KR20240056061A

KR20240056061A - Linear inertia constraint parameter determining device and method for considering frequency stability in power generation plan

Info

Publication number: KR20240056061A
Application number: KR1020220136222A
Authority: KR
Inventors: 전영환; 김성은
Original assignee: 홍익대학교 산학협력단
Priority date: 2022-10-21
Filing date: 2022-10-21
Publication date: 2024-04-30

Abstract

본 발명에 따른 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 파라미터 결정 방법은 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하는 단계, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석하는 단계, 그리고 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정하는 단계를 포함한다. 이를 통해서, 본 발명은 발전기 기동정지계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 효과적으로 도출하고, 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 안정도를 고려하여 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있는 효과를 제공한다.The method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in the power generation plan according to the present invention includes collecting input data for applying linear inertia constraint conditions to the generator start-and-stop plan, and converting the collected input data into the generator start-and-stop plan (Unit). It includes a step of analyzing with a Commitment (UC) program, and a step of determining parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program. Through this, the present invention effectively derives linear inertia constraints considering frequency stability in the generator start-and-stop plan, and provides the effect of determining whether or not to input the synchronous generator by considering frequency stability when an assumed accident occurs in the power system.

Description

Apparatus and method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning {LINEAR INERTIA CONSTRAINT PARAMETER DETERMINING DEVICE AND METHOD FOR CONSIDERING FREQUENCY STABILITY IN POWER GENERATION PLAN}

본 발명은 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 파라미터 결정 장치 및 방법에 관한 것이다.The present invention relates to an apparatus and method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning.

전력계통의 관성이란 계통이 주파수 변화에 대하여 저항하는 능력을 의미한다. 전력계통의 관성이 감소하면 수급불균형에 대한 주파수 변화가 심화되어 계통의 주파수 안정도를 유지하기 어려워진다.Inertia of a power system refers to the ability of the system to resist frequency changes. As the inertia of the power system decreases, frequency changes due to supply and demand imbalance intensify, making it difficult to maintain the frequency stability of the system.

전력계통의 관성은 동기화되어 운전되는 발전기의 회전체가 갖는 운동에너지에 의해 제공된다. 대규모 전력계통의 경우, 과거에는 대부분 동기 발전기에 의해 전력이 공급되었기 때문에 주파수 안정도 측면에서 충분한 수준의 계통관성이 유지될 수 있었다. 그러나 오늘날 전력계통의 저탄소 및 탈탄소화를 위하여 풍력발전 또는 태양광발전과 같은 비동기 전원에 의한 전력공급 비중이 증가하면서 전력계통의 관성이 점차 감소하고 있다.The inertia of the power system is provided by the kinetic energy of the rotating body of the synchronized generator. In the case of large-scale power systems, in the past power was mostly supplied by synchronous generators, so a sufficient level of system inertia could be maintained in terms of frequency stability. However, today, in order to reduce carbon and decarbonize the power system, the proportion of power supply by asynchronous power sources such as wind power or solar power is increasing, and the inertia of the power system is gradually decreasing.

비동기 전원의 발전비중이 증가된 계통에서 주파수 안정도를 유지하기 위해서는 충분한 계통관성 및 1차 주파수 응답이 확보되어야 한다. 계통관성의 확보를 위하여 동기조상기를 통해 직접 확보하는 방법이나 BESS와 같은 전력전자 설비를 통해 관성을 보조하는 방법들이 연구되고 있으나, 계통관성의 근본적인 확보는 동기 발전기의 투입을 통해 이루어진다. In order to maintain frequency stability in a system with an increased proportion of asynchronous power generation, sufficient system inertia and primary frequency response must be secured. In order to secure system inertia, methods of securing inertia directly through a synchronous generator or methods of assisting inertia through power electronic equipment such as BESS are being studied, but the fundamental securing of system inertia is achieved through the input of a synchronous generator.

따라서, 동기 발전기의 투입을 결정하는 발전기 기동정지계획에서 주파수 안정도를 유지하기 위한 계통관성의 확보 방법이 필요한 실정이다.Therefore, there is a need for a method of securing system inertia to maintain frequency stability in the generator start-and-stop plan that determines the input of the synchronous generator.

이 배경기술 부분에 기재된 사항은 발명의 배경에 대한 이해를 증진하기 위하여 작성된 것으로서, 이 기술이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 이미 알려진 종래기술이 아닌 사항을 포함할 수 있다.The matters described in this background art section have been prepared to enhance understanding of the background of the invention, and may include matters that are not prior art already known to those skilled in the art in the field to which this technology belongs.

본 발명은 하나의 단일발전기로 등가화하여 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출하고, 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 파라미터를 결정하며, 발전기 기동정지계획에서 주파수 안정도를 고려하는 선형 관성제약 조건을 모델링하여 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 안정도를 고려하여 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있는 선형 관성제약 파라미터 결정 장치 및 선형 관성제약 파라미터 결정 방법을 제안하고자 한다.The present invention derives a single generator frequency response model by equating it to a single generator, determines linear inertia constraint parameters considering frequency stability in the power generation plan, and establishes linear inertia constraint conditions that consider frequency stability in the generator start-and-stop plan. We would like to propose a linear inertia constraint parameter determination device and a linear inertia constraint parameter determination method that can determine whether to turn on a synchronous generator by modeling and considering frequency stability when an assumed accident occurs in the power system.

본 발명의 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 파라미터 결정 방법은 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하는 단계, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석하는 단계, 그리고 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정하는 단계를 포함한다.The method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in the power generation plan of the present invention includes collecting input data for applying linear inertia constraint conditions to the generator start-and-stop plan, and applying the collected input data to the generator start-and-stop plan (Unit Commitment). , UC) program, and determining parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program.

상기 선형 관성제약의 파라미터를 결정하는 단계는, 선형 관성제약의 선형화 단계에서 상수로 결정되는 파라미터들을 결정하는 단계를 포함할 수 있다.The step of determining the parameters of the linear inertia constraint may include determining parameters that are determined as constants in the linearization step of the linear inertia constraint.

상기 입력데이터는, 동기 발전기의 관성정수, 동기 발전기의 발전기 이득 및 동기 발전기의 용량을 포함하는 개별 발전기의 입력데이터를 포함할 수 있다.The input data may include input data of an individual generator including the inertia constant of the synchronous generator, the generator gain of the synchronous generator, and the capacity of the synchronous generator.

상기 선형 관성제약의 파라미터는, 계통관성, 단일발전기 이득, 및 부하감쇠계수를 포함할 수 있다.Parameters of the linear inertia constraint may include system inertia, single generator gain, and load attenuation coefficient.

상기 계통관성은, 전력계통에 접속되어 운전되는 모든 발전기들의 관성에서 상정사고 발전기의 관성을 제외하고 결정할 수 있다.The system inertia can be determined by excluding the inertia of the assumed accident generator from the inertia of all generators connected to and operated in the power system.

상기 단일발전기 이득은, 개별 발전기가 출력을 변동시킬 수 있는 여유용량을 고려하여 단일발전기 이득이 과대평가되지 않도록 결정할 수 있다.The single generator gain can be determined so that the single generator gain is not overestimated by considering the spare capacity that allows individual generators to vary their output.

상기 부하감쇠계수는, 입력된 부하감쇠계수를 계통 베이스로 베이스 변환하여 결정될 수 있다.The load attenuation coefficient can be determined by base converting the input load attenuation coefficient to the system base.

상기 선형 관성제약의 파라미터를 이용하여 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약 및 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화하는 단계를 더 포함할 수 있다.A step of modeling and linearizing the average rate of change of frequency (RoCoF) constraint and the minimum frequency constraint using the parameters of the linear inertia constraint may be further included.

상기 선형화 단계에서는, 상수로 결정되는 상정사고 발전기 발전탈락량과 단일발전기 시정수가 주파수변화율 제약과 최저주파수 제약에서 각각 결정될 수 있다.In the linearization step, the assumed accident generator power loss amount and the single generator time constant, which are determined as constants, may be determined from the frequency change rate constraint and the minimum frequency constraint, respectively.

상기 상정사고 발전기 발전탈락량은, 최대용량의 상정사고 발전기 탈락량으로 결정될 수 있다.The assumed accident generator power loss amount may be determined as the assumed accident generator loss amount of maximum capacity.

상기 단일발전기 시정수는, 관성제약이 적용되지 않는 발전기 기동정지계획의 전원구성 결과를 활용하여 전력계통의 주파수 안정도 위반 시점의 시정수들에 대한 평균값을 적용하되, 선형화 방식의 오차 및 주파수 해석적 표현의 오차를 보정할 수 있도록 보정 상수를 더해서 결정될 수 있다.For the single generator time constant, the average value of the time constants at the time of violation of the frequency stability of the power system is applied using the power configuration result of the generator start-and-stop plan to which inertia constraints are not applied, but the error of the linearization method and frequency analysis are used. It can be determined by adding a correction constant to correct for errors in expression.

상기 최저주파수 제약에서 적용되는 시정수는, 발전기 기동정지계획에서 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전상태에 따라 각각 결정될 수 있다.The time constant applied in the minimum frequency constraint may be determined depending on the operation status of the pumping generator, whose start and stop is determined in the generator start and stop plan.

본 발명의 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 파라미터 결정 장치는 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하는 데이터 수집 모듈, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석하는 분석 모듈, 그리고 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정하는 파라미터 결정 모듈을 포함한다.The linear inertia constraint parameter determination device considering frequency stability in the power generation plan of the present invention includes a data collection module that collects input data for applying linear inertia constraint conditions to the generator start-and-stop plan, and the collected input data is used in the generator start-and-stop plan ( It includes an analysis module that analyzes with the Unit Commitment (UC) program, and a parameter determination module that determines the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program.

상기 파라미터 결정 모듈은, 선형 관성제약의 선형화 단계에서 상수로 결정되는 파라미터들을 결정하는 단계를 포함할 수 있다.The parameter determination module may include determining parameters that are determined as constants in the linearization step of the linear inertia constraint.

본 발명에 따르면, 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하고, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석한 후 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정함으로써, 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 안정도를 고려하여 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있다.According to the present invention, input data for applying linear inertia constraints to a generator start-and-stop plan is collected, the collected input data is analyzed with a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) program, and then the generator start-and-stop plan is prepared. By using the data analyzed in the program to determine the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan, it is possible to decide whether to input a synchronous generator by considering frequency stability when an assumed accident occurs in the power system.

또한, 본 발명은 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화한 후 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있으며, 단일 발전기 주파수 응답 모델을 통해 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링함으로써, 발전기 기동정지계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 효과적으로 도출할 수 있는 환경을 제공한다.In addition, the present invention can equate various types of generators connected to the power system into a single generator and then derive a single generator frequency response model that minimizes the number of variables with the equivalent single generator. By modeling constraints for the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) through a frequency response model, we provide an environment that can effectively derive linear inertia constraints considering frequency stability in the generator start-and-stop plan.

또한, 본 발명은 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 모델링하고, 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 안정도를 충족할 수 있도록 하는 동기 발전기의 투입 여부를 결정함으로서, 전력계통을 안정적으로 운영하는데 요구되는 계통관성을 확보할 수 있는 환경을 제공한다.In addition, the present invention models linear inertia constraints considering the frequency stability of the power system, and uses a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraints to determine the frequency stability of the power system when an assumed accident occurs. By determining whether or not to insert a synchronous generator that can satisfy the stability, an environment is provided to secure the system inertia required to operate the power system stably.

또한, 본 발명은 전력계통에 연결된 동기 발전기의 1차 주파수 응답과 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 모델링하여 선형화하고, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화함으로써, 발전기 기동정지계획시 주파수 안정도를 고려해 안정적으로 계통관성을 확보할 수 있는 환경을 제공한다.In addition, the present invention models and linearizes the average rate of change of frequency (RoCoF) constraints by considering the primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change, and linearizes the generator start-and-stop plan ( By modeling and linearizing the minimum frequency constraint by considering changes in the primary frequency response capability of the power system so that the minimum frequency does not exceed the minimum frequency limit in each planning time section of Unit Commitment (UC), frequency stability is taken into consideration when planning generator start-up and stoppage. Provides an environment that can stably secure system inertia.

도 1은 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템을 간략히 도시한 도면이다.
도 2는 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치의 블록도이다.
도 3은 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치의 블록도이다.
도 4는 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치의 블록도이다.
도 5는 본 발명의 한 실시예에 따라 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템에서 단일발전기 주파수 응답을 모델링하고, 선형 관성제약 파라미터를 결정한 후 선형 관성제약 조건을 모델링하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다.
도 6은 본 발명의 한 실시예에 따라 발전계획에서 주파수 안정도를 고려하여 선형 관성제약의 파라미터를 결정하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다.
도 7은 본 발명의 한 실시예에 따라 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화하고, 관성제약을 위한 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출하여, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다.
도 8은 본 발명의 한 실시예에 따라 발전계획에서 주파수 안정도를 고려해 선형 관성제약 조건을 모델링하여 선형화하고, 이를 기초로 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 안정도를 충족할 수 있도록 하는 동기 발전기의 투입 여부를 결정하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다.
도 9는 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획의 선형관성제약 조건 중에 평균 RoCoF 제약을 간략히 도시한 도면이다.
도 10은 본 발명의 한 실시예에 따른 순간 RoCoF 및 평균 RoCoF의 개념을 간략히 도시한 도면이다.
도 11은 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획의 선형관성제약 조건 중에 최저주파수 제약을 간략히 도시한 도면이다.
도 12는 본 발명의 한 실시예에 따른 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화하는 단계에서 양수발전기의 운전모드에 따라 전력계통을 구분하는 단계를 간략히 도시한 도면이다.
도 13은 본 발명의 한 실시예에 따른 축약된 주파수 응답 모델(Reduced Frequency Response, RFR)을 도시한 도면이다.
도 14는 본 발명의 한 실시예에 따른 정교한 시스템 모델과 RFR 모델로 산정된 계통주파수를 비교하는 예를 간략히 도시한 도면이다.
도 15는 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획의 선형관성제약 조건 중에 1차 정상상태 주파수 제약을 간략히 도시한 도면이다.Figure 1 is a diagram briefly illustrating a generator start-and-stop planning system considering frequency stability according to an embodiment of the present invention.
Figure 2 is a block diagram of a linear inertial constraint parameter determination device according to an embodiment of the present invention.
Figure 3 is a block diagram of a single generator frequency response modeling device according to an embodiment of the present invention.
Figure 4 is a block diagram of a linear inertial constraint modeling device according to an embodiment of the present invention.
Figure 5 is a flow chart briefly illustrating the process of modeling a single generator frequency response, determining linear inertia constraint parameters, and then modeling linear inertia constraint conditions in a generator start-and-stop planning system considering frequency stability according to an embodiment of the present invention. .
Figure 6 is a flow chart briefly illustrating the process of determining parameters of linear inertia constraints in consideration of frequency stability in power generation planning according to an embodiment of the present invention.
Figure 7 equates various types of generators to a single generator according to an embodiment of the present invention, derives a single generator frequency response model for inertia constraints, and provides a diagram for generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). This is a flowchart that briefly illustrates the process of modeling constraints.
Figure 8 illustrates modeling and linearizing linear inertia constraints in consideration of frequency stability in the power generation plan according to an embodiment of the present invention, and based on this, inputting a synchronous generator to satisfy frequency stability when an assumed accident occurs in the power system. This is a flowchart that briefly shows the process of deciding whether or not to do so.
Figure 9 is a diagram briefly showing the average RoCoF constraint among the linear inertia constraint conditions of the generator start-and-stop plan according to an embodiment of the present invention.
Figure 10 is a diagram briefly illustrating the concepts of instantaneous RoCoF and average RoCoF according to an embodiment of the present invention.
Figure 11 is a diagram briefly illustrating the lowest frequency constraint among the linear inertia constraints of the generator start-and-stop plan according to an embodiment of the present invention.
Figure 12 is a diagram briefly illustrating the step of dividing the power system according to the operation mode of the pumped storage generator in the step of modeling and linearizing the minimum frequency constraint according to an embodiment of the present invention.
Figure 13 is a diagram illustrating a reduced frequency response model (RFR) according to an embodiment of the present invention.
FIG. 14 is a diagram briefly illustrating an example of comparing a system frequency calculated by an elaborate system model and an RFR model according to an embodiment of the present invention.
Figure 15 is a diagram briefly showing the first steady-state frequency constraint among the linear inertia constraint conditions of the generator start-and-stop plan according to an embodiment of the present invention.

아래에서는 첨부한 도면을 참고로 하여 본 발명의 실시예에 대하여 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 상세히 설명한다. 그러나 본 발명은 여러 가지 상이한 형태로 구현될 수 있으며 여기에서 설명하는 실시예에 한정되지 않는다. 그리고 도면에서 본 발명을 명확하게 설명하기 위해서 설명과 관계없는 부분은 생략하였으며, 명세서 전체를 통하여 유사한 부분에 대해서는 유사한 도면 부호를 붙였다.Below, with reference to the attached drawings, embodiments of the present invention will be described in detail so that those skilled in the art can easily implement the present invention. However, the present invention may be implemented in many different forms and is not limited to the embodiments described herein. In order to clearly explain the present invention in the drawings, parts unrelated to the description are omitted, and similar parts are given similar reference numerals throughout the specification.

명세서 전체에서, 어떤 부분이 어떤 구성요소를 "포함"한다고 할 때, 이는 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른 구성요소를 제외하는 것이 아니라 다른 구성요소를 더 포함할 수 있는 것을 의미한다. 또한, 명세서에 기재된 "…부", "…기", "모듈" 등의 용어는 적어도 하나의 기능이나 동작을 처리하는 단위를 의미하며, 이는 하드웨어나 소프트웨어 또는 하드웨어 및 소프트웨어의 결합으로 구현될 수 있다.Throughout the specification, when a part is said to “include” a certain element, this means that it may further include other elements rather than excluding other elements, unless specifically stated to the contrary. In addition, terms such as "... unit", "... unit", and "module" used in the specification refer to a unit that processes at least one function or operation, which may be implemented as hardware or software or a combination of hardware and software. there is.

본 명세서에서, 전력계통 또는 계통은 발전소에서 생산한 전기를 전기사용자에게 공급하기 위하여 물리적으로 상호 연결된 전기설비, 즉, 발전설비, 송변전설비, 배전설비, 기타 부대설비 등을 말한다.In this specification, a power system or grid refers to electrical facilities that are physically interconnected to supply electricity produced by a power plant to electricity users, that is, power generation facilities, transmission and substation facilities, distribution facilities, and other auxiliary facilities.

이제 도 1 내지 도 15를 참고하여 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템의 선형 관성제약 모델링 장치 및 선형 관성제약 모델링 방법에 대하여 상세하게 설명한다. Now, with reference to FIGS. 1 to 15, the linear inertia constraint modeling device and linear inertia constraint modeling method of the generator start-and-stop planning system considering frequency stability according to an embodiment of the present invention will be described in detail.

도 1은 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템을 간략히 도시한 도면이다. 이때, 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 본 발명의 실시예에 따른 설명을 위해 필요한 개략적인 구성만을 도시할 뿐 이러한 구성에 국한되는 것은 아니다.Figure 1 is a diagram briefly illustrating a generator start-and-stop planning system considering frequency stability according to an embodiment of the present invention. At this time, the generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability only shows a schematic configuration necessary for explanation according to an embodiment of the present invention and is not limited to this configuration.

도 1을 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100), 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200), 그리고 선형 관성제약 모델링 장치(300)를 포함한다.Referring to FIG. 1, the generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention includes a linear inertia constraint parameter determination device 100, a single generator frequency response modeling device 200, and a linear inertia Includes a constraint modeling device 300.

상기 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하고, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석할 수 있다. 여기서, 상기 입력데이터는 동기 발전기의 관성정수, 동기 발전기의 발전기 이득 및 동기 발전기의 용량을 포함하는 개별 발전기의 입력데이터를 포함할 수 있다.The linear inertia constraint parameter determination device 100 collects input data for applying linear inertia constraint conditions to the generator start-and-stop plan, and analyzes the collected input data with a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) program. You can. Here, the input data may include input data of an individual generator including the inertia constant of the synchronous generator, the generator gain of the synchronous generator, and the capacity of the synchronous generator.

그리고, 상기 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정할 수 있다. 여기서, 상기 선형 관성제약의 파라미터는 계통관성, 단일발전기 이득, 및 부하감쇠계수를 포함할 수 있다.In addition, the linear inertial constraint parameter determination device 100 can determine linear inertial constraint parameters considering frequency stability in the power generation plan using data analyzed in the generator start-and-stop plan program. Here, the parameters of the linear inertia constraint may include system inertia, single generator gain, and load attenuation coefficient.

상기 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화하고, 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있으며, 단일발전기 주파수 응답 모델을 통해 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링할 수 있다. 여기서, 상기 등가화된 단일발전기는 다수의 고차 시스템인 터빈 및 조속기 모델이 단일한 1차 시스템으로 축약되어 단일의 발전기 이득과 단일의 시정수를 변수로 포함할 수 있다.The single generator frequency response modeling device 200 equalizes various types of generators connected to the power system into one single generator, and derives a single generator frequency response model that minimizes the number of variables with the equivalent single generator. It is possible to model constraints for generator startup/stop planning (Unit Commitment, UC) through a single generator frequency response model. Here, in the equivalent single generator, turbine and governor models, which are multiple higher-order systems, are reduced to a single first-order system and can include a single generator gain and a single time constant as variables.

그리고, 상기 단일발전기 주파수 응답 모델은 전력계통의 상정사고시의 발전탈락량, 전력계통의 관성, 부하감쇠계수, 단일발전기 이득, 또는 단일발전기 시정수 중 적어도 하나를 선형화 변수로 포함할 수 있다.In addition, the single generator frequency response model may include at least one of the amount of power generation loss at the time of a power system accident, inertia of the power system, load attenuation coefficient, single generator gain, or single generator time constant as a linearization variable.

상기 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 모델링하고, 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하도록 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있다.The linear inertial constraint modeling device 300 models the linear inertial constraint condition considering the frequency stability of the power system, and determines the power system through a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraint condition. In the event of a potential accident, it is possible to decide whether or not to input a synchronous generator to meet the frequency maintenance standards.

그리고, 상기 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다.In addition, the linear inertial constraint modeling device 300 calculates the average rate of change of frequency (RoCoF) by considering the inertia and primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change due to the frequency change of the power system. It can be linearized by modeling constraints.

또한, 상기 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화와 계통관성 및 주파수 변화에 따른 부하변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다.In addition, the linear inertial constraint modeling device 300 changes the primary frequency response capability of the power system, system inertia and Considering load changes according to frequency changes, the minimum frequency constraint can be modeled and linearized.

또한, 상기 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 시간구간에서 1차 정상상태 주파수가 임계주파수를 벗어나지 않도록 1차 정상상태 주파수 제약을 모델링할 수 있다.In addition, the linear inertial constraint modeling device 300 can model the first steady-state frequency constraint so that the first steady-state frequency does not deviate from the critical frequency in each time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC).

도 2는 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치의 블록도이다. 이때, 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 본 발명의 실시예에 따른 설명을 위해 필요한 개략적인 구성만을 도시할 뿐 이러한 구성에 국한되는 것은 아니다.Figure 2 is a block diagram of a linear inertial constraint parameter determination device according to an embodiment of the present invention. At this time, the linear inertial constraint parameter determination device 100 only shows a schematic configuration necessary for explanation according to an embodiment of the present invention and is not limited to this configuration.

도 2를 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 파라미터 결정 제어 모듈(110), 데이터 수집 모듈(120), 분석 모듈(130), 그리고 파라미터 결정 모듈(140)을 포함한다.Referring to FIG. 2, the linear inertial constraint parameter determination device 100 according to an embodiment of the present invention includes a parameter determination control module 110, a data collection module 120, an analysis module 130, and a parameter determination module ( 140).

상기 파라미터 결정 제어 모듈(110)은 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하고, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석하며, 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정하도록 상기 각부의 동작을 제어할 수 있다.The parameter determination control module 110 collects input data for applying linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan, and analyzes the collected input data with a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) program. Using the data analyzed in the generator start-and-stop planning program, the operation of each part can be controlled to determine the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan.

상기 데이터 수집 모듈(120)은 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집할 수 있다.The data collection module 120 can collect input data for applying linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan.

그리고, 상기 데이터 수집 모듈(120)은 본 발명의 한 실시예에 따른 입력데이터 수집부(122)를 포함할 수 있다.Additionally, the data collection module 120 may include an input data collection unit 122 according to an embodiment of the present invention.

상기 입력데이터 수집부(122)는 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집할 수 있다. 여기서, 상기 입력데이터는 동기 발전기의 관성정수, 동기 발전기의 발전기 이득 및 동기 발전기의 용량을 포함하는 개별 발전기의 입력데이터를 포함할 수 있다.The input data collection unit 122 may collect input data for applying linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan. Here, the input data may include input data of an individual generator including the inertia constant of the synchronous generator, the generator gain of the synchronous generator, and the capacity of the synchronous generator.

상기 분석 모듈(130)은 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석할 수 있다.The analysis module 130 can analyze the collected input data using a generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) program.

그리고, 상기 분석 모듈(130)은 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획 분석부(132)를 포함할 수 있다.In addition, the analysis module 130 may include a generator start-and-stop plan analysis unit 132 according to an embodiment of the present invention.

상기 발전기 기동정지계획 분석부(132)는 상기 데이터 수집 모듈(120)에서 수집된 입력데이터를 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석할 수 있다.The generator start-and-stop plan analysis unit 132 can analyze the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) program based on the input data collected from the data collection module 120.

상기 파라미터 결정 모듈(140)은 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정할 수 있다.The parameter determination module 140 may determine parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan using data analyzed in the generator start-and-stop plan program.

상기 파라미터 결정 모듈(140)은 선형 관성제약의 선형화 단계에서 상수로 결정되는 파라미터들을 결정할 수 있다. 여기서, 상기 선형 관성제약의 파라미터는 계통관성, 단일발전기 이득, 및 부하감쇠계수를 포함할 수 있다.The parameter determination module 140 may determine parameters that are determined as constants in the linearization step of linear inertia constraints. Here, the parameters of the linear inertia constraint may include system inertia, single generator gain, and load attenuation coefficient.

그리고, 상기 계통관성은 전력계통에 접속되어 운전되는 모든 발전기들의 관성에서 상정사고 발전기의 관성을 제외하고 결정할 수 있다. 또한, 상기 단일발전기 이득은 전력계통에 접속되어 운전되는 발전기들 중 1차 주파수 응답을 제공하는 발전기들의 이득에서 상정사고 발전기들의 발전기 이득을 제외하고 결정할 수 있으며, 개별 발전기가 출력을 변동시킬 수 있는 여유용량을 고려하여 단일발전기 이득이 과대평가되지 않도록 결정할 수 있다. 그리고, 상기 부하감쇠계수는 입력된 부하감쇠계수를 계통 베이스로 베이스 변환하여 결정될 수 있다.In addition, the system inertia can be determined by excluding the inertia of the assumed accident generator from the inertia of all generators connected to and operated in the power system. In addition, the single generator gain can be determined by excluding the generator gain of the assumed accident generators from the gain of the generators that provide the primary frequency response among the generators connected to and operated in the power system, and the individual generator can change the output. Taking spare capacity into account, it can be determined that the single generator gain is not overestimated. And, the load attenuation coefficient can be determined by base converting the input load attenuation coefficient to the system base.

본 발명은 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)에서 도출된 상기 선형 관성제약의 파라미터를 이용하여 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약 및 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다.The present invention can be linearized by modeling the average rate of change of frequency (RoCoF) constraint and minimum frequency constraint using the parameters of the linear inertia constraint derived from the linear inertia constraint parameter determination device 100.

본 발명은 상수로 결정되는 상정사고 발전기 발전탈락량과 단일발전기 시정수가 주파수변화율 제약과 최저주파수 제약에서 각각 결정될 수 있다. 여기서, 상기 상정사고 발전기 발전탈락량은 최대용량의 상정사고 발전기 탈락량으로 결정될 수 있다. In the present invention, the assumed accident generator power loss amount and the single generator time constant, which are determined as constants, can be determined from the frequency change rate constraint and the minimum frequency constraint, respectively. Here, the assumed accident generator power loss amount may be determined as the assumed accident generator loss amount of the maximum capacity.

그리고, 상기 단일발전기 시정수는 관성제약이 적용되지 않는 발전기 기동정지계획의 전원구성 결과를 활용하여 전력계통의 주파수 안정도 위반 시점의 시정수들에 대한 평균값을 적용하되, 선형화 방식의 오차 및 주파수 해석적 표현의 오차를 보정할 수 있도록 보정 상수를 더해서 결정될 수 있다.In addition, the single generator time constant uses the power configuration results of the generator start-and-stop plan to which inertia constraints are not applied, and applies the average value of the time constants at the time of violation of the frequency stability of the power system. Error and frequency analysis of the linearization method It can be determined by adding a correction constant to correct errors in the enemy expression.

또한, 상기 최저주파수 제약에서 적용되는 시정수는 발전기 기동정지계획에서 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전상태에 따라 각각 결정될 수 있다.In addition, the time constant applied in the minimum frequency constraint may be determined depending on the operation status of the pumping generator for which start-and-stop is determined in the generator start-and-stop plan.

도 3은 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치의 블록도이다. 이때, 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 본 발명의 실시예에 따른 설명을 위해 필요한 개략적인 구성만을 도시할 뿐 이러한 구성에 국한되는 것은 아니다.Figure 3 is a block diagram of a single generator frequency response modeling device according to an embodiment of the present invention. At this time, the single generator frequency response modeling device 200 only shows a schematic configuration necessary for explanation according to an embodiment of the present invention and is not limited to this configuration.

도 3을 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 주파수 응답 모델링 제어 모듈(210), 송수신 모듈(230), 등가화 모듈(230), 그리고 단일발전기 모델링 모듈(240)를 포함한다.Referring to FIG. 3, the single generator frequency response modeling device 200 according to an embodiment of the present invention includes a frequency response modeling control module 210, a transmission/reception module 230, an equalization module 230, and a single generator modeling Includes module 240.

상기 주파수 응답 모델링 제어 모듈(210)은 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화하고, 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있으며, 단일발전기 주파수 응답 모델을 통해 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링하도록 상기 각부의 동작을 제어할 수 있다.The frequency response modeling control module 210 equates various types of generators connected to the power system into a single generator, and derives a single generator frequency response model that minimizes the number of variables with the equivalent single generator. In addition, the operation of each part can be controlled to model constraints for the generator start-up/stop plan (Unit Commitment, UC) through the single generator frequency response model.

상기 송수신 모듈(220)은 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100) 및 선형 관성제약 모델링 장치(300)와 파라미터 결정 및 관성제약 모델링에 필요한 데이터를 송수신할 수 있다.The transmitting and receiving module 220 may transmit and receive data required for parameter determination and inertial constraint modeling with the linear inertial constraint parameter determination device 100 and the linear inertial constraint modeling device 300.

상기 등가화 모듈(230)은 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화할 수 있다.The equalization module 230 can equalize various types of generators connected to the power system into one single generator.

그리고, 상기 등가화 모듈(230)은 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 등가화부(232)를 포함할 수 있다.In addition, the equalization module 230 may include a single generator equalization unit 232 according to an embodiment of the present invention.

상기 단일발전기 등가화부(232)는 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화할 수 있다.The single generator equalization unit 232 can equalize various types of generators connected to the power system into one single generator.

상기 단일발전기 모델링 모듈(240)은 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있으며, 단일발전기 주파수 응답 모델을 통해 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링할 수 있다. 여기서, 상기 등가화된 단일발전기는 다수의 고차 시스템인 터빈 및 조속기 모델이 단일한 1차 시스템으로 축약되어 단일의 발전기 이득과 단일의 시정수를 변수로 포함할 수 있다.The single generator modeling module 240 can derive a single generator frequency response model that minimizes the number of variables with the equivalent single generator, and generates a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) through the single generator frequency response model. Constraints for can be modeled. Here, in the equivalent single generator, turbine and governor models, which are multiple higher-order systems, are reduced to a single first-order system and can include a single generator gain and a single time constant as variables.

그리고, 상기 단일발전기 모델링 모듈(240)은 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 응답 모델링부(242), 그리고 제약식 모델링부(244)를 포함할 수 있다.In addition, the single generator modeling module 240 may include a frequency response modeling unit 242 and a constraint modeling unit 244 according to an embodiment of the present invention.

상기 주파수 응답 모델링부(242)는 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있다.The frequency response modeling unit 242 can derive a single generator frequency response model that minimizes the number of variables with the equivalent single generator.

상기 제약식 모델링부(244)는 상기 단일발전기 주파수 응답 모델로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링할 수 있다.The constraint modeling unit 244 can model constraints for a generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) using the single generator frequency response model.

또한, 상기 단일발전기 주파수 응답 모델은 전력계통의 상정사고시의 발전탈락량, 전력계통의 관성, 부하감쇠계수, 단일발전기 이득, 또는 단일발전기 시정수 중 적어도 하나를 선형화 변수로 포함할 수 있다.In addition, the single generator frequency response model may include at least one of the amount of power generation loss at the time of a power system accident, inertia of the power system, load attenuation coefficient, single generator gain, or single generator time constant as a linearization variable.

여기서, 상기 발전탈락량은 전력계통에 연결된 발전기들 중에 용량이 가장 큰 발전기가 탈락한 경우에 해당 발전기의 발전량을 포함할 수 있다. 그리고, 상기 발전탈락량은 전력계통에서 상정사고에 의한 순간적인 발전 또는 부하의 변화를 포함할 수 있다.Here, the amount of power generation loss may include the power generation amount of the generator in case the generator with the largest capacity among the generators connected to the power system fails. In addition, the amount of power loss may include instantaneous power generation or load changes due to an assumed accident in the power system.

그리고, 상기 단일발전기 모델링 모듈(240)은 상기 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출하는 단계에서 축약된 주파수 응답 모델(Reduced Frequency Response, RFR)을 통해 유도된 해석적 표현으로 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있으며, 제약식을 모델링하는 단계에서 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약 또는 최저주파수 제약을 구현할 수 있다.In addition, the single generator modeling module 240 derives the single generator frequency response model using an analytical expression derived through a reduced frequency response model (RFR) in the step of deriving the single generator frequency response model. In the step of modeling the constraint equation, an average rate of change of frequency (RoCoF) constraint or minimum frequency constraint can be implemented.

여기서, 상기 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약은 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 선형화되고, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 평균 RoCoF의 크기가 임계 RoCoF의 크기를 벗어나지 않도록 제약할 수 있다.Here, the average rate of change of frequency (RoCoF) constraint is linearized by considering the inertia and primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change of the power system, and the generator start-and-stop plan. The size of the average RoCoF can be restricted so that it does not exceed the size of the critical RoCoF in each planning time section of (Unit Commitment, UC).

그리고, 상기 최저주파수 제약은 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)에 의해 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전모드에 따라 전력계통을 구분하고, 상기 양수발전기의 운전모드에 따라 구분된 각 전력계통에 대하여 각기 다른 시정수로 최저주파수를 판단하도록 선형 최저주파수 제약으로 선형화될 수 있다.In addition, the minimum frequency constraint divides the power system according to the operation mode of the pumped storage generator, whose start and stop is determined by the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC), and each power system divided according to the operation mode of the pumped storage generator. It can be linearized with a linear lowest frequency constraint to determine the lowest frequency with different time constants.

상기 평균 RoCoF 제약 또는 상기 최저주파수 제약은 선형관성제약 모델링 시 선형화 변수로 부하감쇠계수가 적용될 수 있다.The average RoCoF constraint or the minimum frequency constraint may be a load attenuation coefficient applied as a linearization variable when modeling linear inertia constraints.

상기 단일발전기 주파수 응답 모델의 시정수는 선형화 방식의 오차 및 주파수 해석적 표현의 오차를 보정하도록 평균 시정수에 보정 상수를 더해서 결정될 수 있다.The time constant of the single generator frequency response model can be determined by adding a correction constant to the average time constant to correct the error of the linearization method and the error of the frequency analysis expression.

도 4는 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치의 블록도이다. 이때, 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 본 발명의 실시예에 따른 설명을 위해 필요한 개략적인 구성만을 도시할 뿐 이러한 구성에 국한되는 것은 아니다.Figure 4 is a block diagram of a linear inertial constraint modeling device according to an embodiment of the present invention. At this time, the linear inertial constraint modeling device 300 only shows a schematic configuration necessary for explanation according to an embodiment of the present invention and is not limited to this configuration.

도 4를 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 제어 모듈(310), 평균 RoCoF 모델링 모듈(320), 최저주파수 제약 모델링 모듈(330), 1차 정상상태 주파수 제약 모델링 모듈(340), 그리고 동기발전기 투입여부 결정 모듈(350)를 포함한다.Referring to FIG. 4, the linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention includes a control module 310, an average RoCoF modeling module 320, a lowest frequency constraint modeling module 330, and a first steady state It includes a frequency constraint modeling module 340 and a synchronous generator input decision module 350.

상기 제어 모듈(310)은 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 모델링하고, 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하는 동기 발전기의 투입 여부를 결정하도록 상기 각부의 동작을 제어할 수 있다.The control module 310 models linear inertia constraints considering the frequency stability of the power system, and when an assumed accident occurs in the power system through a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraints. The operation of each part can be controlled to determine whether to input a synchronous generator that meets the frequency maintenance standard.

또한, 상기 제어 모듈(310)은 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 모델링하여 선형화하고, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화와 계통관성 및 주파수 변화에 따른 부하변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화하도록 상기 각부의 동작을 제어할 수 있다.In addition, the control module 310 models the average rate of change of frequency (RoCoF) constraints by considering the inertia and primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change of the power system. and linearize it, and consider changes in the primary frequency response capability of the power system and load changes due to system inertia and frequency changes so that the lowest frequency does not exceed the minimum frequency limit in each planned time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). Thus, the operation of each part can be controlled to model and linearize the lowest frequency constraint.

상기 평균 RoCoF 모델링 모듈(320)은 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다. The average RoCoF modeling module 320 models the average rate of change of frequency (RoCoF) constraints by considering the inertia and primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change of the power system. It can be linearized.

그리고, 상기 평균 RoCoF 모델링 모듈(320)은 본 발명의 한 실시예에 따른 RoCoF 선형화부(322)를 포함할 수 있다.Additionally, the average RoCoF modeling module 320 may include a RoCoF linearization unit 322 according to an embodiment of the present invention.

상기 RoCoF 선형화부(322)는 상기 평균 RoCoF 제약을 모델링하여 선형화할 때 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 평균 RoCoF의 크기가 임계 RoCoF의 크기를 벗어나지 않도록 제약할 수 있다. 여기서, 상기 임계 RoCoF 크기는 RoCoF 보호계전기의 임계값이 적용될 수 있다.When the RoCoF linearization unit 322 models and linearizes the average RoCoF constraint, the size of the average RoCoF in each planning time section of the generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) may be restricted so that it does not exceed the size of the critical RoCoF. . Here, the threshold value of the RoCoF protection relay may be applied to the critical RoCoF size.

상기 최저주파수 제약 모델링 모듈(330)은 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화와 계통관성 및 주파수 변화에 따른 부하변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다.The lowest frequency constraint modeling module 330 changes the primary frequency response capability of the power system and changes the system inertia and frequency so that the lowest frequency does not exceed the lowest frequency limit in each planned time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). The minimum frequency constraint can be modeled and linearized by considering load changes according to .

그리고, 상기 최저주파수 제약 모델링 모듈(330)은 본 발명의 한 실시예에 따른 양수발전기 운전모드 분석부(332), 그리고 최저주파수 제약 선형화부(334)를 포함할 수 있다.In addition, the lowest frequency constraint modeling module 330 may include a pumped storage generator operation mode analysis unit 332 and a lowest frequency constraint linearization unit 334 according to an embodiment of the present invention.

상기 양수발전기 운전모드 분석부(332)는 상기 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화할 때 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)에 의해 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전모드에 따라 전력계통을 구분할 수 있다. 여기서, 상기 양수발전기의 운전모드는 양수발전기가 발전운전하는 발전모드와 상기 발전모드로 운전하지 않고 양수발전기가 펌핑모드로 운전하거나 모든 양수발전기가 정지하는 비발전모드를 포함할 수 있다.The pumped storage generator operation mode analysis unit 332 can classify the power system according to the operation mode of the pumped storage generator whose start and stop is determined by the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) when modeling and linearizing the minimum frequency constraint. there is. Here, the operation mode of the pumped storage generator may include a power generation mode in which the pumped storage generator operates to generate power and a non-power generation mode in which the pumped storage generator operates in a pumping mode or all pumped storage generators are stopped instead of operating in the power generation mode.

상기 최저주파수 제약 선형화부(334)는 상기 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화하며, 상기 양수발전기의 운전모드에 따라 구분된 각 전력계통에 대하여 각기 다른 시정수로 최저주파수를 판단하도록 선형 최저주파수 제약을 모델링할 수 있다.The lowest frequency constraint linearization unit 334 models and linearizes the lowest frequency constraint, and sets a linear lowest frequency constraint to determine the lowest frequency with different time constants for each power system divided according to the operation mode of the pumping generator. It can be modeled.

상기 평균 RoCoF 제약과 상기 최저주파수 제약은 단일발전기 주파수 응답 모델인 RFR 모델을 통해 유도된 해석적 표현으로 구현되고, 주파수의 해석적 표현을 통한 비선형관성제약이 다변수 함수의 선형화에 적합한 Max-Affine 함수 기반의 구간선형화 방식으로 선형화될 수 있다.The average RoCoF constraint and the minimum frequency constraint are implemented as analytical expressions derived through the RFR model, a single generator frequency response model, and the nonlinear inertia constraint through the analytical expression of frequency is Max-Affine suitable for linearization of multivariate functions. It can be linearized using a function-based piecewise linearization method.

그리고, 상기 평균 RoCoF 제약과 상기 최저주파수 제약은 선형화 변수에 부하감쇠계수를 포함하여 평균 RoCoF 제약 및 최저주파수 제약에서 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 계획시간마다 주파수 변화에 따른 부하 변화 정도를 달리 고려할 수 있도록 모델링될 수 있다.In addition, the average RoCoF constraint and the minimum frequency constraint include the load attenuation coefficient as a linearization variable, and the degree of load change according to the frequency change for each planning time of the generator start-up/stop plan (Unit Commitment, UC) in the average RoCoF constraint and the minimum frequency constraint. can be modeled so that it can be considered differently.

상기 1차 정상상태 주파수 제약 모델링 모듈(340)는 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 시간구간에서 1차 정상상태 주파수가 임계주파수를 벗어나지 않도록 1차 정상상태 주파수 제약을 모델링할 수 있다.The first steady-state frequency constraint modeling module 340 can model the first steady-state frequency constraint so that the first steady-state frequency does not deviate from the critical frequency in each time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). .

상기 동기발전기 투입여부 결정 모듈(350)은 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하도록 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있다.The synchronous generator input decision module 350 inputs the synchronous generator to meet the frequency maintenance standard when a power system accident occurs through a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraint condition. You can decide whether or not.

본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일 발전기로 등가화한 축약된 주파수 응답 모델(Reduced Frequency Response, RFR)을 통해 평균 RoCoF 및 최저주파수를 산정하는 상기 선형 관성제약 조건을 모델링할 수 있다. The linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention is an average of various types of generators connected to the power system through a reduced frequency response model (RFR) that equates them to a single generator. The linear inertial constraint condition that calculates RoCoF and minimum frequency can be modeled.

본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 한계 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려한 평균 RoCoF 제약으로 상기 선형 관성제약 조건을 모델링할 수 있다.The linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention applies the limit rate of change of frequency (RoCoF) constraint to the inertia and primary frequency response of the synchronous generator and the load for the frequency change of the power system. The linear inertia constraint condition can be modeled with an average RoCoF constraint that considers changes.

이때, 상기 평균 RoCoF 제약은 지연시간(Time delay) 동안 연속적으로 임계값 이상의 RoCoF가 측정될 때 발전설비를 보호하기 위해 동작하는 주파수변화율 계전기(RoCoF relay)가 과도한 RoCoF로 인해 동작되어 발생될 수 있는 전력계통의 연속적인 발전탈락을 방지하고, 순간 RoCoF 제약이 갖는 계통관성의 과잉확보를 방지할 수 있다.At this time, the average RoCoF constraint may occur when the RoCoF relay, which operates to protect power generation equipment, is operated due to excessive RoCoF when RoCoF above the threshold is continuously measured during the time delay. It is possible to prevent continuous loss of power generation in the power system and to prevent excessive securing of system inertia caused by instantaneous RoCoF constraints.

그리고, 상기 선형 관성제약 조건은 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화를 고려하여 모델링된 최저주파수 제약을 포함할 수 있다. 상기 최저주파수 제약은 발전계획에서 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전모드에 따라 제약식을 달리 적용할 수 있다. 또한, 상기 최저주파수 제약은 계통관성 감소로 인한 주파수의 과도한 하락을 방지하여 의도하지 않은 저주파수 계전기(Under Frequency Relay, UFR)의 동작을 방지할 수 있다.Additionally, the linear inertia constraint may include a minimum frequency constraint modeled in consideration of changes in the primary frequency response capability of the power system. The minimum frequency constraint can be applied differently depending on the operation mode of the pumped storage generator whose start and stop is determined in the power generation plan. In addition, the minimum frequency restriction prevents an excessive drop in frequency due to a decrease in system inertia, thereby preventing unintentional operation of an under-frequency relay (UFR).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 상기 선형 관성제약 조건을 모델링할 때 선형화 변수 중 하나로 주파수에 대한 부하감쇠계수(load damping factor)를 고려하여 평균 RoCoF 제약 및 최저주파수 제약에서 주파수 변화에 대한 계통부하 변화의 영향을 반영할 수 있다.In addition, the linear inertia constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention considers the load damping factor for frequency as one of the linearization variables when modeling the linear inertia constraint condition and provides an average RoCoF constraint and The impact of system load changes on frequency changes can be reflected in the minimum frequency constraints.

도 5는 본 발명의 한 실시예에 따라 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템에서 단일발전기 주파수 응답을 모델링하고, 선형 관성제약 파라미터를 결정한 후 선형 관성제약 조건을 모델링하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다. 이때, 이하의 흐름도는 도 1 내지 도 4의 구성과 연계하여 동일한 도면부호를 사용하여 설명한다.Figure 5 is a flowchart briefly showing the process of modeling a single generator frequency response, determining linear inertia constraint parameters, and then modeling linear inertia constraint conditions in a generator start-and-stop planning system considering frequency stability according to an embodiment of the present invention. . At this time, the following flowchart is described using the same reference numerals in connection with the configuration of FIGS. 1 to 4.

도 5를 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화하고, 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있다(S102).Referring to FIG. 5, the generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention equalizes various types of generators connected to the power system into one single generator, and the equivalent A single generator frequency response model that minimizes the number of variables with a single generator can be derived (S102).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하고, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석하며, 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정할 수 있다(S104).In addition, the generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention collects input data for applying linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan, and uses the collected input data to start the generator. It is analyzed using a Unit Commitment (UC) program, and the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability can be determined in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program (S104).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 등가화된 단일발전기의 해석적 표현으로 도출된 단일발전기 주파수 응답 모델을 통해 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 관성제약식을 모델링할 수 있다(S106).In addition, the generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention is a generator considering the frequency stability of the power system through a single generator frequency response model derived from an analytical expression of an equivalent single generator. The inertial constraint equation of the start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) can be modeled (S106).

본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 한계 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려한 평균 RoCoF 제약으로 모델링할 수 있다.The generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention applies the limit rate of change of frequency (RoCoF) constraints to the inertia and primary frequency response of the synchronous generator and the frequency of the power system. It can be modeled as an average RoCoF constraint that takes into account load changes in response to changes.

본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화와 계통관성 및 주파수 변화에 따른 부하변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링할 수 있다.The generator start-and-stop planning system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention is 1 of the power system so that the lowest frequency does not exceed the minimum frequency limit in each planning time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). Minimum frequency constraints can be modeled by considering changes in differential frequency response capability, system inertia, and load changes due to frequency changes.

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 모델링된 상기 평균 RoCoF 제약과 상기 최저주파수 제약을 각각 선형화하여 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)에서 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 모델링할 수 있다(S108).In addition, the generator start-and-stop plan system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention linearizes the modeled average RoCoF constraint and the minimum frequency constraint, respectively, to obtain power in the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). Linear inertial constraints considering the frequency stability of the system can be modeled (S108).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획 시스템(10)은 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하도록 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있다(S110).In addition, the generator start-and-stop plan system 10 considering frequency stability according to an embodiment of the present invention is designed to prevent assumed accidents in the power system through a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraints. When it occurs, it can be decided whether to input a synchronous generator to meet the frequency maintenance standard (S110).

도 6은 본 발명의 한 실시예에 따라 발전계획에서 주파수 안정도를 고려하여 선형 관성제약의 파라미터를 결정하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다. 이때, 이하의 흐름도는 도 1 내지 도 4의 구성과 연계하여 동일한 도면부호를 사용하여 설명한다.Figure 6 is a flow chart briefly illustrating the process of determining parameters of linear inertia constraints in consideration of frequency stability in power generation planning according to an embodiment of the present invention. At this time, the following flowchart is described using the same reference numerals in connection with the configuration of FIGS. 1 to 4.

도 6을 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집할 수 있다(S210). 여기서, 상기 입력데이터는 동기 발전기의 관성정수, 동기 발전기의 발전기 이득 및 동기 발전기의 용량을 포함하는 개별 발전기의 입력데이터를 포함할 수 있다.Referring to FIG. 6, the linear inertia constraint parameter determination device 100 according to an embodiment of the present invention can collect input data for applying the linear inertia constraint condition to the generator start-and-stop plan (S210). Here, the input data may include input data of an individual generator including the inertia constant of the synchronous generator, the generator gain of the synchronous generator, and the capacity of the synchronous generator.

본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석할 수 있다(S220).The linear inertial constraint parameter determination device 100 according to an embodiment of the present invention can analyze the collected input data using a generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) program (S220).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정할 수 있다(S230).In addition, the linear inertia constraint parameter determination device 100 according to an embodiment of the present invention can determine the linear inertia constraint parameters considering frequency stability in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program ( S230).

본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 파라미터 결정 장치(100)는 선형 관성제약의 선형화 단계에서 상수로 결정되는 파라미터들을 결정할 수 있다. 여기서, 상기 선형 관성제약의 파라미터는 계통관성, 단일발전기 이득, 및 부하감쇠계수를 포함할 수 있다.The linear inertial constraint parameter determination device 100 according to an embodiment of the present invention can determine parameters determined as constants in the linearization step of the linear inertial constraint. Here, the parameters of the linear inertia constraint may include system inertia, single generator gain, and load attenuation coefficient.

상기 계통관성은 전력계통에 접속되어 운전되는 모든 발전기들의 관성에서 상정사고 발전기의 관성을 제외하고 결정할 수 있다. 그리고, 상기 단일발전기 이득은 전력계통에 접속되어 운전되는 발전기들 중 1차 주파수 응답을 제공하는 발전기들의 이득에서 상정사고 발전기의 발전기 이득을 제외하고 결정할 수 있으며, 개별 발전기가 출력을 변동시킬 수 있는 여유용량을 고려하여 단일발전기 이득이 과대평가되지 않도록 결정할 수 있다. 또한, 상기 부하감쇠계수는 입력된 부하감쇠계수를 계통 베이스로 베이스 변환하여 결정될 수 있다.The system inertia can be determined by excluding the inertia of the assumed accident generator from the inertia of all generators connected to and operating in the power system. In addition, the single generator gain can be determined by excluding the generator gain of the assumed accident generator from the gain of the generators that provide the primary frequency response among the generators connected to and operated in the power system, and the individual generator can change the output. Taking spare capacity into account, it can be determined that the single generator gain is not overestimated. Additionally, the load attenuation coefficient can be determined by base converting the input load attenuation coefficient to the system base.

도 7은 본 발명의 한 실시예에 따라 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화하고, 관성제약을 위한 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출하여, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다. 이때, 이하의 흐름도는 도 1 내지 도 4의 구성과 연계하여 동일한 도면부호를 사용하여 설명한다.Figure 7 equates various types of generators to a single generator according to an embodiment of the present invention, derives a single generator frequency response model for inertia constraints, and provides a diagram for generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). This is a flowchart that briefly illustrates the process of modeling constraints. At this time, the following flowchart is described using the same reference numerals in connection with the configuration of FIGS. 1 to 4.

도 7을 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화할 수 있다(S310). Referring to FIG. 7, the single generator frequency response modeling device 200 according to an embodiment of the present invention can equate various types of generators connected to the power system to one single generator (S310).

여기서, 상기 등가화된 단일발전기는 다수의 고차 시스템인 터빈 및 조속기 모델이 단일한 1차 시스템으로 축약되어 단일의 발전기 이득과 단일의 시정수를 변수로 포함할 수 있다.Here, in the equivalent single generator, turbine and governor models, which are multiple higher-order systems, are reduced to a single first-order system and can include a single generator gain and a single time constant as variables.

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 제약식 변수의 수를 최소화하도록 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있다(S320). 상기 단일발전기 주파수 응답 모델은 전력계통의 상정사고시의 발전탈락량, 전력계통의 관성, 부하감쇠계수, 단일발전기 이득, 또는 단일발전기 시정수 중 적어도 하나를 선형화 변수로 포함할 수 있다.In addition, the single generator frequency response modeling device 200 according to an embodiment of the present invention can derive a single generator frequency response model to minimize the number of constraint variables (S320). The single generator frequency response model may include at least one of the amount of power generation loss at the time of a power system accident, inertia of the power system, load attenuation coefficient, single generator gain, or single generator time constant as a linearization variable.

또한, 상기 발전탈락량은 전력계통에 연결된 발전기들 중에 용량이 가장 큰 발전기가 탈락한 경우에 해당 발전기의 발전량을 포함하거나, 전력계통에서 상정사고에 의한 순간적인 발전 또는 부하의 변화를 포함할 수 있다.In addition, the amount of power generation loss may include the power generation amount of the generator in case the generator with the largest capacity among the generators connected to the power system fails, or may include instantaneous power generation or load changes due to an assumed accident in the power system. there is.

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 상기 도출된 단일발전기 주파수 응답 모델로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링할 수 있다(S330).In addition, the single generator frequency response modeling device 200 according to an embodiment of the present invention can model a constraint equation for a generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) using the derived single generator frequency response model (S330) ).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 단일발전기 주파수 응답 모델링 장치(200)는 상기 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 때 축약된 주파수 응답 모델(Reduced Frequency Response, RFR)을 통해 유도된 해석적 표현으로 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약 또는 최저주파수 제약을 구현할 수 있다.In addition, the single generator frequency response modeling device 200 according to an embodiment of the present invention uses an analytical expression derived through a reduced frequency response model (RFR) when deriving the single generator frequency response model. Average rate of change of frequency (RoCoF) constraints or minimum frequency constraints can be implemented.

그리고, 상기 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약은 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 선형화되고, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 평균 RoCoF의 크기가 임계 RoCoF의 크기를 벗어나지 않도록 제약할 수 있다.In addition, the average rate of change of frequency (RoCoF) constraint is linearized by considering the inertia and primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change of the power system, and the generator start-and-stop plan The size of the average RoCoF can be restricted so that it does not exceed the size of the critical RoCoF in each planning time section of (Unit Commitment, UC).

상기 최저주파수 제약은 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)에 의해 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전모드에 따라 전력계통을 구분하고, 상기 양수발전기의 운전모드에 따라 구분된 각 전력계통에 대하여 각기 다른 시정수로 최저주파수를 판단하도록 선형 최저주파수 제약으로 선형화될 수 있다.The minimum frequency constraint divides the power system according to the operation mode of the pumped storage generator, whose start and stop is determined by the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC), and for each power system divided according to the operation mode of the pumped storage generator. It can be linearized with a linear lowest frequency constraint to determine the lowest frequency with different time constants.

또한, 상기 평균 RoCoF 제약 또는 상기 최저주파수 제약은 선형관성제약 모델링 시 선형화 변수로 부하감쇠계수가 적용될 수 있다.Additionally, the average RoCoF constraint or the minimum frequency constraint may be applied as a load attenuation coefficient as a linearization variable when modeling linear inertia constraints.

도 8은 본 발명의 한 실시예에 따라 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 모델링하여 선형화하고, 이를 기초로 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하도록 동기 발전기의 투입 여부를 결정하는 과정을 간략히 도시한 흐름도이다. 이때, 이하의 흐름도는 도 1 내지 도 4의 구성과 연계하여 동일한 도면부호를 사용하여 설명한다.Figure 8 shows that according to an embodiment of the present invention, the linear inertia constraint condition considering the frequency stability in the power generation plan is modeled and linearized, and based on this, it is determined whether or not the synchronous generator is input to meet the frequency maintenance standard when an assumed accident occurs in the power system. This is a flow chart that briefly shows the decision process. At this time, the following flowchart is described using the same reference numerals in connection with the configuration of FIGS. 1 to 4.

도 8을 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 관성제약식을 모델링할 수 있다(S410). Referring to FIG. 8, the linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention can model the generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) inertial constraint equation considering the frequency stability of the power system (S410) ).

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다(S420).In addition, the linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention considers the inertia and primary frequency response of a synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change of the power system, and determines the average frequency change rate (Rate of Change of Frequency (RoCoF) constraints can be modeled and linearized (S420).

예를 들어, 평균 RoCoF 제약의 제약식은 아래의 수학식 1과 같다.For example, the constraint equation for the average RoCoF constraint is as shown in Equation 1 below.

여기서, 는 임계 RoCoF 크기 [Hz/s]이고, 는 t시간에서 평균 RoCoF 크기 선형함수의 계통관성 [pu]이고, 는 t시간에서 로 정규화된 부하감쇠계수 [pu]이며, 는 t시간에서 평균 RoCoF 크기 선형함수의 발전기 이득 [pu]이고, 는 평균 RoCoF 크기 선형함수의 파라미터이다.here, is the critical RoCoF size [Hz/s], is the system inertia [pu] of the average RoCoF size linear function at time t, is at time t is the load attenuation coefficient [pu] normalized to is the generator gain [pu] of the average RoCoF magnitude linear function at time t, is the parameter of the average RoCoF size linear function.

도 9는 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획의 선형 관성제약 조건 중에 평균 RoCoF 제약을 간략히 도시한 도면이고, 도 10은 본 발명의 한 실시예에 따른 순간 RoCoF 및 평균 RoCoF의 개념을 간략히 도시한 도면이다.Figure 9 is a diagram briefly showing the average RoCoF constraints among the linear inertia constraints of the generator start-and-stop plan according to an embodiment of the present invention, and Figure 10 shows the concepts of instantaneous RoCoF and average RoCoF according to an embodiment of the present invention. This is a simplified drawing.

도 9 및 도 10을 참조하면, 상기 선형 관성제약 조건은 한계 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려한 평균 RoCoF 제약으로 모델링할 수 있다.Referring to FIGS. 9 and 10, the linear inertia constraint condition applies the limit rate of change of frequency (RoCoF) constraint to the inertia and primary frequency response of the synchronous generator and the load change due to the frequency change of the power system. It can be modeled with the average RoCoF constraints taken into account.

그리고, 상기 평균 RoCoF 제약은 지연시간(Time delay) 동안 연속적으로 임계값 이상의 RoCoF가 측정될 때 발전설비를 보호하기 위해 동작하는 주파수변화율 계전기(RoCoF relay)가 과도한 RoCoF로 인해 동작되어 발생될 수 있는 전력계통의 연속적인 발전탈락을 방지하고, 순간 RoCoF 제약이 갖는 계통관성의 과잉확보를 방지할 수 있다.In addition, the average RoCoF constraint may occur when the RoCoF relay, which operates to protect power generation equipment, is operated due to excessive RoCoF when RoCoF above the threshold is continuously measured during the time delay. It is possible to prevent continuous loss of power generation in the power system and to prevent excessive securing of system inertia caused by instantaneous RoCoF constraints.

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화와 계통관성 및 주파수 변화에 따른 부하변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화할 수 있다(S430).In addition, the linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention determines the primary frequency of the power system so that the lowest frequency does not exceed the lowest frequency limit in each planned time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). The minimum frequency constraint can be modeled and linearized by considering changes in response capability, system inertia, and load changes due to frequency changes (S430).

예를 들어, 최저주파수 제약의 제약식은 아래의 수학식 2와 같다.For example, the constraint formula for the lowest frequency constraint is as shown in Equation 2 below.

여기서, 는 전체 양수발전기의 발전운전상태(발전: 1, 그 외: 0)이고, 는 임계 최저주파수 편차 크기 [Hz]이며, 는 t시간에서 최저주파수 편차 크기 선형함수의 계통관성[pu]이고, 는 t시간에서 로 정규화된 부하감쇠계수 [pu]이며, 은 t시간에서 최저주파수 편차 크기 선형함수의 발전기 등가이득 [pu]이다. 그리고, 는 최저주파수 편차 크기 선형함수(발전운전)의 파라미터이고, 는 최저주파수 편차 크기 선형함수(비발전운전)의 파라미터이다.here, is the power generation operation status of the entire pumped storage generator (generation: 1, others: 0), is the critical minimum frequency deviation size [Hz], is the system inertia [pu] of the lowest frequency deviation magnitude linear function at time t, is at time t is the load attenuation coefficient [pu] normalized to is the generator equivalent gain [pu] of the linear function of the lowest frequency deviation magnitude at time t. and, is the parameter of the minimum frequency deviation magnitude linear function (power generation operation), is a parameter of the minimum frequency deviation magnitude linear function (non-generation operation).

도 11은 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획의 선형관성제약 조건 중에 최저주파수 제약을 간략히 도시한 도면이고, 도 12는 본 발명의 한 실시예에 따른 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화하는 단계에서 양수발전기의 운전모드에 따라 전력계통을 구분하는 단계를 간략히 도시한 도면이다.Figure 11 is a diagram briefly showing the lowest frequency constraint among the linear inertia constraints of the generator start-and-stop plan according to an embodiment of the present invention, and Figure 12 is a diagram showing linearization by modeling the lowest frequency constraint according to an embodiment of the present invention. This is a diagram briefly illustrating the steps of dividing the power system according to the operation mode of the pumped storage generator.

도 11 및 도 12를 참조하면, 상기 최저주파수 제약은 발전계획에서 기동정지가 결정되는 양수발전기의 운전모드에 따라 제약식을 달리 적용할 수 있다. 그리고, 상기 최저주파수 제약은 계통관성의 감소로 인한 주파수의 과도한 하락을 방지하여 의도하지 않은 저주파수 계전기(Under Frequency Relay, UFR)의 동작을 방지할 수 있다.Referring to FIGS. 11 and 12, the minimum frequency constraint can be applied differently depending on the operation mode of the pumped storage generator whose start and stop is determined in the power generation plan. In addition, the minimum frequency restriction prevents an excessive drop in frequency due to a decrease in system inertia, thereby preventing unintentional operation of an under-frequency relay (UFR).

그리고, 상기 선형 관성제약 조건을 모델링하는 단계는 선형화 변수 중 하나로 주파수에 대한 부하감쇠계수(load damping factor)를 고려하여 평균 RoCoF 제약 및 최저주파수 제약에서 주파수 변화에 대한 계통부하 변화의 영향을 반영할 수 있다.In addition, the step of modeling the linear inertia constraint condition considers the load damping factor for frequency as one of the linearization variables to reflect the influence of system load changes on frequency changes in the average RoCoF constraint and minimum frequency constraint. You can.

도 13은 본 발명의 한 실시예에 따른 축약된 주파수 응답 모델(Reduced Frequency Response, RFR)을 도시한 도면이고, 도 14는 본 발명의 한 실시예에 따른 정교한 시스템 모델과 RFR 모델로 산정된 계통주파수를 비교하는 예를 간략히 도시한 도면이다.Figure 13 is a diagram showing a reduced frequency response (RFR) model according to an embodiment of the present invention, and Figure 14 is a diagram showing a sophisticated system model and a system calculated with the RFR model according to an embodiment of the present invention. This diagram briefly shows an example of comparing frequencies.

도 13 및 도 14를 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일 발전기로 등가화한 축약된 주파수 응답 모델(Reduced Frequency Response, RFR)을 통해 평균 RoCoF 및 최저주파수를 산정할 수 있다.Referring to Figures 13 and 14, the linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention is an abbreviated frequency response model ( The average RoCoF and lowest frequency can be calculated through Reduced Frequency Response (RFR).

여기서, 상기 평균 RoCoF 제약과 상기 최저주파수 제약은 단일발전기 주파수 응답 모델인 RFR 모델을 통해 유도된 해석적 표현으로 구현되고, 주파수의 해석적 표현을 통한 비선형관성제약이 다변수 함수의 선형화에 적합한 Max-Affine 함수 기반의 구간선형화 방식으로 선형화될 수 있다.Here, the average RoCoF constraint and the minimum frequency constraint are implemented as analytical expressions derived through the RFR model, a single generator frequency response model, and the nonlinear inertia constraint through the analytical expression of frequency is suitable for linearization of the multivariate function Max. -Can be linearized using a section linearization method based on the Affine function.

도 15는 본 발명의 한 실시예에 따른 발전기 기동정지계획의 선형관성제약 조건 중에 1차 정상상태 주파수 제약을 간략히 도시한 도면이다.Figure 15 is a diagram briefly showing the first steady-state frequency constraint among the linear inertia constraint conditions of the generator start-and-stop plan according to an embodiment of the present invention.

도 15를 참조하면, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 시간구간에서 1차 정상상태 주파수가 임계주파수를 벗어나지 않도록 1차 정상상태 주파수 제약을 모델링할 수 있다(S440).Referring to FIG. 15, the linear inertial constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention is 1 so that the first steady-state frequency does not deviate from the critical frequency in each time section of the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC). The second steady-state frequency constraint can be modeled (S440).

예를 들어, 1차 정상상태 주파수 제약의 제약식은 아래의 수학식 3과 같다.For example, the constraint equation for the first steady-state frequency constraint is as shown in Equation 3 below.

여기서, 는 임계 1차 정상상태 주파수 편차 크기 [Hz]이고, 는 t시간에서 로 정규화된 부하감쇠계수 [pu]이며, 은 t시간에서 최저주파수 편차 크기 선형함수의 발전기 등가이득 [pu]이다. 그리고, 는 계통 베이스 [MVA]이고, 는 정격주파수 [Hz]이며, 는 g발전기의 최대발전용량 [MW]이다.here, is the critical first-order steady-state frequency deviation magnitude [Hz], is at time t is the load attenuation coefficient [pu] normalized to is the generator equivalent gain [pu] of the linear function of the lowest frequency deviation magnitude at time t. and, is the system base [MVA], is the rated frequency [Hz], is the maximum power generation capacity [MW] of the g generator.

그리고, 본 발명의 한 실시예에 따른 선형 관성제약 모델링 장치(300)는 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하도록 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있다(S450).In addition, the linear inertia constraint modeling device 300 according to an embodiment of the present invention maintains the frequency when an assumed accident occurs in the power system through a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraint conditions. It is possible to decide whether to input a synchronous generator to meet the standard (S450).

이와 같이, 본 발명은 발전기 기동정지계획에 선형 관성제약 조건을 적용하기 위한 입력데이터를 수집하고, 수집된 상기 입력데이터를 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC) 프로그램으로 분석한 후 상기 발전기 기동정지계획 프로그램에서 분석된 데이터를 이용하여 발전계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약의 파라미터를 결정함으로써, 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 안정도를 고려하여 동기 발전기의 투입 여부를 결정할 수 있다.In this way, the present invention collects input data for applying linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan, analyzes the collected input data with a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) program, and then starts and stops the generator. By using the data analyzed in the planning program to determine the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan, it is possible to decide whether to input a synchronous generator by considering frequency stability when an assumed accident occurs in the power system.

또한, 본 발명은 전력계통에 접속된 다양한 형태의 발전기들을 하나의 단일발전기로 등가화한 후 상기 등가화된 단일발전기로 변수의 수를 최소화하는 단일발전기 주파수 응답 모델을 도출할 수 있으며, 단일발전기 주파수 응답 모델을 통해 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 위한 제약식을 모델링하여 발전기 기동정지계획에서 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 효과적으로 도출할 수 있는 환경을 제공한다.In addition, the present invention can equate various types of generators connected to the power system into a single generator and then derive a single generator frequency response model that minimizes the number of variables with the equivalent single generator. By modeling constraints for the generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) through a frequency response model, we provide an environment that can effectively derive linear inertia constraints considering frequency stability in the generator start-and-stop plan.

또한, 본 발명은 전력계통의 주파수 안정도를 고려한 선형 관성제약 조건을 모델링하고, 모델링된 상기 선형 관성제약 조건을 기초로 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)을 통해 전력계통의 상정사고 발생시에 주파수 유지기준을 충족하도록 동기 발전기의 투입 여부를 결정함으로서, 전력계통을 안정적으로 운영하는데 요구되는 계통관성을 확보할 수 있는 환경을 제공한다.In addition, the present invention models linear inertia constraints considering the frequency stability of the power system, and uses a generator start-and-stop plan (Unit Commitment, UC) based on the modeled linear inertia constraints to determine the frequency stability of the power system when an assumed accident occurs. By determining whether to deploy a synchronous generator to meet maintenance standards, an environment is provided to secure the system inertia required to operate the power system stably.

또한, 본 발명은 전력계통에 연결된 동기 발전기의 관성 및 1차 주파수 응답과 전력계통의 주파수 변화에 대한 부하 변화를 고려해 평균 주파수변화율(Rate of Change of Frequency, 이하 RoCoF) 제약을 모델링하여 선형화하고, 발전기 기동정지계획(Unit Commitment, UC)의 각 계획시간구간에서 최저주파수가 최저주파수 한계를 벗어나지 않도록 전력계통의 1차 주파수 응답 능력 변화와 계통관성 및 주파수 변화에 따른 부하변화를 고려하여 최저주파수 제약을 모델링하여 선형화함으로써, 발전기 기동정지계획시 주파수 안정도를 고려해 안정적으로 계통관성을 확보할 수 있는 환경을 제공한다.In addition, the present invention models and linearizes the average Rate of Change of Frequency (RoCoF) constraints by considering the inertia and primary frequency response of the synchronous generator connected to the power system and the load change in response to the frequency change of the power system, Minimum frequency is restricted by considering changes in the primary frequency response capability of the power system and load changes due to system inertia and frequency changes so that the minimum frequency does not exceed the minimum frequency limit in each planned time section of the generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC). By modeling and linearizing, we provide an environment in which system inertia can be stably secured by considering frequency stability when planning generator start-up and stoppage.

이상에서 설명한 본 발명의 실시예는 장치 및 방법을 통해서만 구현이 되는 것은 아니며, 본 발명의 실시예의 구성에 대응하는 기능을 실현하는 프로그램 또는 그 프로그램이 기록된 기록 매체를 통해 구현될 수도 있다. 이러한 기록 매체는 서버뿐만 아니라 사용자 단말에서도 실행될 수 있다.The embodiments of the present invention described above are not only implemented through devices and methods, but can also be implemented through a program that implements functions corresponding to the configuration of the embodiment of the present invention or a recording medium on which the program is recorded. These recording media can be executed not only on servers but also on user terminals.

이상에서 본 발명의 실시예에 대하여 상세하게 설명하였지만 본 발명의 권리범위는 이에 한정되는 것은 아니고 다음의 청구범위에서 정의하고 있는 본 발명의 기본 개념을 이용한 당업자의 여러 변형 및 개량 형태 또한 본 발명의 권리범위에 속하는 것이다. Although the embodiments of the present invention have been described in detail above, the scope of the present invention is not limited thereto, and various modifications and improvements made by those skilled in the art using the basic concept of the present invention defined in the following claims are also possible. It falls within the scope of rights.

Claims

Collecting input data to apply linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan,
Analyzing the collected input data with a generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) program, and
Determining the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program.
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning including.

In paragraph 1:
The step of determining the parameters of the linear inertia constraint is,
Step of determining parameters determined as constants in the linearization step of linear inertia constraints
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning including.

In paragraph 1:
The input data is,
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in a power generation plan that includes input data of individual generators, including the inertia constant of the synchronous generator, the generator gain of the synchronous generator, and the capacity of the synchronous generator.

In paragraph 1:
The parameters of the linear inertia constraint are,
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning including system inertia, single generator gain, and load damping coefficient.

In paragraph 4,
The system inertia is,
A linear inertia constraint parameter determination method considering frequency stability in power generation planning, characterized in that the inertia of the assumed accident generator is excluded from the inertia of all generators connected to and operated in the power system.

In paragraph 4,
The single generator gain is,
A linear inertia constraint parameter determination method that takes frequency stability into account in power generation planning, characterized in that the gain of a single generator is not overestimated by considering the spare capacity that allows individual generators to vary their output.

In paragraph 4,
The load attenuation coefficient is,
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning, which is determined by converting the input load attenuation coefficient to the system base.

In paragraph 1:
A step of modeling and linearizing the average rate of change of frequency (RoCoF) constraint and minimum frequency constraint using the parameters of the linear inertia constraint.
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in a power generation plan that further includes.

In paragraph 8:
In the linearization step,
A linear inertia constraint parameter determination method considering frequency stability in power generation planning, wherein the assumed accident generator power loss amount and the single generator time constant, which are determined as constants, are respectively determined from the frequency change rate constraint and the minimum frequency constraint.

In paragraph 9:
The amount of power loss from the above-mentioned accident generator is,
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning, which is determined by the assumed accident generator dropout amount of maximum capacity.

In paragraph 9:
The single generator time constant is,
By using the power configuration results of the generator start-and-stop plan where inertia constraints are not applied, the average value of the time constants at the point of violation of the frequency stability of the power system is applied, and errors in the linearization method and errors in the frequency analysis expression can be corrected. A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in power generation planning, characterized in that it is determined by adding correction constants so that

In paragraph 9:
The time constant applied in the minimum frequency constraint is,
A method for determining linear inertia constraint parameters considering frequency stability in a power generation plan, wherein the start-and-stop plan is determined according to the operation status of the pumping generator for which start-and-stop is determined.

A data collection module that collects input data to apply linear inertia constraints to the generator start-and-stop plan,
An analysis module that analyzes the collected input data using a generator startup/stop plan (Unit Commitment, UC) program, and
A parameter determination module that determines the parameters of linear inertia constraints considering frequency stability in the power generation plan using the data analyzed in the generator start-and-stop plan program.
A linear inertia constraint parameter determination device that considers frequency stability in power generation planning including.

In paragraph 13:
The parameter determination module,
A linear inertia constraint parameter determination device considering frequency stability in a power generation plan, characterized by determining parameters determined as constants in the linearization step of the linear inertia constraint.

In paragraph 13:
The input data is,
A linear inertia constraint parameter determination device that considers frequency stability in a power generation plan that includes input data of individual generators, including the inertia constant of the synchronous generator, the generator gain of the synchronous generator, and the capacity of the synchronous generator.

In paragraph 13:
The parameters of the linear inertia constraint are,
A linear inertia constraint parameter determination device that considers frequency stability in power generation planning including system inertia, single generator gain, and load damping coefficient.

In paragraph 16:
The system inertia is,
A linear inertia constraint parameter determination device that considers frequency stability in power generation planning, characterized in that it determines the inertia of all generators connected to and operated in the power system by excluding the inertia of the assumed accident generator.

In paragraph 16:
The single generator gain is,
A linear inertia constraint parameter determination device that considers frequency stability in power generation planning, characterized in that it determines the gain of a single generator so that it is not overestimated by taking into account the spare capacity that allows individual generators to vary their output.

In paragraph 16:
The load attenuation coefficient is,
A linear inertia constraint parameter determination device considering frequency stability in power generation planning, which is determined by base converting the input load attenuation coefficient to the system base.