송전제약을 고려한 최적 지역 분할 및 예비력 평가 알고리즘 개발

Abstract

본 학위논문에서는 지역 예비력(Zonal reserve)을 운영하기 위한 지역(Zone) 설정 방법에 관해 연구한다. 지역 예비력은 송전혼잡에 의해 구분되는 어떤 지역 내부에서 발생할 수 있는 사고에 대비하기 위해 확보하는 예비력이다. 송전혼잡이 발생하면 외부로부터 예비력을 공급받을 수 없기 때문에, 계통 신뢰도를 제고하기 위해서는 송전혼잡을 고려한 별도의 지역 예비력 산정이 필요하다. 이렇게 특정 지역의 예비력이 필요한 상황은 이 지역이 다른 지역에 대한 발전 의존도가 높을 때 특히 심화된다. 현재 국내 계통은 특정 지역의 예비력을 따로 고려할 필요가 없는데, 이를 고려하지 않더라도 사고 시 타 지역으로부터 공급받을 수 있는 예비력과 지역 내 예비력의 합이 지역 내 사고를 감당할 만큼 충분하기 때문이다. 하지만 정책대로 2030년의 목표만큼 신재생 에너지가 대량 병입되고 나서는 상황이 달라진다. 신재생 에너지 발전이 자원의 부존도, 지대, 정치적 이유로 수도권 외 지역에 편중되고, 신재생 에너지의 기동 우선순위가 수도권 지역의 발전기 기동 우선순위보다 높기 때문에 수도권의 타 지역 발전 의존도는 현재보다 더 높아진다. 이 상태에서 1차 사고로 수도권을 잇는 융통 전력의 여유량이 없어지고, 2차 사고가 발생하면 수도권 내부에 발전기들이 기동되어 있지 않은 상황이기 때문에 사고에 대비할 수 없게 된다. 지역 예비력을 운영하기 위한 지역의 설정에 관한 연구에서는 주로 송전선에 대한 PTDF(Power Transfer Distribution Factor), LMP(Locational Marginal Pricing), 전기적 거리를 지표로 삼아 모선들을 지역으로 군집화한다. 하지만 이 지표들을 가지고 어느 정도로 지역을 구분하여, 실제 2차 사고에 대비할 수 있을 것인지가 불명확하다는 한계가 있다. 본 연구에서는 지역 구분 후보를 휴리스틱(Heuristic) 기법으로 도출하고 이 중에서 실제 사고에 대비할 수 있는 최소 지역 분할안을 선택하는 방법론을 제시한다. 지역을 설정할 때 가장 중요한 것은 송전 혼잡이 자주 발생하는 송전선이다. 이 송전선의 조류에 미치는 영향을 기준으로 지역 분할의 후보를 도출하기 위해 본 연구에서는 CDF(Congestion Distribution Factor)를 사용하였다. CDF는 모선의 출력 변화가 송전선의 조류에 미치는 영향을 나타내는 PTDF를 정규화한 것으로 기준 모선 설정에 따른 값의 변화에 영향이 없어 지표로 활용하기에 적절하다. 주요 송전선에 대한 CDF를 기반으로 계층 군집화를 수행하여 계통을 tree 구조로 구분할 수 있다. 이 구조에서 군집화 수준에 따라 계통을 복수의 지역으로 구분할 수 있는데, 수준이 낮을수록 계통이 작게 나뉜다. 본 연구에서는 계통을 한 지역에서 군집화의 수준을 낮춰 여러 지역으로 나눠가면서 2차 사고에 대비할 수 있는지 안전 제약 기동 정지 계획(Security-Constrained Unit Commitment)으로 검증하여 최소 지역 분할안을 결정한다. 2차 사고에 대비할 수 있는 지역 분할안이 나오면 요구되는 예비력을 운영할 수 있기 때문에 더 이상 계통을 잘게 나누어 예비력을 운영할 필요가 없어 그 수준에서 지역 분할안이 결정된다. 이와 같은 지역 설정 방법을 2,048개 모선을 둔 국내 계통에 적용하여 결과를 확인하였다. 현재 계통에는 지역 예비력을 따로 구비하지 않아도 문제가 없으나 2030년에 예상되는 신재생 에너지 용량과 지역적 분포를 기반으로 모의를 하면, 계통 전체에 대한 예비력만 운영할 시 중간 부하대에서 2차 사고에 공급 지장이 발생한다. 반면, 본 연구에서 제안하는 방법을 통해 지역 예비력을 운영하면 공급 지장이 발생하지 않는다. 이때, 지역 예비력을 확보하면 그 비용이 증가하는 것을 확인할 수 있는데, 이는 신뢰도 비용의 증가를 의미한다. 이 비용을 줄이기 위해서 계통에 ESS와 같은 유연성 자원을 도입할 시 경제적으로 지역 예비력을 확보할 수 있음을 모의로 확인하였다. 본 연구는 국가 간 계통 연계, HVDC, ESS 설치 등의 계통 계획 시에도 운영적 방법론으로 적용할 수 있다. 또한 본 연구는 국내 전력 계통의 선진화 과정에 요구되는 지역별 가격 체계 연구의 기초 자료로 활용될 수 있을 것이다.

In this thesis, the use of zone determination to operate the zonal reserve is studied. Zonal reserve is a secured reserve to prepare for contingencies that can occur in any region that is isolated by transmission congestion. If transmission congestion occurs, reserve power cannot be delivered from other regions. Therefore, in order to improve system reliability, it is necessary to introduce zonal reserve requirements considering transmission congestion. This need for reserve capacity in a particular region is intensified when there is a high degree of dependence on the power generated in other region or regions. Currently, the South Korean power system does not need to consider the zonal reserve, because, even if this is not taken into consideration, the sum of reserves that can be supplied from other regions and its own reserve is sufficient to cover even the largest contingency in the region. However, the condition will be different after the large-scale introduction of renewable energy by the year 2030 to achieve the goal of energy policy. Renewable energy is generated in non-metropolitan areas because of the abundance of resources, attractive land prices, and political reasons. Furthermore, the priority of commitment towards renewable energy is higher than that towards conventional energy generator in the Seoul metropolitan area; hence, generation dependence on other regions will be much higher than it is currently. In this scenario, if there is no margin to deliver energy from other region reserves to the Seoul metropolitan area in the first contingency, and the use of the reserves within this area is also not feasible in the second contingency because of inactivated generators, then zonal reserves need to be considered. In the related studies on zone determination for zonal reserve, primarily the power transfer distribution factor (PTDF), locational marginal pricing (LMP), and electrical distance are used as indexes to cluster the buses into zones. The adequacy of these indexes to divide the system into zones is ambiguous as they may not be sufficient to assess the preparedness for the second contingency. In this paper, a heuristic method for deriving zone segmentation candidates and the zone determination among segmentation candidates having minimum number of zones for the contingency is proposed. The most important factor in zone determination is the transmission line that is frequently congested. Congestion distribution factor (CDF) is used in this study to derive zone segmentation candidates based on the effect of transmission flows. CDF is a normalization of PTDF that shows the sensitivity to the change in bus power in the transmission flow. CDF can be used as an index because there is no influence of the value according to the reference bus. Based on the CDF for the largely congested transmission lines, hierarchical clustering is performed, and the system can be classified into a tree structure. In this structure, depending on the level of clustering, the system can be divided into multiple zones. The lower the level, the smaller the system. In this study, the system is divided into several zones by lowering the level of clustering in one region, and the Security-Constrained Unit Commitment algorithm is used to determine the minimum zone segmentation by confirming whether it is able to prepare for the second contingency. If the zone segmentation that can prepare for a second contingency is verified, it is not necessary to divide the zones into smaller groups, because the required reserve can be operated. The proposed method is applied to the South Korean system with 2,048 buses. Currently, there is no problem in the system, but if the entire system reserve is operated along with the estimated renewable energy capacity, and regional distribution in the year 2030, the abovementioned second contingency results in unserved energy in middle load. On the other hand, if zonal reserve is applied according to the proposed method, there will be no unserved energy despite the second contingency. It can be confirmed that the operation cost increases when the zonal reserve is secured, which means an increase in the reliability cost. In order to reduce this cost, it is simulated that zonal reserve is economically secured when introducing flexible resources such as ESS(Energy Storage System) into the system. This study can be easily applied to planning the operational methodology of the system including various future issues such as inter-country grid connection, HVDC(High Voltage Direct Current), and ESS. In addition, this study can be used as a basic zonal price system study required for the advancement process of South Korean power market system.