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제안 방법
- 상정대안별 경제성 비교를 위해 과 같이 검토전제를 적용하고, EUAC((Equivalent Uniform Annual Cost) Method를 각 전력 설비건설비에 적용하여 2018년 단 1년의 경우에만 비용을 산출하여 각 대안의 경제성을 비교하였다.
- 6%를 적용하여 <표1>과 같이 반영하였다. 시뮬레이션시 주요 고려사항은 적정 전력공급신뢰도는 LOLP 0.5일/년, 제주 전력계통은 육지계통에서 전력수전만 가능한 것으로 하였고, 제주 추가 직류연계선의 설비용량은 상정고장을 고려하여 250MW로 상정하였다.
- 시뮬레이션은 전력공급신뢰도와 발전원별 출력을 바탕으로 2007년 발전기별 운전비를 반영하여 상정대안별 경제성 평가를 하였다.
- <그림2> 연도별 발전원 MIX전망은 발전기 특성 모델과 연료비를 반영한 시뮬레이션 결과물이며, 제주지역 발전기의 운전비는 한전 전력 수급처의 '07년 발전기 운전실적과 SMP을 평균하여 적용하였다. 제주지역 발전기별 운전비 적용치는 OIL발전 119.
- 이번 연구에서는 제3차 전력수급기본계획의 제주 전력수요전망, 발전설비계획을 기본전제로 하여 제주 전력계통은 육지계통에서 전력 수전만 가능한 운전조건을 주어 시뮬레이션하여 결과를 도출하였다.
- 제 1안은 현 제3차 전력수급기본계획과 동일하며, 제2-1안은 2011년 제주 추가 직류연계선만 건설되는 경우로서 설비용량 250MW, 제2-2안은 2011년, 2017년 제주 추가 직류연계선이 건설되는 경우로서 설비용량은 각각 250MW 150MW, 제3안은 2013년 LNG발전소만 건설되는 경우로서 설비용량 300MW를 적용하였다.
대상 데이터
- 2007년 제주지역 부하실적을 분석하여 과 같은 부하곡선을 전력수요 모델에 반영하였다 .
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