송전망 이용가격 산정 발표자료
Download
Report
Transcript 송전망 이용가격 산정 발표자료
송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발
(Development of Transmission Price and
Price Level Computation Package)
2002. 3.
기초전력공학공동연구소
전력경제연구센터
2002.01.31
Introduction
Component of Transmission Costs
• 고정비용
–초기투자비
• 변동비용
–설비의 유지, 보수 비용
–선로의 손실, 혼잡 비용
• 보조서비스 비용
–전력계통의 신뢰도 및 안전도 유지 비용 (송전요금에서 통상 제외함)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
1
Introduction (Cont.)
연간회수비용의 결정
• 송전회사가 사용한 모든 비용을 회수할 것인가?
– Yes ( No Regulation on Price. Optimum일 경우는 규제 불필요 )
– No (Regulation on Price)
• 총괄비용법 적용시의 핵심 포인트
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
2
Introduction (Cont.)
KEMA 제안
• Structure
Overview of Transmission Pricing
Transmission Use of System Charge
Transmission Connection Charge
Generating Units Connected to
Transmission Network
IPP - Connected
to Transmission
Network
Transmission Service Users on Generation Side
KEPCO
KEPCO Transmission
Distribution Companies
Network
Power Sales
Customers - Connected to the
Transmission Network
Suppliers
Other Power
Sellers
Transmission Service Users on Demand Side
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
3
Introduction (Cont.)
KEMA 제안
Overview of Derivation of Zonal Use of Network Charges
Step 1 Definition of Revenue Requirements
Identification of Assets
Evaluation of Assets
Determination of Cost Elements
Calculation of Revenue Requirements
Step 2 Allocation of Revenue Requirements
RUONCt(S)
Security Functions
RUONCt
Revenue Requirements
Post Stamp
RUONCt(T)
Transport Functions
Locational
Load Node1
Generator Node1
Generator NodeG
Load Node L
Step 3 Determination of Price Zones
UNCg =CAg/UBQg
Price Zones
UNCl =CAl/UBQl
Price Zone 1
Generator Nodal Charges
2002.01.31
Price Zone K
Load Nodal Charges
Konkuk Univ. Energy System Lab.
4
Introduction (Cont.)
KEMA 제안 (연간회수비용의 결정)
UONCt = ACUONt + MCUONt + RAUONt -
UONCt
ACUONt
MCUONt
RAUONt
t기간에서의 TUoS로부터 회수한 총 수입
t기간의 총 감가상각액
t기간의 총 운전 유지 비용
t기간의 총 반환자산(Return on Assets)
term that reflects any payments by the TAO that reduce
its revenue requirements (e.g. payment for transmission
loss
rentals, capital contributions, financial revenue etc.).
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
5
Introduction (Cont.)
Transmission Pricing Methods
Embedded Cost Based Approach
평균비용 개념에 근거
탁송 서비스에 관련된 제반비용을 일괄하여 송전선 이용자에게 적절히 배분
Key Point: Cost Allocation Between Users
Types
- Postage Stamp Rule
- Zoned Postage Stamp Rule
- Contract Path Rule
- Megawatt-Mile Rule(MW-Mile Method)
Marginal Cost Based Approach
계통진입자의 경제적이득을 최대화 논리에 근거
단위발전량증대에 소요되는 비용을 가지고 계산
Key Point: Nodal Spot Price
Provide Locational Signal
Types
- Short Run Marginal Cost
- Long Run Marginal Cost
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
6
Introduction (Cont.)
Transmission Pricing Principles
Economic Efficiency
Cost Recovery
Efficient Regulations
Simplicity and Transparency
Non-Discrimination
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
7
송전 요금 산정 이론(1)
총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (1)
특 징
적용이 쉽고,투자비용의 회수 보장
비용배분의 공평성,경제적 최적성에 문제
우편요금제(Postage Stamp)
연간 송전계통 전체비용 회수(사용자별 배분)
미국, 일본 등에서 사용
개별 탁송 특성을 고려하지 못함
방법1
P
C
[원/MW Year ]
Q
방법2
P
C
[원/MW Year ]
Qa
방법3
C
[원/MWh ]
E
- Where, P:탁송요금, C: 연금화된 송전비용, Q: 계통최대전력[MW], a: 탁송전력[MW],
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
: 탁송요율
8
송전 요금 산정 이론(2)
총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (2)
구간요금제(Zoned Postage Stamp)
- 구간에 따라 차등 요율 적용
계약경로산정법(Contract Path Method)
- 탁송별 전송선로 계약
Qtc FCR Cl
l k
H W Qtc
l : 계약경로 K에 포함된 모든 송전선,
Qtc: 연간비용,
where,
W: 송전최대요구량
: 보정계수
2002.01.31
W
PC
Ci : 계약송전선의 당해연도 상각비용
FCR : 연간경비계수
H w: 송전비용
Konkuk Univ. Energy System Lab.
9
송전 요금 산정 이론(3)
총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (3)
거리용량 병산제(Megawatt-Mile Rule) (1)
- 우편요금제와 계약경로산정법 보완
MWM 법(MW-Mile Method)
n
P(u ) Ck
k 1
f k (u )
Tk
Where, P(u): 계통진입자(또는 탁송의뢰자) u에게 부과되는 비용
u : 계통진입자 index
k : 송전선 number
C k : 송전선-k 의 총비용(투자비+운전유지비), f k (u ): 송전선-k 에 대한 계통진입자-u의 전력조류
Tk : 송전선-k 의 송전용량(line capacity)
MM 법(Modulus Method)
n
P(u ) Ck ak (u ) , ak (u )
k 1
| f k (u ) |
n
| f
s 1
where,
k
( s) |
ak (u ): 계통진입자 u에 대한 비용배분계수
s : 송전선 k를 사용하는 계통진입자(u) index
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
10
송전 요금 산정 이론(4)
총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (4)
거리용량 병산제(Megawatt-Mile Rule) (2)
ZCM 법(Zero-Counterflow Method)
n
P (u ) Ck a (u ) , a (u )
k 1
| f k (u ) |
n
| f
s 1
where,
k
( s ) |
a (u ): 계통진입자- u에 대한 비용배분계수
S : 최종전력조류의 방향에 영향을 주는 계통진입자 index
DFM 법(Dominant Flow Method)
P1 (u ) : C Bk Ck
fk
T fk
, P2 (u ) : C Rk Ck k
Tk
Tk
P1 (u ) P2 (u )
where,
P1 (u ) : 사용량요금,
P2 (u ): 예비력요금
VAMM 법(Vector-Absolute MW-Mile Method), 선로손실법
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
11
송전 요금 산정 이론(5)
한계비용법(Marginal Cost Based Approach)
단기한계비용법(Short-Run Marginal Cost)
- 모선 i 에서 단기한계비용
Pi (1
Where,
L
Z K
)
K
Di
Di
K
: 전력수요증가에 의한 사회비용(Social Cost)
Di : 모선 i에서 전력 수요
k : 선로 K의 잠재비용
L : 선로손실함수(Line loss Function)
Z k : 선로 K의 전력조류
L
: 모선 i에서의 수요증가로 인한 증분선로손실
Di
장기한계비용법(Long-Run Marginal Cost)
1부제요율(단일요금제)
2부제요율(Two-part Tariff)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
12
송전요금 방법론 비교
한계비용법
장점
Price Signal 제공
국가전체적으로 에너지의 효율적 사용 가능
단점
Cost Recovery 불확실 (대략 30% 정도만 회수 가능)
계산 복잡함
총괄비용법
장점
비용회수 보장
계산 단순
단점
2002.01.31
Price Signal 미 제공
규제의 부담 (Price 및 Cost 규제)
Konkuk Univ. Energy System Lab.
13
우리나라 송전요금제도
Based on the KEMA Proposal
KEMA’s Proposal is Based on the Australian Transmission Pricing Method
A Variant of “Embedded Cost Based Approach”
Another Approach is Needed in a “PoolCo” Model
송전요금의 구성
o접속비용 (발전기, 부하)
o우편요금 (발전기, 부하) : 원/kWh => 지역 비 차등요금
o지역차등요금 (발전기, 부하)
•용량요금 : 원/kW
•에너지요금 : 원/kWh
•First, We Should Derive “to the extent of use” of a particular
transmission line
•Sensitivity Based Approach (Marginal Approach)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
14
호주 송전요금 개요(1)
호주 빅토리아주 송전계통 관련기관
VPX (Victoria Power Exchange)
전력거래소의 기능은 NEMMCO로 이관
현재, VenCorp이라는 민영회사 : 송전계통계획 및 관련 Consulting
GPU PowerNet
한국전력공사(송전회사) 해당
ORG(Office of the Regulator-General, Victoria)
빅토리아주 규제기관
전기위원회에 해당
송전회사의 연간 필요수입액 규제
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
15
호주 송전요금 개요(2)
호주 빅토리아주 송전요금 구성
Entry
GENERATORS
Exit
VPX Network Costs
Common
Service
Use of
System
Shared Network
PNV
Costs and
Charges
2002.01.31
VPX
Costs
DISTRIBUTION
BUSINESSES
AND MAJOR
CUSTOMERS
VPX
Charges
Konkuk Univ. Energy System Lab.
16
호주 송전요금 개요(3)
공통비용(Common Costs) 구성
송전회사인 PowerNet 공통비용 대상
Capacitor, Static Var Compensator, Synchronous Compensators
통신설비
송전운용과 직접 관계 없는 토지 소유분
송전망 운용과 관련된 행정비용 및 제반 수수료
VPX의 공통비용 대상
전력계통운용과 관련된 설비 및 비용
송전망 계획과 관련된 수수료
제반 보험료 등
전년도의 과잉 징수분 혹은 과소 징수분
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
17
호주 송전요금 개요(4)
접속비용 산정 (샘플 시스템)
5 Bus, 3 Generators, 4 Loads, 6 Lines (8 Circuits)
Generator 1 (3 units)
A
Bus 1
B
To Bus 30
Bus 2
Line 4
Line 1
Gen 1
Line 5
Bus 5
Gen 3
Load 1
To Bus 40
Line 2
Bus 4
Bus 3
Line 3
Gen 2
Bus 10
Load 2
D
C
Bus 20
Load 4
Line 6
Load 3
E
F
Load 1
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
18
호주 송전요금 개요(5)
Sample System Info.
Closer Look From Bus 10 to Bus 20
Bus 10
- 2 Bus_Bars
- 11 CBs
- 3 Generating Units are Connected
(Here, Step-Up Tr. Is Omitted)
(Transformer and T/L is Owned by Generating
Company)
- 4 Transmission Lines are Connected
발전기 접속비용
- 면적 A에 해당하는 금액
- GEN. UNIT 1 (CB 2개)
- GEN. UNIT 2 (CB 1 ½개)
- GEN. UNIT 3 (CB 1 ½개)
선로할당비용
- BUS10 - BUS20 (3회선)
- 각 선로에 1 ½의 차단기비용을
각 선로의 비용으로 할당
- AREA C
COMMON COSTS
- AREA E
- (1 ½ CB) + STACOM
(1 is to Bus 30), (3 is to Bus 20)
부하접속비용
- AREA F
자산의 분리 필요(모선 비용 중심)
- 발전기접속자산, 선로의 할당비용, 공통비용 포함자산, 부하접속자산
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
19
TUoS 송전비용(1)
송전선로의 가치 산정 (연도별 회수비용의 결정)
Method 1 : 자산 기준
각 송전선로의 당 해연도 감가상각액 (필요정보 : 자산취득연도, 회계적 수명기간,
당 해연도 Book Value, 감가상각방법 등…..)
우리나라의 접근 방법 (기존의 미국에서 대부분 사용)
단점
방대한 자산 DB
연도별 선로회수비용은 감가상각 산정방법에 따라 변동
통상 회계적 수명기간이 기술적 수명기간보다 짧음
회계적 자료와 경제성 평가의 자료는 엄연히 다름
Method 2 : 가치기준
호주, 뉴질랜드, 남미 등에서 사용
특정 송전선로의 취득연도, 취득가액, 장부가액, 감가상각 기간, 감가상각 방법
등과는 관계 없음
REPLACEMENT COSTS 개념 적용
방대한 자산 DB를 구축할 필요 없음
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
20
TUoS 송전비용(2)
선로별 연간 회수비용의 산정 (1)
SAMPLE SYSTEM의 송전망 자산가치
Number
1
2
3
4
5
6
-
From Bus
Bus 10
Bus 10
Bus 30
Bus 20
Bus 20
Bus 40
To Bus Network Owner
Bus 20
North
Bus 30
North
Bus 40
Central
Bus 50
North
Bus 40
North
Bus 50
South
Replacement Cost($ 10^6)
121.5
58.5
44.8
100
76.5
173.6
총 자산가치 : $574.9 MILLION
당 해연도 회수비용 : $57.49 MILLION (10년 동안 회수)
부하 : 발전기 = 50 : 50
당 해연도 부하로부터의 회수비용 : $28.745 MILLION
SAMPLE SYSTEM의 선로별 당 해연도 회수비용 (부하) : $28.745 MILLION
Number
1
2
3
4
5
6
2002.01.31
From Bus
Bus 10
Bus 10
Bus 30
Bus 20
Bus 20
Bus 40
To Bus
Bus
Bus
Bus
Bus
Bus
Bus
20
30
40
50
40
50
Annual Cost($ 10^6)
6.075
2.925
2.240
5.000
3.825
8.680
Konkuk Univ. Energy System Lab.
21
TUoS 송전비용 알고리즘(1)
Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성(1)
LOAD 1
G1
발전기와 부하의 Matching
발전기와 부하의 전기적인 거리
LOAD 2
G2
LOAD 3
G3
LOAD 4
TRANSMISSION NETWORK
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
22
TUoS 송전비용 알고리즘(2)
Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성(2)
By Using Fault Current (Not Exact Method)
LOAD 1
G1
42%
36%
31%
LOAD 2
1.
연중 첨두부하를 기준으로 함.
2.
모든 발전기는 ON 하며, 정격
대비로 발전력을 배분.
3.
모든 LOAD에 대해서 각각 삼상
단락 (이때 발전기의 xd’, xd’’
등은 고려하지 않음)
4.
전체 고장전류 가운데 각 발전
기의 구성분 계산.
5.
정규화
56%
G2
22%
13%
LOAD 3
G3
LOAD 4
TRANSMISSION
NETWORK
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
23
TUoS 송전비용 알고리즘(3)
Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성(3)
최종결과 :
[ FLload ] [ FLgen ]T : Nload N gen
0.4225
0.3059
FL
0.3345
0.2804
GEN 1
2002.01.31
0.3603 0.2173
0.5611 0.1330
0.4619 0.2036
0.2927 0.4270
GEN 2
LOAD 1
LOAD 2
LOAD 3
LOAD 4
GEN 3
Konkuk Univ. Energy System Lab.
24
TUoS 송전비용 알고리즘(4)
발전력의 부하에의 할당행렬( CGLA Matrix )
FL 행렬 기준
Objective : 고장전류정보 유효전력정보(발전력과 부하와의 관계, MW)
CGLA Matrix Arrangement
Step 1 : 기준 FL 행렬의 각 행을 기준으로 해당 부하량을 곱.
Step 2 : 발전량이 동일한 열을 FL 행렬에서 제외 및 각 행의 합이 1이 되도록 보정
Step 3 : 잔여발전량 할당(Mismatch 발전량 = Mismatch 부하량)
Step 4 : 최종 CGLA 행렬 생성
Problem
2002.01.31
고장전류와 실제조류(t 시간) 관계는 다름
Sum of Low = 1, but Sum of Column 1
Losses are included in slack bus
Konkuk Univ. Energy System Lab.
25
TUoS 송전비용 알고리즘(5)
CGLA Matrix Example for Sample System(1)
FL 기준
0.4225
0.3059
FL
0.3345
0.2804
0.3603 0.2173
0.5611 0.1330
0.4619 0.2036
0.2927 0.4270
Step 1:
각 행에 해당 부하량을 곱
295.715 252.203 152.082
76.478 140.270 33.253
83.615 115.478 50.908
84.123 87.795 128.082
각 행의 합은 각 부하의 부하량과 일치, but 각 열의 합은 각 발전기의 발전량과 일치하지 않음
- 1행의 합 = 700 (LOAD 1과 동일), …..
- 1열의 합 = 539.93 MW (Generator 1 실제 출력 : 1012.7 MW), …..
발전량이 최대로 하는 발전기 선택 : Generator 2
발전량 초과 Scaling 계수 구함 :595.75/292.4=2.04
상기 Scaling 계수를 상기 행렬에 곱함.
- 발전기 2의 출력 (열 2의 합) : 292.35 MW (실제 출력 : 292.35 MW)은 동일하지만 나머지 행과 열은 동일하지 않음
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
26
TUoS 송전비용 알고리즘(6)
CGLA Matrix Example for Sample System(2)
Step 2 발전량이 동일한 열을 FL행렬에서 제외(Gen 2) 및 각 행의 합이 1이 되도록 Scaling
0.4225
0.3059
0.3345
0.2804
•
2002.01.31
0.0000 0.2173
0.0000 0.1330
0.0000 0.2036
0.0000 0.4269
0.6603
0.6970
0.6216
0.3964
0.0000 0.3369
0.0000 0.3030
0.0000 0.3784
0.0000 0.6036
잔여 부하량을 각 행에 곱함
.
2354174
887354
.
.
791367
605660
.
LOAD 1의 잔여 부하량 = 700 – 343.51 = 356.49 MW
LOAD 2의 잔여 부하량 = 250 – 122.68 = 127.32 MW
LOAD 3의 잔여 부하량 = 250 – 122.68 = 127.32 MW
LOAD 4의 잔여 부하량 = 300 – 147.21 = 152.78 MW
GENERATOR 1의 잔여 발전량 = 1012.7 - 264.96 = 747.7401 MW
GENERATOR 2의 잔여 발전량 = 292.35 - 292.35 = 0 MW
GENERATOR 3의 잔여 발전량 = 194.90 - 178.78 = 16.1154 MW
00
.
00
.
00
.
00
.
1210718
.
385822
.
481810
.
922151
.
145.116 123.764 74.6312
37.530 68.835 16.318
41.032 56.668 24.982
41.282 43.084 62.854
Konkuk Univ. Energy System Lab.
Step1에서 생성
27
TUoS 송전비용 알고리즘(7)
CGLA Matrix Example for Sample System(3)
STEP 2 기준, 1열 합(GENERATOR 1) = 463.80 MW (MISMATCH = 747.74)
STEP 2 기준, 3열 합(GENERATOR 3) = 300.05 MW (MISMATCH = 16.11)
GENERATOR 3 MISMATCH 보정 : SCALING FACTOR = 16.11/300.05 = 0.0537
235.4174
88.7354
.
791367
60.5660
1210718
.
38.5822
481810
.
92.2151
0.0
0.0
0.0
0.0
145.116 123.764
37.530
68.835
41.032
56.668
43.084
41.282
74.6312
16.318
24.982
62.854
STEP 1 생성
2002.01.31
+
12.6440
4.7659
4.2504
3.2529
* 0.0537
12.6440
4.7659
4.2504
3.2529
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
6.50270
2.0722
2.5878
4.9528
6.50270
2.0722
2.5878
4.9528
STEP 2 생성
발전기 2 : STEP 1 보정 완료
발전기 3 : STEP 2 보정 완료
발전기 1 : STEP 2 약간 보정 (미 보정)
모든 부하 (행) : STEP 2 약간 보정 (미 보정)
일종의 SUPERPOSITION METHOD
0.0
0.0
-GENERATOR 1 MISMATCH : 722.83
-GENERATOR 2 MISMATCH : 0
-GENERATOR 3 MISMATCH : 0
-LOAD 1 MISMATCH : 337
-LOAD 2 MISMATCH : 120
-LOAD 3 MISMATCH : 120
-LOAD 4 MISMATCH : 144
Konkuk Univ. Energy System Lab.
28
TUoS 송전비용 알고리즘(8)
CGLA Matrix Example for Sample System(4)
Step 3 GENERATOR 1 보정(GEN MISMATCH = LOAD MISMATCH)
337.3425
120.4795
120.4795
144.5754
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
첫째열의 각 요소에 해당하는 부하의 MISMATCH양을 삽입
T
]
[
CGLA
]
: N Load N Gen
Load
Gen
최종 CGLA 행렬 [CGLA
Step 1 : GENERATOR 2 출력 보정
Step 2 : GENERATOR 3 MISMATCH 보정
Step 3 : GENERATOR 1 MISMATCH 보정 + 모든 부하의 MISMATCH 보정
145.116 123.764 74.6312
37.530 68.835 16.318
41.032 56.668 24.982
41.282 43.084 62.854
2002.01.31
+
12.6440
4.7659
4.2504
3.2529
0.0
0.0
0.0
0.0
6.50270
2.0722
2.5878
4.9528
+
337.3425
120.4795
120.4795
144.5754
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Konkuk Univ. Energy System Lab.
=
495.1027 123.7635
162.7751 68.8347
165.7622 56.6682
189.1100 43.0386
81.1338
18.3902
27.5696
67.8064
29
TUoS 송전비용 알고리즘(9)
Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(1)
이전 CGLA 행렬은 손실 분배를 용량에 비례하여 생성
Gen1 Gen2 Gen3
11
12
13
.
Load2
21
22
23
.
2n
Load3
31
32
33
.
3n
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
Gn
Load1
Losses
G1 G2 G3
G1
2002.01.31
Genn
G2
G3
.
1n
L1
L2
L3
.
.
Ln
Gn
Konkuk Univ. Energy System Lab.
30
TUoS 송전비용 알고리즘(10)
Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(2)
손실재분배 과정(1)
P
=
P
슬랙 모선 포함 : Nbus * Nbus
Jacobian 행렬 : Singular
아래의 식과 같이 고유벡터가 존재
a1
2002.01.31
a2
a3
an
J
= 0
0
Konkuk Univ. Energy System Lab.
0 0
31
TUoS 송전비용 알고리즘(11)
Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(3)
손실재분배 과정(2)
a1
고유벡터 :
a
1
a2 a3 a 4
2002.01.31
.
P
.
.
=
P
a2
a3 an
T
P1
P2
P3
P
4
an a1 a2 a3 a4
.
.
.
Pn
에 고유벡터를 곱함
.
.
.
1
2
3
P 4
an
.
.
.
n
a1
Konkuk Univ. Energy System Lab.
a2
a3
a4
.
.
.
P1
P2
P3
P4
0
a n
.
.
.
Pn
32
TUoS 송전비용 알고리즘(12)
Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(4)
손실재분배 과정(3)
상태방정식
a1P1 a2 P2 a3 P3 a 4 P4 anPn 0
모선 전력방정식:
Pi PG,i PL,i
변화된 상태 방정식
n
a
i 1
( PG,i PL,i ) 0.0
n
a P
i 1
2002.01.31
i
i
G,i
n
a P
i 1
i
L,i
Konkuk Univ. Energy System Lab.
33
TUoS 송전비용 알고리즘(13)
Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(5)
손실재분배 과정(4)
특정 발전기와 부하와의 관계
a l PG,l a k PL,k
PG,l
ak
PL,k
al
새로운 CGLA 행렬 생성
Load
Load
12
11
Gen
Gen
Load
Load2
22
21
[CGLA' ]
Gen
Gen
1
1
1
2
2
1
.
Load m
m1
Gen1
2002.01.31
2
.
Load
m2
Gen
m
2
Load
1n
Gen
Load
.
2n
Gen
.
1
n
2
.
n
.
Load m
.
mn
Genn
Konkuk Univ. Energy System Lab.
34
TUoS 송전비용 알고리즘(14)
New CGLA Matrix Example for Sample System(1)
Penalty Factor와 고유벡터의 관계
•Bus 1의
1
:1
•Bus 2의
2
:1/0.93027=1.074957
•Bus 3의
3
:1/0.96105=1.040529
•Bus 4의
4
:1/0.93242=1.072478
•Bus 5의
5
:1/0.91420=1.093853
P10 + 1.0750P20 + 1.0405P30 + 1.0725P40 + 1.0939P50 = 0.0
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
35
TUoS 송전비용 알고리즘(15)
New CGLA Matrix Example for Sample System(2)
1번 발전기(모선10)와 1번 부하(모선20)의 관계
G10 1.0750 L20 1.0750 495.1027 532.2354
1.0750
1.0750
495.1027
123.7635
1.000
1.0405
1.0405
1.0405
162.7751
68.8346
1.0000
1.0405
1.0725
1.0725
165.7622
56.6682
1.0405
1.0000
1.0939 189.1100 1.0939 43.0836
1.0000
1.0405
1.0750
81.1338
1.0939
1.0405
18.3902
1.0939
1.0725
27.5696
1.0939
1.0939
67.8064
1.0939
새로운 CGLA
532.2354 127.8671 79.7320
169.3675 68.8347 17.4925
[CGLA' ]
177.7799 58.4110 27.0301
206.8674 45.2947 67.8064
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
36
TUoS 송전비용 알고리즘(16)
선로 민감도 행렬(Sensitivity Matrix,A)
선로 전류 민감도 (KEMA/VPX Method)
선로 조류 민감도 (Proposed Method)
KEMA/VPX 선로 민감도 정의
- 특정 부하모선(i-Bus)에서 단위 부하 증가시, 특정 선로(j-k 선로)에서의 전류의
증가분을 의미함
- 수급 발란스에 대한 전제
i-Bus 부하증가를 담당하는 발전력 : Slack Generator라고 가정함
Slack Dependent 송전비용의 변경
한계성 내포
- 가정
전압은 상수
선로의 SHUNT 무시
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
37
TUoS 송전비용 알고리즘(17)
KEMA/VPX 선로 민감도 정식화
가정 : j-k선로의 충전용량 무시
j-k선로에 흐르는 전류
I jk y jk (V j Vk ) y jk (Vk V j ) I kj
전류의 크기(VPX 자료 수정 필요)
| I jk |2 | y jk |2 | (V j cos j jV j sin j ) (Vk cos k jVk sin k ) |2
| y jk |2 [V j2 Vk2 2V jVk cos( j k )]
J-k선로에 흐르는 전류에 대한 i 모선 주입전력에 대한 선로 민감도
| I jk |
PL ,i
2002.01.31
| y jk |2 V jVk sin( j k ) j k
| I jk |
P
P
L ,i
L ,i
(G 2jk B 2jk )V jVk sin( j k )
(G 2jk B 2jk )(V j2 Vk2 2V jVk cos( j k ))
Jacobian 행렬의
H term으로부터
도출
j k
P
P
L ,i
L ,i
Konkuk Univ. Energy System Lab.
38
TUoS 송전비용 알고리즘(18)
선로 민감도 계산 상 필요정보
Y-Bus Matrix : Network Configuration
Vi, Vj, i, j : Power Flow Solution
편미분 정보
=> j k
P
i Pi
- Jacobian의 H 항으로부터 도출
- H항의 Inverse Matrix
1
P
[ ] [P]
2002.01.31
Δθ
ΔP i
j
a ji ,
P
[P] [ ]
Δθ 1 a11ΔP1 a12ΔP 2 a1(n-1)ΔP n 1
.
Δθ j a j1ΔP1 a j2ΔP 2 a jiΔP i a j(n-1)ΔP n 1
Δθ k
a ki
ΔP i
Konkuk Univ. Energy System Lab.
39
TUoS 송전비용 알고리즘(19)
부하에 대한 선로 전류 민감도(VPX 자료 수정 필요)
I jk
Pi
I jk
PL ,i
I jk
PL ,i I jk
( Pi PG ,i PL ,i )
Pi PL ,i
PL ,i
(G 2jk B 2jk )V jVk sin( j k )
j k
2
2
2
2
P
(G jk B jk )(V j Vk 2V jVk cos( j k )) L,i PL ,i
발전기에 대한 선로 전류 민감도
특정 모선의 발전력의 증가에 대한 관심선로의 조류의 변화분
특정 모선의 발전력의 증가에 대응하는 부하력의 증가는 슬랙 발전기의 발전력의 감소를 의미
I jk
PG ,i I jk I jk
Pi
Pi PG ,i PG ,i
I jk
PG ,i
2002.01.31
(G 2jk B 2jk )V jVk sin( j k )
j k
2
2
2
2
P
P
(G jk B jk )(V j Vk 2V jVk cos( j k )) L ,i
L ,i
Konkuk Univ. Energy System Lab.
40
TUoS 송전비용 알고리즘(20)
KEMA/VPX 선로 민감도 DISCUSSION
선로의 전류 민감도 사용
전류 민감도 사용시 => Shunt성분 무시
근본적인 한계점 : Slack Dependent
2002.01.31
Why?
- Jacobian/전압값이 변함
- 민감도 값의 변화는 송전비용에 영향을 미침
- 대안이 필요
Konkuk Univ. Energy System Lab.
41
TUoS 송전비용 알고리즘(21)
유효전력 선로 민감도(Proposed Method)
- j모선에서 k모선에 흐르는 전력방정식 및 선로조류
*
jk
S jk Pjk jQ jk V j I V j [ y jk (V j V k ) y jj V j V j* ]*
P jk G jk [V j2 V jVk cos( j k )] B jk [V jVk sin( j k )]
- 전력조류 민감도 (가정 : 전압일정)
Pjk Pjk Pi
Pjk
Pi
Pi PL ,i
PL ,i
Pjk
j k
[G jk sin( j k ) B jk cos( j k)]V jVk
Pi
P
P
i
i
i 모선의 단위부하증가에 대한, j-k선로에서의 유효전력 증가량
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
42
TUoS 송전비용 알고리즘(22)
부하에 대한 유효전력 선로 민감도
Pjk Pjk Pi
Pjk
Pi
Pi PL ,i
PL ,i
Pjk
PL ,i
j k
[G jk sin( j k ) B jk cos( j k)]V jVk
P
P
i
i
발전기에 대한 유효전력 선로 민감도
Pjk Pjk Pi
Pjk
Pi
Pi PG ,i PG ,i
j k
[G jk sin( j k ) B jk cos( j k)]V jVk
PG ,i
P
P
i
i
Pjk
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
43
TUoS 송전비용 알고리즘(23)
시스템 로딩 행렬(System Loading Matrix, L) (1)
부하에 대한 시스템 로딩 행렬(1)
[ Llo ad ] : N b us N lo ad
Step1: 부하에 대한 CGLA’ 행렬에서 발전기가 달려 있지 않는 모선에 해당하는 열에
"0" 벡터를 추가. 예제의 경우, 발전기가 모선 10, 모선 30, 모선 50에 위치. 모선 20과
모선 40에 "0" 벡터추가
532.2354 0 127.8671 0
169.3675 0 68.8347 0
177.7799 0 58.4110 0
206.8674 0 45.2947 0
79.7320
17.4925
27.0301
67.8064
Step 2: 상기 Step 1의 행렬을 Transpose 하고, Base 값으로(우리의 경우, 100MVA)
나눔.
5.32
1.69.
1.77
2.06
2002.01.31
0
0
0
0
1.27
0.68
0.58
0.45
0
0
0
0
T
0.79
0.17
0.27
0.67
5.32 1.69 1.77 2.06
0
0
0
0
1.27 0.68 0.58 0.45
0
0
0
0
0.79 0.17 0.27 0.67
Konkuk Univ. Energy System Lab.
44
TUoS 송전비용 알고리즘(24)
시스템 로딩 행렬(System Loading Matrix, L) (2)
부하에 대한 시스템 로딩 행렬(2)
Step3: 상기 Step 2에서 생성된 행렬 값에 모두 (-)를 취하고, 부하가 달려 있는
모선을 찾아서 그 값을 (+) 값으로 더함. 예를 들어 부하 1은 모선 20에 위치하고 상기
행렬의 (2,1) 요소에 (+)7을 준다. 이러한 과정을 반복하면 아래와 같은 행렬을 구할
수 있음.
- 5.32 - 1.69
7.0 0.00
- 1.27 - 0.68 2.5
0.00 0.00
- 0.79 - 0.17
- 1.77
- 2.06
0.00
0.00
- 0.58
- 0.45
0 2.5 0.00
- 0.27 - 0.67 3.0
5.3224
7.0000
[L load ] 1.2787
0.0000
0.7973
1.6937
0.0000
1.8117
1.7778
0.0000
0.5841
0.0000
0.1749
2.5000
0.2703
2.0687
0.0000
0.4529
0.0000
2.3219
상기 행렬의 1열의 의미를 살펴보면, 모선 20에 위치하고 있는 부하 1(크기 : 7.0)에
전력을 공급하기 위하여, 모선 10에 위치하는 발전기 1이 5.32를 담당하고, 모선 30에
위치하는 발전기 2가 1.27을 담당하며, 모선 50에 위치하는 발전기 3이 0.79를
담당한다는 것을 의미한다.
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
45
TUoS 송전비용 알고리즘(25)
시스템 로딩 행렬(System Loading Matrix, L) (3)
발전기에 대한 시스템 로딩 행렬(1)
[ Lg en ] : N b us N g en
Step1: 발전기에 대한 CGLA’로 부터 부하가 달려있지 않은 모선을 기준으로 행에
‘0’벡터를 추가한다. 예제의 경우, 부하가 20,30,40,50 모선에 있으므로 부하가 없는
10모선에 ‘0’벡터를 추가한다.
0
0
532.2354 127.8671
169.3657 68.8347
177.7799 58.4110
206.8674 45.2947
0
79.7320
17.4925
27.0301
67.8604
Step2: 상기 Step1의 행렬을 Base값으로 나누어 준다.
0
5.32
1.69
1.77
2.06
2002.01.31
0
0
1.27 0.79
0.68 0.17
0.58 0.27
0.45 0.67
Konkuk Univ. Energy System Lab.
46
TUoS 송전비용 알고리즘(26)
시스템 로딩 행렬(System Loading Matrix, L) (4)
발전기에 대한 시스템 로딩 행렬(2)
Step3: 상기 Step2에서 생성된 행렬 값에 모두 (-)를 취하고, 발전기가 연결되어있는
모선을 찾아서 그 값을 (+)값으로 더하여 준다.
0
0
0
0
0 10.39
10.39
5.32
1.27
0.79 5.32 1.27 0.79
1.69
0.68 3.0
0.17 1.69 2.32 0.17
0.58
0.27 1.77 0.58 0.27
1.77
2.06
0.45
0.67 2.0 2.06 0.45 1.33
최종 CGLA 행렬
0
0
10.39
5.32 1.27 0.79
[ Lgen ] 1.69 2.32 0.17
1
.
77
0
.
58
0
.
27
2.06 0.45 1.33
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
47
TUoS 송전비용 알고리즘(27)
참여자 행렬(Participation Matrix, P) (1)
각 선로에 대해서 부하/발전기가 미치는 영향을 나타냄
음(-)의 값은 역 조류 -> 0 변환
부하에 대한 참여자 행렬([Pload]) (1)
[ Pload ] [ Aload ] [ Lload ] : N line N load
[ P load] =
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
2002.01.31
0.810
0.295
0.505
0.213
0.708
0.524
0.200
- 0.284
0.492
- 0.039
0.056
0.096
0.054
- 0.077
- 0.132
0.047
- 0.067
- 0.115
5.3224
0.695
0.350 7.0000
0.329 1.2787
0.463 0.0000
- 0.024 0.7973
0.363
1.6937 1.7778 2.0687
0.0000
0.0000
0.0000
1.8117 0.5841 0.4529
0.0000
2.5000
0.0000
0.1749 0.2703 2.3219
Konkuk Univ. Energy System Lab.
48
TUoS 송전비용 알고리즘(28)
참여자 행렬(Participation Matrix, P) (2)
부하에 대한 참여자 행렬([Pload]) (2)
4.737
0.308
1.502
[P]
0.717
0.498
0.126
0.413
1.222
0.572
0.020
0.135
0.185
0.903
0.801
1.306
0.082
0.278
0.346
1.479
0.492
0.891
1.049
0.022
0.873
상기 행렬 : 행은 각 선로, 열은 각 부하
- 예를 들어, 첫 번째 선로에 흐르는 조류를 살펴 볼 때, 1번 부하가 4.737, 2번 부하가 0.413, 3번 부하가 0.903, 4
번 부하가 1.479의 영향을 미친다는 것을 알 수 있고 모두 양의 값을 가지므로 선로 조류의 방향과 일치함
음의 값은 역 조류를 의미하므로 ‘0’으로 변환
다양한 시간대에 대하여 ”A”행렬 생성=>누적
정규화
[ Pload ] =
0.629
0.117
0.350
0.386
0.531
0.078
2002.01.31
0.054
0.120
0.424
0.282
0.135
0.307
0.009
0.043
0.145
0.300
0.123
0.229
0.197
0.177
0.208
0.562
0.025
0.571
Konkuk Univ. Energy System Lab.
49
TUoS 송전비용 알고리즘(29)
참여자 행렬(Participation Matrix, P) (3)
발전기에 대한 참여자 행렬([Pgen])
[ Pgen ] [ Agen ] [ Lgen ] : N line N gen
[ Pgen
7.13
4.00
2.13
] =
1.01
0.00
0.68
0.95 0.00
0.93 0.00
1.35 0.00
0.08 0.00
0.16 0.03
0.31 0.00
상기 행렬 : 행은 각 선로, 열은 각 발전기
음의 값을 갖는 값은 ‘0’으로 변환하고, 정규화한 상기행렬은 각 선로에 대해서 발전기가 미치는 영
향을 나타냄
- 예를 들어, 1행의 선로 1의 이용정도는 발전기1이 88%, 발전기 2가 12%, 발전기 3이 0% 사용한다는 것을 의미함
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
50
TUoS 송전비용 알고리즘(30)
부하 기준 선로별 회수 비용
[Costload ] [ Pload ]T [Cload ]
: ( N load N line ) ( N line 1)
Cost
0.629 0.109 0.406 0.000 1.000 0.126
0.055 0.433 0.000 0.018 0.000 0.000
0.120 0.284 0.353 0.071 0.000 0.000
0.196 0.174 0.241 0.911 0.000 0.874
Load1
Load
2
[Costload ]
Load3
Load
4
2002.01.31
6.075
2.925
2.240
5.000
3.825
8.680
9.971
1.689
2.705
14.381
Konkuk Univ. Energy System Lab.
51
TUoS 송전비용 알고리즘(31)
발전기 기준 선로별 회수 비용
[Cost gen ] [ Pgen ]T [C gen ]
: ( N g en N lin e ) ( N lin e 1)
6.075
2.925
0.88 1.00 0.61 0.92 0.00 0.69
2
.
240
[Cost gen ] [ Pgen ][C gen ] 0.12 0.00 0.39 0.08 0.84 0.31
5.000
0.00 0.00 0.00 0.00 0.14 0.00
3.825
8.680
Generator1 20.2
[Cost gen ] Generator2 7.92
Generator3 0.52
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
52
송전비용계산 패키지 개념도
PowerWorld
PSS/E입력양식
Sparsity 기법적용
FL 데이터입력
전력조류계산
프로그램
Full Jacobian
PowerFlow
Y Bus 생성
Jacobian
역행렬생성
CGLA 데이터입력
Sensitivity Matrix
-선로전류민감도
(VPX기법)
-선로조류민감도
(제안방법)
Participation
Matrix
-부하/발전기
선로별비용데이터
Sparsity 기법적용
선로비용
-부하에 대한 선로비용
-발전기에 대한 선로비용
송전비용계산 패키지 개념도
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
53
Input Data Information
송전비용 계산을 위한 입력 데이터
조류계산용 입력자료
CGLA 행렬 입력 자료
선로별 연간 회수비용 입력 자료
조류계산용 입력자료
• PSS/E Version 26 기준
• DC Line 계통 제외(제주도 계통 제외)
• 사용자의 Modification 필요 (Report 참조)
CGLA 행렬 입력자료
• 독립 Program으로 연산하여 입력
• 데이터 식별자 : 첫 행/열에 ‘-1’
선로별 연간 회수비용 입력 자료
• 개방 선로 비용 Omitted
• 다중 선로 비용은 단일 선로 비용으로 SUM
• 데이터 식별자 : ‘-1’
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
54
송전비용계산 패키지
참여자행렬계산메뉴
데이터입력메뉴
조류계산메뉴
•FL Input
•CGLA Input
•Cost Input
비용행렬계산메뉴
민감도행렬계산메뉴
송전비용계산 패키지 메뉴 바
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
55
실 계통 사례 연구
실계통 데이터
2000년 첨두 부하 데이터
삼천포발전기 기준 모선
총발전량 : 41,006[MW], 총부하량 : 40279.6[MW]
개방선로 : 31개
모선 수 : 737개 (발전기 모선:213개, 부하 모선 수:524개)
선로 수 : 1507개, 변압기 : 106개
지역구분 : 10개소 (서울북부, 서울강남, 인천지역, 경인남부, 영동,
중부, 호남, 영남, 부산, 창원)
모든 발전기 소내소비 부하 제외
공통비용 단가 : 0.43[원/ kWh]
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
56
조류계산 결과 검증
• 조류계산 수행 시간
- 개발 프로 그램 : 29 [sec] (Full Jacobian 기준)
- Power World : 3 [sec] (Full Jacobian 기준)
항
목
값
비
고
총발전량
41012.5059
MW
총부하량
40279.564
MW
전체 손실
732.487
MW
모선최대부하량
574.3540
9830(울산 S/S)
모선최대발전량
1000
25153(ULJIN3G)
모선 최고 전압
1.05118
(-29.7505)
4460(평택T/P1)
모선 최저 전압
0.9618
(-26.6682)
4900(청원345)
개발 프로그램 조류계산 결과
2002.01.31
PowerWorld 조류계산 결과
Konkuk Univ. Energy System Lab.
57
지역별 수급 발란스
조류계산 수행 후 10개소 중심 지역별 수급 발란스
10000
8000
6000
4000
2000
창원
부산
영남대구
호남광주
중부대전
인천
영동제천
-6000
경인남부
-4000
서울강남
-2000
서울북부
0
지역
발전량
부하량
발전부족량
지역별 수급 발란스
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
58
송전요금 계산 절차
송전부문 연간 회수 비용 결정
접속비용 결정[천원 / kW-year]
공통비용할당액 결정[천원 / year]
모선 차등비용 결정[천원 / year]
발전기 : 부하
분담율(%) 결정
발전기 : 부하
분담율(%) 결정
접속요금 결정[천원 / kW-month]
발전기
부 하
발전기 / 부하 요금단가 [원 / kwh]
발전기
부 하
발전기 / 부하 모선별
비용계산 [천원 / year]
지역 구분 및 지역별 비용계산
[천원 / year]
지역 구분 및 지역별 요금단가 계산
[천원 / year], [원 / kwh]
발전기
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
부 하
59
사례연구 송전요금단가 전제
송전비용 및 요금 계산 전제 및 주요입력자료
2000년 총판매전력량 : 239, 535,486 [MWh] (실적치)
2002년 예상 판매전력량 : 264,087,873 [MWh] (예상치)
2002년 이용요금 회수액 (접속비용 제외) : 3,460,300,000,000 [예상치]
2002년 예상 요금단가 : 11.59 [원/KWh]
고비용 회수 선로 요약 (100억원 상회선로)
지중선로 : 23 개소
765kv 가공선로 : 3개소
서울북부 – 영동제천 : 1개소, 경인남부 - 중부대전 : 2개소
HVDC : 1개소
서울북부 : 5개소, 서울강남 : 8개소, 인천지역 : 2개소, 경인남부 : 1개소
호남광주 : 2개소(1개소는 중부대전과 연계), 중부대전 : 1개소(호남광주와 연계)
부산지역 : 4개소, 창원지역 : 1개소
호남광주 : 1개소
345kv 가공선로 : 5개소
2002.01.31
서울강남- 영동제천 : 1개소, 영동제천 – 영남대구 : 1개소
중부대전 : 1개소, 호남광주 : 1개소, 영남대구 : 1개소
Konkuk Univ. Energy System Lab.
60
사례연구 : 부하에 대한 송전요금
HVDC 및 765KV 선로 비용 포함 (1)
지역차등 : 비지역차등 = 100% : 0%
(개방선로 비용은 우편요금으로 할당)
부하 : 발전기 = 100% : 0%
발전기의 소내소비 부하 제외
슬랙발전기 : 삼천포
총선로 할당비용 : 3,356,500,000,000 원
- 2000년 첨두부하시 개방선로 비용 제외
개방선로 회수비용 : 103,800,000,000 원
- 공통비용(Postage Stamp)으로 전국 균일가정
- 0.43 [원 / kwh]
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
61
사례연구 (Cont.)
HVDC 및 765KV 선로 비용 포함(2)
- 부하 모선별 송전요금 단가
1,400,000
1,200,000
1,000,000
호남광주 지역의 ‘남창’ 부하모선
제주 HVDC 연계모선
송전요금단가 : 1,186,036 [원/KW]
800,000
600,000
400,000
200,000
505
477
449
421
393
365
337
309
281
253
225
197
169
141
113
85
57
29
1
-
부하모선별 송전요금 단가 (지역차등 100%, 부하 100%)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
62
사례연구 (Cont.)
HVDC 및 765KV 선로 비용 포함(3)
- 전국 송전요금 단가 평균 : 87,853 [원/kw]
- 호남광주 : 제주 부하의 HVDC 연계
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
송전요금단가[천원/kw ]
산
원
부
창
영남대구
호남광주
중부대전
영동제천
경인남부
인천지역
서울강남
서울북부
-
지 역 총송전비용(백만원) 총부하량(MWh) 송전요금단가(원/kW)
서울북부
544,641
4,599
118,415
서울강남
373,516
3,605
103,603
인천지역
386,571
4,520
85,527
경인남부
402,827
5,060
79,613
영동제천
141,630
1,900
74,533
중부대전
269,555
4,215
63,947
호남광주
305,111
2,763
110,443
영남대구
295,184
4,968
59,420
부
산
383,196
4,133
92,714
창
원
254,270
2,815
90,315
평
균
335,650
3,858
87,853
지역별 송전요금 단가 (지역차등 100%, 부하 100%)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
63
사례연구 : 발전기에 대한 송전요금
HVDC 및 765KV 선로 비용 포함(1)
지역차등 : 비지역차등 = 100% : 0%
(개방선로 비용은 우편요금으로 할당)
부하 : 발전기 = 0% : 100%
발전기의 소내소비 부하 제외
슬랙발전기 : 삼천포
총선로 할당비용 : 3,356,500,000,000 원
- 2000년 첨두부하시 개방선로 비용 제외
개방선로 회수비용 : 103,800,000,000 원
- 공통비용(Postage Stamp)으로 전국 균일가정
- 0.43 [원 / kwh]
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
64
사례연구 (Cont.)
HVDC 및 765KV 선로 비용 포함(2)
- 발전기 모선별 송전요금 단가
200,000,000
180,000,000
160,000,000
140,000,000
120,000,000
100,000,000
80,000,000
60,000,000
40,000,000
20,000,000
205
193
181
169
157
145
133
121
109
97
85
73
61
49
37
25
13
1
-
발전기모선별 송전요금 단가 (지역차등 100%, 발전기 100%)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
65
사례연구 (Cont.)
HVDC 및 765KV 선로 비용 포함(3)
- 전국 송전요금 단가 평균 : 82,754 [원/kw]
- 수도권 지역의 요금단가 상승의 원인?
KEMA/VPX방법은 순수 조류방향과 상대적인 크기에 할당된 송전비용 벡터의 곱으로 이루어짐
Slack Dependent
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
송전요금단가[원/KW]
산
원
부
창
영남대구
호남광주
중부대전
영동제천
경인남부
인천지역
서울강남
서울북부
-
지 역
서울북부
서울강남
인천지역
경인남부
영동제천
중부대전
호남광주
영남대구
부 산
창 원
평 균
총송전비용(백만원) 총발전량(MWh) 송전요금단가(원/kW)
101,918
956
106,614
425,058
185,746
514,214
669,198
357,358
191,894
481,061
430,054
372,944
5,490
2,536
5,326
8,002
4,794
2,779
5,802
5,321
4,556
77,421
73,246
96,552
83,628
74,540
69,051
82,910
80,825
82,754
지역별 송전요금 단가 (지역차등 100%, 부하 100%)
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
66
사례연구 (Cont.)
지역별 송전비용 분담비율
140% 129%
117%
120%
101%
94% 89%
100%
90%
100% 98%
KEMA/VPX Method’s Problem
83%
- 발전기에의 지역 시그날을 제공하지 못함
80%
60%
- “부하집중에서의 발전소 송전요금이 저렴”
40%
이라는 대전제를 만족하지 못함
20%
산
원
부
창
영남대구
호남광주
중부대전
영동제천
경인남부
인천지역
서울북부
2002.01.31
서울강남
0%
0%
대 안
- 한계송전손실계수 도입
Konkuk Univ. Energy System Lab.
67
사례연구 (Cont.)
한계손실계수에 의한 지역별 발전기 송전요금단가
- 평균 송전요금 단가 :76,000 [원/kw]
120,000
120,000
100,000
100,000
80,000
80,000
60,000
60,000
40,000
40,000
20,000
발전기모선별 송전요금단가 [원 / kw]
2002.01.31
KEMA/VPX 방법에 의한 송전요금단가
산
원
부
창
영남대구
호남광주
중부대전
영동제천
경인남부
인천지역
서울강남
209
196
183
170
157
144
131
118
92
105
79
66
53
40
27
1
14
-
서울북부
-
20,000
한계손실계수에 의한 송전요금단가
지역별 송전요금단가 [원 / kw]
Konkuk Univ. Energy System Lab.
68
Conclusions & Future Works (1)
본 연구를 통해서 송전요금계산 알고리즘을 분석하였음.
KEMA/VPX의 송전요금제도 및 필요데이터를 분석하였음.
본 연구에서는 KEMA/VPX 송전요금 제도에 기초하여 우리나라의 송전요금제도
구축 및 프로그램에 필요한 알고리즘을 개발함.
샘플 시스템 및 실계통 사례연구 수행 및 검증.
본 연구에서는 발전사업자에 대한 송전요금제도를 제시함.
본 “송전비용계산 전산모형” 모듈별 Off-Line으로 연계되었음.
현재 송전요금계산을 위한 회계 및 재무 데이터의 보완작업이 시급할 것으로
판단됨.
본 연구를 통해서 KEMA/VPX 송전요금제도의 문제점과 그 대안을 제시하였음.
향후 송전요금제도의 방향
장기적인 관점에서 한계비용에 기초한 송전요금제도로 진화해야 할 것임.
“송전비용 계산용 종합전산모형”의 개발이 이루어져야 할 것으로 판단
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
69
송전요금정책 결정을 위한 제언(1)
송전선 접속비용 문제
수익자 부담의 원칙과 지역 및 입지 시그날의 제공
계통연계설비의 회수 기간의 결정 문제
송전회사의 재무구조 및 비용회수 위험
- 송전회사의 재무구조는 단기간 회수일 경우 좋아짐.(발전회사는 반대현상)
- 송전회사/발전회사의 재무구조에 미치는 영향을 면밀히 분석후, 회수기간이 정책적으로 결정되어야 함.
전력시장에 미치는 영향
송전망 및 배전접속 설비와의 논리의 일관성 문제
- 송전망의 경우, 감가상각 기간동안에 투자비를 회수.
- 접속비용도 송전설비이므로 논리의 일관성 문제를 고려해야 함.
- 향후, 배전회사가 분리되어 배전회사에게 접속비용을 부과할 경우, 이를 고려해야함.
2002.01.31
상위 세 가지 문제 대한 Trade-Off와 발전사업자, 송전사업자, 판매사업(소비자)의
재무구조에 미치는 영향을 중립적인 입장에서 고려하여 해를 도출해야 함.
Konkuk Univ. Energy System Lab.
70
송전요금정책 결정을 위한 제언(2)
송전망 이용료 알고리즘 문제
발전기의 경우 지역적 시그날을 제공하지 못함
- 우리나라 계통 특성(수도권지역의 지중송전망)에 따른 문제 발생
발전기에 송전선 이용료를 부과할 경우, 송전회사에 악영향을 미칠 우려가 있음.
- 수도권 지역의 발전소 건설 장벽, 북상조류 선로 증설에 따른 부담 등……
송전계통의 안전도(Security) 문제
사회적 비용 증가 발생
대 안
당분간 발전사업자에 대한 ‘지역차등분’을 고려하지 않음.
수도권 발전기에 대한 일정부분을 안전도 기능으로 처리하여 지역적 시그날이
나타날 수 있게 함.
발전기의 '지역차등분‘ 송전선 이용료는 부하의 ‘지역차등분' 송전선 이용료의
역비례로 구함.
순수한 전기적 거리만을 고려하여 발전기의 ‘지역차등분’ 송전선 이용료 계산
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
71
송전요금정책 결정을 위한 제언(3)
기술적 문제 및 대안
우편 요금제 부분과 지역차등 부분의 비율결정
- 우편요금제 비율을 높이고, 장기적으로 지역차등 부분의 비율을 높인다.
발전기와 부하의 비용 할당 비율(공통비용 부분 및 지역차등분)
- 부하의 비용할당 비율을 높이고, 점진적 발전기의 할당 비율을 높인다.
연간 회수비용 결정 문제
- 송전회사의 연간 회수비용 결정 공식과 규제 공식을 결정이 선행되어야 함
연간 선로별 회수 비용 결정 문제
- 자산데이터베이스 구축 또는 Replacement Value 개념 적용
표준 전력시스템의 결정
- 고장전류계산을 위한 표준 전력시스템 결정
지역차등 송전선 이용료 계산 대상 시간
- 향후 최대 전력수요시의 5-10개의 계통을 대상으로 가중평균 실시
2002.01.31
Konkuk Univ. Energy System Lab.
72