2.1 RBM 전략 수립을 위한 해외 전력사 Risk 산출 방안

영국의 송전 계통을 운영하는 NGET(National Grid Electricity Transmission)는 전력 설비 관리를 위해 NOMs(Network Output Measures) 방법론을 적용하고 있다. NOMs는 Risk 기반 유지보수 전략 수립을 통해 송전 설비의 운영 성능을 관리하는 체계로, 설비에서 발생 가능한 고장 모드를 정의하고 각 고장 모드에 대한 Risk를 정량적으로 산정한다. 고장 모드별 Risk는 식 (1)과 같이 산출한다.

NGET에서는 FMEA를 기반으로 식별된 전력용 변압기 고장 모드별 PoF를 산정하기 위해 한계 수명 수정자를 적용한다. 이를 통해 설비의 PoF는 식 (2)와 같이 계산된다.

여기서, k는 설비의 통계적 설계수명을 추종하는 파라미터, $EoLMod$는 한계 수명 수정자로 설비의 현재 상태를 반영하여 현재 수명을 추정하는 파라미터, α는 설비별 다른 열화 가속을 반영하기 위한 계수를 의미한다.

설비별 통계적 설계수명을 반영하기 위해 k는 식 (3)과 같이 산출한다.

여기서, $EoLMod$와 α는 식 (2)와 동일한 파라미터를 의미하며, β는 α와 동일한 열화 가속 반영하기 위한 계수이다.

전력용 변압기 구성 요소의 CoF는 NGET에서 제시하는 CoF 산정 체계에 따라 신뢰도, 재무, 안전, 환경의 네 가지 항목으로 구분하여 산출한다. 각 항목별 CoF는 설비 고장으로 인해 발생할 수 있는 영향을 정량적으로 평가하여 계산된다.

신뢰도 항목은 해당 설비의 고장으로 인해 계통이 정상적으로 전력을 공급하지 못함으로써 발생하는 피해를 정량화한 지표이다. 이는 대체 발전기의 가동에 따른 비용, 송전 선로 우회를 통해 발생하는 추가 손실 비용, 그리고 전력 공급 중단으로 인해 고객에게 지급되는 보상 비용을 종합적으로 고려하여 산정한다. 신뢰도 항목의 CoF 비용은 식 (4)와 같이 계산된다.

여기서, $CoF_{customer}$ 는 신뢰도 항목의 CoF 비용, $P_{oc}$는 계통의 회선에서 고장이 발생할 확률, $G_c$는 발전기 보상 비용, $G_R$은 발전기 복구 비용, $D$는 정전 기간, $MW_D$는 정전이 발생한 설비의 용량, $VOLL$은 정전 고객 수, $V$는 주요 인프라에 발생하는 정전 비용, $M_Z$는 정전이 가능성에 따른 위험 계수를 의미한다. 0.62는 NGET의 손실 비용의 단위를 변환하기 위한 계수로 정전 기간이 연간으로 계산되기 때문에 이를 시간당으로 변환하기 위해 사용되는 계수이다.

재무는 설비의 고장 모드를 해소하기 위해 발생하는 비용을 정량화 것으로 재무 항목의 CoF 비용은 식 (5)와 같이 산출한다.

여기서, $CoF_{Fin}$은 재무 항목의 CoF 비용, $i$는 재무 관련 사고 발생 항목, $P(C_{fin,i})$는 재무 사고가 발생할 확률, $C_{fin,i}$는 사고로 인해 발생하는 재무 비용을 의미한다.

안전은 설비의 고장으로 인해 작업자 또는 주변 민간인이 부상 또는 사망 등의 안전 사고가 발생한 경우, 회사가 보상해야 되는 비용을 정량화한 것으로 안전 항목의 CoF 비용은 식 (6)과 같이 산출한다.

여기서, $CoF_{Saf}$는 안전 항목의 CoF 비용, $i$는 안전사고 발생 항목, $P(C_{saf,i})$는 안전사고가 발생할 확률, $C_{saf,i}$는 안전사고로 인해 발생하는 비용을 의미한다. $C_{saf,i}$는 안전사고 발생 시 비용을 식 (7)과 같이 산출한다.

여기서, $P_{inj}$는 안전사고가 발생하였을 때, 사람이 상해를 입을 확률, $C_{inj}$는 상해가 발생한 경우, 지급되는 비용, $Exposure_{Saf}$는 안전사고가 주변 인원에게 노출되는 정도를 나타내는 수정자를 의미한다.

환경 항목은 절연을 위해 설비에 투입된 절연유 등과 같은 물질은 외부에 노출될 경우, 환경 오염이 발생하여 정부 등 관리 기관에 의한 환경 규제로 인한 비용을 지출되는 비용을 정량화한 것으로 환경 항목의 CoF 비용은 식 (8)과 같이 산출한다.

여기서, $CoF_{Env}$는 환경 항목의 CoF 비용, $i$는 환경 사고 발생 항목, $P(C_{env,i})$는 환경 사고가 발생할 확률, $C_{env,i}$는 환경 사고로 인해 발생하는 비용을 의미한다.

절연유나 SF6 가스 등과 물질이나 누출된 양 등 설비의 고장으로 인해 환경 사고에 미치는 영향이 다르므로 이를 CoF에 반영하여 $C_{env,i}$를 환경 사고 발생 시 비용을 식 (9)와 같이 산출한다.

여기서, $C_{env Impact}$는 환경 사고가 발생하였을 때, 그로 인해 발생하는 비용, $V_{Impact}$환경 사고를 유발하는 물질의 양, $Exposure_{env}$환경 사고를 유발하는 민감도를 표현하는 수정자를 의미한다.

산출된 각 항목별 CoF를 합산하여 최종 CoF를 도출하고, 식 (2)에서 계산된 PoF에 식 (1)을 적용함으로써 고장 모드별 Risk를 산정한다. 이후 유지보수 계획 수립을 위해 각 고장 모드의 Risk를 합산하여 설비의 전체 Risk를 도출하고, 이를 기준 Risk와 비교하여 유지보수 전략을 결정한다. 그림 3은 전력용 변압기에 대해 고장 모드별 Risk의 변화를 나타내고, Risk 기반 유지보수 전략 적용에 따른 Risk 저감에 대해 개념적으로 표현한 것이다. 고장 모드별 유지보수 전략을 설명하기 위해 임의의 고장 모드 FM 1과 FM 2를 가정하였으며, 각 고장 모드의 Risk는 시간 경과에 따라 증가하는 것으로 나타난다. 파란색 선은 각 고장 모드의 Risk를 합산한 전력용 변압기의 전체 Risk를 의미한다. 지점 W와 Y는 유지보수 전략 적용에 따라 Risk가 감소한 이후 다시 증가하는 시점을 나타내며, 지점 X는 FM 1의 Risk가 FM 2의 Risk를 초과하는 시점으로, 해당 시점 이후에는 FM 1에 대한 유지보수 전략이 우선적으로 고려된다. 지점 Z는 FM 2에 대한 유지보수 전략에 따라 설비가 교체된 시점을 의미한다^[7].

영국의 배전 계통을 운영하는 전력 회사인 DNO(Distribution Network Operators)는 CNAIM(Common Network Asset Indices Methodology)를 통해 설비를 관리한다. 설비의 Risk는 식 (1)과 동일하게 산출한다. DNO에서 설비의 현재 상태를 기반으로 스케일링 파라미터를 통해 설비의 PoF를 식 (10)과 같이 산출한다.

여기서, K는 설비별 통계를 반영하여 도출된 파라미터, C는 신규 자산과 설계 수명에 도달한 자산의 PoF를 정량화하기 위한 파라미터, H는 설비의 현재 상태를 표현한 건전도 지수를 의미한다.

설비의 CoF 산출 방안은 NGET와 동일하게 신뢰도, 재무, 안전, 환경 4가지 분야로 나누어 산출하며 산출식은 NGET 방식과 동일하게 산출한다^[6].

DNO에서는 설비의 Risk를 등급화하여 설비별 우선순위를 수립하여 관리하고 있어, 고장 모드별 Risk를 도출하여 관리하는 NGET와는 차이가 있다. 이러한 차이는 DNO는 배전 계통을 담당하는 회사이므로, 설비의 대수가 NGET보다 많아 제약 사항이 있어 해당 방식으로 관리하고 있는 것으로 사료된다.

3.1 전력용 변압기 FMEA(Failure Mode Effect Analysis)

제안된 RBM 프로세스를 수행하기 위해 대상 설비의 구성 요소와 그에 대한 고장 모드를 식별하여야 한다. 본 논문에서는 FMEA 기법을 활용하여 전력용 변압기의 구성 요소별 고장 모드에 대해 분석하고자 한다. FMEA란, 설비에서 발생할 수 있는 고장 모드를 식별, 식별된 고장 모드가 발생하는 원인을 분석, 고장이 발생하였을 때 설비에 미치는 영향을 파악하는 방법론을 의미한다. 전력용 변압기의 FMEA를 작성하기 위해서 본 절에서는 FMEA를 작성한 문헌과 IEEE, Cigre 등 전력용 변압기 관리 규정을 참고하여 FMEA를 작성하였다. 전력용 변압기의 주요 구성 요소를 권선, 철심, 외함, 부싱, 냉각시스템, OLTC, 리드선으로 분류하였다. 각 구성 요소에 대한 고장 원인과 고장 원인으로 인해 발생하는 고장 모드, 고장 모드가 발생하였을 때 변압기에 미치는 영향을 표 1과 같이 작성하였다^{[15- 19]}. 고장 모드에 따른 유지보수 전략은 원래의 기능이 불가능할 정도로 심각한 고장에서 설비를 교체하는 Replacement, 설비의 구성 요소를 교체하는 Refurbishment, 구성 요소가 기능을 하지 못하는 고장에서 기능을 수행할 수 있도록 하는 Repair, 기능은 가능하지만 열화 등 추후 문제가 발생하는 고장에서 수행하는 Maintenance가 있다. 유지보수 전략 수립을 검증하기 위한 Case Study에서는 식별된 전력용 변압기의 구성 요소 중 Replacement와 Refurbishment만을 고려하여 Case Sudy를 진행하였다.

3.2 전력용 변압기 구성 요소별 Risk 산출 방안

본 논문에서는 FMEA를 통해 식별된 전력용 변압기 구성 요소별 Risk를 산출하고, 이를 기반으로 유지보수 전략을 수립하는 것을 목적으로 한다. 이를 위해 NGET에서 제시한 고장 모드별 Risk 산출 방식을 적용하여 전력용 변압기 구성 요소의 Risk를 도출하고, RBM(Risk-Based Maintenance) 기법을 적용하였다.

전력용 변압기 구성 요소의 설계 수명은 한국전력공사에서 시행하고 있는 교체 주기를 참고하여 설정하였다. 이에 따라 부싱, OLTC, 냉각시스템, 외함의 설계 수명은 15년으로, 권선과 철심은 변압기의 설계 수명인 32년으로 설정하였으며, 식 (2)를 적용하여 구성 요소별 PoF를 산출하였다.

국내 전력 계통 환경에서도 NGET 방식과 동일하게 전력 공급 중단으로 인해 발생하는 비용을 반영한 신뢰도 항목, 설비 복구를 위해 소요되는 비용을 고려한 재무 항목, 중대재해처벌법 등 관련 법령에 따른 인적 사고 발생 위험을 반영한 안전 항목, 그리고 지자체 및 정부의 환경 규제에 따라 환경 오염 물질 복구에 소요되는 비용을 고려한 환경 항목을 종합적으로 고려할 필요가 있다. 이에 본 논문에서는 NGET에서 제시한 항목별 CoF 산출식인 식 (4)~(9)를 적용하여 전력용 변압기 구성 요소별 CoF를 도출하였다. 표 2는 전력용 변압기 구성 요소별 CoF 산정 결과의 예시를 나타낸다.

4.1 전력용 변압기 경년 열화 Case

전력용 변압기는 한국전력공사에서 제안한 수명에 따라 32년 동안 다른 구성 요소의 열화없이 경년 열화가 발생한 Case를 산정하여 시뮬레이션을 진행하였다. 그림 6~8은 Case. 1에 대하여 각 유지보수 전략에 따른 전력용 변압기의 Risk 변화량에 대해 표현한 그림이다.

TBM 방식에서는 기존 TBM 주기에 따라 설비를 유지 보수하기 때문에 Risk가 불필요한 전력용 변압기의 초기 사태에서도 모든 구성 요소에 대한 유지보수가 시행되는 것을 확인하였다. 제안된 RBM 방법에서는 전력용 변압기의 Risk에 따라 건전한 상태인 초기 상태에서는 유지보수 전략을 연기하여 시행함으로써, 유지보수 횟수를 줄이고 모든 구성 요소에 대해서 유지보수를 진행하는 것이 아닌 일부 구성 요소에 대해서만 시행함으로써, 비용 효율적인 유지보수를 수립할 수 있는 것을 확인하였다. Target Risk를 조정하면 더 적은 유지보수를 시행함으로써, 설비의 Risk는 높아지지만 유지보수 비용이 줄어드는 것을 확인하였다. 표 5는 Case. 1에 대해 유지보수 전략끼리 비교한 표이다.

4.2 부싱 열화 Case

Case. 2는 전력용 변압기의 구성 요소 중 부싱이 20년 시점에 급격하게 열화가 발생되는 상황을 모의하여 시뮬레이션을 진행하였다. 그림 9~11은 Case. 2에 대하여 각 유지보수 전략에 따른 전력용 변압기의 Risk 변화량에 대해 표현한 그림이다.

TBM 방식에서는 부싱이 열화가 시작되는 시점에서 Risk가 상승하여 Risk가 높은 수준에서 관리되는 것을 확인하였으나, RBM 방법을 적용하면 변압기의 Risk가 상승하는 지점에서 유지보수 계획을 수정하여 Target Risk 내에서 설비를 관리하여 안정적인 전력망 운영이 가능한 것을 확인하였다. Target Risk를 최종 Risk의 50% 수준으로 RBM 전략을 수행하면 유지보수 횟수는 같으나 설비의 Risk를 TBM보다 낮은 수준으로 관리하여 안정적인 관리가 수행되어 계통의 안정성을 확보할 수 있는 것을 확인하였다. Target Risk를 70% 수준으로 선정하여 RBM 전략을 수행하면 Risk는 TBM 수준과 유사하게 관리되면서 유지보수 횟수가 감소하여 더 경제적인 유지보수 전략이 수립됨을 확인하였다. 표 6은 Case. 2에 대해 유지보수 전략끼리 비교한 표이다.

4.3 OLTC 열화 case

Case. 3는 전력용 변압기의 구성 요소 중 OLTC가 18년 시점에 급격하게 열화가 발생되는 상황을 모의하여 시뮬레이션을 진행하였다. 그림 12~14는 Case. 3에 대하여 각 유지보수 전략에 따른 전력용 변압기의 Risk 변화량에 대해 표현한 그림이다.

TBM 방식에서는 OLTC도 부싱과 동일하게 열화가 시작되는 시점부터 Risk가 증가하여 높은 수준으로 Risk가 관리됨을 확인하였다. Target Risk를 50%로 설정한 RBM 방식을 적용한 경우, 변압기의 Risk가 상승하는 시점에서 유지보수 계획을 유연하게 조정하고 주요 구성 요소에 대한 유지보수를 수행함으로써, 전체 Risk를 Target Risk 범위 내에서 관리할 수 있음을 확인하였다. 이를 통해 보다 안정적인 전력망 운영이 가능함을 확인하였다. 한편, Target Risk를 70%로 설정하여 관리할 경우, TBM 방식과 유사한 수준의 Risk를 유지하면서도 보다 경제적인 유지보수 계획을 수립할 수 있음을 확인하였다. 이 경우 유지보수 전략은 부싱의 유지보수 계획과 유사한 형태로 도출되었다. 표 7은 TBM 방식과 RBM 방식 간의 유지보수 전략을 비교한 결과를 나타낸다.

4.4 권선 열화 case

Case. 4는 전력용 변압기의 구성 요소 중 권선이 27년 시점에서 열화가 발생하고 30년 시점에서 단락이 발생하는 상황을 모의하여 시뮬레이션을 진행하였다. 권선의 경우, 다른 구성 요소와는 다르게 변압기의 주요 동작을 위한 구성 요소이며 권선을 교체하는 등의 유지보수 전략에는 제약 사항이 있어 변압기를 교체해야 하는 고장 모드이다. Case. 4는 전력용 변압기 교체를 고려하여 시뮬레이션을 진행하였다. 그림 15~17은 Case. 4에 대하여 각 유지보수 전략에 따른 전력용 변압기의 Risk 변화량에 대해 표현한 그림이다.

TBM 방식에서는 열화가 시작되는 시점에서 Risk가 상승함을 확인하였다. 다른 구성요소의 열화와 동일하게 Target Risk가 50% 시점에서는 안정적인 전력 계통 운영을 위해 유지보수 횟수는 동일하면서 낮은 Risk로 관리하고 70% 수준에서는 유지보수 횟수를 감소하여 더 경제적인 유지보수 계획이 수립됨을 확인하였다. 다른 Case와 다르게 30년이 도달한 시점에 권선 단락이 발생하여 단락이 발생하기 전까지 계통의 안정적인 운영을 위해 구성요소의 Risk를 관리하다 변압기를 교체함을 확인하였다. 표 8은 Case. 4에 유지보수 전략끼리 비교한 표이다.

4.5 Case Study 고찰

고장을 모의한 Case에서 구성 요소끼리 비교하면, 구성 요소의 CoF와 유지보수 방안이 달라지므로 생애주기 동안의 유지보수 전략에 따라 Risk 차이가 발생한 것을 확인하였다. 권선, OLTC, 부싱 순으로 구성 요소의 고장에 따라 변압기의 큰 영향을 미치기 때문에 RBM 방법을 적용하였을 경우, 더 큰 Risk를 저감할 수 있는 것을 확인하였다. 유지보수 비용으로 비교하면, 그림 18과 같이 생애주기동안 유지보수를 수행한 구성 요소 수에서 차이가 발생하므로 TBM 방식에서는 OLTC, 부싱, 냉각시스템에 대해서 유지보수를 적용하지만, RBM 방법은 Risk가 높은 구성 요소만을 적용하여 유지보수 비용이 절감되는 것을 확인하였다. 또한, 기업의 KPI에 따라 Risk 기준치를 변경함으로써 본 논문의 Case와 같이 50% 수준으로 Risk를 관리하여 유지보수 비용이 더 많이 요구되나 계통을 안정적으로 운영하거나 70% 수준으로 Risk를 관리하여 TBM과 비슷한 수준에서 계통을 운영하면서 유지보수 비용을 절감하는 등 기업의 전략적 목표에 따라 유지보수 계획 수립이 가능함을 확인하였다.