2.1.1 계통연계형 MG의 구성

마을형 MG는 경제성 측면에서 계통연계형 MG로 운용될 수 있는데, 본 연구에서는 전남 실증 MG 단지를 대상으로 5개의 소규모 마을형 MG에 대한 보호협조 매커니즘을 제시한다. 즉, 계통연계형 MG는 그림 1과 같이 배전용변전소에서 MG 수용가의 인입구 지점까지 동일한 고압 배전선로 긍장을 가진 Section A ~ E의 소규모 MG로 구성된다. 여기서, Section A, B, E는 태양광전원과 ESS, 수용가 등으로 구성되고, Section C는 수용가만으로 이루어지며, Section D는 수용가와 지열발전기로 구성된다.

그림 1. 계통연계형 MG 구성

Fig. 1. Configuration of grid-connected MG system

2.1.2 계통연계형 MG의 보호협조 메커니즘

계통연계형 MG의 안정적인 보호협조를 위하여, 그림 2와 같이 전위 보호기기와 후비 보호기기 사이에 적절한 협조시간차를 확보해야 한다. 여기서, 한전의 보호협조 정정지침에 따라 그림 2(a)와 같이, 전위 보호기기가 MG 고객 계전기이고 후비 보호기기가 리클로저일 경우, 최소 협조시간차는 6cycle 이상을 확보해야 한다. 또한, 전위 보호기기가 리클로저이고 후비 보호기기가 변전소 계전기일 경우, 최소 협조시간차는 3cycle(아날로그 타입: 10cycle, 디지털 타입: 3cycle) 이상을 확보해야 한다. 한편, 그림 2(b)와 같이, 전위 보호기기가 MG 고객 계전기이고 후비 보호기기가 변전소 계전기일 경우, 최소 협조시간차는 8cycle 이상(아날로그 타입: 17cycle, 디지털 타입: 8cycle)을 확보하도록 한다.

그림 2. 계통연계형 MG 보호협조 개념도

Fig. 2. Concept of protection coordination in grid-connected MG system

마을형 MG는 신재생에너지 자립률이 100%을 초과하는 경우, 그림 3과 같이 독립형 MG로 운용될 수 있는데, Section A ~ E의 소규모 MG와 수용가 등으로 구성된다. 여기서, 독립형 MG의 계통 전압과 주파수를 유지하기 위하여 Section A의 ESS가 CVCF 기능을 가진 것으로 상정하며, 나머지 Section B~E는 계통연계형 MG와 동일하게 구성된다.

그림 3. 독립형 MG 구성

Fig. 3. Configuration of off-grid MG system

2.2.2 독립형 MG의 보호협조 메커니즘

독립형 MG에서는 계통연계형 MG와 달리, 그림 4와 같이 전압과 주파수를 일정하게 유지하는 디젤발전기(CVCF 인버터 포함)의 계전기와 사고지점의 고객 계전기 간의 협조시간차를 고려해야 한다. 따라서, 독립형 MG의 안정적인 보호협조를 위하여, CVCF 인버터가 설치된 Section A의 MG 고객 계전기와 나머지 소규모 Section B, C, D, E의 MG 고객 계전기 사이에 적절한 협조시간차를 확보해야 한다. 그러나, 전위 보호기기와 후비 보호기기가 모두 고객 계전기인 경우에 한전의 보호협조 정정지침이 규정되어 있지 않아, 본 논문에서는 CVCF 인버터를 가진 고객 계전기를 변전소 계전기로 상정하여, 8cycle의 최소 협조시간차를 기준으로 한다.

그림 4. 독립형 MG 보호협조 개념도

Fig. 4. Concept of protection coordination in off-grid MG system

3.1.1 변전소 계전기의 정정치 산정

일반적으로 배전용변전소 계전기의 OCR과 OCGR은 한전의 보호협조 정정지침에 따라 동작시간이 결정되는데, CT비, 순시탭, 한시탭, 레버에 대한 정정치를 산정한다^[9,10]. 먼저, 계전기의 CT비($CT_{ratio,\: CB}$)는 식 (1)과 같이 선로용량에 대한 정격전류에 1.5배를 하여 식 (2)와 같이 구할 수 있고, 단락과 지락에 대한 순시탭($Tap_{fast ,\: CB}$)은 전위 보호기기(리클로저) 설치지점의 3상 단락전류의 1.5배 또는 1선 지락전류의 1.4배 이상으로 산정하는데, 이를 나타내면 식 (3)과 같다. 한편, 단락과 지락에 대한 한시탭($Tap_{delay,\: CB}$)은 식 (4)와 같이 회선당 운전전류의 1.5배와 0.3배를 기준으로 산정한다.

또한, 레버($L_{setting,\: CB}$)는 식 (5)와 같이 사고전류($I_{fault}$)와 픽업전류($I_{"\pi ckup",\: CB}$), 반한시 특성계수($A$,$B$)를 바탕으로, 보호기기 동작시간($T$, 전위 보호기기 설치지점의 3상 단락전류와 최대 1선 지락전류에서 0.5초(30cycle) 이하)을 고려하여 산정하고, 이 값과 가장 가까운 TCC(time current characteristic)곡선으로 결정한다. 단, 픽업전류($I_{pickup,\: CB}$)는 식 (6)과 같이 산정한다.

여기서, $P_{feed}$: 고압 배전선로의 정격용량, $I_{fault}$: 보호기기 설치지점의 사고전류(3상 단락전류, 1선 지락전류), $K_{1}$: 사고 종류에 따른 순시탭 계수(단락: 1.5, 지락: 1.4), $K_{2}$ : 사고 종류에 따른 한시탭 계수(단락: 1.5, 지락: 0.3), $T$: 보호기기 동작시간, $A$,$B$: 특성곡선 상수

3.1.2 배전선로 리클로저의 정정치 산정

한전의 보호협조 정정지침에 따라 순시동작과 지연동작 특성을 가지는 리클로저의 단락 시 최소 동작전류($I_{OP,\: short}$)는 식 (7)과 같이 최대 부하전류($I_{\max}$)의 2.8 ~ 4배로 산정한다. 또한, 지락에 대한 최소 동작전류($I_{OP ,\: ground}$)는 식 (8)과 같이 일반적으로 최대 부하전류의 0.3배로 산정하지만, 선로의 부하 불평형 전류와 신재생에너지 전원의 용량을 고려하여 정정치를 결정한다.

여기서, $I_{OP,\: short}$ : 단락 시 최소 동작전류, $I_{OP,\: ground}$ : 지락 시 최소 동작전류, $I_{\max}$ : 최대 공급전류

3.1.3 MG 고객 계전기의 정정치 산정

상기의 변전소 계전기와 동일한 절차에 따라, MG 고객 계전기의 CT비, 순시탭, 한시탭, 레버에 대한 정정치를 산정하면 다음과 같다. 먼저, 고객 계전기의 CT탭($CT_{tap,\: MG}$)은 식 (9)와 같이 MG의 부하용량의 1.5배로 산정하며, CT비($CT_{ratio,\: MG}$)는 식 (10)과 같이 결정한다. 또한, 단락과 지락에 대한 순시탭($Tap_{fast ,\: MG}$)은 식 (11)과 같이 변압기 2차 측 3상 단락전류의 1.5배 또는 1선 지락전류의 1.4배로 산정한다. 한편, 단락과 지락에 대한 한시탭($Tap_{delay,\: MG}$)은 최대 부하전류의 1.5배와 0.3배를 기준으로 산정하며, 이를 나타내면 식 (12)와 같다.

또한, MG 고객 계전기의 레버($L_{setting,\: MG}$)는 식 (13)과 같이 사고전류($I_{fault}$)와 픽업전류($I_{pickup,\: MG}$), 반한시 특성계수($A$,$B$)를 바탕으로, 보호기기 동작시간($T$, 변압기 2차측 3상 단락전류에서 0.6초(36cycle) 이하, 최대 1선 지락전류 0.2초(12cycle) 이하)을 고려하여 산정하고, 이 값과 가장 가까운 TCC 특성곡선으로 결정한다. 단, 픽업전류($I_{pickup,\: MG}$)는 식 (14)와 같이 산정한다.

4.1.1 배전계통부

배전계통부는 그림 5와 같이 배전용변전소의 주변압기와 고압 배전선로로 구성된다. 여기서, 배전용변전소의 주변압기는 3권선 Yg-Yg-∆ 결선방식이며, 3차 권선은 제 3고조파를 제거를 위하여 델타 결선방식을 적용하고 있으며, 고압 배전선로는 3상 4선식의 π형 등가회로이며, 선종은 ACSR 160[mm2]로 상정한다.

그림 5. 배전계통부 모델링

Fig. 5. Modeling of distribution system

4.1.2 태양광전원부

태양광전원용 계통연계형 인버터에 대하여 목표로 하는 유효전력과 무효전력을 제어하기 위하여, PI 제어기를 이용한 세부적인 전류제어 알고리즘은 식 (15), 식 (16)과 같고, 이 제어기를 모델링하면 그림 6과 같다. 여기서, 전류 제어부는 디커플링 회로이기 때문에 유효전력과 무효전력을 서로 독립적으로 제어할 수 있다^[11].

여기서, $V_{d}$, $V_{q}$: 인버터 출력을 위한 d-q축 전압, $I_{ref-dq}$: 인버터 출력의 기준전류, $I_{q}$, $I_{d}$: d-q동기좌표계에 의한 계통전류(직류), $V_{sq}$: 계통의 순시전압

그림 6. 태양광전원의 전류제어기 모델링

Fig. 6. Modeling of current controller in PV system

4.1.3 ESS부

ESS부는 그림 7과 같이 PCS와 배터리로 모델링할 수 있다. 여기서, PCS는 PI 제어 알고리즘을 이용하여 유효전력과 무효전력의 제어를 수행한다. 이때, 목표로 하는 ESS의 전력(유효전력, 무효전력)을 제어하기 위하여, ESS의 출력을 결정하는 dq축의 기준전류($I_{d,\: ess}^{*}$, $I_{q,\: ess}^{*}$)를 산정한다. 즉, ESS의 목표 전력($P_{d}^{*}$, $Q_{q}^{*}$)과 측정 값($P_{d}(t)$, $Q_{q}(t)$)을 비교하여 오차를 구한 후, 이를 비례적분하여 목표로 하는 dq축의 기준전류를 산정할 수 있다. 즉, 기준전류는 식 (17), 식 (18)과 같이 나타낼 수 있고, 음의 값을 가질 때 ESS가 충전되고, 양의 값을 가지면 ESS는 방전기능을 수행한다^[12].

그림 7. ESS부 모델링

Fig. 7. Modeling of ESS

4.1.4 지열발전기부

지열발전기부는 그림 8과 같이 여자기, 조속기, 발전기 등으로 구성된다. 먼저, 여자기에서 목표로 하는 무효전력을 제어하기 위한 세부적인 전압제어는 식 (19)와 같이 나타낼 수 있다. 한편, 조속기에서 터빈의 속도를 제어하여 유효전력의 출력을 결정하는 PI 제어기를 이용한 세부적인 속도제어는 식 (20)과 같이 나타낼 수 있다.

그림 8. 지열발전기부 모델링

Fig. 8. Modeling of geothermal generator

여기서, $V_{ref}$: 전압기준값, $Q_{ref}$: 무효전력 기준값, $Q_{out}$: 무효전력 출력값,$V_{out}$: 발전기 출력전압, $\omega_{ref}$: 터빈의 속도 기준값, $P_{ref}$: 유효전력 기준값, $P_{out}$: 유효전력 출력값

4.1.5 전체 시스템

계통연계형 MG는 그림 9와 같이, 배전계통부와 마을형 MG로 구성된다. 여기서, 배전계통부는 배전용변전소와 고압 배전선로, 마을형 MG는 4개의 소규모 MG 등으로 구성된다. 여기서, Section A와 B, E는 태양광전원부와 ESS부, 수용가부, 등으로 구성되고, Section C는 수용가부 만으로 이루어지며, Section D는 수용가부와 지열발전기부로 구성된다.

그림 9. 계통연계형 MG 모델링

Fig. 9. Modeling of grid-connected MG system

4.2.1 CVCF용 ESS부

CVCF ESS부는 그림 10과 같이 배터리부, 인버터부, CVCF 제어부로 구성된다. 먼저, CVCF 제어부에서는 목표로 하는 전압의 오차를 줄이고 응답 특성을 빠르게 하기 위하여, 식 (21)과 같이 PI 제어 알고리즘을 이용한다^[13]. 여기서, 식 (21)의 첫 번째 항은 목표 전압($V_{ac-ref}$)과 현재 출력전압($V(t)$)의 차를 고려하여 비례 제어신호를 산정하고, 두 번째 항은 오차를 누적하여 적분 제어신호를 구한다. 세 번째 항은 목표로 하는 전압의 파형, 주파수, 위상을 결정하는 제어신호를 나타낸다. 한편, 식 (22)는 삼각파의 반송파를 출력하는 제어신호를 나타내며, 식 (21)에서 생성된 기준파와 비교하여 PWM(Pulse Width Modulation) 신호로 변환된다.

그림 10. CVCF ESS부 모델링

Fig. 10. Modeling of CVCF in ESS

상기의 기준파형을 구하는 식 (21)과 반송파 제어신호 식 (22)을 바탕으로 모델링을 수행한 CVCF 제어부를 구체적으로 나타내면 그림 11과 같다. 여기서, X영역은 목표전압과 현재 출력전압을 비교하여 오차 값을 산정하는 것이고, Y영역은 오차 값에 대하여 각각 PI 제어를 수행하는 것이며, Z영역은 목표로 하는 전압의 파형, 주파수, 위상을 결정하는 것을 나타낸다. 또한, P영역은 삼각파의 반송파를 출력하는 것을 나타내고, W영역은 기준파와 반송파를 비교하여 PWM 신호로 변환하는 것을 나타낸다.

한편, 배터리의 등가회로를 모델링하면 그림 12의 U영역이고, 보호동작을 수행하기 위한 BMS를 나타내면 V영역이다. 여기서, BMS는 SOC가 0~100%의 범위를 벗어나거나 전압이 설정된 범위를 벗어나면, 배터리의 회로를 차단하도록 제어한다.

그림 11. CVCF 인버터의 전압 및 주파수 제어기 모델링

Fig. 11. Modeling of voltage and frequency control in CVCF inverter

그림 12. CVCF 배터리와 BMS의 모델링

Fig. 12. Modeling of battery and BMS in CVCF

4.2.2 전체 시스템

독립형 MG는 그림 13과 같이 4개의 소규모 MG와 고압 배전선로 등으로 구성된다. 여기서, section A는 CVCF ESS부, 태양광전원부, 수용가부, 등으로 구성되어 MG의 계통전압을 안정적으로 유지한다. 또한, section B ~ section E는 4.1절의 계통연계형 MG와 동일하게 구성한다.

그림 13. 독립형 MG 모델링

Fig. 13. Modeling of off-grid MG system

5.1.1 시뮬레이션 조건

상기의 보호협조 운용방안과 모델링을 바탕으로, 계통연계형 MG의 보호협조 운용특성을 분석하기 위하여 표 1과 같이 시뮬레이션 조건을 상정한다. 여기서, 배전용변전소의 주변압기는 45/60[MVA]의 용량과 154/22.9[kV]의 변압비를 가지며 Yg-Yg-Δ의 결선방식으로 채용한다. 또한, 고압 배전선로는 ACSR 160[mm2]의 선종을 사용하고, 배전용 변전소부터 마을형 MG 인입구 지점까지의 긍장은 5[km]이며, 소규모 MG 간의 고압 배전선로의 긍장은 2[km]로 상정한다. 또한, MG의 수용가 부하와 태양광전원, ESS, 지열발전기, 등의 파라메터는 실증 사이트를 바탕으로 50%의 에너지 자립률을 고려하여 상정한다. 한편, 사고발생 시나리오는 그림 14와 같이 $F_{A}$~$F_{E}$ 사고지점에 대하여 3상 단락과 1선 지락사고로 상정한다.

그림 14. 계통연계형 MG 사고발생 시나리오

Fig. 14. Contingency scenarios in grid-connected MG system

5.1.2 보호기기 정정치 산정

3.1절의 보호기기 정정치 산정방안에 의하여, 배전용변전소 계전기와 배전선로 리클로저, MG 고객 계전기의 OCR과 OCGR 등의 정정치는 표 2와 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 계전기는 디지털 타입으로 상정하며 CT비, 순시탭, 한시탭, 레버 값을 구한다. 구체적으로, 배전용변전소 계전기의 CT탭은 식 (1)에 의하여 400으로 산정되며, CT비는 식 (2)에 의하여 400/5로 결정된다. 또한, 단락과 지락에 대한 순시탭은 식 (3)에 의하여 3상 단락전류의 1.5배, 1선 지락전류의 1.4배를 곱한 값에 CT비를 나누어 산정하고, 단락과 지락에 대한 한시탭은 식 (4)에 의하여 회선당 운전전류의 1.5배와 0.3배를 곱한 값에 CT비를 나누어 산정한다.

한편, 레버는 식 (5)에 의하여 배전계통 측 사고전류와 픽업전류, 강반한시(VI) 특성계수($A=13.5,\: B=1$), 배전선로 리클로저 간의 협조 시간을 고려하여 구하고, 이 값과 가장 가까운 TCC 특성곡선의 값으로 결정한다. 그리고, 리클로저는 N2, N4 곡선을 대상으로 식 (7), 식 (8)에 의하여 단락과 지락에 대한 최소 동작전류를 산정하고, 고객 계전기의 CT비와 순시탭, 한시탭, 레버 값은 상기의 변전소 계전기와 동일한 절차로 산정한다.

5.1.3 사고전류 특성

전력계통 상용해석 프로그램인 PSCAD/EMTDC를 이용하여, 계통연계형 MG의 $F_{B}$지점에서 3상 단락사고가 발생한 경우의 사고전류 특성을 나타내면 그림 15와 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 그림 15(a)는 보호기기 설치지점의 사고전류 특성을 나타내며, (b)는 전체 사고전류의 크기와 방향을 나타내는 흐름도이다. 즉, 배전용변전소에서 3.51[kA]의 사고전류가 공급되고, 사고가 발생한 Section B의 ESS와 태양광전원에서 0.18[kA], 사고가 발생하지 않은 Section A, D, E에서 각각 0.05[kA], 0.02[kA], 0.03[kA]의 사고전류가 공급되어, 총 3.79[kA]의 사고전류가 $F_{B}$ 지점으로 흐름을 알 수 있다.

그림 15. 계통연계형 MG의 $F_{B}$에서 3상 단락사고 시 사고전류 특성

Fig. 15. Characteristics of fault current for 3-phase short circuit of $F_{B}$ in grid-connected MG system

또한, 계통연계형 MG의 $F_{B}$지점에서 1선 지락사고가 발생할 경우의 사고전류 특성은 그림 16과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 그림 16(a)는 보호기기 설치지점의 사고전류 특성을 나타내며, (b)는 전체 사고전류의 크기와 방향을 나타내는 흐름도이다. 즉, 배전용변전소에서 2.62[kA]의 사고전류가 공급되고, 사고가 발생한 Section B의 ESS와 태양광전원에서 0.18[kA], 사고가 발생하지 않은 Section A, D, E에서 0.1[kA], 0.02[kA], 0.1[kA]의 사고전류가 공급되어, 전체적으로 3.02[kA]의 사고전류가 $F_{B}$ 지점으로 유입됨을 알 수 있다.

그림 16. 계통연계형 MG의 $F_{B}$에서 1선 지락사고 시 사고전류 특성

Fig. 16. Characteristics of fault current for single line ground circuit of $F_{B}$ in grid-connected MG system

5.1.4 보호협조 운용특성

상기의 시뮬레이션 조건과 사고전류 특성을 바탕으로, 한전에서 사용하고 있는 보호협조 해석 프로그램인 Off-DAS를 이용하여, $F_{B}$지점에서 3상 단락사고 시 보호협조 운용특성을 나타내면 그림 17과 같다. 여기서, 배전용변전소에서 공급되는 3.51[kA]의 사고전류에 의하여 변전소 계전기의 OCR은 29.1cycle, 배전선로 리클로저는 13.4cycle의 동작시간이 산정되어, 변전소 계전기와 리클로저 사이에 최소 협조시간차(3cycle) 이상이 확보됨을 알 수 있다. 또한, 사고발생 지점으로 흐르는 3.61[kA]의 사고전류에 의하여, Section B의 고객 계전기의 OCR 동작시간은 1.7cycle로 산정되어, 배전선로 리클로저와 MG 고객 계전기 사이에 최소 협조시간차(6cycle) 이상이 확보되어, 안정적인 보호협조가 이루어짐을 알 수 있다.

한편, $F_{B}$지점에서 1선 지락사고 시 보호협조 운용특성을 나타내면 그림 18과 같다. 여기서, 배전용변전소에서 공급되는 2.62[kA]의 사고전류에 의하여 변전소 계전기의 OCGR은 22.9cycle, 배전선로 리클로저는 9cycle의 동작시간이 산정되어, 변전소 계전기와 리클로저 사이에 최소 협조시간차(3cycle) 이상이 확보됨을 알 수 있다. 또한, 사고발생 지점으로 흐르는 2.84[kA]의 사고전류에 의하여 Section B의 고객 계전기의 OCGR 동작시간은 1.6cycle로 산정되어, 배전선로 리클로저와 MG 고객 계전기 사이에 최소 협조시간차(6cycle) 이상이 확보되어, 안정적인 보호협조가 이루어짐을 알 수 있다.

그림 17. 계통연계형 MG의 $F_{B}$ 지점에서 3상 단락사고 시 보호협조 운용특성

Fig. 17. Operation characteristics for protection coordination with 3-phase short circuit fault of $F_{B}$ in grid-connected MG system

그림 18. 계통연계형 MG의 $F_{B}$지점에서 1선 지락사고 시 보호협조 운용특성

Fig. 18. Operation characteristics of protection coordination with single line ground fault of $F_{B}$ in grid-connected MG system

5.1.5 종합분석

상기와 동일한 절차로, 사고발생 시나리오별 계통연계형 MG의 보호협조 운용특성을 나타내면 표 3과 같다. 여기서, 모든 사고지점 $F_{A}$~$F_{E}$에 대하여, 3상 단락 및 1선 지락사고 시, 배전용변전소 계전기와 배전선로 리클로저의 OCR 및 OCGR에서 최소 협조시간차(3cycle) 이상이 확보되고, 배전선로 리클로저와 MG 고객 계전기의 OCR 및 OCGR에서 최소 협조시간차(6cycle) 이상이 확보되어, 안정적인 보호협조가 이루어짐을 알 수 있다.

5.2.1 시뮬레이션 조건

독립형 MG의 보호협조 운용특성을 분석하기 위하여, 표 1에서 배전용 변전소와 MG 수용가의 인입구 지점까지의 고압 선로를 제외하고, Section A ~ E 소규모 MG는 100%의 에너지 자립률을 고려한다. 여기서, Section A ~ E 구성은 표 1에 제시된 것과 같으므로, 동일한 시뮬레이션 조건을 적용한다. 또한, 독립형 MG의 계통 전압과 주파수를 유지하기 위하여 Section A의 ESS를 CVCF 기능을 가진 것으로 상정한다. 한편, 사고발생 시나리오는 그림 19와 같이 $F_{B}$~$F_{E}$ 사고지점에 대하여 3상 단락과 1선 지락사고를 상정한다.

그림 19. 독립형 MG 사고발생 시나리오

Fig. 19. Contingency scenarios in off-grid MG system

5.2.2 보호기기 정정치 산정

3.2절의 독립형 MG의 보호기기 정정치 산정방안에 의하여, MG 고객 계전기의 OCR과 OCGR 등의 정정치를 구하면 표 4와 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 계전기는 디지털 타입으로 상정하며, CT비, 순시탭, 한시탭, 레버 값을 구한다. 구체적으로, MG Section A의 고객 계전기의 CT탭은 식 (9)에 의하여 200으로 산정되며, CT비는 식 (10)에 의하여 200/5로 결정된다. 또한, 단락과 지락에 대한 순시탭은 식 (11)에 의하여 3상 단락전류의 1.5배, 1선 지락전류의 1.4배를 곱한 값에 CT비를 나누어 산정하고, 단락과 지락에 대한 한시탭은 식 (12)에 의하여 회선당 운전전류의 1.5배 및 0.3배를 곱한 값에 CT비를 나누어 산정한다.

또한, 레버는 식 (13)에 의하여 Section A 측의 사고전류와 픽업전류, 강반한시(VI) 특성계수($A=13.5,\: B=1$), 사고지점 Section 고객 계전기 간의 협조 시간을 고려하여 구하고, 이 값과 가장 가까운 TCC 특성곡선 값으로 결정한다. 한편, Section B~E 고객 계전기의 CT비, 순시탭, 한시탭, 레버 값은 상기의 Section A 고객 계전기와 동일한 절차로 산정한다.

5.2.3 사고전류 특성

독립형 MG의 $F_{B}$지점에서 3상 단락사고가 발생한 경우의 사고전류 특성은 그림 20과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 그림 20(a)는 보호기기 설치지점의 사고전류 특성을 나타내며, (b)는 전체 사고전류의 크기 및 방향을 나타내는 흐름도이다. 즉, 사고가 발생하지 않은 Section A, D, E에서 각각 0.23[kA], 0.04[kA], 0.13[kA]의 사고전류가 공급되고, 사고가 발생한 Section B의 ESS와 태양광전원에서 0.18[kA]가 공급되어, 총 0.58[kA]의 사고전류가 $F_{B}$ 지점으로 흐름을 알 수 있다.

그림 20. 독립형 MG의 $F_{B}$에서 3상 단락사고 시 사고전류 특성

Fig. 20. Characteristics of fault current for 3-phase short circuit of $F_{B}$ in off-grid MG system

그림 21. 독립형 MG의 $F_{B}$에서 1선 지락사고 시 사고전류 특성

Fig. 21. Characteristics of fault current for single line ground circuit of $F_{B}$ in off-grid MG system

한편, 독립형 MG의 $F_{B}$지점에서 1선 지락사고가 발생한 경우의 사고전류 특성은 그림 21과 같이 나타낼 수 있다. 여기서, 그림 21(a)는 보호기기 설치지점의 사고전류 특성을 나타내며, (b)는 전체 사고전류의 크기 및 방향을 나타내는 흐름도이다. 즉, 사고가 발생하지 않은 Section A, D, E에서 각각 0.24[kA], 0.03[kA], 0.12[kA]의 사고전류가 공급되고, 사고가 발생한 Section B의 ESS와 태양광전원에서 0.19[kA]가 공급되어, 총 0.58[kA]의 사고전류가 $F_{B}$ 지점으로 흐름을 알 수 있다.

5.2.4 보호협조 운용특성

독립형 MG의 $F_{B}$지점에서 3상 단락사고 시 보호협조 운용특성을 나타내면 그림 22와 같다. 여기서, 0.4[kA]의 사고전류에 의하여 Section B의 고객 계전기 OCR의 동작시간은 8.4cycle, 0.23[kA]의 사고전류에 의하여 Section A의 고객 계전기 OCR의 동작시간은 117.6cycle이 산정되어, Section B의 고객 계전기와 Section A의 고객 계전기에서 최소 협조시간차(8cycle) 이상이 확보되어, 안정적인 보호협조가 이루어짐을 알 수 있다.

그림 22. 독립형 MG의 $F_{B}$지점에서 3상 단락사고 시 보호협조 운용특성

Fig. 22. Operation characteristics for protection coordination with 3-phase short circuit fault of $F_{B}$ in off-grid MG system

그림 23. 독립형 MG의 $F_{B}$지점에서 1선 지락사고 시 보호협조 운용특성

Fig. 23. Operation characteristics for protection coordination with single line ground fault of $F_{B}$ in off-grid MG system

한편, $F_{B}$지점에서 1선 지락사고 시 보호협조 운용특성을 나타내면 그림 23과 같다. 여기서, 0.39[kA]의 사고전류에 의하여 Section B의 OCGR의 동작시간은 6cycle, 0.24[kA]의 사고전류에 의하여 Section A의 고객 계전기 OCGR의 동작시간은 14.1cycle이 산정되어, Section B의 고객 계전기와 Section A의 고객 계전기에서 최소 협조시간차(8cycle) 이상이 확보되어, 안정적인 보호협조가 이루어짐을 알 수 있다.

5.2.5 종합분석

상기와 동일한 절차로, 사고발생 시나리오별 독립형 MG의 보호협조 운용특성을 나타내면 표 5와 같다. 여기서, 모든 사고지점 $F_{B}$~$F_{E}$에서 3상 단락 및 1선 지락사고 시, CVCF 인버터를 가진 Section A의 고객 계전기와 Section B~E의 고객 계전기의 OCR과 OCGR 사이에 최소 협조시간차(8cycle) 이상이 확보되어, 안정적인 보호협조가 이루어짐을 알 수 있다.