Development of a Methodology to Evaluate the Impact of East-West Facing Photovoltaic Systems on Power System Operation

Yong-Ha Kim; Gyu-Rim Han; Hye-Seon Lee; Yu-ri Kim

doi:10.7836/kses.2023.43.5.019

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Research Article

Journal of the Korean Solar Energy Society. 30 October 2023. 19-32
https://doi.org/10.7836/kses.2023.43.5.019

Development of a Methodology to Evaluate the Impact of East-West Facing Photovoltaic Systems on Power System Operation

동서향으로 배치된 태양광발전시스템이 전력계통의 운용에 미치는 영향 평가 방법론 개발

Yong-Ha Kim¹

Gyu-Rim Han²

Hye-Seon Lee³

Yu-ri Kim²^*

김 용하¹

한 규림²

이 혜선³

김 유리²^*

¹Professor, Department of Electrical Engineering, Incheon National University

²MS Candidate, Department of Electrical Engineering, Incheon National University

³Senior Researcher, Distribution Lab

¹인천대학교 전기공학과, 교수

²인천대학교 전기공학과, 석사과정

³배전연구소, 선임보연구원

^{*Corresponding Author}

ABSTRACT

This study analyzed the effect of the east-west facing photovoltaic power generation system on the power system, expressed it as a quantitative indicator, and presented a calculation method through optimal power flow. In addition, we developed an algorithm that can quantitatively evaluate the effect of the east-west facing photovoltaic power generation system on the power system by monetizing the quantitative indicators and calculating the benefits of the east-west facing photovoltaic power generation system.

Keywords

East-west facing

Photovoltaic

Power system

Quantitative evaluation

키워드

동서향

태양광

전력계통

정량적 평가

MAIN

1. 서 론
2. 전력계통 영향 분석을 통한 동서향 배치 태양광발전 평가 방법론
2.1 동서향 배치 태양광발전의 전력계통 영향 분석
2.2 동서향 배치 태양광발전의 영향 평가를 위한 정량지표 산정
2.3 편익산정을 통한 전력계통 영향 평가
3. 사례연구
3.1 전력계통 설계 및 입력자료
3.2 동서향 배치 태양광발전의 영향 평가를 위한 정량지표 산정 결과
3.3 정량지표의 비용 환산 결과 및 동서향 태양광발전의 편익 산정
4. 결 론

기호 및 약어 설명

$C_{T, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 계통 전체의 총 운전비용[원/h]

$N$ : 중앙급전발전설비 수[대]

$α_{i}, β_{i}, γ_{i}$ : 중앙급전발전설비 $i$ 의 2차, 1차 열소비 계수 및 상수

$P_{C G, i, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 중앙급전발전설비 $i$ 의 발전량[MWh]

$U C_{i}$ : 중앙급전발전설비 $i$ 의 열량단가[원/BTU]

$P_{T, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 계통 전체의 총발전량[MWh]

$P_{L o a d}$ : 계통 전체 부하(수요)[MWh]

$P_{L o s s, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 계통 전체 송전손실[MWh]

$U R_{l, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 $l$ 선로에서의 선로 이용률[%]

$P F_{l, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 $l$ 선로의 전력조류[MVA]

$Y N_{l, *}$ : $*$ 태양광발전설비 보급 시 $l$ 선로의 신증설 필요 여부 판별값

$T_{l}^{L M T}$ : $l$ 선로의 정격용량[MVA]

$H$ : 전력계통 영향 평가 고려 기간[hour]

$L$ : 송전선로 수[개]

하첨자 설명

$S$ : 정남향 태양광발전설비를 보급하는 경우

$E W$ : 동서향 태양광발전설비를 보급하는 경우

1. 서 론

국제사회는 기후위기 대응을 위해 지구평균 기온의 상승을 제한하는 것을 목표로 탄소중립을 선언하고, 이를 실현하기 위하여 정부뿐만 아니라 기업에서도 RE100 (Renewable Energy 100%) 선언 등 다방면으로 노력해오고 있다¹⁾. 그러나 ‘기후변화에 관한 정부 간 협의체(Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC) 제6차 평가보고서 종합보고서’에 따르면 가까운 미래(2021 ~ 2040년)에 지구의 온도 상승이 1.5℃에 도달할 것으로 전망하면서, 에너지 부문에서의 단기 대응 방안으로 광범위한 전기화(Electrification)와 화석연료 사용의 상당한 감소 등을 제시하였다²⁾. 따라서 태양광(Photovoltaic, PV) · 풍력 등 재생에너지 발전의 역할이 더욱 중요해지는 시점이다. 그러나 태양광발전이 확대될수록 짧은 시간대에 발전량이 편중되는 현상이 심화되기 때문에 전력계통의 운용에 불안정을 초래한다. 이에 대한 대안으로 유럽에서는 발전량을 분산시키면서 면적 대비 발전량을 증대할 수 있는 동서향으로 설치된 태양광발전시스템에 주목하고 있다. 국내 태양광 설비의 시공 기준은 모듈의 일조면을 정남향 방향으로 하는 것을 원칙으로 하며, 불가한 경우에만 동쪽 또는 서쪽으로 45도 이내로 제한하여 설치할 수 있었으나³⁾ 2023년 12월 신재생에너지 설비 지원 등에 관한 지침의 개정으로 이러한 규제가 단계적으로 완화되면서 앞으로는 동 · 서향으로도 모듈을 설치할 수 있을 것으로 예상된다⁴⁾. 따라서 본 논문에서는 정남향으로 설치한 태양광발전시스템을 보급하는 경우와 비교하여 동서향으로 배치된 태양광발전시스템을 보급하는 경우에 전력계통에 미치는 영향을 정량적으로 평가할 수 있는 방법론을 개발하였다. 즉, 동서향 태양광발전이 계통에 미치는 영향을 분석하고 이를 나타낼 수 있는 정량지표를 선정하여 최적조류계산을 통해 산정하는 방안을 제시하였으며, 각각의 영향을 일괄적으로 평가하기 위하여 정량지표를 비용으로 변환한 뒤 편익을 산정하는 방법을 제안하여 동서향 태양광발전이 전력계통의 운용에 미치는 영향을 정량적으로 평가할 수 있도록 하였다.

2. 전력계통 영향 분석을 통한 동서향 배치 태양광발전 평가 방법론

2.1 동서향 배치 태양광발전의 전력계통 영향 분석

태양광발전의 출력은 일사량, 온도, 습도 등 기상상태와 태양광 모듈의 종류, 설치 각도, 설치 지역 등 시스템 설계 조건에 의해 영향을 받으므로 하루 중 태양의 위치가 변화함에 따라 정남향으로 설치한 태양광발전시스템(이하 정남향 PV)에서는 한낮에 발전량이 가장 크게 나타나며, 동서향으로 설치한 태양광발전시스템(이하 동서향 PV)에서는 오전 또는 오후에 발전량이 가장 크게 나타난다⁵⁾. 따라서 정남향 PV가 대부분인 현 계통에서 정남향 PV를 추가 보급하게 된다면 한낮에 발전량이 집중되는 현상은 심화되고, 동서향 PV를 보급하게 된다면 이러한 현상을 완화할 수 있을 것으로 예견된다. 이와 같은 차이에 의해 태양광발전시스템이 발전기의 기동정지계획(Unit Commitment, UC), 다른 발전원의 설비운영, 예비력 확보량, 송전 손실 등의 전력 수급균형 측면과 과부하, 송전혼잡 등 송전망의 안정성 측면에서 전력계통에 영향을 미치는 정도가 달라진다. 본 논문에서는 이 중에서 다음의 5가지 측면에 대해 정남향 PV와 비교하여 동서향 PV가 전력계통에 어떠한 영향을 미치는지 검토하는 것으로 하였다.

첫째, 에너지원별 발전량에 영향을 미친다. 정남향 PV와 동서향 PV의 하루 발전량 패턴은 서로 다른 양상을 보이기 때문에, 같은 시간대이어도 태양광 발전량에는 차이가 있다. 그런데 전력은 전력수요에 맞추어 생산되므로 태양광 발전량에 따라 다른 에너지원의 발전량에 미치는 영향의 정도가 다르게 된다.

둘째, 전력계통의 운용 유연성에 영향을 미친다. 앞서 기술한 것과 같이 정남향 PV는 짧은 시간대에 발전량이 집중되는 특성을 보인다. 이로 인해 석탄화력 등 전통 발전원은 제약을 받으며, 이는 전력계통의 유연성 확보를 필요로 한다. 하지만 동서향 PV의 발전량은 비교적 고르게 분포되어 있어 전력계통을 보다 유연하게 운용할 수 있다.

셋째, 송전선로의 혼잡도에 영향을 미친다. 송전선로의 혼잡은 전력의 생산과 소비의 크기 및 위치 등에 의하여 발생하며, 전력계통의 구성에 따라 혼잡도가 결정된다. 가령 수요지로부터 멀리 떨어진 태양광발전소의 경우, 발전량이 많을수록 송전선로의 혼잡에 크게 기여한다. 따라서 정남향 PV로만 구성된 계통과 동서향 PV가 일부 포함된 계통에서 송전선로의 혼잡은 다르게 나타난다.

넷째, 송전선로의 투자 결정에 영향을 미친다. 정남향 PV는 한낮에 최대로 발전하기 때문에 이를 수용할 수 있는 송전선로가 필요하다. 하지만 대부분의 시간대에서는 그보다 훨씬 적은 조류가 흐른다는 문제가 있다. 반면에 동서향 PV는 발전량이 분산되어 있어 더 적은 용량의 송전선로가 필요하므로 송전선로 확충 용량 등 투자 결정에 영향을 미친다.

마지막으로, 송전선로에서 발생하는 손실에 영향을 미친다. 이는 전력계통의 구성에 따라 결정되는데, 정남향 PV로만 구성된 계통과 동서향 PV가 일부 속한 계통에서 각 발전기가 다르게 출력을 내기 때문에 송전선로에 흐르는 전력조류도 달라진다. 이로 인해 각 송전선로의 손실이 다르게 발생하므로 결과적으로는 태양광 모듈의 설치 방향이 계통 전체에서 발생하는 송전 손실에 영향을 미친다.

동서향 PV의 도입 가능성을 검토하기 위해서는 이처럼 동서향 PV가 전력계통에 미치는 영향을 객관적으로 분석할 수 있는 정량평가가 필요하다. 따라서 본 논문에서는 앞서 기술한 5가지의 전력계통 영향을 정량적으로 평가하는 방법을 제안하고자 한다.

2.2 동서향 배치 태양광발전의 영향 평가를 위한 정량지표 산정

2.1절에서 기술한 5가지 측면에서 동서향 PV가 전력계통에 미치는 영향을 정량적으로 평가하기 위해서는 평가의 기준이 되는 지표가 필요하므로 본 논문에서는 1) 에너지원별 중앙급전발전설비의 발전량 변화량, 2) 계통 유연성 향상률, 3) 송전선로 혼잡 기여율, 4) 신증설이 필요한 송전선로, 5) 송전 손실의 변화량을 정량지표로써 선정하였다. 그리고 각 지표는 PowerWorld Simulator의 최적조류계산(Optimal Power Flow, 이하 OPF) 결과를 통해 산정하였으며, 본 논문에서 OPF는 전력 수급조건, 발전기 출력의 상 · 하한치 제약, 선로조류 제약을 만족하면서 운전비용을 최소화하는 발전기의 출력을 결정하는 것으로 다음과 같이 정식화된다.

(1)

M i n i m i z e C_{T, *} = \sum_{i = 1}^{N} (α_{i} \cdot P_{C G, i, *}^{2} + β_{i} \cdot P_{C G, i, *} + γ_{i}) \cdot U C_{i}

(2)

S u b j e c t t o P_{T, *} - P_{L o a d} - P_{L o s s, *} = 0, P_{C G, i}^{\min} \leq P_{C G, i, A S T} \leq P_{C G, i}^{\max}, P F_{l, *} \leq T_{l}^{L M T}

OPF를 통해 정량지표를 산정하는 절차는 다음의 8단계로 하였다.

(1) 단계 1 : 시뮬레이션을 위한 전력계통의 설계

시뮬레이션을 위해서 평가하고자 하는 대상 계통을 PowerWorld Simulator 상에 설계하고, OPF를 위해 식(1)의 각 발전기 운전비용과 식(2)의 제약조건을 설정하였다. 이때 계통에 투입된 발전설비는 이미 보급된 상태인 태양광발전설비(이하 기존 PV 설비), 새로 보급된 정남향 또는 동서향의 태양광발전설비(이하 신규 PV 설비), 그리고 중앙급전발전설비(Centrally Dispatched Generating Unit, 이하 CG 설비)로 구분되며, 신규 PV 설비에 따라 정남향 PV로만 구성된 계통(이하 정남향 PV 계통)과 동서향 PV가 일부 속한 계통(이하 동서향 PV 계통)의 두 전력계통을 설계하였다.

(2) 단계 2 : 각 CG 설비의 출력을 결정하기 위한 OPF 수행

전력수요에서 태양광 발전량을 제외한 나머지는 CG 설비가 모두 충당하는 것으로 하였다. 따라서 태양광발전설비의 출력은 시뮬레이션 시점에서의 태양광 발전량으로 고정하여 OPF를 수행하였으며, 그 결과로부터 앞서 선정한 5가지의 정량지표를 단계 3 ~ 7에 따라 산정하였다.

(3) 단계 3 : 에너지원별 CG 설비의 발전량 변화량 산정

에너지원별 CG 설비의 발전량 변화량[MWh] $(∆ P_{C G, i})$ 은 같은 CG 설비 $i$ 에 대하여 정남향 PV 계통에서의 발전량과 동서향 PV 계통에서의 발전량 차이로 산정되며, 계산식은 식(3)과 같다.

(3)

∆ P_{C G, i} = P_{C G, i, S} - P_{C G, i, E W} (i = 1, \dots, N)

(4) 단계 4 : 계통 유연성 향상률 산정

계통 유연성 향상률[%] $(P F I)$ 은 정남향 PV 계통에서의 CG 설비의 총발전량에 대한 동서향 PV 계통에서의 CG 설비의 총발전량 변화율로 산정되며, 계산식은 식(4)과 같다.

(4)

P F I = \frac{P_{C G, T, E W} - P_{C G, T, S}}{P_{C G, T, S}} \cdot 100

여기서 CG 설비의 총발전량[MWh] $(P_{C G, T, *})$ 은 계통에 투입된 모든 CG 설비의 발전량을 합산한 것으로, 식(5)과 같다.

(5)

P_{C G, T, *} = \sum_{i = 1}^{N} P_{C G, i, *} (단, * = S 또는 E W)

(5) 단계 5 : 송전선로 혼잡 완화율 산정

송전선로 혼잡 완화율[%] $(T C R_{l})$ 은 정남향 PV 계통과 동서향 PV 계통 각각에서 동일한 송전선로에 대한 선로 이용률[%] $(U R_{l, *})$ 의 차이를 말하며, 계산식은 식(6)과 같다.

(6)

T C R_{l} = U R_{l, S} - U R_{l, E W} = (\frac{P F_{l, S} - P F_{l, E W}}{T_{l}^{L M T}}) \cdot 100 (l = 1, \dots, L)

(6) 단계 6 : 신증설이 필요한 송전선로 판별

송전선로의 신증설 판별 기준은 선로의 정격용량으로 하였다. 즉, 송전선로에 흐르는 조류가 정격용량을 초과하는 경우 송전선로의 신증설이 필요한 것으로 판별하였으며, 이 경우 식(7)의 값은 1에 해당한다.

(7)

Y N_{l, *} = \{\begin{cases} 1, P F_{l, *} > {T_{l}}^{L M T} \\ 0, P F_{l, *} \leq {T_{l}}^{L M T} \end{cases} (l = 1, \dots, L)

(7) 단계 7 : 송전 손실의 변화량 산정

송전 손실의 변화량[MWh] $(∆ P_{L o s s})$ 은 정남향 PV 계통과 동서향 PV 계통에서 각각 발생한 총 송전 손실의 차이로 산정하였으며, 계산식은 식(8)과 같다.

(8)

∆ P_{L o s s} = P_{L o s s, S} - P_{L o s s, E W}

(8) 단계 8 : 단계 2 ~ 7의 과정을 태양광발전 가능 시간대에 대하여 일정 시간 단위로 반복 수행

단계 2 ~ 7의 결과는 특정 시점에 관한 결과이므로 어떤 기간 동안 전력계통에 미치는 영향을 평가하기 위해서 위 과정을 반복하여 각 시점에서의 정량지표를 산정하였다.

2.3 편익산정을 통한 전력계통 영향 평가

2.2절에서 산정된 지표는 단위가 다르므로 이를 종합평가하기 위해서는 단위를 통일할 필요가 있다. 따라서 본 논문에서는 각각의 정량지표를 1) 연료 회피 비용, 2) 발전 유연성 기여 비용, 3) 송전선로 혼잡 회피 비용, 4) 송전선로 건설 회피 비용, 5) 송전 손실 저감 비용으로 비용화하였으며, 이를 종합하여 동서향 PV의 편익을 산정하였다. 그리고 그 결과를 통해 전력계통에 얼마큼 긍정적 또는 부정적 영향을 미치는지 평가할 수 있도록 하였다. 본 논문에서 각 비용의 정의와 산정식은 다음으로 하였다.

(1) : 연료 회피 비용 $(F A)$

에너지원별 CG 설비의 발전량은 CG 설비에 의해 생산되는 전력의 경제성을 결정한다. 따라서 에너지원별 CG 설비 발전량이 변화함에 따라 CG 설비로 전력을 생산하기 위해 들어가는 비용의 변화를 연료 회피 비용으로 정의하여 식(9)과 같이 산정하였다.

(9)

F A = \sum_{h = 0}^{H} \sum_{i = 1}^{N} (∆ P_{C G, i, h} \cdot 에너지원별 연료비 {단가}_{h})

(2) : 발전 유연성 기여 비용 $(P F C)$

CG 설비의 발전량이 많을수록 전력계통을 더 안정적으로 운용할 수 있다. 따라서 계통 유연성 향상률만큼 CG 설비의 총발전량이 변화함에 따라 발생하는 비용을 발전 유연성 기여 비용으로 정의하여 식(10)과 같이 산정하였다.

(10)

P F C = \sum_{h = 0}^{H} (\frac{P_{C G, T, S}}{100} \cdot P F I \cdot 계 통 한 {계가격}_{h})

(3) : 송전선로 혼잡 회피 비용 $(T C A)$

송전선로에 전력조류가 적게 흐를수록 송전선로의 혼잡에 기여하는 정도가 낮고, 송전선로의 혼잡을 해소하기 위해 드는 비용이 적다. 이러한 비용의 변화를 송전선로 혼잡 회피 비용으로 정의하였다. 산정 방법은 먼저 각 송전선로에서의 혼잡 회피 비용을 산정하고 이를 합산하여 해당 시점에서의 송전선로 혼잡 회피 비용 $(T C A_{h})$ 을 식(11)과 같이 산출하였다.

(11)

T C A_{h} = \sum_{l = 1}^{L} (T C R_{l} \cdot l 선로 길이 \cdot 송전망 건설단가)

다음으로 이를 계통 영향 평가를 하고자 하는 기간 $(H)$ 에 대하여 같은 방식으로 산출한 뒤 절댓값을 취하여 가장 큰 비용이 발생하는 시점 $(h')$ 을 찾았다. 그리고 해당 시점에서의 비용 $(T C A_{h'})$ 을 송전망의 수명으로 나눈 결과를 최종적으로 송전선로 혼잡 회피 비용 $(T C A)$ 으로 하였으며, 계산식은 식(12)과 같다.

(12)

T C A = \frac{T C A_{h'}}{송전망 수명}

(4) : 송전선로 건설 회피 비용 $(A C T)$

송전선로에 흐르는 조류가 선로의 정격용량을 초과하는 경우 송전선로의 신설 또는 증설이 필요하며, 전력계통의 구성에 따라 신증설이 필요한 송전선로가 결정된다. 이처럼 송전선로의 건설을 위해 들어가는 비용의 변화를 송전선로 건설 회피 비용으로 정의하였다. 즉, 송전선로 건설 회피 비용은 정남향 PV 계통과 동서향 PV 계통의 송전선로 건설비용 차이로 식(13)과 같이 산정하였다.

(13)

A C T = G C_{S} - G C_{E W}

이때 송전선로 건설비용 $(G C_{*})$ 은 각 시점에 대하여 신증설이 요구되는 송전선로와 같은 길이의 송전선로를 건설하였을 때 드는 총비용을 산출하고, 이를 계통 영향 평가를 하고자 하는 기간 $(H)$ 에 대하여 같은 방식으로 산출한 뒤 그중 최대값을 송전망의 수명으로 나눈 결과를 해당 계통에서의 송전선로 건설비용으로 산정하였다.

(14)

G C_{A S T} = \frac{1}{송전망 수명} \cdot H 기간 중 [\sum_{l = 1}^{L} (Y N_{l, *} \cdot l 선로 길이 \cdot 송전망 건설단가)] 의 최 대값

(5) : 송전 손실 저감 비용 $(T L R)$

송전 손실이 변화함에 따라 소비단에서 활용할 수 있는 전력량이 달라지며 이로 인해 발생하는 비용의 변화를 송전 손실 저감 비용으로 정의하여 식(15)과 같이 산정하였다.

(15)

T L R = \sum_{h = 0}^{H} (∆ P_{L o s s, h} \cdot 전력량 요금 {단가}_{h})

이처럼 식(9), (10), (12), (13), (15)과 같이 비용화된 정량지표를 통해 동서향 PV의 편익 $(B_{E W})$ 은 식(16)과 같이 산정하였다.

(16)

B_{E W} = F A + P F C + T C A + A C T + T L R

3. 사례연구

태양광의 발전 패턴은 1일 단위로 변화하기 때문에 본 논문에서는 제안한 알고리즘에 따라 1시간 단위로 OPF를 수행하여 1일(24시간)에 대한 계통 영향 평가를 함으로써 연구 결과의 유용성을 검증하였다. 즉, 정남향 PV가 보급된 경우와 비교하여 동서향 PV가 보급되는 경우 전력계통에 어떠한 영향을 미치는지 평가하였다.

3.1 전력계통 설계 및 입력자료

본 논문에서는 기존의 CG 설비 및 PV 설비, 전력 부하 등 동일한 전력계통에서 신규 PV 설비를 투입하였을 때 신규 PV 설비가 정남향 PV인지 또는 동서향 PV인지에 따라서 정남향 PV를 새로 투입한 경우에 비해 동서향 PV를 새로 투입하였을 때 전력계통에 어떠한 영향을 미치는지 파악하고자 하였다. 따라서 연구대상 전력계통은 정남향 PV가 기존 PV 설비로서 이미 설치된 현 계통에서 정남향 PV 또는 동서향 PV를 추가 보급한 상황을 가정하여 Fig. 1과 같이 설계하였다. 13-모선의 154 kV 송전계통 모델이며, CG 설비는 연료원별로 등가화하여 총 5개소로 하였고, 전력 부하도 이에 맞추어 5개소로 설계하였다. 또한, 본 논문에서는 태양광발전설비에 의한 전력계통 영향을 검토하는 것을 목적으로 하며, 태양광발전설비가 분산전원이므로 기존 PV 설비와 신규 PV 설비 각각 2개소씩 총 4개소로 설계하였다.

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Fig. 1

Power system designed in PowerWorld simulator

한편, 태양광과 같은 전력공급설비를 확충하는 경우에는 최대전력수요를 고려하여야 한다. 그리고 본 논문에서는 정남향 PV를 신규 보급하였을 경우와 비교하여 동서향 PV를 신규 보급하였을 때 계통에 미치는 영향의 변화를 분석하는 것을 중점으로 두고 있으므로 이를 위해서는 태양광의 발전효율이 가장 높은 날을 고려하여야 한다. 따라서 일반적으로 봄철에 가장 발전효율이 높으므로 본 논문에서는 2022년 봄에 해당하는 3 ~ 5월 중 월간 최대전력수요가 발생하는 일자(3월 23일, 4월 13일, 5월 30일) 중에서 기존 PV 설비가 1일 동안 가장 큰 출력을 내는 2022년 4월 13일의 데이터를 활용하였으며, 일간 데이터가 부재한 경우에는 2022년 4월의 데이터를 활용하였다.

∙태양광발전설비(기존 PV 설비 및 신규 PV 설비)

Fig. 1에서 기존 PV 설비는 재생에너지 클라우드 플랫폼에서 제공하는 누적 태양광발전설비의 용량이 가장 큰 BUS 8 (전남)과 BUS 6 (전북)에 위치하도록 하였고, 신규 PV 설비는 한국전력공사에서 제공하는 신재생에너지 접속정보에 따라 송전망 여유율이 상대적으로 높은 BUS 2 (경북)와 BUS 7 (대전)에 위치하는 것으로 하였다. 태양광발전설비의 총 용량은 1,293 MW로, 전력시장통계에 따른 2022년 4월의 전력시장 참여 신재생에너지 설비용량과 재생에너지 클라우드 플랫폼에서 제공하는 2023년 누적 태양광발전설비의 용량으로부터 산출하여 1개소당 기존 PV 설비는 386 MW, 신규 PV 설비는 260.5 MW로 설정하였다. 그리고 태양광 발전량은 SAM (System Advisor Model) 프로그램으로 앞서 설정한 설비용량에 대해 정남향 PV와 동서향 PV의 시간대별 발전량을 추정하여 적용하였으며, 이는 신재생에너지 데이터센터에서 제공하는 국내 표준기상데이터로부터 추정하였다. Fig. 2는 본 논문에서 적용한 24시간의 태양광 발전량을 보인 것이다. Fig. 2의 (a)와 (b)는 각각 정남향 PV와 동서향 PV가 신규 보급된 경우이며, [A]는 기존 PV 설비 2개소에 의한 발전량, [B]는 신규 PV 설비 2개소에 의한 발전량, [C]는 [A]와 [B]를 합산한 것이다. 이때 신규 PV 설비 2개소에 의한 이용률은 (a)의 경우 약 17.44%, (b)의 경우 약 16.86%이며, 동서향 PV를 신규 보급하였을 때의 1일 누적 발전량은 정남향 PV를 신규 보급하였을 때 대비 약 3.36% (약 73.25 MWh) 감소한 것으로 나타났다.

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Fig. 2

(a) Amount of solar power generation when newly constructing a south facing PV system [MWh], (b) Amount of solar power generation when newly constructing a east-west facing PV system [MWh]

∙중앙급전발전설비(CG 설비)

Fig. 1에서 CG 설비의 위치는 2022년 한국전력통계에 따라 연료원별 발전량이 가장 많은 지역으로 결정하였다. 그 결과 유류는 BUS 1 (제주), LNG는 BUS 3 (경기), 무연탄은 BUS 4 (강원), 원자력은 BUS 5 (경북), 유연탄은 BUS 9(충남)에 위치하는 것으로 하였다. 또한, OPF를 위하여 각 발전기의 운전비용과 각 설비의 출력 상 · 하한치는 Table 1과 같이 하였다. 각 설비의 출력 하한치는 한국전력거래소에서 제공한 2022년 4월 13일의 연료원별 전력거래량의 비율에 따라 결정하였고 출력 상한치는 전력시장통계의 2022년 4월 연료원별 전력시장 참여 설비용량의 비율을 적용하여 결정하였다. 그리고 각 설비의 용량은 출력 상한치와 같은 것으로 하였다. 한편, 본 논문에서는 1일(24시간)을 연구범위로 하였기 때문에 기동 정지 계획은 이미 수립된 것으로 가정하였다. 따라서 Fig. 1의 CG 설비 5개소는 모두 1일(24시간) 동안에 기동 상태를 유지하면서 경제 부하 배분(Economic Load Dispatch, ELD)만 이루어지는 것으로 하였다.

Table 1

The fuel cost of centrally dispatched generating unit, and the upper/lower limits of the output

$i$	Classification	Fuel type	Heat rate coefficient			Fuel cost (won/Gcal)	Lower limit of output (MWh)	Upper limit of output (MWh)
$i$	Classification	Fuel type	$α_{i}$ (Gcal/MW²h)	$β_{i}$ (Gcal/MWh)	$γ_{i}$ (Gcal/h)	Fuel cost (won/Gcal)	Lower limit of output (MWh)	Upper limit of output (MWh)
1	BUS 1	Oil	0.0325	55	50	134,566	4	53
2	BUS 3	LNG	0.0120	3	20	114,224	800	2,252
3	BUS 4	Anthracite coal	0.0053	15	30	32,549	20	39
4	BUS 5	Nuclear	0.0017	30	40	2,563	1,079	1,395
5	BUS 9	Bituminous coal	0.0100	4	20	44,267	1,138	2,213

∙전력 부하

본 논문에서는 2022년 4월 13일의 전력수요를 본 논문에서 고려한 5가지 연료원의 총 전력시장 참여 설비용량 대비 모델계통의 CG 설비 총용량의 비율로 축소하여 적용하였다. Fig. 1에서 부하의 위치는 전국 8개의 도에서 판매전력량이 가장 많은 다섯 지역(경기, 충남, 경북, 경남, 전남)에 위치하는 것으로 하였으며, 각 부하의 크기는 모두 같다고 가정하였다. Fig. 3은 본 논문에서 적용한 시간대별 전력 부하이며, [UL]은 1개소당 부하를 나타내고 [TL]은 모델계통의 총 전력 부하를 나타낸 것이다.

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Fig. 3

Hourly electric load [MW]

∙정량지표의 비용화를 위한 입력자료

정량지표를 비용으로 환산하는 데 필요한 연료비 단가, 계통한계가격, 전력량 요금은 Table 2 및 Fig. 4와 같이 하였다. 그리고 송전선로의 수명은 20년으로 가정하였으며, 송전선로의 건설단가는 한국전력공사의 과거 실적자료에 따라 10.8억원/km을 적용하였다.

Table 2

Unit cost of fuel for monetization of quantitative indicators

Fuel type	Oil	LNG	Anthracite coal	Bituminous coal	Nuclear
Unit cost (won/kWh)	316.27	200.97	82.41	98.38	6.36

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Fig. 4

(a) Hourly average of integrated system marginal price in spring [won/kWh], (b) Hourly energy charge [won/kWh]

3.2 동서향 배치 태양광발전의 영향 평가를 위한 정량지표 산정 결과

2.2절에 따라 정남향 PV를 새로 보급 설치하였을 경우를 기준으로 정남향 PV 대신 동서향 PV를 새로 보급하였을 때 전력계통에서 발생하는 변화를 정량적 수치로 나타낸 각 정량지표의 산정결과는 Fig. 5와 같다. 에너지원별 CG 설비의 발전량은 유연탄을 원료로 하는 설비에서만 변화가 생겼다. 이는 전력 부하에서 태양광 발전량을 제외한 나머지는 CG 설비가 충족해야 하며 모든 CG 설비가 가동상태를 유지해야 하므로 상대적으로 높은 운전비용을 가지는 LNG 및 유류는 출력 하한치만큼 발전하는 한편 급전 순위에 따라 상대적으로 낮은 운전비용을 가지는 무연탄은 출력 상한치로 발전함에 따른 것이다. 따라서 식(3)에 따라 산정된 시간대별 유연탄 발전설비의 발전량 변화량은 (a)와 같으며, (b)는 식(4) ~ (5)에 따라 계통 유연성 향상률을 산정한 결과이다. 한편 (c)와 (d)는 태양광발전 가능 시간대 중 가장 변화가 컸던 12시간대를 예로 들어 식(6) ~ (7)에 따라 산정된 송전선로의 혼잡 완화율과 신증설 필요 송전선로의 판별 결과를 각각 보인 것이며, (e)는 각 시간대에서 식(8)에 따라 송전 손실의 변화량을 산정한 결과이다.

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Fig. 5

(a) Differences in generation amount of bituminous coal power generation facilities [MWh], (b) Improvement rate of power system flexibility [%], (c) Transmission line congestion relief rate at 12:00 [%], (d) Result of determining the necessity of reinforcing transmission lines at 12:00, (e) Difference in power transmission loss [MWh]

3.3 정량지표의 비용 환산 결과 및 동서향 태양광발전의 편익 산정

3.1절에서 제시한 입력자료로 3.2절에서 산정된 각 정량지표를 환산하여 일간 비용으로서 산정한 결과는 Table 3과 같다. 여기서 음의 값으로 산정된 경우는 동서향 PV를 보급하는 것이 전력계통의 운용에 부정적인 영향을 미친다는 것을 의미하며, 본 논문에서 설계한 계통에서는 동서향 PV를 보급하면 CG 설비로 발전하는데 더 큰 연료비가 들어 부정적인 영향을 미치는 것으로 나타났다. 이는 CG 설비의 발전량 변화가 유연탄 발전설비에서만 나타남에 따라 1일 총 태양광 발전량이 더 적은 동서향 PV 계통에서 유연탄 발전설비가 더 많이 발전하였기 때문이다. 하지만 CG 설비의 출력 상 · 하한치 혹은 CG 설비의 구성 비율 등이 달라진다면 긍정적인 영향으로 작용할 수도 있다.

결과적으로 식(16)에 따라 산정된 비용을 모두 합산하였을 때, 동서향 태양광발전의 편익은 약 2천만원/day으로 산정되었으며, 계통에 투입된 태양광발전설비의 총용량인 1,293,000 [kW]에 대하여 연간으로 환산하면 kW당 약 6천원/year의 편익이 발생하는 것으로 산출되었다.

Table 3

Results of monetization of quantitative indicators

Classification	[won/day]	[won/kW/year]
Fuel avoidance cost (FA)	-4,068,790	-1,149
Power generation flexibility contribution cost (PFC)	4,602,612	1,299
Transmission line congestion avoidance cost (TCA)	1,792,280	506
Avoidance cost of constructing a transmission line (ACT)	14,794,521	4,176
Transmission loss reduction cost (TLR)	3,307,207	934
Total benefit	20,427,830	5,767

Table 3의 결과를 바탕으로 본 논문에서 고려한 5가지 측면에서 동서향 태양광발전이 계통에 미치는 긍정적 · 부정적 영향의 비중을 구분하여 나타내면 Fig. 6과 같다.

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Fig. 6

Positive and negative effects of east-west facing PV systems on grid

4. 결 론

본 연구의 주요 결과를 요약하면 다음과 같다.

(1) 본 논문에서는 동서향 태양광발전이 전력계통에 미치는 영향을 분석하고 이를 객관적으로 평가할 수 있는 알고리즘을 개발하였다.

(2) 이를 위해 동서향 태양광의 보급으로 전력계통에서 발생하는 변화를 에너지원별 발전량, 전력계통 운용 유연성, 송전선로 혼잡 및 건설, 송전 손실의 5가지 측면에서 분석하여 이를 나타낼 수 있는 정량지표를 선정하였으며, 최적조류계산을 통해 전력계통의 특성을 고려하여 각 정량지표를 산정할 수 있는 방법론을 제시하였다.

(3) 그리고 산정된 각 정량지표를 연료 회피 비용, 발전 유연성 기여 비용, 송전선로 혼잡 회피 비용, 송전선로 건설 회피 비용, 송전 손실 저감 비용으로 환산하는 방법을 제안하여 동서향 태양광발전의 전력계통 영향을 종합 분석할 수 있도록 하였다.

(4) 모델계통에 본 논문에서 제안한 알고리즘을 적용하여 연구를 수행한 결과, 일간 약 2천만원의 편익이 발생하는 것으로 산정되어 해당 계통에서는 동서향 태양광발전의 도입이 타당한 것으로 평가되었다.

(5) 현재 동서향 태양광발전시스템에 대한 일반화된 데이터가 존재하지 않아 본 논문에서는 국내 실정에 맞게 시스템을 가정하여 연구하였으나 향후 실증 데이터를 기반으로 본 논문에서 제안한 방법론을 실계통에 적용하여 동서향 태양광이 계통에 어떤 효과를 가져올 수 있는지 즉, 얼마만큼 기여할 수 있는가를 산정함으로써 동서향 태양광의 도입 가능성을 평가하는 도구로서 역할을 할 수 있을 것으로 기대된다.

(6) 또한 계통의 설계 조건과 입력자료에 따라 동서향 태양광발전이 전력계통의 운용에 미치는 영향이 달라지므로, 향후 다양한 계통 상황에 대하여 본 논문의 방법론을 적용함으로써 여러 가지 가능성에 대해 검토 및 분석하는 연구를 수행할 계획이다.

(7) 더불어, 본 논문에서는 동서향 태양광이 전력계통에 미치는 영향을 평가하기 위하여 상술한 바와 같이 5가지 측면의 영향을 각각 하나의 비용으로 환산하였으나 각각의 영향은 여러 비용을 발생시킬 수 있으므로 향후 이러한 다양한 비용을 복합적으로 고려하여 평가하는 방법을 추가로 개발해나갈 예정이다.

Acknowledgements

본 논문은 인천대학교 2023년도 자체논문비 지원에 의하여 연구되었음.

References

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Ministry of Foreign Affairs, Intergovernmental Council on Climate Change, Approval of the 6th Assessment Report Comprehensive Report, 2023. https://www.mofa.go.kr/www/brd/m_20152/view.do?seq=367951. last accessed on the 27^th July 2023.

Korea Energy Agency New and Renewable Energy Center, Guidelines for Support for New and Renewable Energy Facilities, 2023. https://www.knrec.or.kr/biz/pds/decree/list.do. last accessed on the 27^th July 2023.

Office for Government Policy Coordination Prime Minister's Secretariat, Announcement of Regulatory Improvement Plan for New Industry Business Difficulties, 2023. https://www.opm.go.kr/opm/news/press1.do?mode=view&articleNo=153855. last accessed on the 27^th July 2023.

Kim, G. J., Lee, T. K., and Kim, J. U., Analysis of Power Generation Performance by Applying Operational Algorithms for Bifacial Photovoltaic Module, Journal of the Korean Institute of Illuminating and Electrical Installation Engineers, Vol. 68, No. 4, pp.13-23, 2018, http://dx.doi.org/10.5207/JIEIE.2019.33.4.013. 10.5207/JIEIE.2019.33.4.013

Journal of the Korean Solar Energy Society ISSN:1598-6411(Print) 2508-3562(Online) 한국태양에너지학회 논문집

Preview

Development of a Methodology to Evaluate the Impact of East-West Facing Photovoltaic Systems on Power System Operation

ABSTRACT

MAIN

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

Fig. 1

Power system designed in PowerWorld simulator

Fig. 2

(a) Amount of solar power generation when newly constructing a south facing PV system [MWh], (b) Amount of solar power generation when newly constructing a east-west facing PV system [MWh]

Table 1

The fuel cost of centrally dispatched generating unit, and the upper/lower limits of the output

Fig. 3

Hourly electric load [MW]

Table 2

Unit cost of fuel for monetization of quantitative indicators

Fig. 4

(a) Hourly average of integrated system marginal price in spring [won/kWh], (b) Hourly energy charge [won/kWh]

Fig. 5

Table 3

Results of monetization of quantitative indicators

Fig. 6

Positive and negative effects of east-west facing PV systems on grid

Acknowledgements

References