2.1 진동 발생 원인에 따른 분류 체계

전력망 진동 관련 이슈는 1970년대 이후 주로 동기발전기에 의한 SSR (Sub Synchronous Resonance), SSTI (Sub Synchronous Torsional Interaction) 현상에 의한 사고 예방을 위해 연구되었다. 해당 진동의 원인분석 및 대응 방안 마련을 위해 주파수 스캐닝, 소신호 안정도 분석, 전자기 과도해석 등의 방법으로 진동을 적절하게 제어하였고, 근래에는 특별한 이슈가 거의 없었던 상황이다.

최근에는 HVDC, FACTS, IBRs 등 전력전자 기반의 설비가 급격하게 늘어나 여러 디바이스가 매우 복잡하게 연결되어 있으며 이에 따라 다양한 진동 사례들이 보고되고 있다. 그림 1은 SSO 분류 체계로 좌측은 동기발전기에 주로 발생하는 SSR에 대한 범주이며, 우측은 최근 전력전자 기반 SSCI (Sub Synchronous Controller Interaction)에 대한 분류를 보여준다^[5].

그림 1. SSO의 분류

Fig. 1. Classification of SSO

2.2 진동 확대의 주요 원인

서두에 언급한 것처럼 SCR이 낮은 계통에서는 다양한 원인에 의해 발생하는 진동 즉, 전압 변동성이 커지는 문제점이 있다. SCR은 단락회로의 정격전류 순환에 필요한 계자 전류와 개방회로 정격전압을 생성하는 계자 전류의 비율이며 수식 1과 같이 단락용량 SCC (Short Circuit Capacity) 대 기준용량의 비로 표현한다. 그림 2는 개방회로 및 단락회로의 특성을 나타낸 그림이다.

SCR : 단락비

SCC : 단락용량 [MVA]

Base Capacity : 기준용량 [MVA]

그림 2. 개방회로 및 단락회로 특성

Fig. 2. Open-circuit and short-circuit characteristic

인버터 기반의 재생에너지가 늘어나는 경우 계통 전원 임피던스가 커져 단락비에 기여하는 단락전류를 거의 공급하지 못하기 때문에 전압 변동에 대한 불안정성이 커진다. 일반적으로 SCR 3 미만을 약한 계통으로 분류하기도 하며, 국내에서는 재생에너지가 많은 전남 지역의 SCR이 상대적으로 낮은 편이다. 또한 계통 이상 발생 시의 출력 변동성은 X/R 비율과도 밀접한 관계가 있으며 리액턴스가 우세한 경우 감쇠 시간 상수가 늘어나 더 오랜 시간 불안정한 상태에 놓일 수 있다.

2.3 재생에너지 계통 연계 조건

재생에너지는 근본적으로 날씨에 따라 출력 변동성이 크며, 계통 이상 발생 시 주파수 또는 전압이 큰 폭으로 변화하는 경우 계통의 연계점 (POI, Point of Interconnection) 등에서 순간적으로 탈락하여 계통 불안정성을 심화시킬 수 있다. 이러한 현상을 방지하고 계통의 안정성을 유지하기 위해 계통 주파수와 전압 변동 시 그 크기와 고장 지속시간에 따라 일정 시간 동안 계통 연계를 유지하는 FRT (Fault Ride Through) 기능을 인버터에 탑재해야 한다. FRT에 따른 발전기 유지 상태의 결정은 전압에 대해서는 HVRT (High Voltage Ride Through), LVRT (Low Voltage Ride Through), 주파수에 대해 FRT* (Frequency Ride Through) 기능을 적용하고 있다.

그림 3은 전압 변동 시 연계 유지기능 범위를 정의하고 있으며, 전압이 0이 되어도 계통과 즉시 분리하지 않고 150 ms 연계 유지, 1.1 pu 초과 시에도 200 ms 동안 연계가 유지되어야 함을 의미한다. 기존에는 0.5 pu 미만으로 전압이 낮아지면 설비 보호 등을 위해 즉시 탈락시켰으나 재생에너지가 증가함에 따라 최소 150 ms 이상은 연계 유지되도록 기준을 변경하였다. 0.9 pu 이하에서 0.67 pu/sec의 기울기를 갖는 것은 독일, 일본 등 다수의 국가에서 채용하는 방식이다^[6]. 국내에서는 실질적으로 계통 전압 변동에 대해 재생에너지의 LVRT 기능만을 요구하였으나, 최근 재생에너지 연쇄 탈락으로 전압이 단시간 내에 급격하게 상승한 스페인 사례를 비춰볼 때 안정적 계통 운영을 위해 HVRT 기능 적용이 반드시 필요하다.

그림 3. 전압 연계 유지기능 곡선

Fig. 3. Voltage ride through capacity curve

신재생발전기 계통 연계를 위한 무효전력 기능 요구조건에는 일정 무효전력 출력제어(MVar), 일정 역률 제어(PF), 전압조정을 위한 무효전력 제어(VQ) 총 3개의 제어모드가 존재한다. 스페인 대정전 발생 시 대부분의 재생에너지는 일정 역률 제어를 하고 있었고, 국내 또한 일정 역률 제어 방식을 적용하고 있다. 하지만 향후 계통 전압 변동성 억제 및 안정성 향상을 위해서는 계통 전압 변동 시 능동적인 VQ 제어 방식의 적용이 필요해 보인다. 수식 2와 3은 역률 제어 및 VQ 제어에 대한 설명으로 역률 제어 시에는 레퍼런스 전압을 참조하지 않기 때문에 전압 변동에도 유효전력 출력에 따른 일정 무효전력을 공급하고, VQ 제어 시에는 전압에 따라 무효전력 공급량이 능동적으로 변하게 된다.

주파수 관련으로는 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준에 따라 발전기 탈락용 고장파급방지장치를 운영하며 발전기 2기 고장 시 계통 주파수를 최저 59.2 Hz 이상 유지하도록 명시하고 있다. 기존 재생에너지는 여기에 0.1 Hz 여유를 두어 FRT*로 최소 59.3 Hz 이상값을 적용하여 계통 주파수 59.3 Hz 미만 하락 시 즉시 탈락하는 것으로 기능이 요구되었다. ’21년 이후에는 신규 설비에 대해 57.5 – 58.5 Hz 범위로 하락하는 경우에도 20초 이상 유지하도록 기준이 개정되었다.

재생에너지 계통 연계 유지기능이 ’22년 9월부터 의무화되었는데 적용 초기인 ’22년 12월에는 태양광 20.9 GW 중 48%가 FRT* 기능을 갖췄으며, LVRT 기능 구비는 1.5%에 불과하였다. 계통 안정성 제고를 위해 인버터 펌웨어 업그레이드 등의 방식으로 해당 기능 구비율을 높여가고 있다.

2.4 디바이스 상호작용에 의한 진동 사례

PV IBRs는 PLL을 통해 계통과 동기화 되는데 dq축 전류 제어를 통해 유무효 전력과 입출력을 제어한다. 그림 4는 일반적인 Single Stage PV IBR의 구조로 d축 전류 지령치는 MPPT/DC-Link 제어기를 통해, q축 전류 지령치는 무효전력 제어기로부터 계산된다.

그림 4. Single-Stage PV IBR 구조

Fig. 4. Block diagram of a single-stage PV IBR

이러한 제어기들과 계통에 연계된 다른 IBR간의 상호작용으로 인해 계통 진동이 유발될 수 있다. 일례로 호주 AEMO, 미국 First Solar는 다음 세 가지 원인에 의해 계통 진동이 발생한 사례를 발표하였다. (1) 전류 제어기 (2) PLL 제어기 (3) MPPT/DC-Link 제어기^[7-9]. 이외 발전단지간 제어 상호작용에 의한 진동 발생 사례도 있었는데 높은 유효전력 출력 구간에서 재생에너지 단지제어기 (PPC, Power Plant Controller)의 통신 지연과 VQ 제어 상호작용이 원인으로 지목되었으며, VQ 제어 Droop 재설정을 통해 진동을 완화시켰다^[10]. 또한 인접한 2개의 발전단지 PPC 전압 제어 지령치가 서로 충돌하여 진동이 발생한 사례에 대해서는 PPC 1기를 VQ 제어모드에서 일정 역률 제어모드로 변경하여 진동을 완화시켰다^[11].

재생에너지 연계 등 계통 계획 시 진동 발생 가능성을 사전에 파악하고 적절한 조치를 취하여 신재생발전기가 진동을 유발하거나 증폭시키지 않도록 디바이스를 적절하게 설계하고 조정해야 한다. 국내도 재생에너지가 급격하게 증가할 것으로 예상되며, 전압 변동 시 적절한 제어 및 무효전력 보상 등을 통해 스페인과 유사한 사례가 발생하지 않도록 대책을 마련해야 한다. 다음 장에서는 스페인 정전 발생 시간대별 주요 상황과 계통 운영 조치에 대해 설명한다. 또한 전력망 진동 대응 방안 검토를 위해 스페인과 유사한 조건으로 국내 계통에 대해 실효치 및 순시치 기반 해석 프로그램을 활용하여 모의 및 분석한 결과를 설명하고자 한다.

3.1 낮은 SCR 조건(대정전 전조 증상)

그림 5는 스페인 정전 발생 당일 11시 지역별 전통적인 발전기 비율을 나타낸다. 붉은색 표시 지역은 과전압으로 인해 발전기가 20초 이내 최초 탈락한 곳인데 전통적인 발전기 비율이 4 – 12%로 북부 지역에 비해 낮다. 이는 능동적으로 무효전력을 제공할 수 있는 설비의 비중이 낮은 지역 발전력이 우선적으로 탈락될 수 있음을 시사한다^[12].

그림 5. 지역별 전통적인 발전기 비율(’25.4.28 11시)

Fig. 5. Proportion of conventional generation by region (April 28, 2025, 11:00 AM CEST)

3.2 전압 진동에 의한 재생에너지 탈락 등 연쇄 사고

스페인에서는 10시 30분 서부, 중앙, 동부 지역에서 최초 0.2 Hz의 지역간 진동이 발생하였고, 12시 3분에는 바다호즈 지방에서 250 MW 전력을 생산하고 있던 A 태양광 발전소에서 0.6 Hz 대역에 약 30 kV 전압 변동을 야기하는 강한 진동이 발생하였다. 전압 변동성 완화를 위해 400 kV 선로를 투입하여 계통 임피던스를 낮추었으며, HVDC 제어모드 변경, 리액터 개방 등의 조치를 하여 진동을 저감시켰다. 그림 6은 스페인 정전 발생 당일 시간대별 진동 발생 현황 및 주요 제어 조치를 보여주는데 11시 6분, 11시 23분, 12시 3분, 12시 19분 0.2/0.6 Hz 대역에서 진동이 다시 발생하여 추가적인 전압 변동 완화 조치를 시행해야 했다. 당시 전압 변동성이 매우 큰 상황임에도 불구하고 대부분의 재생에너지가 일정 역률 제어모드로 운전되고 있었다^[13].

그림 6. 시간대별 진동 발생 현황 및 제어 조치 ^[14]

Fig. 6. Time-based voltage oscillation events and control actions ^[14]

12시 32분 57초 과전압으로 인해 유효전력 330 MW, 무효전력 165 Mvar를 흡수하던 발전기가 최초로 탈락하였다. 이후 20초 동안 여러 기의 발전기(도합 2.2 GW)가 추가 탈락하여 과전압이 더욱 심화되었으며 12시 33분 대정전이 발생하였다. 그림 7은 정전 발생 당일의 전력수급현황이다.

스페인의 대정전 사고를 요약하면 (1) 약계통 조건 (2) 진동에 의한 전압 불안정 지속 (3) 과전압에 의한 발전기 탈락 (4) 발전기 탈락에 따른 주파수 하락 (5) 발전기 무효전력 흡수 중지에 따른 전압 상승 (6) 과전압에 의한 재생에너지 추가 탈락 등의 과정으로 대정전이 진전되었다. 다음 장에서는 상기와 같은 상황을 국내 계통에 적용하여 진동 발생 가능성을 확인하고 대응 방안에 대해 분석하였다.

그림 7. 2025년 4월 28일 전력수급현황 ^[15]

Fig. 7. Power demand-supply curve on April 28, 2025 ^[15]

4.1 실효치 기반 계통 해석 및 대응 방안 검토

첫 번째 사례연구로 국내 재생에너지 비중이 높은 지역을 대상으로 PSS/E를 활용하여 전력망 진동 발생 상황을 모의하고 대응 방안에 대해 분석하였다. 그림 8은 일반 PV 발전단지 모델로 발전단지는 플랜트 컨트롤러(REPC_*), 전기 컨트롤러(REEC_*), 일반 컨버터(REGC_*)를 사용하는 계통 추종형 인버터로 구성된다. 사례연구에서는 컨버터의 불안정성을 모의하기 위해 PLL과 내부 제어기가 모델링된 REGC_C, REEC_C 모델과 스페인과 동일한 역률 제어모드를 적용하였다.

그림 8. PV 발전단지 모델 구조

Fig. 8. Model structure of a PV power plant

전라남도 남서부에 위치한 154 kV 안좌 S/S에는 587 MW의 태양광 발전소가 연계되어 있고 154 kV 신안 S/S에 연계된 96 MW 해상풍력 발전소가 최근 상업 운전을 시작하였다. 계통 모의 조건으로 전력수요는 58 GW, 태양광 발전 비중은 43 % 수준이며 안좌 S/S 모선 SCR은 2.86 이었다. 그림 9는 154 kV 안좌 S/S 및 인접 모선의 계통도이다.

계통 전압 진동에 따른 연쇄 사고 및 대응 방안 분석을 위해 우선 선로 고장을 발생시켜 진동을 유발하는 불안정한 상황을 만들었다. 이후 과전압으로 인해 모선 전압이 1.1 pu을 초과하고 0.2초 이상 지속되는 경우 재생에너지가 탈락하는 HVRT 조건을 적용하였고, 주파수가 59.3 Hz 이하인 경우 FRT* 기능 미비로 인해 재생에너지가 추가적으로 탈락하는 상황을 검토하였다. 단, 상기 사고는 안좌 지역의 고립적 특성과 미소한 고장 조건을 고려하여 고장 시퀀스를 적용하였으며, LVRT 조건에 의한 재생에너지 탈락은 발생하지 않는 상황을 모의하였다.

그림 9. 154 kV 안좌 S/S 계통도

Fig. 9. Single line diagram of the 154 kV Anjwa S/S

그림 10을 통해 (Step 1) 0.5초 154 kV 화원 S/S 3상 단락 고장 발생 및 고장 제거 후 0.6초 154 kV 화원-안좌 1회선 T/L을 개방하면 인접 모선들의 전압이 크게 변동하는 것을 볼 수 있다. (Step 2) 4.9초에는 HVRT 유지기준인 전압 1.1 pu 초과 0.2초 이상이 지속되어 안좌 지역 재생에너지 탈락을 시작으로 화원, 강진, 진도, 해남 등 호남권 중심 재생에너지 탈락량이 6 GW 정도로 확산되었다. (Step 3) 재생에너지가 탈락함에 따라 무효전력 흡수가 중단되어 과전압이 심화되었고, 재생에너지 발전기 연쇄 탈락으로 인해 14초 시점에는 주파수가 59.3 Hz 미만으로 떨어져 FRT* 기능을 구비하지 못한 재생에너지 발전기 4.5 GW가 추가적으로 탈락하여 계통 전압은 더욱 상승하였다.

그림 10. 실효치 기반 모의 해석 결과

Fig. 10. RMS-based dynamic simulation results

그림 11. 무효전력 보상설비 적용에 따른 계통 전압 영향

Fig. 11. Impact of reactive power compensation on system voltage

진동 발생 초기 재생에너지가 연계 기준 HVRT 유지 조건에 따라 6 GW 탈락하였다. 상기 사고에 대한 대응방안으로 300 Mvar의 STATCOM과 GFM-ESS를 적용한 결과 그림 11과 같이 전압 진동 수준을 탈락 기준 이내로 제어하여 6 GW에 달하는 재생에너지 탈락을 예방할 수 있었다.

4.2 순시치 기반 계통 해석 및 대응 방안 검토

두 번째 사례연구는 전자기 과도해석 프로그램인 PSCAD를 활용하여 PPC가 적용된 30 MVA PV 발전단지로 이루어진 간단한 모의 계통을 구성하고, 진동 발생 및 제어 방안에 대해 소개한다. 해외의 경우 여러기의 PV 발전기로 구성된 발전단지를 PPC를 통해 상위 단계에서 제어를 수행하여 계통 안정화에 기여하고 있으나 국내에는 아직 PV 발전단지에 적용된 사례는 없다. 단지제어기를 실제 적용하는 경우 연계점에서 무효전력 공급 및 전압을 제어함으로써 계통 안정화에 기여할 수 있다. 그림 12는 PSCAD로 구성한 10 MVA PV 3기로 이루어진 30 MVA PV 발전단지 모델을 나타낸 것이다.

그림 12. 30 MVA PV 발전단지

Fig. 12. 30 MVA PV power plant

PPC는 POI의 무효전력과 전압을 제어하고, POI에서 생성된 무효전력 지령치는 각 발전기의 무효전력 지령치로 입력된다. SCR이 2인 계통에서 유효전력 출력이 정격의 50%에서 100%로 증가하는 경우 개별 발전기가 VQ 제어를 수행하는 경우와 PPC가 MVAr 제어를 수행하는 경우를 비교하였다. 개별 발전기의 인버터가 VQ 제어를 수행하는 경우 자신의 계통 연계점 전압을 기준으로 제어하므로 발전기 간의 전기적 거리로 인해 VQ 제어에 따른 인버터 간의 상호작용이 발생할 수 있다. 그림 13은 그 예시로, PPC 적용 이전 인버터의 VQ 제어 간의 상호작용으로 2 Hz 정도의 저주파 진동이 발생하였으며, 이를 해결하기 위해 PPC를 적용하여 진동이 해소됨을 볼 수 있다.

그림 13. PPC 적용 전·후 전압 (사례 1)

Fig. 13. Voltage profile before and after PPC application (case study 1)

단, 인버터 내부 제어기에 기인한 빠른 진동은 PPC로 완화할 수 없다. 그 예시로 SCR이 1.5이고 진상역률 0.98로 운전 하고, 각 인버터의 전류제어기 대역폭을 느리게 조정하여 그림 14와 같이 고출력 시 약 28Hz의 진동이 발생하도록 설정하였다. PPC 적용 시 오히려 진동이 악화되어 인버터가 조기에 탈락함을 볼 수 있다. 이는 PPC 적용 시 추가적인 제어 지연이 발생해 전체 시스템이 더 불안정해지기 때문이며 PPC 적용 시 면밀한 검토가 필요함을 시사한다.

그림 14. PPC 적용 전·후 전압 (사례 2)

Fig. 14. Voltage profile before and after PPC application (case study 2)

따라서 PPC는 저주파 및 완만한 전압 변동 억제에 효과적이며, 수십 Hz 이상의 진동에 대해서는 인버터 내부 제어 파라미터 튜닝 및 GFM 등도 병행하여 사용하는 것이 효과적일 것으로 판단된다.