2.1 AC/DC 하이브리드 도시철도 전력계통

본 장에서는 기존의 도시철도 전력계통과 컨버터 스테이션으로 공급받는 차세대 도시철도 전력계통의 간략한 비교와 모델링 방법을 논의하였다.

다음 그림 1은 기존의 도시철도 전력계통 구성도를 나타내었다. 기존의 도시철도 급전계통은 전력회사로부터 22.9kV 전력을 수전하여 정류기용 변압기를 통해 1.2kV로 강압한 후, 이 교류 전력을 정류기를 통해 1.5kV의 DC로 변환하여 열차 부하에 전력을 공급한다.

그림 1 기존의 도시철도 급전계통 구성

Fig. 1 Conventional metro feeding system configuration

다음 그림 2는 AC/DC 하이브리드 전력계통에 연결된 도시철도 부하를 가정한 구성 형태를 나타내었다.

그림 2 AC/DC 하이브리드 전력망 연계 도시철도 급전계통 구성

Fig. 2 Metro feeding system configuration connected to AC/DC hybrid power system

기존 계통과의 차이점은 정류기용 변압기와 정류기가 DC/DC 컨버터로 대체된 것이다. 수전부가 교류 변전소 (Substation, S/S)가 아닌 하이브리드 전력계통의 MVDC 전력망으로부터 직접 수전하는 형태로 변경되기 때문에 20/1.5kV DC/DC 컨버터 스테이션으로 바뀌게 된다. 이하 전차선로를 포함하는 급전계통은 기존과 동일하다.

2.2 도시철도 급전계통 모델링

본 장에서는 과도현상해석 프로그램인 PSCAD를 이용하여 도시철도 급전계통 전력설비를 모델링하는 과정을 다룬다. 그림 2에서 확인할 수 있듯이, 전력해석을 위한 모델링이 필요한 소자는 전차선로, 컨버터 스테이션이다. 선로 구성은 기존 급전계통과 차이가 없기에 널리 사용되는 방법을 참조하여 그림 3과 같이 PSCAD 상에서 전차선로를 모델링하였다. 모의를 위한 시간 간격은 20μs로 설정하였다.

그림 3 전차선로 모듈 구성

Fig. 3 Modeling of the catenary system

일반적인 도시철도 전차선로 구성을 가정하여, 전차선, 조가선, 급전선을 전차선 도체군 1개로 묶고 레일과 부급전선을 레일 도체군 1개로 묶어 총 2개의 등전위 도체군으로 나누어 모델링 하였다. 이 때 각 도체군의 임피던스는 전차선 도체군 0.0205+jω(0.014526) Ω/km, 레일 도체군 0.0108+jω(0.0076527) Ω/km으로 상정하였다.

다음 그림 4는 정류기용 변압기와 정류기를 대체할 DC/DC 컨버터 모듈을 나타내었다.

그림 4 DC/DC컨버터 모듈

Fig. 4 Modeling of the DC/DC converter

20/1.5kV DC/DC컨버터는 절연형 Modular Multilevel Converter (MMC) 타입으로 구성하였다. 다음 표 1은 사용된 MMC 타입 DC/DC 컨버터 파라미터를 나타내었다.

다음 그림 5는 위 모듈들을 기반으로 구성한 AC/DC 하이브리드 도시철도 전력계통 구성도를 나타내었다.

그림 5 도시철도 급전계통 구성

Fig. 5 Configuration of the DC metro feeding system

S/S는 3개를 가정하였고, 각 S/S는 전력망으로부터 20kV 직류를 수전하여 1.5kV로 강압한 후 열차 부하에 전력을 공급한다.

그림 6은 그림 5와 같이 구성한 급전계통의 전력 공급 능력을 검증하기 위해 S/S2와 S/S3 사이에 1.5MVA 부하를 위치시킨 후, S/S2의 컨버터 고압, 저압 측 전압과 전류를 측정한 결과를 나타내었다.

그림 6 1.5MVA 부하에 따른 컨버터 측 전압 및 전류

Fig. 6 Voltage and current of the Converter with 1.5MVA load

컨버터 고압 측 및 저압 측 전압은 각각 20kV, 1.5kV인 것을 확인하였고 전류는 각각 30A, 360A가 발생되는 것을 확인하였다.

다음 그림 7은 같은 부하 조건에서 각 S/S의 피더 전류를 나타내었다. 부하는 S/S2와 S/S3 사이에 위치하므로 두 S/S에서 공급하는 전류의 합은 약 1kA가 된다. 즉 공급전압인 1.5kV를 곱한 결과로, 1.5MVA 부하에 전력이 잘 공급되는 것을 확인하였다.

3.1 고장특성 분석을 위한 모의 조건

다음 그림 8은 고장특성 분석을 위한 시나리오를 나타낸 그림이다.

그림 8 고장특성 모의를 위한 시나리오

Fig. 8 Simulation scenario for fault characteristic analysis

고장은 그림에서 표기한 FL1에서 FL5까지 총 5곳을 상정하였으며 가운데 위치한 S/S인 S/S2에서 양 방향으로 인출되는 피더 전류와 S/S2에 설치된 DC/DC 컨버터 고압 및 저압 측 양단에 흐르는 전류 크기와 방향을 비교하였다.

표 2는 상세 모의 조건을 나타내었다. 인근 고장은 각 S/S 간 전차선로 상대 길이를 100%로 두었을 때 S/S에 가까운 쪽으로 전체 길이 대비 10% 위치에서 발생한 고장을 의미한다.

3.2 고장특성 분석 결과

다음 그림 9는 FL1 고장에 대한 측정 결과를 나타내었다.

그림 9 FL1 고장에 대한 결과 파형

Fig. 9 Result plot for fault FL1

그림 9(a)의 첫 번째 파형은 컨버터 고압 측, 두 번째 파형은 컨버터 저압 측, 세 번째 파형은 고장점에서 발생한 고장 전류를 나타내며, 1s 에서 고장 발생 이후 피크 전류가 발생하는 시간과 피크 전류 값을 함께 나타내었다. 피크값이 발생하는 시점은 고압 측 6ms 이내, 저압 측 13ms 이내로 계산되었다.

그림 9(b)의 첫 번째 파형은 S/S1의 피더3, 피더4의 전류를, 두 번째 파형은 S/S2의 피더1~피더4의 전류를, 세 번째 파형은 S/S3의 피더1, 피더2 전류를 각각 나타내었다. 각 피더 전류의 피크값은 모두 13ms 이내 발생하는 것으로 계산되었다.

다음 그림 10에서는 FL2 고장에 대한 측정 결과를 보였다.

그림 10 FL2 고장에 대한 결과 파형

Fig. 10 Result plot for fault FL2

컨버터 저압 측 단자 고장인 FL1과 유사하게 고장 전류의 피크값은 고압 측 6ms 이내, 저압 측 13ms 이내로 계산되었다. 피더 전류의 경우에도 FL1과 유사하게 피크값은 모두 13ms 이내 발생하는 것으로 계산되었다.

다음 그림 11~그림 13은 FL3~FL5 고장에 대한 측정 결과를 나타내었다. 각 FL1~FL5에서 모의한 고장들에 대한 전류 방향은 다음 표 3과 같이 정리할 수 있다. 그림 8에 나타낸 각 Current Transformer (CT)가 바라보는 방향을 정방향(+)이라고 할 때, 반대로 흐르면 (-) 표시 및 음영으로 강조하였다. 본 장과 같은 분석 통해 기존 도시철도 급전계통의 주 보호 및 후비 보호를 담당하는 고장선택계전기 (50F)와 역전류계전기 (32D)를 어떻게 운영해야 할지 기본안을 설계할 수 있다. 본 연구에서는 크게 모선 보호와 선로 보호 두 가지 구간으로 나누어 각 계전기 간 보호 협조 방안을 제시하였다.

그림 11 FL3 고장에 대한 결과 파형

Fig. 11 Result plot for fault FL3

그림 12 FL4 고장에 대한 결과 파형

Fig. 12 Result plot for fault FL4

그림 13 FL5 고장에 대한 결과 파형

Fig. 13 Result plot for fault FL5

4.1 고장특성 분석을 위한 모의 조건

다음 그림 14는 모선 보호를 위한 보호 협조 방안을 나타낸 그림이다. S/S2를 기준으로 해당하는 CT가 연결되어 동작할 보호 알고리즘을 함께 표기하였다.

3장에서 모의한 FL1 고장은 DC/DC 컨버터의 저압 측 단자 고장이므로 모선 고장으로 간주할 수 있다. 따라서 3장에서 FL1 고장에 대한 각 모선 및 피더 전류 경향을 분석하여 보호 협조 방안을 구축할 수 있다.

모선에서 발생한 고장이므로 S/S2의 모선 감시용 50F의 전류 변화율 (di/dt) 알고리즘이 우선 동작하도록 시간 정정 값을 조정하고, 이후 S/S2의 인출 피더 4개의 전류를 감시하는 32D 계전기가 순차적으로 동작하게 하여 타 S/S로의 고장 확대를 막을 수 있다.

그림 14 모선 고장 보호 협조 방안

Fig. 14 Protection coordination for bus fault

다음 그림 15는 모선 감시용 50F의 동작 결과를 나타내었다. FL1 고장에 대한 분석 결과 파형인 그림 9를 참조하면, 컨버터 저압 측은 6ms, 피더 전류는 13ms 만에 피크 전류 값에 도달하는 것을 알 수 있다. 따라서 10ms로 정정한 di/dt 알고리즘이 우선 동작하여 모선 차단기를 개방하면 컨버터 저압 측에 대한 확실한 동작을 보장할 수 있다.

그림 15 모선 감시용 50F 계전기 동작 파형

Fig. 15 Operation result of 50F relay for bus protection

그리고 모선 보호용 50F가 동작에 실패했을 경우 후비 보호를 위해 각 피더에 설치된 32D 계전기는 20ms로 정정한다.

다음 그림 16은 피더 감시용 32D 계전기의 동작파형을 나타내었다. 20ms로 정정한 32D 알고리즘이 지연시간 후 정확히 동작하여 피더 차단기를 개방하면 모선 고장이 계통으로부터 완전히 분리되어 타 S/S로의 고장 전파를 방지할 수 있음을 확인하였다.

그림 16 피더 감시용 32D 계전기 동작 파형

Fig. 16 Operation result of 32D relay for feeder protection

4.2 선로 고장에 대한 보호 협조 방안

다음 그림 17은 선로 고장에 대한 보호 협조 방안을 나타내었다. 3장에서의 고장 FL2~FL5가 S/S2에서 경험할 수 있는 대표적인 선로 고장의 사례가 될 수 있으며 본 장에서는 FL4 고장을 선정하여 보호 협조 방안을 제시하였다.

그림 17 선로 고장 보호 협조 방안

Fig. 17 Protection coordination for catenary fault

S/S2에 인접한 피더4 인근에서 발생한 고장이므로 가장 먼저 S/S2의 피더4 감시용 50F 계전기의 차전류 기능이 우선적으로 순시 동작하게 된다. 이후, 정정에 따라서 S/S2의 건전 피더인 피더1, 2, 3의 32D 계전기와, 고장 발생 선로와 인접한 S/S인 S/S3의 피더2 감시용 50F 계전기의 di/dt 알고리즘이 순차적으로 동작하게 하여 타 S/S로의 고장 확대를 막을 수 있다.

다음 그림 18은 S/S2의 피더4 보호용 50F 계전기의 동작 파형을 나타내었다.

그림 18 피더 감시용 50F 계전기 동작 파형

Fig. 18 Operation result of 50F relay for feeder protection

3장의 FL4 고장 분석 결과인 그림 12를 참조하면 모의 시간 1s에 고장 발생 이후 약 12.4ms 만에 피크 전류 값인 4.64kA에 도달하였다. 50F 계전기의 차전류 기능 전류 정정치는 3kA로 정정하였고 시간 정정치는 1ms로 정정하였다. 따라서 계전기가 샘플링하는 차전류의 누적값이 3kA에 도달하는 시간과 1ms의 동작 지연시간을 합한 약 7ms 만에 차단기 트립 신호가 발생하는 것을 알 수 있으며 이는 모선 보호 50F 계전기의 정정 시간인 10ms 보다 작으므로 말단부터 보호 협조가 적절히 구축됨을 알 수 있다.

다음 그림 19는 S/S2의 건전 피더의 32D 계전기 동작 파형을 나타내었다.

그림 19 건전 피더 감시용 32D 계전기 동작 파형

Fig. 19 Operation result of 32D relay for healthy feeder protection

32D 계전기의 20ms 시간 정정치에 따라서 정확히 해당 시간만큼 지연된 이후 동작하는 것을 알 수 있다. 만약 고장 피더의 50F 계전기 동작 실패 시 건전 피더의 32D 계전기가 후비 보호 동작하여 타 S/S로의 고장 전파를 방지할 수 있다.