KR102019341B1 - 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법 - Google Patents

분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법 Download PDF

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Abstract

본 발명은 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 계통에 연계된 분산발전 자원을 이용하여 전력선로의 전압을 보상할 경우, 그에 따른 보상을 산출 및 결정하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 관한 것이다. 이러한, 본 발명은 분산발전 자원의 연계점에 대한 연계점 전압을 포함하는 연계점 정보를 취득하는 단계; 기설정된 전압 하한값과 전압 상한값을 포함하는 전압유지범위와 상기 연계점 전압을 비교함으로써, 상기 연계점의 전압 상태를 판단하는 단계; 상기 연계점 전압이 상기 전압유지범위를 벗어날 경우, 상기 연계점에 대한 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 산출하는 단계; 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량의 산출값을 통해 연간 계통 운영자비용 및 분산발전 자원 사업자 비용을 각각 산출하는 단계; 산출된 상기 계통 운영자비용과 분산발전 자원 사업자 비용을 비교하여, 보상비용을 산출하는 단계;를 포함하여 이루어진다.

Description

분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법{METHOD OF COMPANSATION FOR VOLTAGE AND REACTIVE POWER IN ELECTRIC POWER SYSTEM CONNECTED WITH DISTRIBUTED GENERATION}
본 발명은 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 계통에 연계된 분산발전 자원을 이용하여 전력선로의 전압을 보상할 경우, 그에 따른 보상을 산출 및 결정하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 관한 것이다.
배전계통에서 전압제어는 전력선로의 전압을 올리거나 낮추기 위해서 변전소의 주변압기 탭 절환 장치(OLTC: On-Load Tap Changer)와 전력선로의 전압 조절장치(SVR: Step Voltage Capacitor)를 조절하는 것을 의미하며, 무효전력제어는 분로 컨덴서(SC: Shut Capacitor) 등의 조상설비에 대한 투입이나 개방 명령을 통해 무효전력을 제어하는 것을 의미한다.
전력계통에서의 전압 제어는, 전력 시스템을 설계하는데 있어서 수용가에게 적절한 크기의 전압을 왜곡 없이 지속적으로 제공하여 무효전력 손실을 최소화할 수 있도록 하기 위한 주요 요소이다. 특히, 전력 수요는 수시로 변화하며 이에 따라 전력선로에 공급되는 전압도 변화하게 되는데, 과도한 전압강하 또는 상승이 발생하면 부하단의 전압이 허용 가능한 범위를 벗어나는 경우가 발생할 수 있다.
도1에서 보는 바와 같이, 장거리 고압급전선은 과도한 전압강하로 전압제어 범위 내로 전압을 유지하지 못하는 경우가 발생한다.
또한, 도2에서 보는 바와 같이, 일반적으로 변전소 주변압기 뱅크 당 4~8개의 고압급전선이 연계되어 있기 때문에, 송출전압제어만으로 다중 선로의 전압을 동시에 제어하기 어려운 문제점이 발생된다.
이러한 전압문제를 해결하기 위해, 도 3에서 보는 바와 같이, SVR 등 직/병렬 삽입된 전압보상기기를 적정한 지점에 설치하여 전압을 제어하여 규정 범위내로 조정하였다.
한편, 전 세계적으로 환경문제의 대두로 인해 신재생에너지를 포함하는 분산발전 자원의 사용이 증가하고 있고, 신재생에너지와 관련된 기술 개발도 활발히 이루어지고 있다. 여기서 분산발전 자원이라고 함은 신재생에너지 발전자원과 에너지 저장장치로 구분할 수 있다. 신재생에너지 발전자원은 태양광발전, 풍력발전, 연료전지 등 배전급에 소규모로 설치되는 신재생에너지원이다. 에너지 저장장치는 ESS, Fly Wheel 등 배전급에 소규모로 설치되는 전력에너지 저장장치의 발전 및 부하원을 말한다. 이러한 분산발전 자원의 대부분은 직류전압원으로 발생된 전력을 Full-scale 인버터를 통해 계통에 연계하는 추세이다.
이러한, 분산발전 자원이 계통과 연계되면, 앞서 설명한 바와 같이 연계점에서 전압이 상승하는 경우가 발생하기도 한다. 이로 인해, 전력계통에 분산발전 자원이 연계되어 함께 운용되는 경우 전력계통에서의 전압/무효전력 제어시스템에 대한 연구가 요구된다.
도 4은 일반적인 분산발전 자원이 연계된 자동화 시스템의 구성이 도시된 도면이다.
도 4를 참조하면, 분산발전 자원이 연계된 자동화 시스템은 일반적인 전력계통의 전압을 제어하는 자동화 시스템과, 분산발전 자원을 위한 별도의 시스템이 자동화 시스템과 함께 데이터를 송수하면서 전압제어장치 또는 분산발전 자원을 제어하게 된다.
도 4에 도시된 FRTU(Feeder remote terminal unit)는 계통의 데이터를 취합하고 전송하기 위한 것이고, 분산발전 자원용 RTU(RTU for DG)는 분산발전 자원 설비의 데이터 취합 및 전송을 위한 것이다. 또한, 도 1에 도시된 FEP는 프론트 엔드 프로세서(Front End Processor) 서버이고 분산발전 자원용 FEP(FEP for DG)는 분산발전 자원을 위한 프론트 엔드 인터페이스이며, MM은 맨-머신 인터페이스(Man Machine interface)이다.
다수의 분산발전 자원을 전력계통에 연계하게 되면 공급된 분산발전 자원의 전력량에 따라 각 노드에서의 전압 크기가 변화하게 되는데, 변화한 각 노드에서의 전압 크기가 정격 전압을 넘는 경우도 발생하게 된다.
이를 위해, 한국등록특허 제10-1132107호(선행문헌 1)에서는 분산발전 자원이 전력 계통에 연계되더라도 분산발전 자원과 전력 계통의 전압을 통합 제어함으로써, 정격 전압을 넘지 않도록 각 조상설비를 제어하여 정격 전압을 재설정하는 기술에 대해 개시하고 있다. 즉, 상기 선행문헌 1에서는 분산발전 자원을 위한 운용 시스템과 자동화 시스템이 별도로 운용되도록 두 시스템 모두에서 각각 제어변수를 산출하고 산출된 변수를 적용하여 통합적으로 제어하는 기술에 대해 개시하고 있다.
그러나, 상기 선행문헌 1에서는 분산발전 자원에서 무효전력 제어에 따른 실질적인 보상비용에 대해 내용을 언급하지 않았다. 더욱 상세하게 설명하면, 연계점에서 전압이 상승할 경우, 분산발전 자원을 통해 연계점의 전압상승을 제어한다. 이때, 분산발전 자원에서 무효전력을 제어하게 되면, 그에 따른 전력 손실이 발생하게 되고, 비용적인 측면에서 손해가 발생하는 문제점이 있다. 즉, 분산발전 자원의 사업자는 유효전력을 많이 생산하여, 전력 계통에 송출해야 많은 비용 이익이 발생한다. 그러나, 계통 운영자 측면에서는 분산발전 자원이 연계됨으로 인해, 연계점에서 전압이 상승하는 문제가 발생하고, 이를 제어하기 위해, 분산발전 자원의 전압 및 무효전력을 제어해야한다. 이때, 분산발전 자원 측에서는 전압 및 무효전력의 제어에 따른 비용적인 손실이 발생하는 문제점이 있다.
한국등록특허 제10-1132107호(2012.04.05. 공고)
본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위하여 안출된 것으로서, 분산발전 자원에서 전압 및 무효전력의 제어에 따른 비용적인 손실을 보상하기 위한 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법을 목적으로 한다.
본 발명은 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 관한 것으로, 분산발전 자원의 연계점에 대한 연계점 전압을 포함하는 연계점 정보를 취득하는 단계; 기설정된 전압 하한값과 전압 상한값을 포함하는 전압유지범위와 상기 연계점 전압을 비교함으로써, 상기 연계점의 전압 상태를 판단하는 단계; 상기 연계점 전압이 상기 전압유지범위를 벗어날 경우, 상기 연계점에 대한 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 산출하는 단계; 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량의 산출값을 통해 연간 계통 운영자비용 및 분산발전 자원 사업자 비용을 각각 산출하는 단계; 산출된 상기 계통 운영자비용과 분산발전 자원 사업자 비용을 비교하여, 보상비용을 산출하는 단계; 를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명은 산출된 상기 보상비용과 상기 분산발전 자원 사업자비용 및 상기 계통 운영자비용을 통해 보상비용을 결정하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명은 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 통해 분산발전 자원을 제어하는 단계 및 상기 분산발전 자원의 제어에 따른 무효전력 서비스량을 저장하고, 실제 보상비용을 산출하는 단계; 를 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 연계점 정보는 현 무효전력 제어치 및 무효 전력제어 가능량을 더 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량은 연계점 전압의 제어치, 무효 전력 제어치, 전압유지범위 중 적어도 하나 이상인 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 연간 계통 운영자비용은 하기 수학식 1인 것을 특징으로 한다.
[수학식 1]
연간 계통 운영자비용 = (전력선로의 전압보상기기 설비 투자 비용 + 운영 및 유지보수비용) / 내용년수
또한, 상기 연간 분산발전 자원 사업자 비용은 하기 수학식 2인 것을 특징으로 한다.
[수학식 2]
연간 분산발전 자원 사업자비용 = [ 분산발전 자원 무효전력 제어로 인한 손실 비용 (유효전력 손실비용 + 인버터 수명 단축비용) + 다기능 인버터 추가 설치비용 + 운영 및 유지보수비용 ] / 내용년수
또한, 상기 보상비용은 하기 수학식 3 및 수학식 4를 모두 만족하는 것을 특징으로 한다.
[수학식 3]
연간 보상비용 = 연간 분산발전 자원 사업자비용 + (연간 계통 운영자비용 - 연간 분산발전 자원 사업자비용)/2
[수학식 4]
연간 계통 운영자비용 > 연간 보상비용 > 연간 분산발전 자원 사업자비용
또한, 상기 연간 보상비용의 결정은 상기 분산발전 자원의 무효전력 제공으로 인한 유효전력 손실분의 비용, 전력 변환장치의 수명감소 비용, 전체 시스템의 수명감소 비용 및 기타 서비스 제공을 위한 부수비용을 모두 합한 비용이 보다 큰 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 연간 보상비용의 결정은 하기 수학식 5를 이용하여 산출하는 것을 특징으로 한다.
[수학식 5]
최종 보상비용=∑Qh/△Q*△C
(∑Qh : 무효전력 제어량, △Q : 단위 무효전력 제어량, △C : 보상비용)
이상에서 설명한 바와 같이 본 발명의 실시 예에 따르면, 분산발전 자원에서 전압 및 무효전력의 제어에 따른 비용적인 손실을 보상할 수 있는 효과가 있다.
도1 내지 도3은 일반적으로 고압급전선에서 전압보상기기을 이용하여 전압을 보상하는 것을 나타내는 도면
도4는 일반적인 분산발전 자원이 연계된 자동화 시스템의 구성이 도시된 도면
도5는 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상 방법의 순서도
도6은 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 분산 발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상 방법의 흐름도
본 발명은 다양한 변경을 가할 수 있고 여러 가지 실시 예를 가질 수 있는 바, 특정 실시 예들을 도면에 예시하고 상세한 설명에 상세하게 설명하고자 한다. 그러나, 이는 본 발명을 특정한 실시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변경, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다.
각 도면을 설명하면서 유사한 참조부호를 유사한 구성요소에 대해 사용하였다. 본 발명을 설명함에 있어서 관련된 공지 기술에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우 그 상세한 설명을 생략한다.
제1, 제2 등의 용어는 다양한 구성 요소들을 설명하는데 사용될 수 있지만, 상기 구성 요소들은 상기 용어들에 의해 한정되어서는 안 된다. 상기 용어들은 하나의 구성요소를 다른 구성요소로부터 구별하는 목적으로만 사용된다.
예를 들어, 본 발명의 권리 범위를 벗어나지 않으면서 제1 구성요소는 제2 구성요소로 명명될 수 있고, 유사하게 제2 구성요소도 제1 구성요소로 명명될 수 있다.
및/또는 이라는 용어는 복수의 관련된 기재된 항목들의 조합 또는 복수의 관련된 기재된 항목들 중의 어느 항목을 포함한다.
어떤 구성요소가 다른 구성요소에 "연결되어" 있다거나 "접속되어" 있다고 언급된 때에는, 그 다른 구성요소에 직접적으로 연결되어 있거나 또는 접속되어 있을 수도 있지만, 중간에 다른 구성요소가 존재할 수도 있다고 이해되어야 할 것이다.
반면에, 어떤 구성요소가 다른 구성요소에 "직접 연결되어" 있다거나 "직접 접속되어" 있다고 언급된 때에는, 중간에 다른 구성요소가 존재하지 않는 것으로 이해되어야 할 것이다.
본 출원에서 사용한 용어는 단지 특정한 실시예를 설명하기 위해 사용된 것으로, 본 발명을 한정하려는 의도가 아니다.
단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다. 본 출원에서, "포함하다" 또는 "가지다" 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.
다르게 정의되지 않는 한, 기술적이거나 과학적인 용어를 포함해서 여기서 사용되는 모든 용어들은 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 일반적으로 이해되는 것과 동일한 의미를 가지고 있다.
일반적으로 사용되는 사전에 정의되어 있는 것과 같은 용어들은 관련 기술의 문맥상 가지는 의미와 일치하는 의미를 가지는 것으로 해석되어야 하며, 본 출원에서 명백하게 정의하지 않는 한, 이상적이거나 과도하게 형식적인 의미로 해석되지 않는다.
이하에서는 도면을 참조하여, 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 대하여 상세히 설명하기로 한다. 또한, 이하에서 종래 주지된 사항에 대한 설명은 본 발명의 요지를 명확히 하기 위해 생략하거나 간단히 한다.
도5는 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상 방법의 순서도이며, 도6은 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 분산 발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상 방법의 흐름도이다.
도 5 및 도6을 참조하여, 본 발명의 바람직한 일 실시예에 따른 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법에 대해 설명한다.
본 발명의 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법은 분산발전 자원의 연계점에 대한 연계점 전압을 포함하는 연계점 정보를 취득하는 단계(S100); 기설정된 전압 하한값과 전압 상한값을 포함하는 전압유지범위와 상기 연계점 전압을 비교함으로써, 상기 연계점의 전압 상태를 판단하는 단계(S200); 상기 연계점 전압이 상기 전압유지범위를 벗어날 경우, 상기 연계점에 대한 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 산출하는 단계(S300); 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량의 산출값을 통해 연간 계통 운영자비용 및 분산발전 자원 사업자 비용을 각각 산출하는 단계(S400); 산출된 상기 계통 운영자비용과 분산발전 자원 사업자 비용을 비교하여, 보상비용을 산출하는 단계(S500);를 포함하여 이루어진다.
먼저, 연계점 정보를 취득하는 단계(S100)에 대해 설명한다. DMS(배전운영시스템) 또는 변전소 송출전압 관리 시스템은 전력선로에서 OLTC를 통해 제어치를 설정하고 제어한다. 상기 제어치는 기설정된 전압 하한값과 전압 상한값을 포함하는 전압유지범위이다. 즉, 전력선로에는 전압유지범위가 설정되어 있으며, 전압이 상기 전압유지범위 내에서 일정하게 유지될 수 있게 OLTC를 통해 제어한다. 또는 미리 설정된 선로전압강하를 등가화하여 전력선로의 전압을 유지범위로 유지하는 선로전압강하 보상방식 등을 적용하여 제어한다.
이때, 분산발전 자원은 계통과의 연계점에서 전압을 포함하는 연계점 정보를 취득한다(S100). 여기서, 상기 연계점 정보는 전압 뿐 아니라, 현 무효전력 제어치 및 무효 전력제어 가능량을 더 포함할 수 있다.
기설정된 전압 하한값과 전압 상한값을 포함하는 전압유지범위와 상기 연계점 전압을 비교함으로써, 상기 연계점의 전압 상태를 판단하는 단계(S200)에 대해 설명한다. 여기서, 상기 연계점의 전압 상태는 과전압, 저전압, 또는 기 설정된 전압범위를 말한다.
만약, 상기 연계점 전압이 전압유지범위에서 벗어날 경우, 상기 연계점에 대한 전압유지범위에 대한 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 산출한다(S300). 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량은 연계점 전압의 제어치, 무효 전력 제어치, 전압유지범위 중 적어도 하나 이상일 수 있다.
이후, 계통과 분산발전 자원에서는 재설정된 상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량의 산출값을 통해 계통 운영자비용 및 분산발전 자원 사업자비용을 각각 산출한다(S400).
상기 계통 운영자 비용은 하기 수학식 1을 통해 산출한다.
[수학식 1]
연간 계통 운영자비용 = (전력선로의 전압보상기기 설비 투자 비용 + 운영 및 유지보수비용) / 내용년수
상기 분산발전 자원 사업자 비용은 하기 수학식 2을 통해 산출한다.
[수학식 2]
연간 분산발전 자원 사업자비용 = [ 분산발전 자원 무효전력 제어로 인한 손실 비용 (유효전력 손실비용 + 인버터 수명 단축비용) + 다기능 인버터 추가 설치비용 + 운영 및 유지보수비용 ] / 내용년수
산출된 상기 계통 운영자비용과 분산발전 자원 사업자 비용을 서로 비교하여, 보상비용 산출 여부를 결정한다. 즉, 상기 분산발전 자원 사업자비용이 상기 계통 운영자비용보다 적을 경우 보상비용을 산출한다(S500). 반대로, 상기 분산발전 자원 사업자비용이 상기 계통 운영자비용보다 많을 경우, 분산발전 자원을 통해 전압을 제어하는 것이 상기 분산발전 자원 사업자 측면에서 보면 비용적으로 손해이고, 계통에서 전압보상기기 등을 설비하여 제어하는 것이 비용적으로 효과이다.
이하에서는 상기 분산발전 자원 사업자비용이 상기 계통 운영자비용보다 적을 경우에 대해 설명한다.
이때, 상기 보상비용 계산은 하기 수학식 3 및 수학식 4를 통해 산출한다.
[수학식 3]
연간 보상비용 = 연간 분산발전 자원 사업자비용 + (연간 계통 운영자비용 - 연간 분산발전 자원 사업자비용)/2
[수학식 4]
연간 계통 운영자비용 > 연간 보상비용 > 연간 분산발전 자원 사업자비용
즉, 연간 보상비용은 상기 수학식 3 및 4를 모두 만족하는 값을 의미한다.
상기 수학식 3 및 수학식 4를 통해 산출된 상기 보상비용은 상기 분산발전 자원 사업자비용 및 계통 운영자비용과 비교하여, 보상비용을 결정한다(S600).
즉, 상기 보상비용이 상기 분산발전 자원 사업자비용 보다 크고, 상기 계통 운영자비용보다 적을 경우, 보상비용을 결정한다.
만약, 상기 보상비용이 상기 분산발전 자원 사업자비용보다 적다면, 분산발전 자원 사업자 입장에서 비용적으로 손해가 발생하기 때문에 분산발전 자원을 통해 연계점의 전압 및 무효전력을 제어하기 어렵다. 또한, 상기 보상비용이 상기 계통 운영자비용보다 많다면, 계통 운영자 입장에서는 분산발전 자원을 통해 연계점의 전압 및 무효전력을 제어하기 보다는 전압보상기기와 같은 장치를 설비 투자하여 운영하는 것이 비용적으로 효과적이다.
또한, 분산발전 자원의 단위 무효전력제어량(△Q varh)에 대한 보상비용(△C)을 결정은 무효전력 제공으로 인한 유효전력 손실분의 비용, 전력변환장치의 수명감소 비용, 전체 시스템의 수명감소 비용 및 기타 서비스 제공을 위한 부수비용(통신 등)을 모두 합한 비용보다 보상비용이 더 많아야 바람직하다.
상기 조건이 만족해서 보상비용이 결정되면, 분산발전 자원은 상기 제어치에 따라 전압 및 무효전력을 제어한다. 이때, 분산발전 자원 및 계통은 분산발전 자원의 무효전력 서비스량을 저장한다. 이후, 실제 보상비용을 산출할 때는 상기 저장된 무효전력 서비스량을 바탕으로 실제 보상비용을 산출한다.
여기서, 상기 분산발전 자원을 통해 전압 및 무효전력의 제어는 분산발전 자원이 발전하지 않을 경우에도 가능하다. 태양광발전을 예로 들면, Full-scale 인버터는 태양광이 발전하는 낮시간대 뿐만 아니라 태양광이 발전하지 않은 시간대에도 인버터를 통해 계통에 무효전력을 주입하여 계통의 전압 및 무효전력을 제어할 수 있다. 이러한 기능을 통해 분산발전 자원은 연계된 배전계통(고압 및 저압 급전선)의 전압을 제어 범위내에서 일정하게 제어할 수 있다. 그러나 이러한 기능은 분산발전 자원 자체의 인버터 시스템의 수명을 단축시키거나 유효전력 출력을 일정부분(출력의 1~2% 정도) 감소시키는 단점이 있다. 그러므로, 본 발명은 상기 분산발전 자원의 인버터 시스템 사용으로 인한 보상비용을 산출하여 보상해줄 수 있다.
실제 보상비용은 하기 수학식 5을 통해 산출할 수 있다.
[수학식 5]
실제 보상비용=∑Qh/△Q*△C
(∑Qh : 무효전력 제어량, △Q : 단위 무효전력 제어량, △C : 보상비용)
즉, 정해진 기간(일, 주, 월 등)에 분산발전 자원에 의해 제공된 무효전력 제어량(∑Qh)에 대하여 단위 무효전력 제어량 보상비용을 곱하여 정산한다.
예를 들어 설명하면, 무효전력 제어량(∑Qh)이 1000이고, 단위 무효전력 제어량(△Q)이 10, 보상비용(△C)이 1000원 일 경우, 상기 수학식 5를 통해 산출할 수 있다.
∑Qh/△Q*△C=1000/10*1000원=100,000원
본 발명의 분산발전자원의 전압 및 무효전력보조서비스에 따른 보상 방법은 연계점에서 전압이 상승했을 때, 분산발전 자원에서 무효전력을 공급함으로써 연계점에서 추가적인 설비 없이도 전압을 보상할 수 있는 효과가 있다. 또한, 분산발전 자원 측에서는 무효전력을 공급함에 따라 발생되는 비용적인 측면에서 보상받을 수 있어, 경제성이 상실되지 않은 효과를 갖는다.
[도면부호의 설명]
S100 : 연계점 정보 취득 단계
S200 : 상기 연계점에서 전압 상태를 판단하는 단계
S300 : 상기 연계점에 대한 제어치를 재설정하는 단계
S400 : 계통 및 분산발전 자원 비용 산출 단계
S500 : 보상비용 결정 단계

Claims (10)

  1. 분산발전 자원의 연계점에 대한 연계점 전압을 포함하는 연계점 정보를 취득하는 단계;
    기설정된 전압 하한값과 전압 상한값을 포함하는 전압유지범위와 상기 연계점 전압을 비교함으로써, 상기 연계점의 전압 상태를 판단하는 단계;
    상기 연계점 전압이 상기 전압유지범위를 벗어날 경우, 상기 연계점에 대한 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 산출하는 단계;
    상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량의 산출값을 통해 연간 계통 운영자비용 및 분산발전 자원 사업자 비용을 각각 산출하는 단계;
    산출된 상기 계통 운영자비용과 분산발전 자원 사업자 비용을 비교하여, 보상비용을 산출하는 단계;
    를 포함하고,
    상기 연간 계통 운영자비용은 하기의 수학식 1에 따라 산정하고,
    [수학식 1]
    연간 계통 운영자비용 = (전력선로의 전압보상기기 설비 투자 비용 + 운영 및 유지보수비용) / 내용년수
    상기 연간 분산발전 자원 사업자 비용은 하기의 수학식 2에 따라 산정하고,
    [수학식 2]
    연간 분산발전 자원 사업자비용 = [분산발전 자원 무효전력 제어로 인한 손실 비용 (유효전력 손실비용 + 인버터 수명 단축비용) + 다기능 인버터 추가 설치비용 + 운영 및 유지보수비용] / 내용년수

    상기 보상비용을 산출하는 단계는
    상기 수학식 2에 따라 산출된 연간 분산발전 자원 사업자 비용이 상기 수학식 1에 따라 산출된 연간 계통 운영자 비용 보다 적을 경우에 한해 진행되고

    상기 보상비용은 하기 수학식 3 및 수학식 4를 만족하는 것
    [수학식 3]
    연간 보상비용 = 연간 분산발전 자원 사업자비용 + (연간 계통 운영자비용 - 연간 분산발전 자원 사업자비용)/2
    [수학식 4]
    연간 계통 운영자비용 > 연간 보상비용 > 연간 분산발전 자원 사업자비용

    을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.

  2. 제1항에 있어서,
    산출된 상기 보상비용과 상기 분산발전 자원 사업자비용 및 상기 계통 운영자비용을 통해 보상비용을 결정하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법은
    상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량을 통해 분산발전 자원을 제어하는 단계; 및
    상기 분산발전 자원의 제어에 따른 무효전력 서비스량을 저장하고, 실제 보상비용을 산출하는 단계;
    를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 연계점 정보는
    현 무효전력 제어치 및 무효 전력제어 가능량을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 분산발전 자원의 무효전력 제어량은
    연계점 전압의 제어치, 무효 전력 제어치, 전압유지범위 중 적어도 하나 이상인 것을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.
  6. 삭제
  7. 삭제
  8. 삭제
  9. 제1항에 있어서,
    상기 보상비용의 결정은
    상기 분산발전 자원의 무효전력 제공으로 인한 유효전력 손실분의 비용, 전력 변환장치의 수명감소 비용, 전체 시스템의 수명감소 비용 및 기타 서비스 제공을 위한 부수비용을 모두 합한 비용보다 큰 것을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 보상비용의 결정은
    하기 수학식 5를 이용하여 산출하는 것을 특징으로 하는 분산발전 자원의 전압 및 무효전력 보조서비스에 따른 보상방법.
    [수학식 5]
    최종 보상비용=∑Qh/△Q*△C
    (∑Qh : 무효전력 제어량, △Q : 단위 무효전력 제어량, △C : 보상비용)

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