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전력시스템 운용 이란 무엇인가? <7>
공학박사 김영창 (전력경제신문 특별 연재 칼럼)
2018년 12월 02일 (일) 17:23:35 전력경제 epetimes@epetimes.com

조속기의 역할은 더 이상의 주파수 하락을 정지시키는 것이다.
조속기는 대단히 민감한 주파수 변동에는 대응하지 않도록 한다.
조속기와 EMS의 자동출력제어(AGC)가 작동하려면 순동예비력이 확보되어 있어야 한다.
설비예비력은 연간최대수요를 기준으로 하고 운용예비력은 시간대별 수요를 기준으로 한다.

   
공학박사 김영창

조속기응동의 한계
제6회에서 설명한 조속기응동에 대하여 추가적으로 설명한다. 조속기는 주파수제어의 역할을 완벽하게 수행한다고 말할 수 없고 그러한 의도로 사용되지는 않는다. 의도적이건 아니건 간에 조속기제어의 한계에는 다음과 같은 사항이 포함된다.

조속기의 불감대(dead band)
조속기와 같은 제어장치는 주어진 입력값에 의해 목표치에 가까운 변수 값을 유지하기 위한 역할을 한다. 어떤 주어진 범위 내에서는 제어시스템이 응동하지 않을 경우 불감대가 존재한다고 말한다. 이러한 경우 제어시스템은 목푯값 대신 목표범위를 설정한다. 예를 들어 제어되는 변수가 주파수일 경우, 조속기가 정확하게 60.0 Hz를 유지하기보다는 59.97 Hz에서 60.03 Hz 사의의 값을 유지하도록 한다면, 목푯값의 주위에서 조속기가 응동하지 않는 불감대가 형성된다. 이 경우, 목푯값은 60.0 Hz이고 불감대는 0.03 Hz이다.
 오래된 기계식 조속기에서 불감대는 어쩔 수 없이 존재했다. 움직이는 부분의 기계적 마찰이 있으므로 원하건 원하지 않건 간에 불감대가 형성되었다. 최근의 기계식과 전자식을 합한 조속기 시스템에서는 원한다면 불감대가 상당히 제거될 수 있다. 그러나 실제 운전에 있어서 어느 정도의 불감대를 유지할 필요가 있다. 미국의 신뢰도협의기관(NERC)은 조속기 제어시스템이 0.036 Hz의 불감대를 유지할 것을 권장한다. 전력시스템 내에서의 주파수변동을 세밀하게 관찰하면 주파수 편차가 0.03 Hz 이하일 경우에는 주파수변동에 대한 흔적의 끝 부분은 잘 보이지 않는다. 이러한 근거로 전력회사는 조속기의 유효한 불감대를 0.03~0.04 Hz 근방으로 설정한다.

발전기의 형식과 조속기응동
발전기의 형식(화력, 수력, 연소터빈 등)은 조속기응동에 직접 영향을 미친다. 조속기 제어시스템은 발전기형식에 따라 변하지 않지만, 중요한 것은 발전기출력이 얼마나 재빠르게 응동할 수 있는 것인가 하는 것이다. 만약 발전기가 조속기의 명령에 따라 출력을 변경하지 못한다면 전력시스템운용에 도움이 되지 않는다. 수력발전기는 조속기의 명령에 따라 출력을 쉽게 변동할 수 있다. 용량과 수차(turbine)의 형식에 따라 약간 다르지만 몇 초 이내에 응동하기도 한다. 다만 수력발전기에 있어서 입력밸브의 위치와 발전기출력 사이의 관계가 비선형이므로 드룹값의 결정과 발전기 출력의 관계가 화력발전기의 것과 다르다. 가스터빈발전기는 조속기의 명령에 급속하게 응동한다. 그러나 가장 경제적인 가스터빈의 운전은 최대출력 부근일 때 이루어진다. 이것도 조속기응동을 제약하는 하나의 요인이다.
 증기터빈발전기의 조속기응동은 형식에 따라 아주 나쁜 것부터 아주 좋은 것까지 다양하다. 초기의 응동은 저장된 스팀을 이용해 행해진다. 이러한 초기응동은 대단히 빠르다. 그러나 문제는 이와 같은 초기상태를 유지하기는 어렵다는 것이다. 발전기 출력의 약 30%는 증기터빈의 고압부분에서 생산되고 나머지 70%는 저압터빈에서 생산된다. 조속기는 고압터빈의 제어밸브에 명령을 직접 내리므로 고압터빈은 조속기의 명령에 대단히 신속하게 응동한다. 저압터빈은 조속기의 명령에 대해 간접적으로 제어된다. 저압터빈은 보일러의 재열사이클을 통해 증기를 공급받는다. 조속기가 최초로 명령을 내보낸 후 수 초가 지나야 조속기가 원하는 출력이 발전기에 의해 생산된다.
 LNG 또는 유연탄을 연소하는 화력발전기도 조속기의 명령을 잘 따를 수 있다. 조율이 잘 된 유연탄화력발전기는 주파수편차가 발생한 이후 10초 이내에 여유출력의 10% 정도 정도를 신속하게 응동할 수 있다. LNG연소 또는  유연탄연소 화력발전기는 보일러의 타입에 따라 실제의 응동특성이 다르다. 드럼 타입의 보일러는 스팀저장량이 많으므로 신속하고 지속적인 조속기응동이 가능하다. 이와 대조적으로 관류형 보일러(once-through type)는 스팀저장량이 작아서 조속기의 명령에 대해 충분한 응동을 지속할 수 없다. 원자력발전기는 유연탄화력발전기와 비슷한 응동특성을 가지며 가압경수로형 원자력발전기가 비등수형 원자력발전기보다 조속기의 응동특성이 더 좋다.

폐색된 조속기(blocked governor)
전력시스템 운용자들은 조속기에 대해서 응동하지 못하게 할 수 있다. 발전기의 제어장치를 조절함으로써 주파수변동에 따른 조속기응동을 못하게 할 수 있는 것이다. 이것을 폐색된 조속기라고 한다. 예를 들어 원자력발전기는 주로 정격용량에서 운전된다. 주파수가 하락해도 발전기의 운전원은 제어밸브를 더 이상 열리지 않게 할 수 있다. 사실상 주파수가 하락하여도 조속기가 응동하지 못하도록 폐색하는 것이다. 그러나 이와 같은 원자력발전기 운전정책은 모든 전력회사의 시스템운용에 공통된 것은 아니다.

자동출력제어(Automatic Generation Control)
지금까지 설명한 바와 같이 총출력과 시스템부하는 주파수가 60 Hz에서 균형을 유지해야 하며 그렇지 않으면 주파수편차가 발생하며 주파수를 회복하기 위해 각 발전기의 조속기가 응동하여 출력을 변동시킨다. 조속기는 전력시스템의 관성과 부하/주파수 관계에 의해 도움을 받아 응동한다. 그러나 이러한 모든 영향이 상대적으로 안정적인 주파수를 유지하는 데에 사용된다고 말할 수 없다. 조속기제어 하나만으로 주파수제어를 할 수 없는 이유는 다음과 같다. 첫째, 조속기는 전력시스템에서 동기운전 중인 발전기의 ‘드룹특성’으로 인해 주파수를 60 Hz로 회복시키지 못한다. 둘째, 조속기는 연료비 최소화를 위한 각 발전기의 출력을 고려하지 않으므로 경제적 선택이 아니다. 셋째, 조속기제어는 거칠어서 주파수를 미세하게 제어하기에는 적합하지 않다.
 그러므로 규정주파수를 유지하고 시스템부하와 총출력의 균형을 유지하기 위해 보충적 제어(supplementary control)가 필요하다. 발전기 자체의 기능으로 주파수를 조정하는 것을 일차제어라고 하며 발전기의 외부 즉 EMS로부터 신호를 받아 주파수를 조정하는 것을 이차제어라고 하고 자동출력제어는 이차제어에 속한다. 조속기는 개별 발전기를 제어하지만 운전 중인 발전기는 주파수조정을 위하여 자신의 출력기준점을 얼마로 조정하여야 되는가에 대해 판단하지 못 한다. EMS의 AGC가 여러 발전기에 출력기준점 조정에 관한 신호를 보내어 총출력과 시스템부하의 균형을 유지해야 한다. AGC는 조속기가 하는 영역보다 더 폭넓게 전력시스템 내의 모든 발전기를 대상으로 4초 또는 5분마다 감시하고 제어한다.
 AGC가 5분마다 모든 발전기의 출력기준점을 재조정하는 이유는 다음과 같다. 첫째, 5분 동안에도 모선(변전소) 별 소비자부하는 시시각각으로 변동하고 4~5 초마다 AGC가 주파수조정을 위해 미리 지정한 일부 발전기의 출력기준점을 조정한다. 이렇게 하면 5분이 경과한 다음에는 응동속도가 빨라서 미리 지정하여 놓은 주파수조정용 발전기의 출력기준점이 상당히 변동되어 5분 급전구간의 초기에 SCOPF(안전도제약 최적조류계산 프로그램)가 계산하여 놓은 모든 발전기의 출력기준점이 경제적 운전출력에서 많이 벗어나 있기 때문이다. 둘째, 실제로 모선 별로 소비자부하의 변동이 일어나므로 이것을 충족시키기 위한 각 송전선로의 전력흐름이 변동하여 일부 송전선로에 과부하가 발생할 수 있고 이것을 해결하기 위해서도 각 발전기의 출력기준점을 변경시켜야 하기 때문이다. 셋째, 5분마다 상태추정과 상정사고분석, 안전도제약최적조류계산(SCOPF) 프로그램을 실행해서 하나의 송전선로 사고가 연쇄탈락(cascading outage)으로 이어지는 시스템붕괴를 예방하고 총 연료비를 최소화하는 각 발전기의 출력기준점을 새롭게 결정하여야 하기 때문이다. 이때에는 지정된 발전기에게만 보내는 것이 아니고 원자력 발전기를 제외한 모든 발전기에 출력기준점을 조정하라는 신호를 보낸다.
 5분 동안의 시스템부하의 변동으로 인하여 AGC가 4초마다 응동이 빠른 주파수조정용 발전기의 출력기준점을 변경하였고 모든 발전기의 여유출력(headroom)이 작아질 수도 있으므로 EMS는 운전 중인 발전기의 여유출력을 합산하고 이 수치가 적정 순동예비력확보 용량보다 낮게 되었다면 급전원에게 추가적으로 발전기를 가동하라고 경보 메시지를 보낸다. 예를 들어 150만 kW가 적정용량인데 현재 120만 kW라면 30만 kW를 추가적으로 확보하라고 발전소 운전원에게 알린다. 발전기를 가동할 수 있는 경우에는 이것이 가능하지만 추가적으로 확보할 발전기가 없다면 급전원은 일부 소비자의 부하를 차단하라고 변전소 운전원에 지시를 내린다. 일반적으로 급전원은 차단우선순위를 고려한 소비자부하를 파악하고 있으므로 대상 소비자의 부하를 차단할 수 있다. 개별 조속기와 EMS의 AGC가 주파수조정의 기능을 발휘하려면 적정 규모의 운용예비력이 실시간에서 확보되어 있어야 한다.

AGC와 연계 전력시스템의 주파수조정
독립시스템일 경우 AGC의 역할은 앞에서 설명한 것과 같지만 두 개의 전력회사의 전력시스템이 연계되어 있는 경우 연계선(tie-line)의 전력조류를 계획값으로 유지하는 역할이 추가된다. 미국이나 EU에서는 전력시스템을 연계하여 운용한다. 그림 15와 같이 전력시스템의 경계선은 전력조류가 계측되는 연계선이 설치되어 있는 지점이다.  전력시스템을 연계하여 운용하는 것은 두 개의 전력시스템 사이에 연계선을 설치하여 전력을 융통하는 것이다.

   
그림 15 연계 전력시스템

2개의 전력회사가 각자의 전력시스템을 서로 연계하는 데에는 몇 가지 이유가 있다. 첫째는 두 전력회사의 발전기의 변동비가 서로 달라서 전력융통이 가능한 인접 전력시스템과 서로 이득이 되도록 전력을 융통할 수 있기 때문이다. 둘째, 연계선을 통해 인접 전력시스템과 융통할 전력이 없다고 하더라도 하나의 시스템에 속한 발전기가 불시고장정지를 일으켜 탈락하면 2개의 시스템에 속한 발전기가 모두 주파수 하락을 느끼기 때문에 주파수를 회복하는 데 있어서 도움을 받을 수 있기 때문이다.그림 15 연계 전력시스템
 교류전력시스템을 서로 연계하여 운용하는 경우에는 계획한 데로 연계선 전력흐름을 유지하지 못하는 경우가 발생한다. 그림 15를 보면 연계선 전력조류는 계획치에서 벗어날 수 있으며 주파수도 59.8 Hz로 하락할 수 있다. 왜냐하면 개별 시스템의 소비자부하는 시시각각으로 변동하며 두 개의 전력시스템에 속한 발전기는 모두 동일한 주파수변동을 경험하여 각 시스템의 AGC가 발전기출력을 독립적으로 조정하기 때문이다. 연계선의 전력조류가 계획치에서 벗어날 경우 전력융통 비용을 회수하지 못 하는 경우가 발생한다. 그러므로 AGC는 연계선 전력흐름과 주파수에 대한 정보를 갖고 연계선 전력흐름을 계획한데로 유지해야 한다. 연계선 조류제어오차 또는 ACE(area control error)라는 것은 양측의 전력시스템이 주파수와 순연계선조류를 정상치로 회복하기 위하여 필요한 총출력의 변동량이라고 정의한다. 이 값은 계획 전력조류와 실제 전력조류의 차이로부터 주파수응동량을 뺀 것으로 정의되며 각 전력시스템의 AGC는 ACE가 0이 되도록 자기 제어지역 내의 발전기의 출력기준점을 조정한다. 직류연계선이 존재할 경우에는 두 개의 시스템의 주파수가 서로 다르며 절연되어 있으므로 각 제어지역의 AGC가 계획한 전력흐름을 유지하며 자기 시스템의 주파수를 조정한다.

설비비력과 운용예비력(Capacity Reserve and Operating Reserve)
전력시스템 운용자는 전력시스템의 신뢰도(reliability) 유지를 위한 임무도 수행해야 한다. 설비예비력과 운용예비력의 확보는 신뢰도유지와도 관련된다. 여기에서는 신뢰도와 관련하여 발전기 건설계획 수립 시에 사용되는 설비예비력의 개념과 실시간 전력시스템운용에서 사용되는 운용예비력의 개념을 비교하여 설명한다. 신뢰도를 요약하여 표현하면 소비자가 전기를 사용하려고 할 때 사용할 수 있어야 하고 사용 중에 공급이 중단되는 사태가 많아지면 안 된다는 것의 정도를 나타내는 것이다. 신뢰도를 유지한다는 의미는 장기적으로 발전기 건설계획을 수립할 때 할 때와 실시간 전력시스템운용에서 고려할 때에 유지방법에 있어서 차이가 있다.
 그림 16은 설비예비력과 운용예비력을 나타낸다. 발전기건설계획 수립단계에서는 연간 최대수요를 넘어서는 발전기용량을 설비예비력이라고 하며 8760 시간 동안에 발전기의 불시 고장정지 또는 예방보수로 인하여 전력수요보다 발전기출력의 합이 작아지는 시간을 계산하고 합산한다. 이 시간이 주어진 신뢰도기준을 만족하느냐의 여부를 비교하여 신뢰도를 판단한다. 실시간 전력시스템운용에 있어서는 매 시간마다 나타나는 시스템수요에 대하여 순동예비력을 확보하며 5분에 한 번씩 순동예비력의 확보여부를 파악하여 부족한 경우에 부하차단을 실시하기도 한다. 부하차단횟수가 많아지면 신뢰도가 하락하는 것이 된다.
 설비예비력은 연간 최대수요를 기준으로 하고 예방보수와 고장정지 여부를 알 수 없는 미래 년도의 상황에 대하여 신뢰도를 계산하여 결정된다. 실시간에서는 매 시간에 나타나는 수요와 예방보수와 고장정지 중인 발전기가 파악되어 있으므로 가동할 수 있는 발전기를 대상으로 순동예비력의 확보여부를 판단하므로 이들 사이에 직접적인 함수관계는 없으나 설비예비력이 많으면 순동예비력을 확보하기 어려운 시간은 감소한다.
 순동예비력의 크기는 실시간 시스템운용에서 용량이 가장 큰 발전기의 불시 고장정지와 한 시간 이내의 시스템부하의 변동에 대응하기 위하여 이 발전기의 용량의 150% 만큼을 선택하기도 하며 전력회사 별로 최대단위기의 용량과 두 번째로 큰 발전기의 용량을 합한 수치를 사용하기도 한다.

 

   
그림 16 설비예비력과 운용예비력
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