2.1 대규모 태양광발전과 분산형전원의 배전계통 영향

2016년부터 시행된 1[MW] 이하 신재생 접속 보장 정책 이후 소규모 신재생에너지의 계통 접속용량이 급격하게 증가했으며, 2024년 이후 제주 지역 등 정부 주도하에 실시되는 수십~수백[MW] 이상 급 대규모 태양광발전 개발 사업이 계획되고 있는 점을 보았을 때, 배전계통에서의 태양광발전 규모는 앞으로도 점차 증가할 전망이다^[1]. 이처럼 분산형전원이 주로 연계되는 배전계통에서는 분산형전원에서 발전된 전력으로 인해 연계점의 전압이 상승하는 경우가 발생한다. 특히 태양광 발전의 출력이 높고 배전계통의 부하가 적은 봄철과 가을철에는 태양광 발전 출력에 따른 역조류로 인한 선로 과전압 문제가 빈번하게 발생한다^[13]. 또한 인버터 기반의 신재생에너지가 증가하여 기존 동기발전기를 대체하는 용량이 증가할수록 신재생에너지의 출력 변동성은 전력수급 유지를 곤란하게 하고, 계통 관성 감소에 따른 전력계통의 강건도 및 복원력 감소의 심각한 원인이 된다. 이때, 태양광발전 규모가 커질수록, 해당 문제점과 계통의 예기치 못한 사고 또한 증가할 우려가 있다^[14].

2.2 계통 운전 유지 기능(LVRT) 도입

이에 따라 한전에서는 전력계통의 안정적인 운영과 전력수급을 위해 전압변동을 억제하고 주파수 제어의 기능을 수행할 수 있도록 표 1과 같이 분산형전원에 계통지원 기능을 보유하도록 요구하게 되었다. 특히 앞서 말했듯이 태양광발전 규모가 대규모로 변화하는 시점에서, 특정 지역에 태양광 발전이 밀집되어 있는 경우에는 순간적인 전력계통 고장이 인근 태양광 발전의 기동정지와 함께 대형 연쇄사고(Cascading outage)로 이어질 수 있으므로 이와 같은 계통 지속운전 기능은 필수적인 요소로 떠올랐다. 한전에서는 2021년 11월 1일 기점으로 “전력계통 신뢰도 및 전기품질 유기 기준” 을 통해 태양광발전 사업자에게 인버터 계통지원 기능 중 하나인 LVRT 기능 의무화 도입 방안을 마련하고 22년부터 실행하고 있다. LVRT 기능은 본래 계통의 FRT(Fault Ride Through) 기능 중 하나로, 1선 지락 사고와 같은 빈번하게 일어나는 순간적인 전압강하에도, 태양광발전 선로의 차단 또는 인버터 정지 없이 운전지속시간 동안만큼 계통을 유지 시키는 기능을 뜻한다.

이를 통해 태양광 밀집 지역 전력계통의 순간적인 전압 하락에도 인버터 정지 없이 태양광발전의 지속운전이 가능하여 발전량 손실을 최소화하고 안정적인 배전계통 운영에도 기여할 것으로 기대하고 있다. 태양광 인버터 LVRT, HVRT 기능에 요구되는 적용 전압 범위 및 운전지속시간은 표 2에 나타내었다^[4].

2.3 LVRT 계통 유지기능 동작 시 고장해석

대규모 태양광발전과 계통 유지 기능인 LVRT가 도입되면서 이에 따른 고장해석 연구도 앞으로 더 필요해질 전망이다. 정부의 신재생 에너지 보급 정책에 따라 규모가 증가하고 있는 태양광발전은 사고 시 지락전류, 영상전류와 같은 고장전류의 크기를 분석해야 할 뿐 만 아니라 인버터 보급률이 높아져 LVRT 기능이 도입된 배전계통 모델링에서도 고장해석이 연구되어야 한다.

3.1 기존의 태양광발전 연계 배전계통 연구

태양광발전 연계 배전계통 연구현황을 살펴보면, 그 동안 진행되었던 고장해석은 전반적으로 수[MW]에 그쳤기 때문에, 현재와 같이 12[MW] 이상의 대규모로 연계된 태양광발전 배전계통과 나아가 인버터 LVRT 기능이 도입된 계통에서의 고장해석이 필요하다^[3,6,7]. 대규모 태양광발전 연계 계통의 고장 사례 모의 연구를 진행하기 위해 모델링된 선로 구성은 표 3과 같이 2개의 선로로 구성하였다. 연계된 태양광발전 없이 일반 부하만 연계되어 있는 A선로와, 선로에 수용 가능한 최대 용량으로 태양광발전이 연계되어 있는 B선로로 모델링을 진행하였다.

3.2 12MW급 태양광발전 연계 배전계통 모델링

태양광발전이 연계되어 있지 않은 A선로와 태양광발전이 연계된 B선로를 그림 1과 같이 나타내었다. 시뮬레이션 프로그램으로 PSCAD/EMTDC를 사용하였으며, 기존 진행 되었던 22.9/0.38[kV] 태양광발전 배전계통 모델링에서 현재 운용되고 있는 선로 1개당 최대 수용 용량인 12[MW]를 기준하여 B선로에 1[MW] 태양광발전 12개를 배치하고 LVRT 기능을 도입하여 모델링 하였다. A선로는 태양광발전이 연계되어 있지 않은 일반선로로, 3.6[MW] 고정 부하만 배치하였다. 두 선로 모두 선로길이 및 임피던스를 동일하게 설정하였으며, 연계변압기 용량 및 케이블 등의 상세 선로 파라미터는 표 4에 나타내었다^{[6, 7]}.

그림 1. 대규모 태양광발전 연계 배전계통 모델링 개념도

Fig. 1. Conceptual diagram of large scale PV system

3.3 연계변압기 결선

현재 태양광발전 배전계통에 사용되는 연계 변압기 결선방식은 한전 측인 1차 측을 Yg, 태양광발전 측인 2차 측을 △결선을 하여 사고 시 고장검출이 빠르고, 태양광발전의 단독운전을 방지 하도록 한 결선방식이 일반적이다. 그 외에도 결선방식으로 △-Yg 결선방식이 있으며, 각각의 장, 단점은 표 5와 같이 정리하였다. 해당 모델링에서는 일반적으로 사용되는 Yg-△ 결선방식을 사용하였다^[4].

3.4 인버터 전압-무효전력 제어

계통 유지 기능인 LVRT 기능을 모의하기 위해 전압이 급격히 떨어진 사고에서도 태양광발전 인버터 2차 측에서 정상적으로 전류를 공급 받기 위해 다음과 같은 제어기 모델을 PSCAD/EMTDC 프로그램을 통해 구현하였다.

식 (1)은 연계점(Point Common Coupling, PCC) 전압에 따른 지령 무효전력을 나타내었다. 전압이 설정 지령 값보다 낮아질 경우 무효전력을 공급하며 전압을 상승시키고, 반대로 전압이 설정 지령 값보다 높아질 경우 무효전력을 소모함으로써 전압 상승을 억제한다. 인버터의 전압-무효전력 제어 특성 곡선을 그림 2처럼 나타내었다^[9].

그림 2. 전압-무효전력 제어 곡선

Fig. 2. Volt-Var control curve

4.1 태양광발전 배치 및 용량에 따른 사례 연구

복잡한 형태를 가진 대한민국 배전계통은 다양한 고장사례가 존재하기에 고장 사례연구를 진행하기 위해 표 6과 같이 몇 가지 조건을 나누어 고장의 영향이 가장 큰 지점을 찾을 수 있도록 시뮬레이션을 진행했다. 배전계통에서 태양광발전의 배치를 변수로 두어 한 선로에서의 태양광발전 밀집 또는 균등 배치 상태를 모의하였다. 또한 계통에 배치된 전체 태양광발전과 연계변압기의 총용량이 같더라도 각 연계변압기 당 용량에 따른 변수도 고려하여, 태양광발전과 연계변압기의 개수를 달리하며 고장 시뮬레이션을 진행하였다. 또한 태양광발전이 전체 계통에 총 3[MW] 용량을 가진 소규모 계통에서와 총 12[MW] 용량 이상 대규모 계통에서의 고장전류 차이를 비교해보았다.

4.2 선로에 균등하게 배치된 태양광발전 사례

첫 번째 사례로 배전선로에 균등하게 배치되어 있는 태양광발전 고장을 모의하였다. 우선 기준 모델인 24[km] 배전 선로 에 용량 1[MW]의 태양광발전과 연계변압기 12개를 2[km] 마다 그림 3의 사례 1과 같이 균등 배치하였으며, 두 번째 사례로 그림 3의 사례 2와 같이 각각의 연계변압기를 용량은 늘리되, 개수를 줄여 3[MW]의 용량의 태양광발전과 연계변압기 4개를 6[km] 마다 균등하게 배치하여 고장 사례를 모의하였다. 임의의 지점에서 발생하는 1선 지락 사고는 태양광발전이 없는 일반 A선로의 상단과 태양광발전이 연계된 B선로의 선로 상단, 중간, 말단(F1~F4) 지점으로 나누어 각 고장의 최대 영향점을 분석했다

그림 3. 태양광발전이 균등 연계된 배전계통 단선도(사례 1, 2)

Fig. 3. Single-line diagram of a distribution system with uniformly integrated PV(Case 1, 2)

4.3 선로에 불균등하게 배치된 태양광발전 사례

3번째 사례로 태양광발전이 선로에 균등하게 배치되어 있지 않고, 최소한의 거리로 밀집 배치된 사례를 모의 하였다. 사례 2와 동일한 조건에서 더 이상 태양광발전을 균등하게 배치하지 않고, 3[MW] 용량 4개의 태양광발전이 선로 한 구역에 밀집되어 배치된 상황을 모의 하였다. 그림 4의 사례 3은 선로 상단에 태양광발전이 밀집되어 있는 상태와 사례 4는 선로 말단에 밀집되어 있는 상태를 모의 하였다. 밀집된 각 태양광발전의 거리는 최소한으로 1000[m]로 설정하였다. 사고 지점은 사례 1, 2와 동일하게 태양광발전이 없는 일반 A선로 상단과 태양광발전이 연계된 B선로의 상단, 중간, 말단(F1~F4) 지점에서 1선 지락 사고를 모의하였다.

그림 4. 태양광발전이 밀집 연계된 배전계통 단선도(사례 3, 4)

Fig. 4. Single-line diagram of a distribution system densely integrated with PV(Case 3, 4)

4.4 사례별 전압강하 비율 및 LVRT 동작

사례 1~4에서 각각 선로 상단, 중간, 말단, 일반 부하 등 임의의 한곳에서 1선 지락 사고 발생 시 사고 지점에 따른 PV 전압강하 비율은 표 7에 나타내었다. 사고 지점에서 가까운 PV 일수록 전압 강하가 크게 일어나는 것을 확인 할 수 있었다. 일반 배전계통에서 위와 같은 저전압이 발생 한다면, 인버터의 보호계전기 동작으로 인한 대규모 태양광발전 탈락이 예상되는 사고로 보여 진다. 하지만 계통 유지 기능인 LVRT가 도입된 해당 모의 연구에서는 그림 5와 같이 1선 지락 사고로 인한 정격 전압 대비 50[%] 미만 저전압에서도 태양광발전 인버터는 바로 개로 되지 않고 한전 연계 기술 가이드라인의 최소운전지속시간 동안 계통이 유지되며, 태양광 발전 2차 측에서 유입되는 전류가 일정하게 유지되는 것을 확인 할 수 있었다.

표 7 사고 지점에 따른 저전압 비율, 상전압 13.2[kV] 기준( : 측정 위치별 최저전압)

Table 7 Low voltage percent by fault location, based on 13.2[kV] phase to phase voltage( : Lowest voltage by measurement positions)

그림 5. 1선 지락 저전압 시 태양광 인버터 2차측 전류 값

Fig. 5. PV inverter secondary current value at one-phase ground fault voltage

4.5 LVRT로 인한 계통 유지 시 고장 전류 흐름

1선 지락 사고로 인한 저전압 발생 시에도 LVRT 계통 유지 기능으로 태양광발전 2차 측 전류가 유지되는 것을 확인한 가운데, 동시에 계통 고장 전류 흐름을 분석해 보았다. 그 결과 그림 3, 4의 F1-F4에서 발생한 고장 전류로 인해, 태양광발전 연계변압기 Y결선 1차 측 접지와 지락 폐회로가 형성되어 상당한 양의 고장 전류가 PV 연계 변압기 접지 측을 따라 유입되는 것을 확인 할 수 있었다. 또한 PV가 전혀 연계되어 있지 않은 일반 선로에서 발생한 사고로 의해, 인근에 있는 PV 연계 배전계통에 최대 1.3[kA]의 고장전류가 선로 상단에 위치한 PV 연계변압기 접지 측으로 흐른다는 것을 확인 할 수 있었다. 이는 통상적으로 Yg-△ 결선방식을 사용하는 우리나라 배전계통에서 1선 지락으로 인한 연계 변압기 접지 측 고장전류 유입이 상당히 많음을 알 수 있었다.

4.6 사례별 결과 비교

사례 1과 사례 2를 비교 해보았을 때, 전체 계통에 같은 용량의 PV가 연계되어 있더라도, 각각의 연계변압기 용량을 키우고 개수를 줄였을 때, 접지 측으로 흐르는 고장전류의 최댓값이 커지는 것을 확인할 수 있었다. 또한 사례 2와 사례 3을 비교 했을 때, 같은 연계변압기 용량을 갖더라도 충분한 거리를 갖고 균등하게 배치된 태양광발전이 최소한의 거리를 갖고 밀집하여 배치된 태양광발전 보다 더 큰 고장전류가 변압기 접지 측으로 유입된다는 것을 확인 할 수 있었다. 이는 전류 분배효과로 인해 사례 3처럼 밀집된 다수의 변압기 접지에 의해 고장전류가 고르게 분배되기 때문에 나타난 결과로 볼 수 있으며, 이는 표 8 고장전류 유입량을 보았을 때 사례 2보다 태양광발전이 밀집되어 있는 사례 3의 고장전류가 비교적 더 고르게 유입된 것을 통해 확인 할 수 있었다. 마지막으로 사례 3과 사례 4를 비교해보면, 태양광발전이 선로 상단에 밀집되어 배치된 것보다, 말단에 밀집되었을 때 유입되는 고장전류가 전반적으로 줄어든 것을 확인 할 수 있었다. 이는 선로가 가진 임피던스로 인해 선로 말단 위치에서 1선 지락 사고 시, 총 고장전류가 감소함으로써 발생한 결과로 볼 수 있다.

사례별 결과를 통해 12[MW]의 대규모 태양광발전이 연계된 배전계통에서, 최대 2.5[kA]의 상당한 양의 고장전류가 유입되는 것을 확인 할 수 있었다. 이는 LVRT 기능이 동작 했을 때를 가정한다면, 전압이 정격 대비 50[%] 이하 저하 시 최소 운전지속시간 0.15초, 분리시간 0.5초 동안 최소 0.837[kA]에서 최대 2.5[kA]까지 고장전류가 유입되는 상황이 발생 할 수 있다. 이는 60[Hz] 계통 기준으로 최대 10 사이클 동안 상당한 양의 고장전류가 유입되는 것으로 계통에 심각한 문제를 발생 시킬 수 있다.

또한 표 7과 표 8을 비교해보면, 사례 3의 F3, F4 사고 일 때 최악의 경우 전압이 67[%]~91[%] 까지 유지되며 고장전류는 작게는 51[A]에서 최대 657[A]까지 유입되는 상황이 발생된다. LVRT가 적용 된다면, 최소운전지속시간 1.5초 동안, 차단기가 동작하지 않는 이상 90 사이클 동안 수백 [A]가 흐르는 상황이 발생할 것이다. 이는 LVRT 기능이 기존의 OCGR 또는 리클로져, 차단기와 같은 보호협조와 상충으로 이어질 수 있으며, 일반적으로 3상 4선식에서 접지 측으로 흐르는 지락전류량을 정격 전류의 30% 이내로 제한하는 내선규정을 근거로 하였을 때, 시뮬레이션에서 확인한 지락전류 수치는 기준보다 상당히 상회하는 것을 볼 수 있다.

표 8 사고 지점별 고장전류 표( : 사례별 접지 측 고장전류 최댓값)

Table 8 Fault current table by fault point, ( : Highest fault current on the ground side by case)

4.7 연계 총용량에 따른 고장전류 비교

사례 1~4 중, 가장 고장전류 유입이 큰 측정 위치만 골라 같은 모의 연구 조건에서 전체 계통에 연계된 변압기와 PV 총용량만 3[MW]로 감소시켜 용량 차이에 따른 고장전류를 비교했다. 그 결과 그림 6에서 볼 수 있듯이, 같은 파라미터를 가진 배전계통 선로에서 연계된 태양광발전 총용량이 커질수록 고장전류도 증가하는 것을 확인 할 수 있었다. 이러한 결과는 연계 변압기 용량이 커질수록, 계통 기준에서 환산된 연계 변압기 임피던스는 감소하는 경향이 있기에 고장전류 유입량이 증가한 것으로 볼 수 있으며, 표 9와 같이 시뮬레이션을 통해 수치적으로 파악할 수 있었다.

그림 6. 연계 총용량별 LVRT 동작 시 연계변압기 접지 측 고장전류

Fig. 6. Fault current at the transformer ground side according to total PV scale during LVRT

4.8 연계변압기 결선 변경

위 사례별 모의 연구 결과처럼 LVRT 계통 유지 기능 시, 기존 보호협조와의 상충이 예상되는 가운데, 이를 방지하기 위해 연계변압기 결선 방식을 변경함으로써 해결 방안을 모색 해보았다. 기존 배전계통의 일반적인 변압기 결선 방식은 계통 특성과 여러 가지 장점으로 인해 한전 측인 1차 측을 Y-g결선, 부하 측인 2차 측을 △결선으로 이뤄져있지만, 나날이 증가하는 태양광발전 규모에 따라 사고 시 고장전류 유입이 계통에 문제가 될 만큼 커지고, 동시에 계통 유지 기능도 반드시 필요하다면, 변압기 결선을 변경하여 1차 측 접지선으로 유입되는 고장전류를 방지 할 수 있을 것으로 예상된다. 또한 앞서 진행되었던 결과들을 살펴보았을 때, 다수의 연계 변압기를 밀집 배치하여 전류 분배효과를 이용한 접지 측 고장전류 유입 감소를 유도할 수도 있을 것이다. 그림 7-8에서 볼 수 있는 것처럼 1차 측을 △결선, 2차 측을 Yg결선으로 변경하여 사고 모의 연구를 재 진행 했을 때, 1선 지락 사고 시 LVRT가 동작한 최소운전시간 동안에도, 사례 1~4 모두 연계 변압기 접지 측 고장전류 유입이 없는 것을 확인할 수 있었다.

그림 7. 변압기 결선 변경 후 1선 지락 사고 시 전압(사례 1)

Fig. 7. After changing the transformer winding connections, voltage in the case 1 of a single line-to-ground fault

그림 8. 변압기 결선 변경 후 사례별 접지 측 고장전류 값

Fig. 8. After changing the transformer winding connections, fault currents at the ground side for each case