김예중
(Yejung Kim)
1iD
송주원
(Juwon Song)
1iD
김명진
(Myungchin Kim)
†iD
-
(School of Electrical and Engineering, Chungbuk National University, Korea)
Copyright © The Korea Institute for Structural Maintenance and Inspection
Key words
Overvoltage mitigation, Islanded operation, Single-line-to-ground fault, Inverter control, Distributed generation systems.
1. 서 론
신재생에너지원은 환경 문제에 대응하기 위해 전 세계적으로 도입되고 있으며, 특히 태양광 시스템을 통한 전력 생산량이 지속적으로 증가하고 있다. 기존의
회전기 기반 발전원을 중심으로 한 전력 계통에서는 회전 관성으로 인해 계통 사고 시 전압과 주파수의 급격한 변동이 발생하지 않는다. 그러나 인버터
기반 신재생에너지원의 경우, 관성이 부족하여 계통 사고에 따라 전압과 주파수가 급격히 변동될 수 있어 사고에 취약하다[1].
1선 지락 사고는 배전계통에서 가장 흔하게 발생하는 고장 중 하나이다. 하나의 상이 대지와 연결되면, 접지 조건에 따라 전압 불균형이 발생하며, 나머지
건전상의 전위에 최대 173%의 과전압이 가해질 수 있다[2]. 전력망에서는 이러한 전위 상승을 억제하기 위해 유효접지 기준을 통해 건전상 전위 상승을 125%에서 135%로 제한하고 있다[3]. 1선 지락 사고는 그 빈도와 전력 계통에 미치는 영향 때문에 연구 대상이 되며, 지락 사고로 인해 발생하는 과전압은 계통 내 전력 설비에 큰 부담을
주기 때문에, 이에 대한 적절한 대응이 필요하다.
주 전력망에 연계되어 운전되는 회전기 기반 분산전원(Distributed Generation, DG)은 유효접지 기준을 충족하도록 요구된다. 그러나
최근 대부분의 신재생에너지원 기반 DG에서는 무변압기형 인버터가 채택되면서[4], DG에 대한 효과적인 접지가 어려워지고 있다. 특히 1선 지락 사고가 발생하여 DG가 계통에서 분리될 경우, 비접지로 인한 건전상의 대지전위가
크게 상승할 수 있다. 이로 인해 인버터 기반 계통은 지락 사고에 더 취약하며, 전력망 안정성에 심각한 영향을 미칠 수 있다.
계통 연계형 DG가 계통 사고로 의해 주 전력망과 분리될 경우, 주 전원과 전기적으로 분리되는 상황이 발생하며, 이를 단독운전 상태라고 한다. 단독운전은
배전선로에서 고장이 발생하고, 고장을 제거하기 위한 리클로저의 동작으로 인해 예상치 못하게 발생할 수 있다[5]. 단독운전 상태에서는 발전량과 부하용량의 불균형으로 인해 이상전압이 발생하거나 전력 품질이 저하될 수 있으며, 이러한 문제는 계통의 안정성에 부정적인
영향을 미친다.
한전의 연계 기술기준에서는 DG가 단독운전을 감지한 후 0.5초 이내에 가압을 중지하도록 규정하고 있다[3]. 이 기능은 Anti-Islanding 기능으로 불리며, 실제 배전계통에 설치된 대부분의 DG에는 단독운전을 검출하는 알고리즘의 내장이 요구된다.
이러한 Anti-Islanding 기능은 DG 설비를 신속하게 보호할 수 있는 장점을 가지고 있다[5].
단독운전 검출에 관한 선행연구들은 단독운전이 발생하면 즉시 DG 설비를 차단하여 보호하는 것을 목표로 하고 있다[5]. 그러나, DG가 가압을 중지하는 동안에도 DG 측 전력 계통은 일시적으로 이상전압의 영향을 받을 수 있다[6]. 따라서, 단독운전을 검출함과 동시에 전압 상승을 감지하고, 단독운전 상태에서 전압 상승을 억제하는 알고리즘이 필요하다.
계통에서 사고가 발생한 경우의 과전압 저감에 대한 선행연구는 다음과 같이 수행되었다. 선행연구 [7]의 경우 단독운전 시 부하용량에 따라 DG의 출력을 제어하여 연계점 전압을 제어하는 방법을 제안했으며, 선행연구 [8]은 MOSFET을 이용해 과도 과전압을 방지하는 방법을 제안했다. 다만, 두 경우 모두 별도의 통신 설비로 인한 추가 비용이 발생하고, 신뢰성이 감소하는
단점이 있다. 또한, 별도의 통신 설비를 요구하지 않는 방식에 대한 연구도 수행되었다. 예를 들어 [9]에서는 사고가 발생할 경우, 역상분 임피던스값을 가상 임피던스로 적용하였으며, [10]에서는 과전압의 크기에 따라 DG의 출력값이 조정하여 사고시의 과전압 발생에 대처하였다. 고장이 발생할 경우에 검출되는 전압의 크기 대신에 전압의
변화율을 제어기의 지령 생성시에 활용한 연구[11]도 보고되었다. 해당 기법 [9~11]들은 별도의 통신을 요구하지 않는다는 측면에서 유리할 수 있으나, 과전압 저감을 위해서 별도의 연산이 요구되거나
제어법칙의 복잡성이 증가한다는 점에서 한계를 지닌다.
배전계통에서 발생할 수 있는 1선 지락 사고와 차단기 동작으로 인한 단독운전 상황에서 발생하는 과전압 현상을 분석했다. 또한, 발생되는 과전압을
효과적으로 저감할 수 있는 기법을 제안하였다. 본 논문에서 고려한 과전압 저감 기법은 추가적인 연산이나 별도의 통신선을 요구하지 않음과 동시에 기존의
인버터 제어기법에 비교적 적은 노력으로 반영할 수 있다는 측면에서 장점을 지닌다. 한편, 전압 감지 방식을 순시 값 검출과 RMS 값 검출로 나누어
단독운전을 검출하였으며, 동시에 발생하는 과전압을 저감하는 알고리즘을 제안하고 비교 검증했다.
논문의 구성은 다음과 같다. 2장에서는 1선 지락 사고로 인해 발생하는 과전압의 이론과 배전계통에 DG가 연계된 상황에서 발생하는 단독운전에 대해
설명한다. 3장에서는 본 연구에서 제안하는 과전압 저감 알고리즘을 소개한다. 4장에서는 제안된 알고리즘의 성능을 검증하기 위해 본 연구에서 설정한
실험환경과 절차를 설명한다. 5장에서는 제안된 알고리즘을 실제 제어기에 구현하고, OPAL-RT 장비를 활용한 시험을 통해 얻은 결과를 소개하고 분석한다.
마지막으로, 6장에서는 시뮬레이션 검증 결과를 바탕으로 제안된 알고리즘의 성능과 분석에 대한 종합적인 결론을 제시한다.
2. 분산전원의 지락 과전압
2.1 지락 사고에 따른 과전압
배전계통의 사고 유형은 크게 1선 지락 사고, 선간 단락사고, 3상 단락사고로 분류할 수 있으며, 그림 1은 한전 계통에서 1년 동안 발생한 고장 유형 사례들의 분포를 보여준다[12]. 1선 지락 사고는 전체 사고 중 73.6%를 차지함을 보여주고, 그 빈도와 전력 계통에 미치는 영향 때문에 계통 사고 연구에서 주로 고려되는 유형이다.
그림 1. 계통 사고 분포 [12]
Fig. 1. Distribution of Grid Faults
배전계통에서 1선 지락 사고가 발생하면, 한 상이 대지와 접촉하여 불평형 상태가 발생한다. 그림 2는 계통의 접지 형태에 따른 상전압과 선간전압의 변화를 나타낸다. 그림 2(B), (C)는 각각 1선 지락 사고 시 비접지 계통과 유효접지 계통에서 상전압의 변화를 보여준다. 정상상태를 나타내는 그림 2(A)와 비교했을 때, 중성점의 이동이 발생함에 따라 건전상의 상전압이 증가한다. 이때, 그림 2(B)와 같이 비접지 계통의 경우 두 상의 전압이 정격전압의 173%까지 증가한다. 동일한 지락 사고가 발생한 경우의 선간전압의 페이저도는 그림 2(E), (F)와 같다. 정상상태를 나타내는 그림 2(D)와 비교했을 때, 한 상의 선간전압은 유지되며, 나머지 두 상의 선간전압은 감소한다. 이때, 그림 2(E)와 같이 완전접지 계통의 경우 기준보다 57.7%까지 줄어든다[2].
그림 2. 계통 접지에 따른 상전압과 선간전압 페이저도
Fig. 2. Phasor Diagram of Line-to-Line Voltage and Phase Voltage Depending on System
Grounding
2.2 분산전원의 단독운전
2.2.1 단독운전 발생 상황
그림 3은 배전계통에 연계된 DG에서 발생할 수 있는 단독운전 상황을 나타낸다. DG 근처에서 지락 사고가 발생하면, 보호 계전기가 트립 신호를 전송하여
배전계통 내 리클로저를 동작시킨다. 하지만 고장 발생 지점 근처의 DG 보호는 작동하지 않는다. 그 결과, DG는 주 전원과 전기적으로 분리되어
고장점과 부하에 전력을 공급하는 단독운전이 발생한다. 이로 인해, 전압 불균형 등의 여러 문제가 발생하여 DG 시스템과 전력망에 영향을 미친다[3].
그림 3. 차단기의 동작으로 인한 단독운전 발생 [5]
Fig. 3. Island operation caused by the breaker action
계통 연계형 DG는 일반적인 정전력 제어 모드 (Constant Power Mode)에서 정전압/정주파수 (Constant Voltage Constant
Frequency) 제어 모드로 전환되더라도, 전환 과정에서 전력 계통에 악영향을 미칠 수 있다. 그중 하나는 제거되지 않은 1선 지락 사고로, 지락
과전압으로 인해 배전선로에 정격 이상의 과전압이 발생하는 것이다. 또 다른 요인은 차단기 동작으로 인한 단독운전이며, 이 경우 DG의 발전량과 부하용량에
따라 과전압이 발생할 수 있다. 특히, 단독운전 상태에서 재폐로가 동작하면, DG와 계통 전원의 주파수 및 전압 동기화되지 않아 보호 장치 오동작
및 전력 설비에 전기적 충격이 발생할 수 있다[4]. 이러한 이유로, 배전계통 연계 기술기준에서는 DG가 단독운전을 감지하면 0.5초 이내에 가압을 중지하도록 규정하고 있다[3]. 이때 DG측 차단기는 DG가 가압을 중지할 때 즉시 동작하게 된다.
2.2.2 단독운전 시 지락 과전압
1선 지락 사고가 발생하면, 이를 제거하기 위해 주 전력망 측의 리클로저가 동작하게 되며 단독운전 상태가 발생한다. 선행연구 [6]에 따르면, 단독운전 상태로 전환될 때 발생하는 이상전압의 크기는 단독운전 계통을 구성하는 DG의 출력과 부하용량의 크기 비율에 따라 식 (1)과 같이 결정된다.
식 (1)에서 $V_{O}$는 정격전압, $P_{DG}$, $Q_{DG}$와 $P_{Load}$, $Q_{Load}$는 각각 인버터와 부하의 유효전력 및 무효전력이다[6]. 식 (1)에 따르면, 인버터 출력이 부하용량보다 큰 경우에는 과전압이 발생함을 알 수 있다. 따라서 DG의 인버터는 단독운전 발생 시 과전압의 노출 시간을
최소화하기 위해, 검출과 동시에 이상전압의 저감에 기여하는 알고리즘의 적용이 필요하다. 식 (1)에 제시된 바와 같이 해당 과전압의 저감을 위한 방법으로는 과전압이 발생한 경우에 인버터의 출력조정을 고려할 수 있다.
3. 과전압 저감 알고리즘
그림 4에는 본 연구에서 고려한 과전압 저감 알고리즘의 블록도가 제시되어 있다. 고장이 발생하지 않은 일반적인 상태에서는 인버터의 유효전력과 무효전력 지령값
($P_{ref},\: Q_{ref}$)에 따라 인버터의 출력이 제어된다. 이를 위해서는 그림 4에 나타난 바와 같이 d축 및 q축 전류를 제어하는 것이 일반적이며, 이와 같은 제어를 통하여 DG가 계통에 전달하는 전력의 크기가 제어된다. 본
연구에서는 과전압이 발생할 시 그림 4에서 나타난 바와 같이 기존 제어기의 출력지령인 $V_{dq,\: ref}$ 대신 과전압 저감계수 $K_{OF}$로 나누어진 출력지령인 $V_{dq,\:
OV}$이 적용되도록 구성하였다. 즉, 과전압이 검출될 경우 DG가 연계된 인버터의 출력지령은 정상상태에서의 $V_{dq,\: ref}$에서 식 (2)의 $V_{dq,\: OV}$로 전환된다.
그림 4. 과전압 저감 알고리즘의 블록도
Fig. 4. Block diagram of the proposed overvoltage mitigation algorithm
정상상태에서는 인버터의 유효전력과 무효전력 지령값에 대응하는 출력지령 값이 생성되지만, 과전압이 발생하면 해당 과전압 저감 알고리즘의 적용으로 인해
인버터의 출력지령 값이 낮아지는 효과를 기대할 수 있다. 또한 해당 과전압 저감 알고리즘은 별도의 통신선을 요구하지 않고, 제어기의 구성이 비교적
간단하다는 장점을 지닌다. 그림 4의 알고리즘의 과전압 저감 알고리즘의 동작을 위해서는 과전압의 검출이 요구된다. 본 연구에서 고려한 기법은 분산형 전원 배전계통 연계 기술기준 [3]을 고려하여 순시 전압 또는 RMS 전압을 활용하는 검출기법 모두에 적용할 수 있다.
그림 5. 과전압 저감 제어 알고리즘의 순서도
Fig. 5. Flowchart of the Overvoltage Mitigation Control Algorithm
그림 5는 과전압 제어 알고리즘의 순서도를 나타낸다. DG 측에서 측정된 전압의 최댓값 $V_{\max}$가 1.1 p.u. 이상일 경우 이를 과전압으로
판단하고, 과전압 저감 제어가 동작한다. 과전압이 검출된 경우, 인버터의 출력지령은 기존 $V_{dq,\: ref}$가 아닌 $V_{dq,\: ref}$값을
과전압 저감계수 $K_{OF}$로 나눈 값, $V_{dq,\: OV}$로 전환된다. 한편, 해당 DG는 이상전압의 검출 시간이 0.5초가 넘지 않도록
하고, 0.5초 이상일 경우 가압을 중지하도록 한다.
4. 성능 검증 환경 구성
그림 6에는 본 연구에서 제시한 과전압 저감 기법의 성능 검증을 위해서 고려한 전력 시스템의 형상이 제시되어 있다. DG는 태양광 발전시스템을 고려하였으며,
연계된 인버터는 25kW의 출력을 유지하며 정전력 제어로 운전된다. 22.9kV급 배전계통을 고려하였으며, ACSR 160SQ의 임피던스 정보를 고려하여
선로 임피던스값을 선정하였다. 변압기 파라미터의 경우 IEC 60076-5 규격에 제시된 최소 단락 임피던스를 기준으로 선정하였다[13]. 또한, 유효접지 조건을 충족하기 위해 영상분 임피던스와 정상분 임피던스의 비를 고려하여 전력 시스템의 접지저항(Neutral Grounding
Reactor, NGR)을 산정했다. 표 1과 표 2는 고려된 전력 시스템 구성 요소의 파라미터를 나타낸다.
그림 6. DG가 접속된 배전계통 구현
Fig. 6. Configuration of the distribution system with connected DG
표 1 배전계통 파라미터
Table 1 Parameters of Distribution system
|
|
${S_{base}}$
${[MVA]}$
|
$R _{1} +jX _{1}$
${[p.u]}$
|
$R _{0} +jX _{0}$
${[p.u]}$
|
${Length}$
${[km]}$
|
|
Substation
|
100
|
j0.34
|
j0.49
|
-
|
|
Distribution Line 1
|
100
|
0.175+ j0.385
|
0.45+ j1.14
|
1
|
|
Distribution Line 2
|
100
|
0.175+ j0.385
|
0.45+ j1.14
|
2
|
|
Distribution Line 3
|
100
|
0.175+ j0.385
|
0.45+ j1.14
|
5
|
표 2 변압기 파라미터 [13]
Table 2 Parameters of Transformer
|
${S_{base}}[kVA]$
|
100
|
|
${V _{Primary}}[kV]$
|
22.9
|
|
${V _{second}}[V]$
|
380
|
|
${R+jX}[p.u]$
|
0.025+j0.037
|
4.1 모의 시뮬레이션 절차
그림 7은 단독운전이 발생할 수 있는 상황을 고려하여 수행된 시험 절차를 나타낸다. 먼저 인버터의 계통 전압 동기화와 정전력 제어를 확인한 후, 배전 선로에
1선 지락 사고를 발생시켰다. 이후, 일반적인 리클로저 동작 시간을 고려하여 0.1초 후에 리클로저를 개방하여 계통과 DG를 분리했다. DG가 단독운전
상태로 전환되었을 때, 부하용량에 따른 과전압이 발생함을 확인하였다. 인버터는 고장 발생 시 즉시 운전을 중지하지 않고, 계통 운전 유지 기능(High
Voltage Ride Through, HVRT)에 따라 고장 상황에서도 일시적인 운전을 지속하도록 구성했다[14]. 또한, 설계된 알고리즘이 단독운전 시 지락 과전압 저감에 지속적으로 기여하는지를 검증하기 위해, DG 인버터가 단독운전을 감지한 후에도 즉시 운전을
중지하지 않고 0.5초 동안 단독운전을 유지하였다.
그림 7. 지락 사고 모의 절차
Fig. 7. Procedure for simulating a fault
그림 8. C-ILS 환경 구성
Fig. 8. Configuration of C-ILS environment
4.2 C-ILS 환경 구현
본 연구에서는 제안기법의 검증을 위하여 그림 8과 같은 C-ILS (Controller- in the Loop Simulation) 실시간 시뮬레이션환경을 구성하였다. 그림 6에 제시된 대상 계통의 모델링은 MATLAB/SIMULINK에서 수행하였으며, OPAL-RT사의 OP5707XG를 이용하여 실시간 환경을 구현하였다.
또한, 제안한 과전압 제어 알고리즘은 OP8666 보드 (Texas Instrument사의 TMDSCNCD28379D DSP 기반) 에서 실시간으로
수행되도록 구현하였다.
5. 실험 결과 및 고찰
본 연구에서는 분산형 전원의 배전계통 연계 기술 기준[3]을 고려하여, 실시간 시뮬레이션에서 발생한 과전압을 22.9kV 선로 선간전압을 기준으로 오실로스코프를 통해 검출하였다. 또한, 상전압 기준으로 지락
과전압 저감 효과를 확인하기 위해 실험 결과를 표 3~표 8에 제시하였다.
5.1 과전압 저감 기법 미적용 시 선간전압 변화
그림 9와 10은 부하용량이 각각 9kVA와 13kVA일 때, 과전압 저감 기법이 적용되지 않은 인버터에서 정전력 제어에 따른 부하 측 선간전압을 나타낸다. 이때
사용된 부하의 역률은 1.0과 0.9로 각각 설정되었다. 부하용량과 역률에 따라 지락 과전압의 크기에 변동이 발생하는지를 확인하였다.
계통이 연계된 상황에서 지락 사고의 영향으로, 그림 9와 그림 10 전부에서 A상과 C상의 선간전압은 약 0.7 p.u.로 감소하였다. 단독운전 시 B상의 지락 과전압은 부하용량이 9kVA인 경우 1.48 p.u.(역률
1.0)와 1.6 p.u.(역률 0.9)가 발생하였고, 부하가 13kVA로 증가했을 때는 각각 1.2 p.u.(역률 1.0)와 1.35 p.u.(역률
0.9)가 발생하였다. 이는 식 (1)의 관계에 따라, 인버터 출력에 비해 부하용량이 작을수록 단독운전 시 지락 과전압의 크기가 더 크게 나타나는 것을 확인할 수 있었다.
그림 9. 과전압 저감 제어 미적용 시 선간전압 파형(9kVA): (a) 역률 : 1.0, (b) 역률 : 0.9
Fig. 9. Line-to-line voltage waveform without overvoltage mitigation control (9 kVA):
(a) PF: 1.0, (b) PF: 0.9
그림 10. 과전압 저감 제어 미적용 시 선간전압 파형 (13kVA): (a) 역률 : 1.0, (b) 역률 : 0.9
Fig. 10. Line-to-line voltage waveform without overvoltage mitigation control (13
kVA): (a) PF: 1.0, (b) PF: 0.9
5.2 과전압 저감 알고리즘 적용 시 선간전압 변화
그림 11과 그림 12는 각각 순시 전압과 RMS 전압을 이용한 경우 과전압 저감 알고리즘이 적용된 인버터의 정전력 제어에 따른 부하측 선간전압을 나타낸다. 그림 7과 같은 지락사고 발생 시나리오를 고려하였으며, 저감계수 $K_{OF}$는 2로 적용하였다. 그림 11(A)과 11(B)는 부하의 역률이 각각 1.0과 0.9일 때 순시 전압을 이용한 과전압을 검출하는 경우의 파형이며, 그림 12(A)과 12(B)는 부하의 역률이 각각 1.0과 0.9일 때 RMS 값을 이용하여 검출한 경우의 파형이다.
순시 전압을 이용한 경우 B상에서 처음 발생되는 과전압은 각각 1.3 p.u.(역률 1.0)와 1.2 p.u.(역률 0.9)까지 상승한다. 이후 과전압
저감 알고리즘이 동작하며, B상의 지락 과전압은 1.1 p.u. 근처까지 감소하는 것을 확인했다. 이는 과전압 저감 제어기 미적용 시에 비해 0.2
p.u.(역률 1.0)과 0.1 p.u.(역률 0.9)만큼 감소하는 것을 확인했다.
순시 전압을 이용한 경우 과전압 저감 제어기가 빠르게 적용되어 B상 전압이 파형의 한 주기 이후로는 지속적으로 약 1.1 p.u. 값을 출력한다.
반면, RMS 전압을 이용한 경우에서는 단독운전으로 전환된 시점의 전압과 비교할 때 순시 전압을 이용한 경우보다 각각 0.1 p.u.(역률 1.0),
0.25 p.u.(역률 0.9)만큼 더 저감된 것을 확인했다.
RMS 전압을 이용한 경우 B상에서 처음 발생되는 과전압은 각각 1.4 p.u.(역률 1.0)와 1.45 p.u.(역률 0.9)까지 상승한다. 이후
과전압 저감 알고리즘이 동작하며, B상의 지락 과전압은 1.1 p.u. 근처까지 감소하는 것을 확인했다. 이는 과전압 저감 제어기 미적용 시에 비해
0.3 p.u.(역률 1.0)과 0.35 p.u.(역률 0.9)만큼 감소하는 것을 확인했다.
그림 11. 순시 전압을 이용한 과전압 저감 제어 시 선간전압 파형: (a) 역률 : 1.0, (b) 역률 : 0.9
Fig. 11. Line-to-line voltage waveform with overvoltage mitigation control (9 kVA):
(a) PF: 1.0, (b) PF: 0.9
그림 12. RMS 전압을 이용한 과전압 저감 제어 시 선간전압 파형: (a) 역률 : 1.0, (b) 역률 : 0.9
Fig. 12. Line-to-line voltage waveform with overvoltage mitigation control (13 kVA):
(a) PF: 1.0, (b) PF: 0.9
5.3 지락 과전압에 의한 상전압 변화
표 3과 4는 과전압 저감 기법이 적용되지 않을 경우의 상전압을 나타낸다. 표 3, 4의 “1선 지락 사고”는 계통이 연계된 상황에서 A상 지락의 영향으로 발생한 과전압 크기를 의미한다. 이때, B상과 C상의 상전압은 각각 1.13
p.u.와 1.17 p.u.로 상승하였다. 표 3, 4의 “단독운전 전환”은 단독운전으로 전환되었을 때, 인버터 출력 대비 부하용량의 영향으로 발생한 과전압 크기를 의미한다. 표 3, 4의 1선 지락 사고와 비교할 때,
표 3 과전압 저감 제어 미적용 시 상전압 크기 : 역률 (1.0)
Table 3 Phase Voltage Magnitude without Overvoltage Mitigation Control : PF (1.0)
|
부하용량
|
1선 지락 사고
|
단독운전 전환
|
|
A
|
B
|
C
|
A
|
B
|
C
|
|
9
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
2.05
|
1.53
|
|
10
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.91
|
1.39
|
|
11
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.81
|
1.30
|
|
12
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.71
|
1.23
|
|
13
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.66
|
1.18
|
표 4 과전압 저감 제어 미적용 시 상전압 크기 : 역률 (0.9)
Table 4 Phase Voltage Magnitude without Overvoltage Mitigation Control : PF (0.9)
|
부하용량
|
1선 지락 사고
|
단독운전 전환
|
|
A
|
B
|
C
|
A
|
B
|
C
|
|
9
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
2.19
|
1.76
|
|
10
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
2.11
|
1.55
|
|
11
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
2.03
|
1.44
|
|
12
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.94
|
1.36
|
|
13
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.86
|
1.31
|
B상의 경우 최대 0.92 p.u.(역률 1.0)와 1.06 p.u.(역률 0.9)만큼 상승했으며, C상은 최대 0.36 p.u.(역률 1.0)와
0.59 p.u.(역률 0.9)만큼 추가적인 전압 상승을 확인했다. 앞서 선간전압의 상승폭의 경우 각각 최대 0.48 p.u.(역률 1.0), 0.6
p.u.(역률 0.9)이므로 부하 종류와 상관없이 상전압의 상승폭이 선간전압에 비해 상대적으로 큰 것을 알 수 있다.
표 5와 6는 순시 전압을 검출한 과전압 저감 제어에 따른 상전압을 나타낸다. 지락 사고 시와 비교할 때, B상은 최대 0.67 p.u.(역률 1.0)와
0.74 p.u.(역률 0.9)까지 상승했으며, C상은 최대 0.31 p.u.(역률 1.0)와 0.51 p.u.(역률 0.9)까지 상승하였다. 과전압
저감 기법이 적용된 두 알고리즘에서 과전압 저감 기법이 적용되지 않은 경우와 비교할 때 B상은 최대 0.25 p.u.(역률 1.0)와 0.32 p.u.(역률
0.9)까지 전압을 저감시켰으며, C상은 최대 0.05 p.u.(역률 1.0)와 0.08 p.u.(역률 0.9)까지 전압을 저감시켰다.
표 5 순시 전압 검출 과전압 저감 제어기 상전압 크기: 역률 (1.0)
Table 5 Phase Voltage Magnitude with Instantaneous Value Detection Overvoltage Mitigation
: PF (1.0)
|
부하용량
|
1선 지락 사고
|
단독운전 전환
|
|
A
|
B
|
C
|
A
|
B
|
C
|
|
9
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.80
|
1.48
|
|
10
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.74
|
1.38
|
|
11
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.66
|
1.29
|
|
12
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.66
|
1.21
|
|
13
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.57
|
1.14
|
표 6 순시 전압 검출 과전압 저감 제어기 상전압 크기: 역률 (0.9)
Table 6 Phase Voltage Magnitude with Instantaneous Value Detection Overvoltage Mitigation
: PF (0.9)
|
부하용량
|
1선 지락 사고
|
단독운전 전환
|
|
A
|
B
|
C
|
A
|
B
|
C
|
|
9
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.87
|
1.68
|
|
10
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.83
|
1.53
|
|
11
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.77
|
1.43
|
|
12
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.71
|
1.32
|
|
13
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.64
|
1.25
|
표 7와 8는 순시 전압을 검출한 과전압 저감 제어에 따른 상전압을 나타낸다. 지락 사고 시와 비교할 때, B상은 최대 0.56 p.u.(역률 1.0)와 0.63
p.u.(역률 0.9)까지 상승했으며, C상은 최대 0.29 p.u.(역률 1.0)와 0.36 p.u.(역률 0.9)까지 상승하였다. 과전압 저감
기법이 적용된 두 알고리즘에서 과전압 저감 기법이 적용되지 않은 경우와 비교할 때 B상은 최대 0.36 p.u.(역률 1.0)와 0.44 p.u.(역률
0.9)까지 전압을 저감시켰으며, C상은 최대 0.07 p.u.(역률 1.0)와 0.23 p.u.(역률 0.9)까지 전압을 저감을 저감시켰다.
표 7 RMS 전압 검출 과전압 저감 제어기 상전압 크기 : 역률 (1.0)
Table 7 Phase Voltage Magnitude with RMS Value Detection Overvoltage Mitigation :
PF (1.0)
|
부하용량
|
1선 지락 사고
|
단독운전 전환
|
|
A
|
B
|
C
|
A
|
B
|
C
|
|
9
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.69
|
1.46
|
|
10
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.59
|
1.36
|
|
11
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.50
|
1.28
|
|
12
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.42
|
1.21
|
|
13
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.36
|
1.13
|
표 8 RMS 전압 검출 과전압 저감 제어기 상전압 크기 : 역률 (0.9)
Table 8 Phase Voltage Magnitude with RMS Value Detection Overvoltage Mitigation :
PF (0.9)
|
부하용량
|
1선 지락 사고
|
단독운전 전환
|
|
A
|
B
|
C
|
A
|
B
|
C
|
|
9
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.76
|
1.53
|
|
10
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.68
|
1.45
|
|
11
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.62
|
1.41
|
|
12
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.53
|
1.29
|
|
13
|
0.00
|
1.13
|
1.17
|
0.00
|
1.42
|
1.25
|
5.4 과전압 저감 알고리즘 결과 고찰
본 연구에서는 DG가 연계된 배전계통에서 과전압 저감 계수를 활용한 알고리즘을 구성하고 적용하였다. 그 결과, 설정된 모든 부하 조건에서 지락 과전압
저감에 효과적으로 기여하였다. 이때 순시 전압을 검출한 과전압 저감 제어와 RMS 전압을 검출한 과전압 저감 제어를 비교한 결과 부하 종류와 상관없이
RMS 전압 기반 검출기법이 순시 전압 기반 검출기법보다 과전압 저감이 효과가 상대적으로 우수한 것으로 나타나는 것을 확인하였다. 전압 측정시 순시값을
측정할 경우에는 노이즈 유입, 리플 발생 등의 영향을 받는 반면, RMS 값의 경우에는 그와 같은 외부요인에 의한 영향을 덜 받는 점 등이 이와 같은
차이에 영향을 끼친 것으로 판단된다.
본 연구에서 제안한 과전압 저감 알고리즘은 단독운전 검출 기법과 함께 계통 보호에 기여한다. 단독운전이 검출되더라도 실제 해당 DG의 가압이 중지되는
과전압이 발생됨을 고려 시, 설비 보호의 측면에서도 제안된 과전압 저감기법은 설비 보호에 기여할 수 있다. 또한 기존 배전계통을 보호하기 위한 설비와도
연계할 수 있다. 예를 들어 NGR의 경우 유효접지 조건을 충족할 때, 지락 사고 시 전압의 상승을 억제하고, 지락전류를 감소시키는 역할을 한다[15]. 따라서, 배전계통에 NGR과 제안한 과전압 저감 알고리즘을 연계하여 지락 사고 시 전압 상승을 억제하고 지락전류를 감소시켜 전력 설비를 효과적으로
보호할 수 있다.
제안된 기법의 성능 향상과 실계통에서의 성능 극대화를 위한 후속 연구로, 가변적인 과전압 저감 계수의 적용을 검토할 수 있다. 본 연구에서는 과전압
저감 계수를 일정한 상수로 적용하였으나, 계통 상황 또는 과전압의 크기에 따라 적용되는 계수값이 변동되는 접근법을 고려할 수 있다. 또한, 배전계통의
형상변화에 따른 영향성 검토를 고려할 수 있다. DG의 증가로 인해 배전계통은 기존보다 높은 수용 한계를 요구받고 있다. 네트워크 배전계통은 높은
설비 이용률과 안정성을 제공하여 이러한 수용 한계 문제를 해결할 수 있다[16]. 본 연구에서 제안한 과전압 저감 기법은 네트워크 형태의 배전계통에도 적용할 수 있으나, 사고 지점과 가까운 하나의 DG에만 적용할 경우 그 효과는
제한적일 수 있다. 이와 같은 네크워크 배전계통의 경우에는 연계된 각각의 DG에는 적용기법을 각 DG별로 적용기법을 최적화 하는 등의 방법으로 과전압
저감효과를 기대할 수 있다.
6. 결 론
본 논문에서는 인버터 기반 DG가 연계된 배전계통에서 1선 지락 사고 및 단독운전으로의 전환시 발생되는 과전압을 저감하기 위한 알고리즘을 제안하였다.
과전압 검출 방법으로 순시 전압과 RMS 전압을 기반으로 과전압을 감지하고, 과전압 저감계수를 적용하는 방식을 제안하였다. C-ILS 환경을 구축하여
검증 시험을 통해, 해당 계통에서 발전량과 부하용량 간의 관계에 따라 과전압 발생 양상이 달라짐을 확인하였다. 특히, 단독운전으로 전환될 경우에 발생되는
과전압의 크기는 DG의 발전량과 부하용량과의 관계에 따라 영향을 받음을 확인하였다. 본 논문에서 제안한 과전압 저감 기법의 검증을 위하여 해당 알고리즘을
실제 제어기에 구현하였으며, 다양한 조건에서의 C-ILS 검증을 통하여 제안한 과전압 알고리즘의 효과성을 확인하였다. 또한, 순시 전압 기반 검출
기법은 RMS 전압 기반 검출 기법에 비해 과전압 저감 효과가 더 빠르게 나타났으며, RMS 전압을 이용하여 과전압을 검출할 경우에는 과전압 저감의
정도가 더 큰 것으로 확인되었다.
본 연구에서 고려한 과전압 저감 알고리즘은 기존 계통 보호 설비와 함께 적용되거나 계통 보호 설비와 연계될 수 있을 것으로 기대할 수 있다. 또한
지락 사고 또는 단독운전과 같이 과전압이 발생한 경우 각종 전력설비와 전력계통이 경험하게 되는 전기적 충격 및 영향을 최소화할 수 있는 장점을 기대할
수 있다.
Acknowledgements
본 연구는 한국전력공사 전력연구원 제원으로 “신안 및 서남권 해상풍력의 계통 수용성 및 수송능력 향상을 위한 GW급 전압형 DC 연계 기술 개발 (R22TA12)”
과제로 수행되었습니다. 또한, 이 논문은 2023학년도 충북대학교 학술연구영역 사업의 연구비 지원에 의하여 연구되었습니다.
References
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distributed generation in networked distribution systems,” Applied Energy, vol. 341,
2023.DOI: 10.1016/j.apenergy.2023.121059
저자소개
2023년 충북대학교 전기공학부 학부 졸업
2024년 현재 충북대학교 전기공학부 석사 과정
2021년 충북대학교 물리학과 학부 졸업
2024년 충북대학교 전기공학부 석사 졸업
2004년 한양대학교 전자전기공학부 졸업
2006년 동 대학원 전기공학과 졸업 (석사)
2015년 University of Texas at Austin 전기컴퓨터공학 (박사)
2006년~2017년 국방과학연구소 선임 연구원
2017년~현재 충북대학교 전기공학부 부교수