값을 추종하지 못하여 연계기준(회색음영)을 벗어났으며, 정상상태 오차율은 평가 기준(0.33 pu) 대비 약 25.53%에 달해 허용 범위(±5%)를 크게 초과하였다.

반면, 단지제어기를 적용한 경우(녹색선), POM 지점의 전압 변동에 따라 무효전력 출력이 Q-V 특성 곡선을 정밀하게 추종하며 연계기준의 허용범위를 만족하였다.

5.5 역률 제어

한전 연계기준의 시험 요건에 맞춰 역률 지령을 순차적으로 변경함에 따른 역률 제어 성능을 평가하였다. 그림 8은 이에 대한 POM 지점의 역률(PF) 응답 특성을 보여준다.

개별 제어만 수행한 경우(적색선), 전압 변동에 따른 무효전력 출력은 목표값을 추종하지 못하여 연계기준(회색음영)을 벗어났으며, 정상상태 오차율은 평가 기준(0.33 pu) 대비 약 22.49%에 달해 허용 범위(±5%)를 크게 초과하였다.

그림 7. 역률 제어 시 단지 제어기 유무에 따른 한전 연계 기준(회색 영역) 만족 입증

Fig. 7. Verification of KEPCO grid code compliance (gray area) with and without plant controller during power factor control

반면, 단지제어기를 적용한 경우(녹색선), POM 지점에서 측정된 무효전력은 모든 구간에서 지령을 정밀하게 추종하며 연계기준의 허용범위를 만족하였다.

또한, 현행 한전 연계기준은 역률 제어 시에도 POM지점에서의 무효전력 공급량에 대한 평가를 주된 기준으로 삼고 있다. 이에 본 연구에서는 POM 지점에서의 역률을 계산하여 추가로 분석한 결과, 단지제어기가 미적용 시 약 0.93(진상), 0.97(지상) 수준으로, 지령 역률치인 0.95 (지상,진상)을 추종하지 못하였으며, 단지제어기를 포함하면 지령한 0.95의 역률을 추종하여 개선딘 제어 성능을 입증하였다.

그림 8. 역률 제어 시 단지제어기 유무에 따른 POM지점에서의 역률 변동 여부

Fig. 8. Variation of power factor at POM according to the presence of plant controller during power factor control

5.6 고정 역률 제어

그림 9. 고정 역률 운전(지상) 시 유효전력 변화에 따른 단지제어기 적용을 통한 한전 연계기준(회색 영역) 만족 입증

Fig. 9. Verification of KEPCO grid code compliance (gray area) with plant controller under fixed lagging power factor operation and active power variation

한전 연계기준의 시험 요건에 맞춰 POM 지점의 역률을 0.95로 고정한 상태에서 유효전력 출력을 순차적으로 변경하며 고정 역률 제어 성능을 평가하였다. 그림 9는 이에 대한 무효전력 응답 특성을 보여준다. 그림 9(a)는 지상(lagging) 역률, (b)는 진상(leading) 역률 운전 시의 결과이다.

두 Case 모두, 개별 제어만 수행한 경우(적색선), 전압 변동에 따른 무효전력 출력은 목표값을 추종하지 못하여 연계기준(회색음영)을 벗어났으며, 정상상태 오차율은 평가 기준(0.33 pu) 대비 약 10.62%에 달해 허용 범위(±5%)를 크게 초과하였다.

반면, 단지제어기를 적용했을 때(녹색선)는 유효전력 출력이 변동함에 따라 목표 역률 0.95를 유지하기 위해 필요한 무효 전력을 정밀하게 산출하여 공급하였다. 그 결과 모든 유효전력 구간에서 안정적으로 연계기준 허용범위를 만족하였다.

그림 10. 고정 역률 운전(진상) 시 유효전력 변화에 따른 단지제어기 적용을 통한 한전 연계기준(회색 영역) 만족 입증

Fig. 10. Verification of KEPCO grid code compliance (gray area) with plant controller under fixed leading power factor operation and active power variation

5.7 고장전류 주입

그림 11. 고장전류 주입 시 전류 크기 제한 수식 사용 유무에 따른 한전 연계 기준(회색 영역) 만족 입증

Fig. 11. Verification of KEPCO grid code compliance (gray area) with and without current magnitude limiting formula during fault current injection

한전 연계기준의 고장 시 무효전류 주입 요건에 따라, 계통전압 강하(0.5 pu 미만) 상황에서 인버터의 과도 응답 특성을 평가하였다. 그림 11은 이에 대한 시뮬레이션 결과를 보여준다.

전류 제한 로직이 없는 단순 제어의 경우(적색선)는 고장 발생 시에도 한전 연계기준에서 요구하는 충분한 무효전류를 공급하지 못하여 허용범위(회색 음영, ±10% 이내)를 만족하지 못하였다. 이는 계통 전압 회복에 필수적인 무효전력 지원 기능이 적절히 동작하지 않음을 의미한다.

반면, 제안된 제어기를 적용한 경우(청색선), 고장 발생 직후 무효전류를 신속하게 정격의 100%(1pu)까지 증대시켜 주입함으로써 한전 연계기준의 허용범위를 완벽하게 만족하였다.

그림 12. 고장전류 주입 시 전류 크기 제한 수식에 따른 $i_{dmax}, i_{qmax}$값 변화

Fig. 12. Change in maximum Id and Iq values with current magnitude limiting formula during fault current injection

그림 12는 고장이 감지되면, 제안된 제어기가 식(7)의 전류제한 로직에 따라 어떻게 동작하는지를 보여준다, 제어기는 계통 전압 회복을 위해 무효전류 주입을 우선하게 된다, 이에 따라 인버터가 더 많은 무효전류를 출력하게 되면, 식(8)에 의해 유효전류를 출력할 수 있는 최대값 ($i_{qmax}$)이 감소하여 0에 가깝게 제한된다.

이상의 5.1절부터 5.7절까지의 시뮬레이션 결과를 종합하여, 기존 개별 발전기 제어 방식과 본 논문에서 제안한 단지 제어기의 성능을 KEPCO 연계 기준 항목별로 정량적 비교 분석하면 표 3과 같다.

표 3에서 확인할 수 있듯이, 개별 발전기 제어 방식은 변압기 누설 리액턴스 등으로 인한 전압 강하의 영향을 보상하지 못하여 무효전력 공급능력, 역률 제어, 전압-무효전력 제어 등 대부분의 무효전력 관련 항목에서 20% 이상의 큰 오차율을 보이며 연계기준을 만족하지 못하였다.

반면, 제안된 단지 제어기를 적용한 경우 POM 지점의 피드백 제어를 통해 모든 시험 항목에서 오차율 0.00% 수준의 정밀한 추종 성능을 보였으며, 고장 시 무효전류 주입 항목에서도 제안된 무효전류 우선 주입 로직을 통해 기준을 완벽하게 충족함을 확인하였다. 결과적으로, 본 연구에서 제안한 단지 제어기는 해상풍력발전단지가 KEPCO의 엄격한 계통 연계 기준을 준수하고 안정적으로 계통에 연계되기 위한 효과적임을 입증하였다.