2.1 대규모 전력계통 모델링

대규모 전력계통을 실시간 시뮬레이터를 활용하여 모의하기 위해서는 크게 두 가지 방법을 사용한다. 하나는 대규모 전력계통을 직접 모델링 하는 것이다. 이 방법으로 계통을 구성할 경우 실시간 시뮬레이터 운영자가 계통 모델 구성 중 파라미터의 적정성 등을 파악하기 용이하여 구성 결과의 완결성이 뛰어나다. 하지만 계통의 운영 조건 및 상태가 크게 변동될 경우, 이를 반영하기 위해 긴 시간이 필요하여 현안 이슈에 빠르게 대응하기는 어렵다는 단점이 있다.

다른 방법은 기존 계통해석에 활용되는 실효치 기반 계통 모델을 변환하여 전력계통 모델을 구성하는 방법이 있다. 이 방법의 경우 계통의 상태가 크게 변화하는 경우에도 빠르게 전력계통 모델을 구성할 수 있어, 현안 이슈에 빠르게 대응할 수 있다. 그러나 변환 및 결과 검증 기술이 미흡할 경우, 변환 결과가 실제 계통 상태와 상이하거나 시뮬레이션이 불가능할 정도로 불안정할 가능성이 있다. 따라서 대규모 전력계통의 실시간 시뮬레이션을 효율적으로 수행하기 위해서는 기존 전력계통 데이터를 변환하는 방법을 사용하는 것이 타당하며, 변환에 의한 문제를 해소하기 위한 데이터 전처리 기술을 개발해야 한다.

그림. 3. 실시간 시뮬레이션을 위한 전력계통 모델링 절차

Fig. 3. Power system modeling procedure for real-time simulation

그림. 4. 실시간 시뮬레이션을 위한 계통 분할 및 병렬연산

Fig. 4. System division and parallel processing for real-time simulation

그림 3은 실시간 시뮬레이션을 위한 전력계통의 모델링 절차이다. 변환 절차는 계통 데이터의 튜닝, 병렬연산을 위한 계통 분할, DB 안정화 검증 순으로 이루어진다.

정적/동적데이터 튜닝 단계에서는 실효치 기반 해석을 수행할 때 중요도가 낮거나 문제를 야기하지 않으나 순시치 기반 해석에서는 오류의 원인이 될 수 있는 파라미터들을 정정하여 시뮬레이션 안정성와 해석 정밀도를 향상시킨다. 추가적으로 부하 및 설비가 연계되어 있지 않은 3권선 변압기 3차측 모선의 생략 등 연산자원을 절약하기 위한 부가적인 계통 튜닝도 이 단계에서 이루어진다.

병렬연산 자동 할당 단계에서는 실시간 전력계통 해석을 위해 전력계통을 분할하는 작업을 수행한다. 실시간 시뮬레이터들의 경우, 모의의 실시간성 유지를 위해 각 시뮬레이터에 할당된 연산 규모를 일정 크기 이내로 제한한다. 따라서 대규모 전력계통 실시간 시뮬레이션을 위해서는, 전체 전력계통을 적정한 규모를 가진 다수의 서브시스템으로 구성하여야 한다. 이때, 각 서브시스템을 연계하는 송전선의 Travelling time은 시뮬레이션 time step보다 커야한다. 그러나 불가피하게 연계 송전선의 Travelling time이 time step보다 작을 경우, 해석결과의 왜곡을 최소화하기 위한 단거리 선로 보상을 수행하여야 한다.

그림. 5. AC 전력계통 변환 결과 검증 사례

Fig. 5. Verification of the AC power system conversion result

마지막으로 DB 안정화 단계에서는 구성된 실시간 전력계통 시뮬레이션 모델의 적정성을 평가한다. 일반적으로 실시간 시뮬레이션의 정상상태 결과와 기존 계통 데이터의 정상상태의 전압, 위상각 및 발전기의 운전 상태를 비교하여 검증하며, 필요시 외란에 의한 동특성을 함께 검토한다.

2.2 특수한 동특성을 가지는 설비의 모델링

송전선, 변압기 및 발전기들의 경우, 일반적으로 사용하는 제어 기법 및 모델들이 잘 구성되어 있다. 그러므로 해당 설비들을 변환할 때는 적정한 일반 모델을 선정하고, 파라미터를 맵핑하여 변환할 수 있다. 그러나 전력전자 기반의 특수설비와 같이 실제 설비의 특성이 generic model의 특성과 상이하거나, 발전기 다축 모델과 같이 정밀 모델의 파라미터를 알고 있는 설비가 극소하거나, 송전선 보호 로직과 같이 연산 최소화를 위해 검토 대상이 되는 위치에만 특정하여 구성하거나, 외부 하드웨어를 연계하여 시험하는 경우, 전력계통의 모델링이 완료된 후 별도로 반영해 주어야 한다.

그림. 6. 특수설비 모델의 적용

Fig. 6. Application of special devices model

이와 같은 특수설비 모델은 설비의 도입 단계에 따라 순차적으로 업데이트 하게 된다. 가장 먼저 구축/활용되는 모델은 컨셉형 모델이다. 이 단계의 모델은 설비의 설치 목적을 극대화하기 위한 제어전략 및 기본 사양을 기반으로 구축된다. 대부분의 제어 특성과 기능이 실제 설비와는 차이가 있어 사전 검토 수준의 신뢰성을 가지고 있다.

기술규격 기반 모델은 타당성 검토 등을 통해 도출된 기기의 일반 사양 및 제어 특성이 반영된 모델이다. 기술규격서에 명시된 보호 및 제어 특성을 반영하고 있으나, 실제 설비와는 아직 큰 괴리가 있다.

설계서 기반 모델은 제조사가 제출한 설계서를 기반으로 구축한 모델이다. 이 단계의 모델은 실제 기기의 제어 특성 및 기능이 대부분 구현되어 있으며, Low-level 제어 및 일부 제조사 노하우를 제외하면 실제 기기와 거의 유사한 특성을 가지고 있다. 이 모델은 제작사 모델이 도입되기 전 까지, 설비의 제어 성능 검증 및 계통영향에 활용된다.

마지막으로 제조사가 설계를 완료하고 실제 제어기를 납품하는 단계에서 제공되는 제작사 모델이 있다. 해당 모델은 제작사가 특수설비의 특성을 모사하기 위해 구성한 모델로 이론적으로는 실제 제어기와 동등한 제어성능을 가진다.

그림. 7. 설비 준공 단계 별 SW 모델 업데이트

Fig. 7. SW model update by facility completion stage

그림 7은 설비의 도입 단계에 따라 특수설비를 모델링 하는 단계를 도식화 한 것이다. 단계의 중간 과정에서도 모델은 설비의 상세 제어 전략, 보호 특성 및 파라미터의 변경/정정에 따라 지속적으로 개선되어야 한다.

2.3 대규모 실시간 전력계통 시뮬레이션 감시 및 분석

실시간 시뮬레이터들은 대부분 순시치 기반의 정밀해석을 기반으로 구성되어 있기 때문에 특정 설비 및 지역에 대한 감시 기능이 잘 구현되어 있다. 그러나 대규모 전력계통 해석 관점에서는 다양한 설비 및 지역들의 변화를 한 번에 관찰하고 분석하는 기능이 필요하다. 이를 위해서는 실시간 전력계통 시뮬레이션 결과를 계통의 SCADA/EMS와 같이 감시하는 시스템이 필요하다.

그림. 8. 실시간 시뮬레이션 감시/분석 시스템 개요

Fig. 8. RMAS(Real-time digital simulation Monitoring abd Analysis System) overview

그림 8은 실시간 전력계통 시뮬레이션 감시 및 분석을 위한 시스템의 구조도이다. 개별 모선에서 전압, 전류 및 유/무효전력을 취득하여 SCADA/EMS로 전송하는 것과 같이, 실시간 시뮬레이터로부터 출력된 전압, 전류 및 유/무효전력을 실시간 시뮬레이터 감시/분석 시스템(RMAS, Real-time digigtal simulator Monitoring and Analysis System)으로 전송, 해당 시스템이 개별 클라이언트에게 감시 및 분석기능을 제공할 수 있도록 구성되어 있다.

이 감시/분석 시스템은 전력계통의 변화를 실시간으로 감시 할 수 있도록 지도상에 개별 모선의 정보들을 표출하며, 각 데이터를 컨투어, 버블/바 차트 등 다양한 시각화 도구를 통해 표현할 수 있어, 시뮬레이션에 의해서 변경되는 계통의 변화를 실시간으로 확인할 수 있다. 그림 9는 전체 전력계통의 감시기능 예시이다.

시뮬레이션으로부터 취득된 데이터들은 서버에 계속 저장되며, 이 데이터들을 활용하여 특정 시간의 시뮬레이션 결과를 다시 확인할 수 있다. 또한 데이터들의 단순 합, 차, 평균 등등 단순 연산을 통해 새로운 데이터를 구성할 수 있으며, 데이터의 상관관계 분석과 같은 부가 분석기능을 함께 제공한다. 그림 10은 사후 분석에 대하여 시계열 데이터 분석 및 특정 시점에 대한 데이터 분석 사례이다.

그림. 9. 실시간 정보 표출 기능 예시

Fig. 9. Real-time information display function example

그림. 10. 데이터 분석기능 예시

Fig. 10. Example of data analysis function

2.4 제어기 동적성능시험 절차 정립

전력전자 기반의 특수설비들의 경우, 설비의 제어기가 계통의 다양한 상황에 대한 동특성을 결정한다. 최근 국내 계통의 특수설비들의 경우 상시 계통 안정화를 위해서 설비의 자원을 제공하기 보다는 특정한 상정고장에 대응하여 계통 안정도에 기여하는 특성을 가지고 있다. 따라서 이와 같은 특수한 제어 목적에 맞게 제어기가 동작하는지 확인하는 절차가 매우 중요하다.

그림. 11. 실시간 시뮬레이터를 활용한 제어기 HILS 시험 개요

Fig. 11. Controller HILS test overview using real-time simulator

그림 11은 하드웨어 제어기를 활용한 동적성능시험의 개념을 표현한 것이다. 실제 현장에서 제어기는 전력계통으로부터 전압, 전류 등 감시요소를 입력받아 설비의 동작을 제어를 수행한다. 그 결과 계통의 운영 상태가 변경되며, 이 값을 다시 감시하여 제어를 수행하는 구조를 가지고 있다. 동적성능시험에서는 전력계통 및 전력전자 설비를 실시간 시뮬레이터가 모사하게 된다. 실시간 시뮬레이터로부터 계통 해석 결과가 제어기로 송신되며, 제어기의 제어 결과는 실시간 시뮬레이터에 모사된 전력전자 설비를 제어하게 된다. 실시간 시뮬레이터 내부의 특수설비 동작은 계통 운전점에 영향을 미치며, 그 결과 반영하여 제어기가 출력을 내는 구조를 가지고 있다. 따라서 제어기는 현장과 동일한 입출력을 가지게 되며, 실제 현장과 완전히 동일한 제어 특성을 시뮬레이션에 반영할 수 있다.

일반적으로 동적성능시험은 제조사에서 수행하지만, 전력계통의 특수설비 증가와 인근 계통과의 상호영향 분석을 위해 전력사들의 도입도 확대되고 있다. 제조사가 수행하는 동적성능시험에는 크게 세 가지의 한계가 있다.

첫 번째는 전력계통의 동특성을 완전하게 반영하지 못하는 것이다. 비용 한계로 인해 제조사가 구현할 수 있는 계통 모델의 규모에는 한계가 있으며, 축약계통으로 전체 계통을 모사할 수밖에 없다. 두 번째는 인근 계통 설비의 특성을 정확하게 반영하지 못한다는 것이다. 제조사의 시험에서 다른 설비의 모델은 한전이 보유하고 있는 SW모델을 활용할 수밖에 없다. 이 경우 레플리카 제어기와 같은 실제 제어기와는 일부 동특성이 다를 수 있다. 특히 인근 설비 역시 준공이 완료되지 않아 SW 모델이 입수되지 않은 경우에는 실제 제어특성과 다른 모델을 적용하여 성능시험을 수행하게 되므로 정확도가 떨어질 수 있다. 세 번째는 시나리오의 한계이다. 전력회사 입장에서 제어기의 성능시험은 실제 운영단계의 계통 상태 또는 미래 전력계통을 가정하여 시뮬레이션을 수행 하여야 한다. 그러나 제조사의 동적성능시험 단계에서는 자유로운 시나리오의 변경이 어렵다.

그림. 12. 실시간 대규모 전력계통 해석 기반 제어기 동적성능시험 절차

Fig. 12. Controller dynamic performance test procedure based on real-time large- scale power system analysis

그림 12는 실시간 대규모 전력계통 시뮬레이션을 기반으로 한 동적성능시험의 절차이다. 첫 번째 단계는 동적성능시험을 수행할 대규모 계통을 구성이다. 이 단계는 실시간 대규모 전력계통 시뮬레이션 수행 절차와 동일하다. 다음 단계는 제어기의 기능시험 및 step test이다. 이 단계에서는 기본적인 제어기의 동작 특성을 재검증 한다. 다음 단계는 상정고장 및 상호영향 시험이다. 이 단계에서는 계통의 상정고장 시 설비의 동작 특성이 기존 설계목적에 부합하는지 확인하며, 인근 계통 설비와의 상호영향 여부를 검증한다. 이후 제어기 정정을 수행하고 필요에 따라 실제 운영 데이터를 반영하여 시험을 반복한다.

3.1 STATCOM 동적성능시험

STATCOM은 345kV 동해, 신영주, 신충주 변전소에 설치되어 있으며, 각 설비의 용량은 ±400 Mvar이다. 해당 설비의 설치 목적은 765kV 이중고장에 따른 우회루트의 전압강하를 예방하여 계통의 과도 안정도를 확보하는 것이다. 제어 전략은 상시 운전 전압범위 내에서는 사전에 설정된 무효전력 출력을 유지하다가, 전압이 운전 범위를 벗어날 경우 전압 범위 유지를 위해 무효전력을 출력하게 되는 dead band 제어를 수행하게 된다. 그림 14는 STATCOM의 전압/무효전력 특성을 나타낸 그래프이다.

그림. 14. 동해안 STATCOM 전압/전류 특성

Fig. 14. East Coast STATCOM V/I characteristics

이 동적성능시험은 실제 제어기의 현장 설치 전에 실시간 전력계통 해석 실험실에 해당 제어기를 설치하여 시험하였다. 그림 15는 765kV 고장 시 STATCOM의 동작 결과 파형이다. 영역 ①에서 STATCOM 연계모선의 전압은 dead band 내에 위치하고 있으며, 유도성 무효전력 200Mvar를 출력하고 있다. 영역 ②에서 상정고장에 의해 모선 전압이 0.7p.u.까지 떨어지게 되며, STATCOM은 용량성 무효전력을 최대한 공급하도록 동작한다. 영역 ③은 고장 제거 후 전압이 dead band 아래로 유지됨에 따라 STATCOM이 용량성 무효전력을 최대로 출력하는 상태이다. 영역 ④에서는 고장 제거 후 전압이 dead band 내로 회복됨에 따라 유도성 무효전력 200Mvar를 출력하게 된다. 영역 ⑤는 계통 동요 안정화 및 저전압에 의해 STATCOM이 유도성 무효전력 출력을 낮춰서 운전하는 상태이다.

그림. 15. 765kV 이중고장 시 STATCOM 동적성능시험 결과

Fig. 15. STATCOM dynamic performance test results in case of 765kV double contingency

동적성능시험을 통해서 STATCOM이 dead band 제어 영역 내에서는 사전에 설정된 무효전력 출력을 유지함을 확인하였다. 765kV 고장 시에는 상정고장에 의한 저전압 상황에서도 제어를 상실하지 않음을 확인하였으며, 계통 전압 변동에 맞춰 사전에 계획된 대로 무효전력 출력을 유지함을 확인하였다.

3.2 SVC 동적성능시험

SVC는 345kV 신제천 변전소에 설치되어 있으며, 설비의 용량은 +675/-225 Mvar이다. 해당 설비의 설치 목적은 765kV 이중고장에 따른 우회루트의 전압강하를 예방하여 계통의 과도 안정도를 확보하는 것이다. 제어 전략은 상시 운전 전압범위 내에서는 사전에 설정된 무효전력 출력을 유지하다가, 전압이 운전 범위를 벗어날 경우 전압 범위 유지를 위해 무효전력을 출력하게 되는 dead band 제어를 수행하게 된다. 그림 16은 STATCOM의 전압/무효전력 특성을 나타낸 그래프이다.

그림. 16. 동해안 SVC 전압/전류 특성

Fig. 16. East Coast SVC V/I characteristics

그림. 17. 파라미터 정정 전후 신한울 1기 탈락에 대한 SVC 제어특성 변화

Fig. 17. Control performance comparison between before/after parameter modifi- cation for the Shinhanul #1 generator trip

이 동적성능시험은 실제 제어기의 현장 설치 전에 실시간 전력계통 해석 실험실에 해당 제어기를 설치하여 시험하였다. 그림 17은 해당 설비의 시험항목 중 인근 신한울 발전기 1기(1500MW) 탈락 시 제어 특성 결과이다. 최초 제어기를 적용한 시험 결과 계통 전압변화에 따라 SVC의 TSC가 투입/차단을 반복하며 공급 무효전력에 급격한 변동이 발생하며 계통 전압에 외란을 발생시키는 것을 확인할 수 있다. 이와같은 문제를 해결하기 위해 제어기 파라미터 튜닝을 수행한 결과 반복적인 TSC 투입/차단 현상의 해소 및 계통 전압 영향이 해소된 것을 확인할 수 있다.

3.3 TCSC 동적성능시험

TCSC는 345kV 동해-신제천, 한울NP-신영주 송전선에 1기씩, 총 4기가 설치되어 있다. 해당 TCSC는 송전선 중간에 투입되는 것이 아니라, 각각 신제천, 신영주 변전소 내에 설치되어 있다. 해당 설비는 상시 연계 송전선 임피던스의 50%를 보상하며 765kV 고장 시 SPS 신호를 받아 보상량을 70%까지 상승시켜 과도안정도 유지에 기여하게 설계되었다. 해당 설비는 직렬 설비이며, 인근 원자력 발전기와 SSTI(Sub-Synchronous Torsional Interaction) 현상으로 인한 축 파손을 야기할 수 있어 이에 대한 검토가 반드시 필요하다.

그림. 18. 765kV 이중고장 시 TCSC 동적성능시험 결과 분석

Fig. 18. Analysis of TCSC dynamic performance test results in case of 765kV double contingency

이 동적성능시험은 실제 제어기와 하드웨어 및 소프르웨어가 동일한 레플리카 제어기를 실시간 전력계통 해석 실험실에 도입하여 시험하였다. 그림 18은 765kV 고장 시 TCSC의 동적성능시험 결과이다. 시험 결과 765kV 고장 시에도 TCSC는 Bypass 보호가 발생하지 않으며 SPS 신호 수신 후 83ms 이내에 70% 보상운전을 수행하는 등 제어성능 이상이 없음을 확인하였다.

초기 제어기의 동적성능시험 완료 이후, 해당 제어기는 두 가지 추가적인 정정을 수행하였다. 그 중 하나는 TCSC 연계 송전선 내부 고장이 발생할 경우, 고장제거를 위한 송전선 차단 후 재폐로 과정에서 PLL 동기 검정을 위한 지연시간을 제거한 것이다. 이 지연시간은 약 1.3초간 지속되었다. 해당 지연읠 제거한 방법은, 새로운 동기 검정이 완료될 때 까지, 고장전의 PLL 결과를 활용하여 제어에 적용하는 것이었다. 이 경우, 기존 1.3초 지연시간동안 TCSC가 실제 계통 동기와 상이한 PLL 결과를 기반으로 제어를 수행하므로 계통의 불안정 및 상호영향을 야기할 우려가 있다. 따라서 해당 제어 전략을 실제 제어기에 반영하기 전에 레플리카 제어기에 적용 및 동적성능을 시험함으로써, 제어 성능 및 계통 영향을 시험하였다.

그림. 19. 재폐로 시 투입 지연시간 제거를 위한 제어전략 반영 전/후 비교

Fig. 19. Comparison before/after reflecting control strategy to eliminate reinsertion delay time when reclosing

그림 19는 제어전략 반영 후 재폐로 지연시간 제거 및 제어 성능 확인 결과이다. 시험 결과 상기 전략을 반영하였을 때, 재폐로 시 관찰되던 동기지연시간이 제거됨을 확인하였다. 단, 기존의 PLL을 활용한 위상각이 실제 계통 위상각과 다소 차이가 나기 때문에 약간의 리플이 발생하는 것을 확인할 수 있다. 하지만 이와 같은 노이즈가 선로전류, 벨브전류, 커페시터 전압 및 Boost factor 등 TCSC의 주요 제어 결과에 영향을 미치지 않음을 확인할 수 있다. 이와 같은 노이즈는 PLL 동기 검정이 완료되면 다시 정상동작으로 복귀함을 확인할 수 있다.

또 다른 정정은 송전선의 조류가 낮은 상황에서 병행 TCSC의 상호영향에 의한 진동을 해소하기 위해 진행되었다. 검토 결과 PLL 제어기의 gain이 전력계통 환경에 비해 민감하게 설정되어 있어 저전류 상황에서 병행 TCSC가 제어간섭을 일으키는 것이 확인되었다. 이를 해소하기 위해 제어기 gain을 낮추는 작업을 수행하였으며, PLL 파라미터 정정에 의한 계통영향 검증을 위해 동적성능시험을 다시 수행하였다. 그림 20은 파라미터 정정 전 병행 TCSC의 제어 간섭현상(파란색)과 정정 후 간섭현상 해소를 확인(초록색)한 것이다.

그림. 20. 병행 TCSC 상호 간섭현상 재현 및 파라미터 정정 결과

Fig. 20. Reproduction of the parallel TCSC interaction and parameter modification results

마지막으로 해당 설비와 한울 발전기 사이의 SSTI 현상의 발생 가능성을 검토하였다. 해당 해석은 시뮬레이션 기반으로 계통의 주파수별 전기적 댐핑을 산정하는 방식으로, 전 주파수 영역에서 전기적 댐핑이 양수를 가진다면 차과도 진동 문제가 발생하지 않는다. 만약 전기적 댐핑이 음수값이라 할지라도 발전기 축의 기계적 댐핑보다 작을 경우에도 차과도 공진 문제는 발생하지 않는다. 만약 전기적 댐핑이 음수이며 기계적 댐핑보다 그 절대값이 클 경우에는 실제 차과도 공진 문제가 발생하는지를 확인하기 위해 시모의를 통해 확인한다.

그림. 21. SSTI 검토를 위한 계통 구성

Fig. 21. System topology for SSTI review

그림 21은 SSTI에 가장 취약한 계통 구조이다. 다른 구조의 경우 TCSC와 발전기가 직결되는 상황에서도 SSTI 발생조건이 충족되지 않는다. 그림 22은 그림 21의 계통 상태에서 한울 3, 4발전기의 전기적 뎀핑과 기계적 뎀핑을 비교한 것이다. 약 12Hz 인근에서 기계적 뎀핑과 전기적 뎀핑이 매우 유사한 지점이 있음을 확인할 수 있다. 그림 23은 해당 진동이 실제 계통에 존재하는지 확인하기 위해서 정밀 시모의를 수행한 결과이다. 상정고장은 3상 지락고장을 인가하였으며, 만약 특정 진동의 댐핑이 음수라면 특정 주파수의 진동이 지속적으로 증가하는 양상이 나타나게 된다. 그러나 검토 결과 발전기의 출력이 안정화 되며, 모든 진동이 안정화됨을 확인하였다. 이를 통해 해당 계통 상황에서도 SSTI 문제가 발생하지 않음을 확인하였다. 특히 해당 상세 모의는 발전기의 출력이 제일 낮아 기계적 댐핑이 제일 낮은 상태의 시험 결과이다. 원자력 발전기가 일반적으로 최대 출력으로 운전하는 점을 감안할 경우, 그림 23의 검토결과는 매우 보수적인 결과이다. 이를 통해 현 계통운영 상황에서 SSTI 발생 가능성이 없음을 확인할 수 있다.

그림. 22. 계통 전기적 댐핑 및 발전기 기계적 댐핑 비교

Fig. 22. Comparison of system electrical damping and generator mechanical damping

그림. 23. SSTI 발생여부 확인을 위한 상세 시모의 결과

Fig. 23. Results of perturbation simulation to confirm the SSTI occurrence