3.1 성능 요구조건송전계통 연계기준에 따른 신재생발전원 주파수조정

신재생발전원의 수용이 적극적으로 이루어지고 있는 해외 전력계통에서는 신재생발전원의 수용용량 증대 시 나타날 수 있는 전력계통 운영상의 문제를 완화할 수 있도록 일정 성능의 제공을 연계조건으로 요구하고 있다^(13-15). 특히, 전력계통의 주파수안정도 확보를 위해 신재생발전원에도 주파수조정 성능 제공을 요구하고 있으며, 국내의 경우에도 최근 신재생발전원의 송전계통 연계기준 개정을 통해 주파수조정 성능 등에 대한 기준이 구체적으로 명시되었다⁽¹⁶⁾. 이에 대한 사항을 해외 전력계통의 조건과 비교하여 정리하면 다음 표와 같다.

신재생발전원의 연계기준에 따른 주파수조정 성능은 속도조정률, 주파수불감대, 응답시간 및 예비력확보 등의 조건을 통해 동기발전원 조속기에 의한 1차 주파수응답의 성능에 준하는 응답이 요구됨을 확인할 수 있다. 다만, 국내의 경우에는 연계기준 내에 신재생발전원의 주파수조정 성능 확보에 관한 예비력 기준은 아직 제시되지 않았다. 이와 관련하여 신재생발전원의 주파수조정 성능 제공을 위한 제어 설정값에 따른 응답성능 검토의 예로써 국내 신재생발전원 송전계통 연계기준을 적용한 주파수 출력 특성 곡선을 살펴보면 다음 그림 1과 같다. 단, 예비력 조건의 경우, 해외 전력계통 운영기관에서 명시하는 예비력 조건들을 준용하였다.

그림 1 국내 연계기준에 따른 신재생발전원 주파수조정 성능 예 SD: 5%(실선), SD: 4%(파선), SD: 3%(파선-점선)

Fig. 1 Example of Grid Code for providing frequency response to RES in Korean SD: 5%(solid line), SD: 4%(dashed line), SD: 3%(dash-dot line)

해외의 경우, 일반적으로 신재생발전원의 급전 시 가용출력으로부터의 출력 여유를 통해 예비력을 확보하도록 명시하고 있으며, 이에 따라 신재생발전원은 주파수 변동 시 주파수 편차에 비례하여 출력조정을 통한 주파수조정 성능을 제공해야 한다. 다만, 신재생발전원의 주파수조정 성능은 기상조건에 크게 영향을 받을 수 있음에 따라 과도한 예비력 확보에 대한 불확실성이 존재하고, 더욱이 제어의 민감도에 따라 주파수 유지기준을 초과하는 주파수 하락 시에도 효과적으로 예비력 제공이 수반되지 못할 수 있어 신재생발전원의 특수성을 고려한 적정 예비력 확보에 대한 기준이 필요할 것이다.

3.2 신재생발전원 주파수조정 성능의 정량화 방법

국내 전력계통의 송전계통 연계기준에 따라 요구되는 신재생발전원의 주파수조정 성능은 신재생발전원을 통해 확보한 주파수예비력과 동기발전원을 통해 확보한 1차 주파수응답 예비력($PFR$) 간의 전력계통 주파수안정도 기여성능의 정량적 비교를 통해 정량화될 수 있다. 이때, 국내 전력계통에서 적용 중인 N-1 고장 시에 대한 주파수 유지기준인 59.70Hz의 최소과도 주파수를 기준으로 신재생발전원의 주파수조정 성능 제공을 통해 대체 가능한 동기발전원의 1차 주파수응답 예비력의 비로써 정량화한다. 다음 그림 2는 이러한 과정을 정리하여 제안된 신재생발전원 주파수조정 성능의 정량화 절차이다.

제안한 신재생발전원의 주파수조정 성능에 대한 정량화는 연계기준을 고려하여 연계된 신재생발전원의 전력계통 운영조건으로부터 검토를 수행한다. 이후, 신재생발전원을 통해 제공되는 주파수조정 성능을 기반으로 동기발전원의 조속기를 통해 확보된 1차 주파수응답 예비력을 단위용량($PFR_{un}$)만큼 대체해가며, 주파수안정도 평가를 통해 주파수 유지기준 내로 주파수를 유지할 수 있는 임계조건을 산출한다.

그림 2 신재생발전원 주파수조정 성능의 정량화 순서도

Fig. 2 The flowchart for quantification of frequency response from RES

임계조건 시점에서 대체된 동기발전기의 총 1차 주파수응답 예비력과 신재생발전원을 통해 확보한 주파수예비력 간의 비로써 신재생발전원의 주파수조정 성능에 대한 유효성능($RES_{eff.FR}$)을 정량화한다. 여기서, 전력계통의 동기발전원의 1차 주파수응답 예비력의 경우, 국내 전력계통의 예비력 확보기준을 참고하여 다음 식(1)과 같이 발전원별 최대출력($P_{\max ,\:i}$)과 기준 출력($P_{g en,\:i}$) 간의 차로 계산되는 출력 여유용량과 전력계통의 공칭주파수($freq_{no\min al}$)로부터 주파수 편차 0.2Hz에 대해 발전원별 속도조정률($SD_{i}$) 및 정격용량($P_{rated,\:i}$)을 반영하여 계산되는 예상 주파수응답량 중에 작은 값으로 결정된다. 전력계통 내 모든 동기발전기에 동일한 방식을 적용하여 이를 합산함으로써 전력계통의 1차 주파수응답 예비력을 산정하였다.

4.1 전력계통 신재생발전원 모델링

본 사례연구에서는 제안한 신재생발전원의 주파수조정 성능 정량화 방안을 기반으로 PSS/E를 통해 신재생발전원이 연계된 전력계통을 모델링하고 주파수안정도 영향에 대한 분석을 수행하였다. 본 분석에 있어서는 향후 국내 전력계통의 신재생발전원 확충 전망을 고려하여 2030년의 전력계통을 모델링하고 검토하였다. 먼저, 신재생발전원 모델링을 위해 다음 그림 3과 같이 국내 전력계통에서 운영 중인 2.21GW의 신재생발전원에 대한 운전실적을 분석하였다. 이를 통해, 최대 1.51GW의 출력이 제공됨을 확인할 수 있고 이를 지속곡선으로 나타내면 다음 그림 4와 같다. 즉, 신재생발전원의 최대 이용률은 68.4%로 확인되었다.

그림 3 국내 신재생발전원 연중 출력 이력 데이터

Fig. 3 Historical output of RES in the Korea

그림 4 운전실적 기반 신재생발전원 이용률 지속곡선 및 2030년 기준 출력 예상값

Fig. 4 RES duration curve and its power estimation by historical data

이러한 분석을 통해 신재생발전원의 이용률이 높게 도출되는 봄·가을의 전력계통 운영조건을 반영하여 2030년 기준 79.5GW 수준의 계통을 기준으로 검토를 수행하였다. 또한, 2030년까지 확충이 전망되는 51.20GW의 신재생발전원을 모델링하고, 분석된 최대 이용률 68.4%를 적용함으로써 신재생발전원 연계 시 전력계통 주파수안정도가 최대로 경감될 수 있는 조건에서 검토를 수행하였다.

또한, 신재생발전원은 WECC (Western Electricity Coordinating Council)의 가이드라인을 기반으로 PSS/E 내 Generic 모델을 통해 태양광발전원과 DFIG (Doubly-fed induction generator) 풍력발전원을 각각 모델링하였으며, 주파수조정 성능 모델링을 위해 추가 제어기 모델을 적용하였다⁽¹⁷⁾. 이에 대한 예로 다음 그림 5는 신재생발전원의 주파수조정 성능 적용에 따른 응답을 나타낸다. 단, 국내 송전계통 연계기준 적용에 있어서는 속도조정률 5% 및 주파수불감대 0.06%로 설정범위 내 보수적인 값을 적용하였으며, 예비력 확보는 해외 운영기준 중 가장 보수적인 값인 2%를 준용하여 검토하였다.

그림 5 국내 연계기준에 따른 신재생발전원 주파수조정 성능 모의 예

Fig. 5 Example of frequency response from RES based on Grid Code

전력계통 내 임의의 발전기 상정고장에 따른 주파수 하락 시 태양광발전원과 풍력발전원 모두 주파수불감대를 초과하는 주파수 변동에 비례한 출력 증발로 주파수조정 성능을 제공함을 확인할 수 있다. 이는 다수의 신재생발전원을 통해 주파수조정 성능을 제공하는 경우, 전력계통의 주파수안정도 확보에 기여 가능할 것으로 판단된다.

4.2 전력계통 신재생발전원의 주파수조정 성능 평가

본 절에서는 국내 송전계통 연계기준에 따라 신재생발전원이 제공하는 주파수조정 성능에 대한 전력계통의 주파수안정도 기여 효과를 분석하고자 한다. 이때, 국내 전력계통에서 운영 중인 예비력 기준 및 주파수 유지기준을 적용하고, 동기발전기의 1차 주파수응답 예비력의 운영조건과 신재생발전원의 주파수조정 성능 제공의 유무를 기반으로 시나리오를 구분하였으며, 각 시나리오 모의 조건은 다음 표 3과 같다.

신재생발전원 연계 이전 전력계통 운영조건인 시나리오 I을 기반으로 시나리오 II는 국내 전력계통에 확충이 전망되는 신재생발전원 설비의 최대 이용률을 고려한 35.02GW의 신재생발전원의 출력 제공 시 주파수안정도 분석에 해당한다. 또한,

시나리오 III, IV 및 V를 통해 신재생발전원 연계로 저하된 전력계통 주파수안정도의 개선방안 및 효과를 검토하였다. 상정고장은 1.46GW 수준의 최대단위 발전기 1기 고장을 적용하였으며 이에 따라 도출된 결과는 다음 그림 6 및 표 4와 같다.

그림 6 시나리오별 전력계통 주파수 결과

Fig. 6 Frequency characteristic of power system by the scenarios

우선, 시나리오 I과 시나리오 II의 결과를 통해 동일한 예비력 확보에도 시나리오 II에서 고장 직후 더 낮은 RoCoF 및 주파수 유지기준을 초과하는 주파수 도출을 확인할 수 있다. 이에 대한 신재생발전원 수용 확보방안으로는 1차 주파수응답 예비력의 추가 확보(시나리오 III)의 경우, 455MW의 추가 예비력 확보로 주파수 유지기준 내로 주파수를 확보할 수 있다. 또한, 연계기준에 따른 신재생발전원 주파수조정 성능 제공(시나리오 IV)의 경우, 신재생발전원이 사전에 확보한 약 2%의 예비력을 통한 주파수조정 성능 제공으로 최소과도 주파수를 신재생발전원 연계 이전의 수준에 해당하는 59.838Hz로 확보함을 확인할 수 있다. 마지막으로 시나리오 V의 경우, 신재생발전원 주파수조정 성능의 정량화 분석 절차에 따라 기존 1차 주파수응답 예비력 감축 시 최종적으로 336MW의 1차 주파수응답 예비력 확보만으로도 전력계통 주파수를 주파수 유지기준 내로 확보함을 확인할 수 있다.

추가적으로 전력계통 주파수안정도 확보를 위한 신재생발전원 주파수조정 성능의 정량적인 분석을 위해 시나리오 V에서의 검토조건을 확장하여 34.34GW의 신재생발전원 수용 시 주파수안정도 확보를 위한 전력계통의 예비력 운영조건을 검토하였다. 이를 위해 그림 2의 절차를 기반으로 신재생발전원의 주파수예비력 확보조건에 따른 신재생발전원 주파수조정 성능의 유효성능 분석을 수행하였으며, 이에 대한 결과를 정리하면 다음 그림 7과 같다.

그림 7 신재생발전원 주파수조정 성능의 유효성능 평가

Fig. 7 Evaluation of effectiveness of frequency response from RES

신재생발전원의 경우, 그림 5의 주파수조정 성능과 같이 동기발전원에 비해 외란 초기에 적은 주파수 편차에서 이미 확보된 예비력을 모두 제공하여 전력계통의 주파수안정도 확보에 효과적으로 기여함을 확인할 수 있다. 하지만, 일정 수준 이상의 신재생발전원을 통한 주파수예비력 확보 시에는 신재생발전원 주파수조정 성능의 유효성능이 추가적으로 증가되지 못하고 포화됨을 확인할 수 있다. 이때, 신재생발전원의 주파수조정 성능은 대체된 동기발전기가 확보하던 총 1차 주파수응답 예비력의 양 대비 1.65배 수준의 유효성능을 제공함을 확인할 수 있다.