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  1. (Energy IT Convergence Research Center, Korea Electronics Technology Institute, Korea.)



CHP, Distributed generation, Heat extraction constraint, Optimization, PSO

1. 서 론

전력계통 혼잡도의 증가, 신규송전선로 건설의 어려움과 전력계통 안정도 문제 해결을 위해 기존의 중앙집중형 전력계통에서 분산형 전력계통으로의 전환이 주목받고 있다. 대규모 발전원 바탕으로 한 중앙집중형 전력계통은 대한민국에 전력을 안정적으로 공급하고 설비용량을 효율적으로 증가시키는데 크게 기여하였지만 전력 생산지역과 소비 지역간의 괴리가 발생하며 계통 안정도를 악화시켰고 장거리 대용량 송전선로를 필요로 한다. 하지만 사회적 수용성 문제로 인하여 장거리 대용량 송전선로는 현실적으로 추가적인 건설이 어려운 상황이고 대형 발전소 또한 건설부지를 확보하기 어려워 중앙집중형 전력계통의 한계를 드러내고 있으며 이를 해결하기 위해서는 HVDC(High Voltage Dc Transmission)나 FACTS(Flexible AC Transmission System)등의 추가적인 설비건설이 필요한 상황이다. 또한 신뢰도 측면에서도 대형 발전소 및 송전선로에 의지하는 중앙집중형 전력계통의 경우 사고에 의한 영향이 큰 단점이 있다(1). 반면에 다수의 소형 발전원들로 구성된 분산형 전력계통은 비용이 증가하고 제어가 어려운 단점이 존재하지만 전력 생산지역과 소비지역이 가까워 송배전 비용을 절약하고 대규모 장거리 송전선로의 필요성이 감소한다. 또한 많은 수의 발전원들로 구성되어 있어 일부 발전원의 고장 및 탈락에도 계통에 미치는 영향이 상대적으로 적다(2)-(4).

분산형전원 중 전기와 열을 생산하는 열병합발전기의 경우 발전기의 규모와 운전률에 따라 다소 차이가 있지만 기존 화력발전에 비해 높은 효율을 가지고 있다(5). 또한 에너지 생산대비 탄소 배출량이 적어 열병합발전을 기반으로 한 지역에너지가 파리협정에 대한 해결책으로 주목받고 있다(6). 하지만 자가 열병합발전설비의 경우 온수배관 설치비용, SMP(System Marginal Price)대비 높은 발전단가와 연료비로 인해 경제성이 충분히 확보되지 않은 상황이며 별도의 방열장치가 없는 경우에는 남는 열을 방출하지 못해 온수의 수요에 따라 발전량이 제한되기도 한다.

본 논문에서는 방열제약을 고려하여 열병합발전기의 이익을 최적화하기 위한 PSO(Particle Swarm Optimization)와 인접행렬 기반 최적 운전 알고리즘을 제안한다. 열방합발전기 데이터는 현재 산업단지에서 시운전중인 200kWe 가스엔진 열병합발전기(REX225G)를 사용하였으며 비선형적인 출력특성을 모델링하기 위해 회귀분석을 수행하였다. 해당 실증설비에는 별도의 온수 방열장치가 없어 온수발생량은 온수 수요로 제약이 걸리게 되며 이에 따라 전기와 증기 생산량도 제한되게 된다. 또한 개별 열병합발전기들이 모든 온수 수요자들과 온수 배관이 그물망 형식으로 연계되지 않아 이에 따른 제약이 발생하게 된다. 최적운전 효과를 보기위한 시뮬레이션에는 실증 대상 산업단지들의 요금체계를 적용하였다. 본 논문의 주요 기여는 위에서 언급된 방열제약과 온수 배관 제약을 고려하기 위해 인접행렬을 적용하여 최적화를 수행하는 것이다.

본 논문의 2장에서는 열병합발전기 실증 데이터를 바탕으로 한 열병합발전기 특성 분석 및 모델링을 수행하였다. 3장에서는 PSO기법을 바탕으로 열병합발전기의 방열 제약과 온수 배관 연결을 고려한 열병합 운전 최적화 알고리즘을 소개하였다. 4장에서는 실증대상 사업체가 공급받는 전력요금과 열 수요자들의 가스요금을 고려하여 자가열병합발전기의 최적 운전 시뮬레이션을 수행하였으며, 5장에서는 결론을 제시하였다.

2. 열병합발전기 특성 분석 및 모델링

2.1 열병합발전기 특성 분석

열병합발전기는 출력이 전기, 온수, 증기의 형태로 출력되며 온수는 냉/난방에 증기는 냉/난방 및 산업체 공정등에 주로 사용된다. 열병합발전기의 출력과 효율은 비선형적이고 부하율에 따라 열전비가 변하기 때문에 최적운전을 위해서는 먼저 발전기 연료 투입에 따른 출력특성을 분석하고 모델링 할 필요가 있다(5)(7). 본 논문에서는 200kWe 가스엔진 열병합발전기(REX225G) 출력 테스트 결과를 바탕으로 회귀분석을 수행하여 열병합발전기를 모델링하였다. 열병합발전기 테스트는 가스 투입량을 kW단위로 환산하여 투입을 변화시켜가며 전력, 온수, 증기의 발생량을 측정하였으며 결과는 아래 표1과 같다. 테스트 결과 중 Case 6(367.2 kW 투입)에서는 출력이 입력보다 크게 나오므로 실험 오차로 판단되어 분석에서 제외하였고 그림 1은 테스트 결과에 따른 발전기 특성 곡선을 보여 준다.

표 1. 열병합발전기 입출력 테스트 결과

Table 1. CHP output test results

 

Fuel input (kW)

Electric power (kW)

Hot water (kW)

Steam (kW)

Case 1

655.7

203

222

128

Case 2

600.4

183.1

209

118

Case 3

541.6

162.7

185.1

115

Case 4

492.2

142.4

150.2

125

Case 5

427.4

122.2

141.2

102

Case 6

367.2

191.7

116.5

92

Case 7

299.9

75.9

109.3

75

Case 8

237.5

50.9

95.6

59

Case 9

180.6

25.6

86.5

46

그림. 1. 열병합발전기 입출력 특성 곡선

Fig. 1. CHP output characteristic curve

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig1.png

테스트 결과 얻어진 특성 데이터와 곡선을 바탕으로 아래 식과 같이 2차식으로 발전기의 출력 특성을 모델링하고자 MATLAB 2019a를 이용해 2차 다항식 회귀분석(quadratic regression)을 수행하였다. 전력출력 $P_{o}^{e}$, 온수출력 $P_{o}^{h}$, 증기출력 $P_{o}^{s}$ 모형은 아래와 같다.

(1)
$P_{o}^{e}=w_{0}^{e}+w_{1}^{e}P_{i}+w_{2}^{e}P_{i}^{2}$

(2)
$P_{o}^{h}=w_{0}^{h}+w_{1}^{h}P_{i}+w_{2}^{h}P_{i}^{2}$

(3)
$P_{o}^{s}=w_{0}^{s}+w_{1}^{s}P_{i}+w_{2}^{s}P_{i}^{2}$

이때 $w_{0},\: w_{1},\: w_{2}$는 각 출력모형 별 회귀계수를 의미하며, 연료 투입에 따른 전기, 온수, 증기 발생량의 테스트 결과를 회귀분석하여 계산된다. 각각의 회귀계수 값은 표2와 같고 그림 2-4는 회귀모형과 실험데이터의 그래프를 보여 준다.

표 2. 출력 타입별 회귀계수

Table 2. Regression coefficient of CHP

$w_{0}$

$w_{1}$

$w_{2}$

Electric power

-49.945

0.4412

-8.6818*e-05

Hot water

60.986

0.088709

2.4957*e -04

Steam

-11.387

0.3548

2.2243*e -04

그림. 2. 전력 계측데이터와 회귀모델

Fig. 2. Electricity output test data and regression model

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig2.png

그림. 3. 온수 계측데이터와 회귀모델

Fig. 3. Heat output test data and regression model

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig3.png

그림. 4. 증기 계측데이터와 회귀모델

Fig. 4. Steam output test data and regression model

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig4.png

2.2 발전기 운영에 따른 이익 계산

2.2.1 자가열병합발전 운영 수익계산

본 연구의 대상이 되는 실증 산업단지는 자체 소비 전력용량 대비 열병합발전기의 용량이 작아 열병합발전기에서 발전하는 전력은 내부 수용가에서 소비된다. 따라서 수용가에서 해당 전력을 한전으로부터 구입할 시 지불하는 비용을 발전으로 인한 수입으로 간주할 수 있다. 해당 수용가는 한전으로부터 산업용전력(을) 고압A의 선택II 요금을 적용받으므로 본 연구에서도 동일한 단가를 적용하였다. 2019년 8월 기준 산업용전력(을) 고압A의 선택II 요금의 시간대 및 계절별 요금은 표 3과 같다. 전력에 의한 수익 $S_{e}$은 아래 수식과 같이 표현된다.

(4)
$S_{e}=P_{o}^{e}C_{e,ind}$

이때 $C_{e,ind}$ 는 산업용 전기 요금 단가를 나타낸다.

열병합발전기를 통해 나온 열에너지 중에 온수 형태의 열은 온수관을 통해 타 수용가에 판매된다. 이때 판매 단가는 수용가에서 사용하는 가스요금의 70%로 판매하고 있으며 실증단지의 판매 대상 수용가들은 산업용 도시가스 요금을 적용 받고 있으므로 이를 적용한다. 또한 중개사업자에게 열요금의 10%를 중개수수료로 납부하며 이를 제외한 온수에 의한 수익 $S_{h}$은 아래와 같다.

표 3. 전기 요금 단가(산업용전력(을) 고압A 선택II)

Table 3. Unit price of electricity

Basic rate

(₩/kW)

Electricity charge(₩/kWh)

Load

Summer

(Jun~Aug)

Spring /Fall

(Mar~May,Sep~Oct)

Winter

(Nov~Feb)

8,320

Base demand

56.1

56.1

63.1

Mid demand

109.0

78.6

109.2

Peak demand

191.1

109.3

166.7

(5)
\begin{align*} S_{h}=P_{o}^{h}C_{g,ind}\times 0.7\times 0.9\\ =0.63P_{o}^{h}C_{g,ind} \end{align*}

이때 $C_{g,ind}$ 는 산업용 가스 요금 단가를 나타낸다. 2019년 8월 기준 산업용 도시가스 요금의 계절별 단가는 표 4와 같다(8).

표 4. 도시가스 요금 단가(산업용)

Table 4. Unit price of gas (for industrial use)

Summer (Jun~Sep)

Spring /Fall (Apr~May, Oct~Nov)

Winter (Jan~Mar, Dec)

Gas unit price

(₩/MJ)

14.1939

14.2666

14.8328

열병합발전기를 통해 나온 열에너지 중에 증기 형태의 열은 실증 대산 산업체에서 자가소비된다. 따라서 수용가에서 해당 열량을 가스공사로부터 구입할 시 지불하는 비용을 발전으로 인한 수입으로 간주할 수 있다. 해당 수용가는 가스공사로부터 산업용요금을 적용 받으므로 온수의 수익 계산과 같이 표 4의 단가를 적용한다. 열(스팀)에 의한 수익 $S_{steam}$은 아래 수식과 같이 표현된다.

(6)
$S_{s}=P_{o}^{s}C_{g,ind}$

이때 $C_{g,ind}$ 는 산업용 가스 요금 단가를 나타낸다.

2.2.2 자가열병합발전 운영 비용계산

열병합발전기에 사용되는 가스는 일반 산업용 도시가스 요금을 적용 받지 않고 별도의 열병합용 요금을 적용 받는다. 경기권의 경우 표 5에서 볼 수 있듯이 열병합용 도시가스 요금이 산업용에 비해 약 6~7% 정도 저렴하다. 열병합 발전의 연료 요금 $E_{g}$은 아래 식과 같다.

(7)
$E_{g}=P_{"i"}C_{g,\:CHP}$

이때 $C_{g,\:CHP}$ 는 공동주택외 열병합 가스 요금 단가를 나타낸다.

표 5. 도시가스 요금 단가(공동주택외 열병합)

Table 5. Unit price of gas (for CHP)

Summer (Jun~Sep)

Spring /Fall (Apr~May, Oct~Nov)

Winter (Jan~Mar,Dec)

Gas unit price

(₩/MJ)

13.2906

13.4127

14.3935

실증단지의 발전기의 유지/관리 비용 200만원/월로 유지/관리 업체와 계약되어 있다.

2.2.3 발전기 운영에 따른 이익 분석

열병합발전기 운영에 따른 시간당 이익 $B$는 식 (4)-(7)을 바탕으로 아래와 같이 표현 가능하다.

(8)
\begin{align*} B=S_{e}+S_{hw}+S_{steam}-E_{g}-E_{m}\\ =P_{o}^{e}C_{e,ind}+0.63P_{o}^{h}C_{g,ind}+P_{o}^{s}C_{g,ind}-P_{"i"}C_{g,\:CHP}-E_{m} \end{align*}

이때 $E_{m}$은 시간당 발전기 유지/관리비용을 의미하며 발전기 운영과 관계없이 지출되는 고정비므로 최적운전의 목적은 $E_{m}$을 제외한 열병합발전기 이익을 극대화 시키는 것이다. 식(1)-(3)(8)에 대입하여 열병합발전기 입력에 따른 시간당 이익이 계산되며, 그림 5은 열병합발전기의 최대 연료 투입을 1로 표현했을 때 운전점에 따른 시간당 고정비용 제외 수익을 보여준다. 그림 5에서 볼 수 있듯이 실증 조건에서 열병합발전기 입력이 최대 입력의 32%미만이 되는 지점에서는 발전기를 운전할수록 이익은 음수가 되고 발전기를 32%이상 운전할 수 있어야만 이익을 낼 수 있다.

그림. 5. 자가 열병합발전기 이익 곡선

Fig. 5. Profit curve of CHP

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig5.png

3. 최적화 알고리즘

3.1 PSO 알고리즘

PSO(Particle Swarm Optimization)은 새 무리와 같은 집단의 협동 및 행동양식을 모방한 최적화 방법이다(9). 다수의 개체(particle)들로 반복 계산을 수행하고 이를 통해 나온 해들의 결과를 참고하여 새로운 해를 만들어 낸다. PSO에서 개별 개체들은 particle로 집단은 swarm으로 명칭한다. PSO는 개체수 만큼의 해를 탐색영역에 흩뿌려 놓은 뒤 이를 초기 결과값으로 사용하여 계산을 수행한다. 이후 각 개체는 속도 벡터를 바탕으로 위치를 이동하여 반복적으로 해를 탐색하며 최적의 해를 저장한다. 해결하고자 하는 문제가 n차원일 경우 i번째 개체의 위치 $X_{i}$와 이동 속도 $V_{i}$는 n차원 벡터로 표시되며 아래와 같다.

(9)
$X_{i}=(X_{i1},\:X_{i2,\:}...........,\:X_{"\in "})$

(10)
$V_{i}=(V_{i1},\:V_{i2,\:}...........,\:V_{"\in "})$

계산을 반복 할 때마다 각 개체들의 위치와 속도벡터는 변하며 이때 새로운 속도벡터는 기존의 결과물을 바탕으로 계산된다. 새로운 속도벡터는 해당 개체의 원래 속도(관성), 집단 전체 중 최적해, 해당 개체의 최적해를 고려하여 아래와 같이 계산된다.

(11)
$V_{id}(t+1)=wd^{t-1}V_{id}(t)+C_{1}r_{1}(P_{id}-X_{id}(t))+C_{1}r_{2}(P_{gd}-X_{id}(t))$

이때 $w$는 개체의 관성, $d$는 관성의 감쇠비, $C_{1}$은 자기 신뢰 상수, $C_{2}$는 집단 신뢰 상수, $r_{1}$과 $r_{2}$는 램덤변수, $P_{id}$는 개체의 최적값, $P_{gd}$는 집단의 최적값을 나타낸다. 관성과 관성의 감쇠비는 기존의 속도 영향을 제어하기 위해 사용된다. 본 연구에서는 초기 반복시에는 큰 관성을 가지고 탐색한 후 점차 관성을 감쇠비에 따라 지수적으로 감소시켜 기존 속도의 영향을 줄이도록 설계하였다. 속도 벡터가 너무 클 경우 개체가 탐색영역을 벗어나게 될 가능성이 있으므로 속도 벡터는 최소값과 최대값의 범위를 정해주어야 하며 속도 벡터가 범위를 벗어날 경우 최소 혹은 최대값을 속도벡터에 적용한다.

(12)
$V_{id}\in[-V_{\max},\:V_{\max}]$

새롭게 계산된 속도 벡터를 바탕으로 개체의 해는 아래 식과 같이 업데이트 되며 반복 과정을 통해 최적의 해를 찾게 된다.

(13)
$X_{id}(t+1)=X_{id}(t)+V_{id}(t+1)$

PSO는 최적화 문제의 적용이 단순하며 GA(Ganetic Algorithm) 등에 비해 연산속도가 빠른 장점을 가지고 있다(10)(11). 특히나 전력계통 최적화 문제에 있어 GA 같은 타 알고리즘과 비교 시 수렴성과 수렴속도가 뛰어나 경제급전, 상태추정 등에 널리 사용되고 있다(12)(13).

3.2 PSO 파라미터 설정

관성 $w$는 새로운 속도 벡터에 대한 기존 속도 벡터의 영향을 나타낸다. 이 관성계수를 조절함에 따라서 전역최적해와 국소최적해의 탐색 능력을 조절 할 수 있다(14). 만약 관성이 0이라면 새로운 속도 벡터는 집단의 최적해와 개체의 기존 최적해만을 고려하여 생성되고, 관성이 적용되면 새로운 영역으로의 탐색 가능성이 증가한다. 또한 관성이 크면 클수록 속도 벡터 또한 커지면서 연산을 반복할 때마다 개체가 보다 먼 영역으로 이동하여 탐색한다. 일반적으로 관성을 적용한 PSO의 경우 계산이 반복될수록 관성이 감소하도록 하여 수렴성을 높이며, 선형적이나 지수적으로 감소하도록 설정한다(15). 본 논문에서는 감쇠비를 적용하여 지수적으로 감소하도록 설정하였다.

자기 신뢰 상수 $C_{1}$과 집단 신뢰 상수 $C_{2}$는 개체 자신의 최적값과 집단 전체의 최적값을 향해 이동하도록 하는 가중치를 의미한다. 신뢰상수가 작으면 개체는 최적 해에 도달하지 못하고 방황할 가능성이 있고 신뢰상수가 클 경우 최적해에 빠르게 도달 할 수 있지만 최적해를 지나치게 될 가능성도 있다. $C_{1}$가 0이거나 너무 작을 경우 개체는 집단의 최적해만 고려하고 개체 자신의 최적해는 고려하지 않으며 새로운 탐색영역으로의 이동이 어려워 진다. $C_{2}$가 0이거나 너무 작을 경우에는 집단의 최적해를 고려하지 않기 때문에 집단의 이점을 살리지 못하고 n개의 독립적인 개체가 해를 찾는 것과 같아진다. 기존의 연구결과들을 바탕으로 신뢰상수는 일반적으로 2에서 최적의 값을 가지는 것으로 알려졌다(16). 본 연구에서도 이전 연구결과를 고려하여 신뢰상수를 2로 설정 하였다.

개체수가 크면 최적해를 찾을 가능성이 높아지지만 연산시간이 증가하기 때문에 개체수를 적절히 조절하는 것이 중요하다. 하지만 기존 연구결과에 따르면 PSO에서 개체 수가 일정 이상만 만족시키면 결과에 미치는 영향은 크지 않은 것으로 나타났다(17). 이때 개체수가 50을 넘어서면 결과는 큰 차이 없이 나오며 50미만에서는 개체수가 작아질수록 결과 값이 최적 해에서 멀어진다(15). 따라서 본 연구에서는 개체수를 50으로 고정하여 사용하였다.

속도 벡터의 최대값 제한 또한 PSO의 성능에 영향을 준다. 속도 벡터의 최대값이 클 경우 개체가 국소 최적해쪽에 머무를 가능성은 적으나 최적해에 수렴할 가능성이 줄어든다. 반대로 속도 벡터의 최대값이 작은 경우 국소최적해에 개체가 머무르는 문제가 발생한다. 속도 벡터의 최대값이 큰 경우 PSO의 성능은 관성과 영향이 있으며 앞에서 기술한 바와 같이 본 연구에서는 관성에 감쇄비를 적용하여 점차 감소하도록 설계하였으므로 속도 벡터의 최대값은 크게 설정하였으며, 최대값이 발전기 운전영역의 60%가 되도록 설정하였다. 표 6은 본 논문에서 사용된 PSO 파라이터를 보여준다.

표 6. PSO 파라미터

Table 6. Parameters for PSO

Parameter

Value

$w$

0.99

damping ratio

0.98

$C_{1}$

2

$C_{2}$

2

$V_{\max}$

0.6

population

50

iteration

200

3.3 목적함수 및 제약조건

본 연구의 실증단지에는 온수 형태로 생성되는 열에너지가 수요를 초과할 경우 배출할 수 있는 장비가 없다. 따라서 열병합발전기의 온수 발생량 합은 온수 수요의 합을 초과할 수 없다.

(14)
$\sum_{i}^{n}P_{o}^{h}(i,\:t)\le\sum_{j}^{m}d_{j,\:t}$

위 식에서 $n$은 열병합발전기 수, $m$은 수용가 수, $P_{o}^{h}(i,\:t)$는 시간 $t$에서 $i$번째 발전기의 온수 발생량, $d_{j,\:t}$는 시간 $t$에서 $j$번째 수용가의 온수 수요를 나타낸다. 또한 온수를 전달하는 파이프는 모든 열병합발전기와 모든 수용가를 연결하지 않기 때문에 열병합발전기의 온수 발생량 제약 조건은 개별 열병합발전기마다 다르게 적용되며 온수발생량 제약 행렬 $L$은 아래와 같이 표현된다.

(15)
$L(t)=\begin{bmatrix}l_{1,\:t}\\l_{2,\:t}\\\vdots \\l_{n,\:t}\end{bmatrix}$

이때 $l(i,\:t)$는 시간 t에서 $i$번째 발전기에 적용되는 온수 발생 제한량을 의미하며 해당 발전기에서 발생하는 온수량은 이 제약조건을 초과 할 수 없다.

(16)
$P_{o}^{h}(i,\:t)\le l(i,\:t)$

열병합발전기와 수용가의 연결 상태를 나타내는 인접행렬 $A$는 아래와 같이 표현된다.

(176)
$A=\begin{bmatrix}a_{11}&a_{12}&\cdots &a_{1m}\\a_{21}&a_{22}&\cdots &a_{2m}\\\vdots &\vdots &\ddot s &\vdots \\a_{n1}&a_{n2}&\cdots &a_{nm}\end{bmatrix}$

이때 $a_{i,\:j}$는 $i$번째 열병합발전기와 $j$번째 수용가간의 온수 파이프 연결 여부를 나타내며 두 지점이 연결되었을 시 1, 연결이 안되었을 시에는 0이 된다. 온수발생량 제약 행렬 $L$은 인접행렬 $A$와 온수 수요행렬 $D$의 행렬곱으로 계산된다.

(18)
$D(t)=\begin{bmatrix}d_{1,\:t}\\d_{2,\:t}\\\vdots \\d_{m,\:t}\end{bmatrix}$

(19)
$L(t)=AD(t)$

열병합발전기의 전기, 온수, 스팀 출력은 최대용량을 초과할 수 없다. 실증에 사용된 열병합 발전기의 최대 연료 투입량은 kW 환산시 655.7kW이며 이때 출력되는 전력은 203kW, 온수는 222kW, 스팀은 128kW로 열병합발전기의 출력량은 이 값을 초과할 수 없다.

(20)
$P_{o}^{e}\le P_{o}^{e,\:\max}$ $P_{o}^{h}\le P_{o}^{h,\:\max}$ $P_{o}^{s}\le P_{o}^{s,\:\max}$

본 최적운영 알고리즘에서의 목적함수는 열병합발전기 수익의 극대화이다. 열병합발전기의 이익은 식 (8)을 통해 계산되며 여기에 온수 수요 제약조건을 반영한 열병합발전기 이익은 다음과 같다.

(21)
\begin{align*} f(g)=\sum_{t}^{h}(\sum_{i}^{n}(P_{o}^{e}(g_{i,\:t})C_{e,ind}+0.63P_{o}^{h}(g_{i,\:t})C_{g,ind}\\ +P_{o}^{s}(g_{i,\:t})C_{g,ind}-g_{i,\:t}C_{g,\:CHP}+bz_{i,\:t})+bu_{t}) \end{align*}

이때 $g_{i,\:t}$는 시간 $t$에서 $i$번째 열병합발전기의 투입 연료량(kW), $b$는 제약조건 패널티 상수, $z_{i,\:t}$는 시간 $t$에서 $i$번째 열병합발전기의 제약위반 변수, $u_{t}$는 시간 $t$에서 전체 열병합발전기의 제약위반 변수이다. $z_{i,\:t}$와 $u_{t}$는 아래와 같이 계산된다.

(22)
$z_{i,\:t}=\min(l_{i,\:t}-P_{hw}(g_{i,\:t}),\: 0)$

(23)
$u_{t}=\min(\sum_{j}^{m}l_{j,\:t}-\sum_{i}^{n}P_{hw}(g_{i,\:t}),\: 0)$

각 열병합발전기들의 온수 출력 $P_{hw}(g_{i,\:t})$ 이 각 열병합발전기의 온수 발생 제한량 $l(i,\:t)$를 넘어서면 $z_{i,\:t}$는 음수가 되어 열병합발전기의 수입은 $z_{i,\:t}$와 설정된 $b$에 따라 크게 감소하며, 전체 열병합발전기들의 온수 출력 합 이 전체 온수 수요를 넘어서면 $u_{t}$이 음수가 되어 마찬가지로 $u_{t}$와 설정된 $b$에 따라 전체 열병합발전기의 수입이 감소한다. $b$는 PSO 알고리즘에서 제약조건을 벗어난 해의 영역에서 개체가 움직일 경우 패널티를 주어 제약조건 이내의 범위로 들어오도록 유도하기 위해 설정하는 값으로 수익대비 큰 값을 설정한다.

4. Useful Hints

4.1 자가 열병합발전기 이익 발생 가동 조건

4.1.1 온수 방열 불가능 조건

식 (8)과 계절별/시간별 전기와 가스요금을 고려해 실증에서 사용된 열병합 발전기 이익을 온수 방열 불가능 조건에서 시뮬레이션 한 결과 가동 조건은 표 7과 같다. 실증단지에서 열병합 발전기의 운전은 온수 수요에 의존적이며 열병합발전기의 운전점이 일정 이하일 경우 운전할수록 적자가 발생한다. 따라서 열병합발전기에 연결된 수용가의 온수 수요가 아래 표의 가동시점 이상일 때만 열병합 발전기를 가동해야 수익이 발생한다. 예를 들어 12~2월엔 중간부하 시간대에 온수수요가 104kW 이상일시, 최대부하 시간대에 온수수요가 84.3kW 이상일 때만 열병합발전기를 운전해야 한다. 전기요금이 저렴한 경부하 시점에서는 계절에 관계없이 기동할수록 적자가 발생하므로 열병합발전기는 중간부하 및 최대부하에만 운전한다. 또한 전기요금이 상대적으로 저렴한 3~5월, 9~10월에는 최대부하시에만 운전가능하다.

표 7. 계절별 발전기 가동 조건(방열 불가능)

Table 7. Seasonal generator operating conditions (without heat extraction)

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4.1.2 온수 방열 가능 조건

현재의 실증 조건에서는 수용가에 공급하고 남은 온수를 방열할 수 없기 때문에 운전에 제약이 발생하지만 방열 장비를 갖추게 되면 가동 조건이 바뀔 수 있다. 표 8은 온수 방열이

표 8. 계절별 발전기 가동 조건(방열 가능)

Table 8. Seasonal generator operating conditions (with heat extraction)

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가능한 상황에서의 가동 조건을 보여준다. 최소 온수 부하는 방열가능한 조건하에서 수익이 나기 위한 최소한의 온수 부하를 보여주며 해당 시점의 온수 부하가 이보다 클 경우에만 가동이 가능하다. 발전기 최적 운전점은 수용가의 부하가 최소 온수 부하 조건일때 수익이 최대화 되는 발전기 운점점을 의미한다. 하지만 온수 부하에 따라 최적 운전점은 변경 될 수 있다. 12-2월, 6-8월, 11월의 경우 최대부하 시간대에는 온수부하와 상관없이 최대로 운전하는 것이 수익을 최대화 할 수 있다. 그 외 시간대의 경우 온수 방열 불가능 조건의 가동조건과 비교할 시 요구 되는 최소 온수 부하가 완화된 것을 볼 수 있지만 경부하 요금이 적용되는 시간대에는 마찬가지로 어떠한 운전 조건에서도 손실이 발생하기 때문에 가동하지 않는다.

4.2 열병합발전기 최적운전 시뮬레이션

본 절에서는 1일 동안의 열병합발전기 최적운전을 모의하고 1일동안의 수익과 비용을 통해 이익을 계산하였다. 시뮬레이션은 Mesh와 Non-Mesh 온수 계통을 각각 고려하였으며 온수관 연결 형태에 따른 운전 패턴의 차이를 분석하였다.

4.2.1 Mesh 계통 모의

열병합발전기 최적운전 시뮬레이션에서는 2대의 동일한 열병합발전기가 2개의 온수 수용가에 각각 모두 연결되어 있는 Mesh 계통과 하나의 열병합 발전기만 2개의 온수 수용가 모두에 연계된 Non-Mesh 계통으로 나누어 수행하였다. Mesh 계통 모의에서는 아래 그림과 같이 2대의 열병합발전기가 2개의 수용가에 각각 모두 연결돼있는 상황을 가정하고 있다. 온수 사용 패턴은 두 개의 수용가 모두 동일한 하계 상업 온수 수요 패턴을 사용하였으며 피크 온수 부하는 각각 200kW와 300kW로 상정하였다. 전기와 가스요금은 6~8월 하계 요금을 적용하였다.

그림. 6. Mesh 온수 계통

Fig. 6. Mesh heat network

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1일간의 운전을 시뮬레이션 한 결과 2대의 열병합발전기 운전 패턴은 그림 8과 같았다. 시뮬레이션 결과 자가 열병합발전기의 이익은 전기요금과 밀접한 관계가 있기 때문에 경부하 시간대인 23:00~09:00시에는 손실이 발생하므로 가동을 중지하였다. 또한 Mesh계통으로 두 개의 열병합 발전기가 모든 온수 수용가에 연결되어 있으므로 Mesh 온수 계통에서는 두 열병합 발전기간의 운영 스케쥴이 최소 운영 단위 내에서 동일 하였고 전체 수용가의 온수 수요를 두 개의 열병합발전기가 동일하게 분담하였다. 그림 5에서 보여진 열병합발전기 수익곡선의 기울기가 운전점이 높아질수록 줄어드는 비선형 곡선이기 때문에 동일한 열병합발전기를 부하를 균등히 나누어 운전하는 것이 가장 효율적이었다. Mesh 하계 시뮬레이션 결과 1일간 열병합발전기 운전 수익은 462,880.07원이었다.

그림. 7. 상업부하 1일 온수 사용 패턴

Fig. 7. Heat demand of commercial load for a day

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그림. 8. 열병합발전기 1일 운전 패턴(Mesh 계통)

Fig. 8. CHP operation pattern for a day(Mesh network)

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig8.png

그림. 9. 열병합발전기 1일 수익 그래프(Mesh 계통)

Fig. 9. Profit of CHP operation for a day(Mesh network)

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig9.png

4.2.2 Non-Mesh 계통 모의

Non-Mesh 계통 모의에서는 그림 10과 같이 1대의 열병합발전기는 1개의 수요처(수요처 #1)에만 연결되어 있고 나머지 1대는 2개 수용가 모두에 연결돼있는 상황을 가정하여 시뮬레이션을 수행하였다.

그림. 10. Non-Mesh 온수 계통

Fig. 10. Non-Mesh heat network

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig10.png

수용가 #1과 수용가 #2의 피크 온수부하 합은 500kW로 Mesh 계통과 동일하고 부하 패턴또한 상업부하로 동일하게 적용하였다. 이때 수용가 #1의 피크 온수부하는 200kW, 수요처 #2의 피크 온수부하는 300kW 이다. 이때의 운전 결과는 그림 11과 같으며 1일간의 열병합 발전기 운전 수익은 430,358.32원으로 Mesh(200/300kW) 케이스과 비교하였을 때 약 7%정도 수익이 감소하였다. 상대적으로 부하가 적은 수용가 #1에만 연계되어 있는 CHP #1의 운전율이 떨어지고 이에 따라 수익에 영향을 줌을 확인 할 수 있다.

그림. 11. 열병합발전기 1일 운전 패턴(Non-Mesh 계통, 200/300kW Case)

Fig. 11. CHP operation pattern for a day(Non-Mesh network, 200/300kW Case)

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig11.png

Non-Mesh(50/450kW) 케이스는 앞선 Non-Mesh (200/300kW) 케이스와 온수 연결 형태는 동일하나Non-Mesh 계통의 특성을 확인하기 위해 두 수용가의 피크 온수부하 크기는 다른 경우를 가정하였으며 수요처 #1의 피크 온수부하는 50kW, 수요처 #2의 피크 온수부하는 450kW 이다. 그림 13은 Non-Mesh (50/450kW) 케이스에서 열병합발전기 운전패턴을 보여준다. 수요처 #1의 온수 수요가 적은 상태에서는 시간대에 상관없이CHP 1의 운영으로는 이익이 발생하지 않기 때문에 열병합발전기

그림. 12. 열병합발전기 1일 수익 그래프(Non-Mesh 계통, 200/300kW Case)

Fig. 12. Profit of CHP operation for a day(Non-Mesh network, 200/300kW Case)

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig12.png

그림. 13. 열병합발전기 1일 운전 패턴(Non-Mesh 계통, 50/450kW Case)

Fig. 13. CHP operation pattern for a day(Non-Mesh network, 50/450kW Case)

../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/fig13.png

#1은 운전하지 않고, CHP 2 열병합발전기를 최대로 돌려 두 개의 수요처에 온수를 공급할 때 수익이 최대가 된다. 이때 1일간의 열병합발전기 운전 수익은 241,256.61원으로 동일한 온수 수요임에도 불구하고 Mesh 계통 케이스에 비해 수익이 약 48% 감소 하였다. Non-Mesh(200/300kW) 케이스과 비교하였을 때 CHP #1 열병합 발전기가 정지됨에 따라 수익이 크게 감소되었으며, 1일간의 열병합 발전기 운전 수익이 Non-Mesh (200/300kW) 대비 약 44% 감소하였다. Non-Mesh(50/450kW) 케이스와 Non-Mesh(200/300kW)케이스를 Mesh 계통 시뮬레이션과 비교하였을 때 두 수용가간의 수요 차이가 클 경우 Mesh 형태 여부에 따라 수익의 차이가 크게 발생하지만 두 개의 수용가의 수요 차이가 크지 않을 경우 Non-Mesh와 Mesh 계통의 차이가 감소함을 확인 할 수 있다.

4.2.3 방열가능 조건에서 Non-Mesh 계통의 1일 운전 시뮬레이션

방열제약을 고려한 기존의 시뮬레이션과 방열이 가능한 조건의 차이를 확인하기 위해 Non-Mesh(200/300kW)에 방열 가능한 상황을 가정하여 시뮬레이션을 진행하였다.

이 경우 열병합발전기 운전에 온수 수요 제약이 걸리지 않게 되고 열병합 발전기는 모든 운전점에서 가동 다능하다.

그림. 14. 열병합발전기 1일 수익 그래프(Non-Mesh 계통, 50/450kW Case)

Fig. 14. Profit of CHP operation for a day(Non-Mesh network, 50/450kW Case)

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그림. 15. 열병합발전기 1일 운전 패턴(Non-Mesh 계통, 200/300kW Case, 방열가능)

Fig. 15. CHP operation pattern for a day(Non-Mesh network, 200/300kW Case, with heat extraction)

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그림 15는 Non-Mesh(200/300kW) 방열가능 케이스에서 1일간의 시뮬레이션 결과를 보여준다. 시뮬레이션 결과 표 8에서 보여준 가동조건을 만족시키는 경우에는 발생한 온수를 방열하여 버리게되더라도 열병합발전기를 최대로 운전하는 것이 최적으로 나타난다.

그림. 16. 열병합발전기 1일 수익 그래프(Non-Mesh 계통, 200/300kW Case, 방열가능)

Fig. 16. Profit of CHP operation for a day(Non-Mesh network, 200/300kW Case, with heat extraction)

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5. 결 론

본 논문에서는 방열제약과 온수관 연결 형태를 고려한 열병합발전기 최적운전 알고리즘을 제안하였고 다양한 온수 수용가 조건에서 1일간의 열병합발전기 운전 시뮬레이션을 수행하였다. PSO 기반의 최적화에서는 인접행렬과 온수제약조건을 반영하여 온수 계통 형태 및 방열 불가능 조건을 고려하도록 하였다. REX225G 열병합발전기 실증 데이터를 바탕으로 비선형 모형을 만들어 시뮬레이션에 사용하였으며 열병합발전기 운영 이익을 전기, 온수, 증기의 판매수익과 연료비 및 유지관리비용으로 나누어 산출하였다. 시뮬레이션 결과 모든 온수 수용가와 열병합발전기들이 연계된 Mesh 온수 계통에서는 복잡한 최적화 과정이 필요 없이 경부하 시간대를 피해서 온수 수요를 균등히 분배하는 것만으로도 수익을 극대화 할 수 있었다. 또한 별도의 방열장비를 구축할 경우 발생한 온수를 방열하여 낭비하더라도, 열병합발전기의 수익의 가장 큰 비중을 차지하는 전력공급을 최대화하기 위해 최대 운전점으로 운전할 때 최대 이익이 발생함을 확인하였다. 하지만 Non-Mesh 온수 계통의 경우 개별 열병합발전기로부터 공급받는 수용가의 온수 부하량이 다르기 때문에 최적화에 따라 두 개의 열병합발전기 간 운전패턴의 차이가 발생하였고 수용가간의 부하량 차이가 클수록 Non-Mesh 계통에서는 수익이 감소함을 확인하였다. 실증 대상 산업체 온수수요 데이터가 하계로 한정되어 본 논문에서는 하계부하에 대해 시뮬레이션을 진행하였으며 추후 다양한 조건의 실증 데이터 수집을 통해 연구를 확장할 계획이다.

Acknowledgements

This work was supported by the Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning(KETEP) and the Ministry of Trade, Industry & Energy(MOTIE) of the Republic of Korea (No. 20172010400080).

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저자소개

김 태 형 (Taehyoung Kim)
../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/au1.png

He received his BS (2008) from the Computer Science Engineering, Kwang Woon University and MS (2011) from Computer Science Engineering, Soong Sil University.

He is presently an Senior Researcher of Energy IT Convergence Research Center of Korea Electronics Technology Institute.

His research interests include energy prediction and control, smart grid, big data analysis, digital twin.

임 정 택 (Jeongtaek Lim)
../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/au2.png

He received his BS (2019) from the Department of Computer Science, Hanyang University. He is presently an Researcher of Energy IT Convergence Research Center of Korea Electronics Technology Institute.

His research interests include energy prediction and control, smart grid, big data analysis, digital twin.

함 경 선 (Kyung Sun Ham)
../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/au3.png

He received his MS (2000) from the Computer Science Engineering, Kwang Woon University and PhD (2017) from Management of Technology, Yonsei University.

He is presently an Director of Energy IT Convergence Research Center of Korea Electronics Technology Institute.

His research interests include energy prediction and control, smart grid, big data analysis, digital twin.

서 재 완 (Jaewan Suh)
../../Resources/kiee/KIEE.2020.69.10.1415/au4.png

He received his BS (2011) and PhD (2017) from the School of Electrical Engineering, Korea University.

He worked in the Office of National R&D Evaluation and Analysis at the Korea Institute of S&T Evaluation and Planning as an Associate Research Fellow for one and a half years.

He is presently an Assistant Professor of Department of Electrical Engineering at Dongyang Mirae University.

His research interests include power system frequency stability and distributed generation.