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문제 정의
- 본 논문에서는 배전계통에 분산전원이 연계된 경우 보호협조에 발생할 수 있는 문제점을 검토할 수 있는 보호협조 평가시스템을 제작하여 분산전원 연계에 따른 보호협조 시뮬레이션을 수행하였다. 분산전원의 연계를 고려하지 않는 기존의 방식 및 분산전원을 고려한 보호협조 방식을 비교하여 분산전원이 배전계통에 미치는 영향에 대하여 분석하였다.
제안 방법
- (1) 기존의 보호협조 방식은 각 보호기기의 최소동작 전류를 이용한 PU에서 동작시간을 판정하는 기존의 방식을 수정하여 후비보호기기와 같은 PU값(기준)에서 동작시간을 판정할 수 있도록 프로그램을 제작하였다. 이와 같이 동작시간차의 기준을 수정한 방식은 기존의 계전기의 복귀율을 고려한 번거로운 동작시간차의 계산을 수행하지 않고도 두 보호기기의 산술적인 동작시간 차이만으로 동작시간차를 산출할 수 있다.
- 제안한 보호협조 평가알고리즘을 바탕으로 제작한 보호협조 평가시스템은 그림 6과 같다. CB, R/C, DG(분산 전원 및 수용가 계전기) 등 각종 기기추가 및 선로를 편집하는 ICON을 이용해 사용자가 원하는 배전계통을 쉽게 모의할 수 있도록 C++를 이용하여 HMI(Human Machine Interface)프로그램으로 제작하였다. 표 5는 프로그램의 주요 기능으로서 분산전원의 연계 유·무에 따라 각 구간의 고장전류 및 전압강하 등의 기술계산을 수행할 수 있으며, 이를 바탕으로 배전계통의 보호협조를 정정 및 검토할 수 있다.
- 따라서 하나의 Feeder당 10MVA용량으로 최대부하전류가 252A일 때, 선로를 기준으로 부하전류가 반으로 감소한 126A인 지점에 R/C를 설치하였다. 각 보호기기의 정정치를 상정하기 위하여 계통의 고장전류를 산출한다. 그림 8은 고객 측에 사고가 발생한 경우의 정상 및 영상분 %임피던스 맵을 나타낸 것이다.
- 앞서 언급한 사고해석 알고리즘을 통하여 분산전원을 고려한 각 지점의 고장전류를 산출한다. 각 지점의 고장전류 및 부하전류를 산출하여 전위보호기기(R/C)와 후비보호기기(고객계전기) 사이의 정정치를 검토하고, TC특성곡선을 확인하여 전위보호기기와 후비보호기기가 협조시간차 이상의 시간을 갖고 동작하는지 보호협조를 판정한다. 협조가 가능하다면 문제가 없지만 협조가 불가능한 경우 기기의 TC특성곡선을 변경하여 동작시간을 조정하여 보호협조를 가능하도록 한다.
- 분산전원 연계로 인한 역 조류의 흐름 및 고장전류의 변화에도 현재 배전계통의 보호협조는 분산전원을 고려하지 않는 방식을 고수하고 있다. 따라서 계통에 연계되는 분산전원의 용량이 증가할수록 보호협조에 문제점이 발생할 가능성이 점차 커지고 있어 분산전원을 고려한 보호협조 평가알고리즘을 그림 5와 같이 제안하였다. 먼저 계통의 DATA를 수집하고, 보호기기의 종류를 선정한다.
- 보호협조 평가시스템에 그림 15와 같이 분산전원이 연계된 배전계통을 모의하였으며 설치된 보호기기의 정보는 표 9와 같다. 변전소 및 R/C, 고객계전기, 선로의 정보는 분산전원 연계 전과 같으며 분산전원 수용가계전기의 OCR은 경보전기의 강반한시 TC커브특성을 갖는 GCO-CI II D4를 사용하고 OCGR은 GCO-CI II D5를 사용하여 고객계전기와 그 타입을 같게 두었다. 연계된 분산전원은 풍력발전으로 용량 3MVA를 연계하였다.
- 분산전원(풍력발전, 3MVA)을 연계하기 전과 후, 기존의 정정치를 그대로 사용한 경우와 분산전원의 연계를 고려하여 정정치를 변경한 경우 보호협조를 판별하였으며 그 결과는 표 11과 같다. 모두 협조시간차를 만족하여 협조상의 문제점은 발생하지 않았다.
- 본 논문에서는 배전계통에 분산전원이 연계된 경우 보호협조에 발생할 수 있는 문제점을 검토할 수 있는 보호협조 평가시스템을 제작하여 분산전원 연계에 따른 보호협조 시뮬레이션을 수행하였다. 분산전원의 연계를 고려하지 않는 기존의 방식 및 분산전원을 고려한 보호협조 방식을 비교하여 분산전원이 배전계통에 미치는 영향에 대하여 분석하였다. 주요 연구결과를 요약하면 다음과 같다.
- 6)로 분산전원을 고려하여 정정치를 산정하는 경우 동작시간차에 여유가 생겨 보호협조에 긍정적인 영향을 미치는 것을 확인할 수 있었다. 분산전원이 연계 된 후 다른 보호기기들의 정정치 또한 분산전원을 고려하여 보호협조를 수행하였으며 보호협조에 큰 문제는 발생하지 않았다.
- 먼저 계통의 DATA를 수집하고, 보호기기의 종류를 선정한다. 앞서 언급한 사고해석 알고리즘을 통하여 분산전원을 고려한 각 지점의 고장전류를 산출한다. 각 지점의 고장전류 및 부하전류를 산출하여 전위보호기기(R/C)와 후비보호기기(고객계전기) 사이의 정정치를 검토하고, TC특성곡선을 확인하여 전위보호기기와 후비보호기기가 협조시간차 이상의 시간을 갖고 동작하는지 보호협조를 판정한다.
- 분산전원이 연계된 경우 2장에서 언급한 각 보호기기 들의 정정지침에 따라 보호협조 평가시스템으로 산출한 고장전류 및 부하전류를 이용하여 각 보호기기들의 정정치를 표 10과 같이 산정한다. 여기서 분산전원수용가 계전기는 그 정정지침이 따로 존재하지 않아 고객계전기의 부하전류 대신 분산전원의 최대공급(출력)전류를 이용하여 2장에서 언급한 고객계전기의 정정지침에 따라 정정하였다. R/C의 최대부하전류는 분산전원 연계 전 126A 였으나 연계 후, 분산전원의 출력용량(부하전류 75.
- 이 PU값을 변전소계전기의 TC특성곡선에 대입하여 그림 10과 같이 보호기기간의 동작시간을 판별한다. 여기서 주목할 사항은 기존의 보호협조 방식으로 변전소계전기의 동작시간을 후비보호기기인 R/C와 같은 PU값에서 구하지 않고, 변전소계전기의 최소동작전류를 이용한 PU에서 구하였다(각 보호기기의 최소동작전류로 PU를 산정함). 하지만 같은 기준에서 보호협조를 판별해야 하므로 기존의 방식을 수정하여 후비보호기기와 같은 PU값에서 동작시간을 판정할 수 있도록 그림 11과 같이 수정하였다.
- 그림 4는 배전계통의 보호협조를 위한 사고해석의 알고리즘으로 이 과정에서 발전기 기본식을 바탕으로 한 고장전류계산식을 이용하여 계산 값을 산출한다. 연계된 분산전원의 특성을 고려한 해당 변전소의 전원측, 변압기, 배전선로 등의 %임피던스를 구한 후, 사고지점을 기준으로 임피던스 맵을 작성하여 종류별 고장(3상단락, 선간단락, 1선지락 등)전류를 구한다.
- 현실적으로 전력공급자 및 고객 수·변전 설비 사이의 보호협조 검토는 배전선로 정보공유의 어려움으로 쉽지 않은 실정이며 어떤 도구로, 어떻게 보호협조를 검토해야 하는지 알 수 없었다. 이와 같은 배경하에 본 논문에서는 전력 공급자(전력회사 및 분산전원 공급자), 그리고 고객 측의 기술검토자가 PC에 간단히 설치하여 언제든 off-line 상에서 손쉽게 보호협조를 검토할 수 있도록 양방향 보호협조 평가시스템을 제작하였다. 보호협조 평가시스템에 분산전원이 연계된 배전계통을 모의하여 분산전원의 연계가 배전선로의 보호기기들(변전소와 선로의 리클로즈, 고객측 보호기기, 분산전원 수용가 보호기기 등) 간의 보호협조에 미치는 영향에 대해 검토하여 본 프로그램의 유용성을 확인하였다.
대상 데이터
- 순시, 지연으로 N1, N3 타입보다 동작시간에 여유가 있는 N2, N4 타입을 상과 지락고장 시에 모두 이용하였다. 고객계전기의 OCR 타입은 경보전기의 강반한시 TC커브특성을 갖는 GCO-CI II D4를 사용하고 OCGR은 GCO-CI II D5를 사용하였다.
- 보호협조 평가시스템으로 그림 7과 같이 분산전원이 연계되지 않은 배전계통을 모의하였으며, 설치된 보호기기의 정보는 표 6과 같다. 변전소계전기는 OMRON의 K시리즈 타입으로 K2CG-C를 사용하고, R/C의 보호기기타입은 일진전기의 IJB-VE(개조)를 사용하였다. 순시, 지연으로 N1, N3 타입보다 동작시간에 여유가 있는 N2, N4 타입을 상과 지락고장 시에 모두 이용하였다.
- 보호협조 평가시스템으로 그림 7과 같이 분산전원이 연계되지 않은 배전계통을 모의하였으며, 설치된 보호기기의 정보는 표 6과 같다. 변전소계전기는 OMRON의 K시리즈 타입으로 K2CG-C를 사용하고, R/C의 보호기기타입은 일진전기의 IJB-VE(개조)를 사용하였다.
- 변전소계전기는 OMRON의 K시리즈 타입으로 K2CG-C를 사용하고, R/C의 보호기기타입은 일진전기의 IJB-VE(개조)를 사용하였다. 순시, 지연으로 N1, N3 타입보다 동작시간에 여유가 있는 N2, N4 타입을 상과 지락고장 시에 모두 이용하였다. 고객계전기의 OCR 타입은 경보전기의 강반한시 TC커브특성을 갖는 GCO-CI II D4를 사용하고 OCGR은 GCO-CI II D5를 사용하였다.
성능/효과
- (2) 분산전원 연계 전과 후 아날로그 타입의 고객계전기(OCR, OCGR) 및 분산전원 수용가계전기와 R/C 간의 한시 협조는 고객 측 한시 Lever가 1미만 값으로 선정(시한차가 작아져)되어 외부충격 (진동)에 의한 보호기기의 오동작의 가능성이 있어 보호협조에 어려움이 있음을 확인하였다. 따라서 특고압 퓨즈, 디지털 타입의 계전기 타입 적용, R/C의 설치 위치나 협조곡선의 변경 등 보완이 필요함을 확인하였다.
- 하지만 분산 전원의 연계용량이 증가됨에 따라 분산전원이 사고전류 및 부하전류의 변화에 기여함으로써 동작 시간차에 변화가 발생하므로 기기들의 오·부동작을 야기할 가능성이 있음을 확인하였다. 따라서 분산전원 연계 시, 지속적인 최적의 보호협조를 할 수 있도록 제안한 보호협조 평가알고리즘의 유용성을 확인하였다.
- 0배 사이로 이에 따른 R/C의 최소동작전류 값은 분산전원 연계 전보다 최대 360A만큼의 차이가 존재한다. 따라서 분산전원이 연계되기 전 단락사고 시 R/C의 최소동작시간은 400A였으나 분산전원을 고려한 경우 R/C최소동작전류는 200A로 감소하였다.
- (2) 분산전원 연계 전과 후 아날로그 타입의 고객계전기(OCR, OCGR) 및 분산전원 수용가계전기와 R/C 간의 한시 협조는 고객 측 한시 Lever가 1미만 값으로 선정(시한차가 작아져)되어 외부충격 (진동)에 의한 보호기기의 오동작의 가능성이 있어 보호협조에 어려움이 있음을 확인하였다. 따라서 특고압 퓨즈, 디지털 타입의 계전기 타입 적용, R/C의 설치 위치나 협조곡선의 변경 등 보완이 필요함을 확인하였다.
- 이와 같은 배경하에 본 논문에서는 전력 공급자(전력회사 및 분산전원 공급자), 그리고 고객 측의 기술검토자가 PC에 간단히 설치하여 언제든 off-line 상에서 손쉽게 보호협조를 검토할 수 있도록 양방향 보호협조 평가시스템을 제작하였다. 보호협조 평가시스템에 분산전원이 연계된 배전계통을 모의하여 분산전원의 연계가 배전선로의 보호기기들(변전소와 선로의 리클로즈, 고객측 보호기기, 분산전원 수용가 보호기기 등) 간의 보호협조에 미치는 영향에 대해 검토하여 본 프로그램의 유용성을 확인하였다.
- . 분산전원을 고려한 경우 동작시간 차는 18.4사이클(28.8-10.4)이며, 분산전원을 고려하지 않은 경우 동작시간 차는 17.2사이클(31.8-14.6)로 분산전원을 고려하여 정정치를 산정하는 경우 동작시간차에 여유가 생겨 보호협조에 긍정적인 영향을 미치는 것을 확인할 수 있었다. 분산전원이 연계 된 후 다른 보호기기들의 정정치 또한 분산전원을 고려하여 보호협조를 수행하였으며 보호협조에 큰 문제는 발생하지 않았다.
- 하지만 분산 전원의 연계용량이 증가됨에 따라 분산전원이 사고전류 및 부하전류의 변화에 기여함으로써 동작 시간차에 변화가 발생하므로 기기들의 오·부동작을 야기할 가능성이 있음을 확인하였다.
- 하지만 분산전원이 연계됨에 따라 사고전류 및 부하전류의 변화에 기여함으로써 기존 협조방식의 세팅 값들이 보호기기들의 작동을 민감하거나 혹은 둔감하게 하여 기기들의 오·부동작을 야기할 가능성이 있음을 확인하였다.
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