DC-link Voltage Control of HVDC for Offshore Wind Farm using Improved De-loading Method

개선된 De-loading기법을 이용한 해상풍력 연계용 HVDC의 DC 전압의 제어방안

Abstract

This paper presents the DC voltage control method in DC link of High Voltage Direct Current(HVDC) for an offshore wind farm in Low Voltage Ride Through(LVRT) situation. Wind generators in an offshore wind farm are connected to onshore network via HVDC transmission. Due to LVRT control of grid side inverter in HVDC, power imbalancing in DC link is generated and this consequentially causes rising of DC voltage. A de-loading scheme is one of the method to protect the wind power system DC link capacitors from over voltage. But the flaw of this method is slow control response time and that it needs long recovery time to pre-fault condition after fault clear. Thus, this paper proposes improved de-loading method and we analyze control performance for DC voltage in LVRT control of HVDC for an offshore wind farm.

1. 서 론

풍력발전은 타 신재생에너지발전원에 비해 투자 대비 효율성이 상대적으로 뛰어나 차세대 전력원으로 주목을 받고 있다. 그럼에 따라 대형화, 단지화 되고 있으며 특히 해상풍력을 이용한 대규모 발전 프로젝트가 각국에서 진행되고 있으며 국내에서도 서남해안 해상풍력단지 프로젝트를 통해 대규모 해상풍력발전에 대한 투자를 진행하고 있다. 하지만 대형화된 풍력발전시스템의 간헐적인 출력은 계통의 심각한 문제를 일으킬 수 있다[1]. 이러한 상황에서 독일을 비롯하여 전 세계 각국에서 계통 연계형 풍력발전시스템에 적용하는 규정(Grid Code)를 제정하고 있다. LVRT(Low Voltage Ride Through) 조건은 연계규정에서 가장 주목을 받고 있는 규정으로 어떤 원인으로 인해 계통에서 전압이 떨어질 경우 풍력발전시스템에 요구되는 조건이다[2]. 특히 최근의 LVRT 조건은 풍력발전시스템이 무효전력을 공급하여 계통의 전압복구에 기여하도록 유도하고 있다. 한편 대규모 해상풍력의 경우 육지로부터 상당한 거리에 있는 경우가 많다 그렇기 때문에 해상풍력과 육지의 계통간의 장거리 연계를 위해 최근 고전압직류송전(HVDC : High Voltage Direct Current)이 활용되는 경우가 있다[3]. 따라서 해상풍력 연계용 HVDC의 경우 계통 연계형 풍력발전설비와 동일한 연계규정이 적용될 가능성이 크다. 따라서 해상풍력 연계용 HVDC시스템도 LVRT 조건 및 제어가 반드시 이루어져야 한다.

LVRT 제어시 무효전력을 계통에 공급해야 하기 때문에 상대적으로 유효전력 제어에 문제가 발생하고 있다[4]. 무효전력 공급을 위해 우선적으로 무효전류 제어를 진행하게 되고 시스템 용량 제한으로 인해 상대적으로 유효전력의 출력이 감소한다. 결국 직류측의 입, 출력 불평형으로 인해 DC전압 상승을 유도하게 된다[4]. LVRT로 인한 DC 전압 상승을 해결하고자 다양한 연구가 진행되고 있다. 기존에는 제안하는 직류측에 초퍼저항을 이용하여 축적된 전력을 소비하는 형태가 주로 활용되고 있다[5,6]. 하지만 풍력단지 연계용 HVDC에 적용하기에는 대용량 초퍼저항이 요구된다. 또한 직류측의 입력전력을 제어하는 방안도 연구되고 있다. 참고문헌 [7]에서는 계통 연계점(PCC : Point of Common Coupling)의 AC전압의 변화를 입력전력 지령치에 반영하는 방안을, 참고문헌 [8]에서는 풍력발전시스템측 컨버터에서 직접 DC전압을 제어하는 방안을 소개한다. 하지만 이러한 방법은 장거리 데이터 송, 수신 및 컨버터 제어 시퀀스의 복잡성 등의 단점이 발생한다. 반면, 참고문헌 [4]에서 제안하는 De-loading 기법은 기존 방법에 비해 통신시스템으로부터 상대적으로 자유롭고, 간단한 제어구조를 가지고 있다. 하지만 사고에 대한 응답이 늦고, 사고 복구까지 많은 시간이 요구된다[9]. 이러한 단점을 개선하기 위해 본 논문에서는 개선된 De-loading 제어방안을 제안한다. 그리고 과도해석 프로그램 PSCAD/EMTDC를 이용하여 제안하는 방안의 성능을 검증한다.

 

2. 해상풍력 연계용 HVDC의 LVRT와 DC 전압제어

2.1 LVRT 조건

독일의 풍력발전시스템 계통 연계 규정은 많은 나라의 계통 연계규정의 근거로 활용되고 있다. 그림 1은 독일의 계통 연계규정의 LVRT 조건을 나타낸다[2]. 전압감소율(V/Vn)은 계통연계점에서 정격선간전압(Vn) 대비 3상 선간 전압 중 가장 큰 값(V)의 비로 표현한다. 사고 발생을 기준으로 150 ms 까지는 계통과 연결을 유지해야 하는 의무가 있다. 독일의 LVRT 조건은 그림 1의 각 영역에서 요구되는 역할에 대해 상세히 구분하고 있다. A 영역은 모든 시스템이 계통과 항상 연결을 유지해야 한다. B 영역은 허가받은 일부 시스템에 대해 순간적인 분리가 가능하며 2초 내에 다시 연계되어 유효전력을 초당 정격전력의 10 % 이상의 상승률로 공급해야 한다. C 영역은 모든 시스템에 대해 계통과 분리를 허용하며 2초 내에 다시 연계되어 유효전력을 초당 정격 전력의 10% 이상의 상승률로 공급해야 한다. 마지막으로 D 영역은 모든 시스템의 분리를 허용하며 사고 제거 후 계통과 연계시 정격전력의 20% 상승률로 유효전력을 공급해야 한다.

그림 1풍력발전시스템의 LVRT 규정 Fig. 1 LVRT Standard of wind power system

최근 보완된 LVRT 조건은 사고시 계통연계 유지뿐만 아니라 계통의 전압 복구에 풍력발전설비를 참여시키고자 하는 의미에서 무효전력 공급 규정이 명시되어 있다. 그림 2는 LVRT 상황에서 의 무효전력 공급 규정을 나타내고 있다[2]. 그림에서 VN은 정격 전압, IN은 정격 전류, Δid는 사고 전 무효 전류와 사고 후 무효 전류의 차이, ΔV는 사고 전 전압과 사고 상황의 전압의 차이를 나타낸다. 이러한 무효전력 공급 조건의 의무로 인해 LVRT 상황시 유효전력의 제약 조건도 같이 규정하고 있다. 표 1은 LVRT 상황에서 풍력발전시스템의 유효전력에 대한 제한규정을 나타낸다[2].

그림 2LVRT 상황의 무효 전류 공급 조건 Fig. 2 Reactive current supply condition in LVRT

표 1LVRT 상황의 유효전력 제한 조건 Table 1 The limit of active current in LVRT

이러한 LVRT 조건은 본 논문에서 다루고 있는 해상풍력단지를 육상의 계통과 연계를 위한 HVDC 시스템에도 동일하게 적용될 것이기 때문에 HVDC 시스템 역시 이러한 LVRT 기능을 위한 제어시스템이 마련되어야 한다.

2.2 LVRT 상황시 HVDC시스템의 DC 전압의 영향

전압형 HVDC 시스템의 DC전압 제어는 컨버터 또는 인버터에서 일정한 DC전압을 유지하기 위해 시스템의 전력을 제어하는 구조이다[10]. 풍력 연계용 전압형 HVDC에서는 시스템의 강인성을 고려하여 일반적으로 계통 연계측 인버터에서 DC전압 제어를 담당하고 있다[10]. 그림 3은 HVDC 시스템의 직류측에서 전력의 흐름을 나타내고 있으며 식 1은 내부 손실을 무시했을 때, 직류측에서의 전력과 DC전압과의 관계식을 나타내고 있다[10]. 제어범위내의 작은 외란을 포함하는 정상운전범위에서는 입력전력(Pconv)에 대해 출력전력(Pinv)를 제어하여 DC전압(Vdc)을 일정하게 유지한다. 하지만 LVRT 상황과 같은 비정상운전 상태에서는 표 1과 같이 출력 유효전력의 제약으로 인해 직류측에 에너지가 축적이 되고 이 에너지는 DC 전압의 상승되는 현상으로 나타난다.

그림 3HVDC 직류측 전력 흐름 개념도 Fig. 3 Concept of power flow at the DC link in HVDC

 

3. DC 과전압 방지를 위한 방안

2장에서 언급했듯이 LVRT 상황에서 FRC(Full Rated Converter) 타입의 풍력발전설비 또는 연계형 HVDC의 DC 과전압을 초래할 수 있다. 이러한 DC 과전압으로 인한 피해를 억제하고자 다양한 형태의 방안이 제시되고 있다. 초퍼저항을 활용하는 방안, 풍력발전시스템 컨버터의 유효전력 제어방안 등이 있다. 본 논문에서는 De-loading 기법을 통한 유효전력 제어방안을 분석하고 이에 대한 개선된 기법을 제안한다.

3.1 전압형 HVDC의 기존의 De-loading 제어

De-loading제어는 LVRT 상황에서 FRC 풍력발전시스템의 DC 전압 제어를 위한 방법이다[4]. 그림 4는 De-loading 제어의 개념도를 나타낸다. De-loading droop을 이용하여 풍력터빈의 토크 지령치의 변화를 발생시키는 원리이다. De-loading droop은 DC전압이 기준값(1.05 p.u) 이하에서는 gain값을 1로 하여 토크 제어에 영향을 주지 않고 LVRT 상황시 DC 전압이 기준값에 도달하게 되면 droop gain이 선형적으로 감소하는 구조이다. 그로 인해 풍력발전기의 제한된 전기적인 출력은 풍력발전기의 운동에너지로써 축적되기 때문에 터빈의 속도가 증가되는 형태를 보인다.

그림 4풍력발전시스템의 FRT에 대한 De-loading 제어도 Fig. 4 De-loading droop for wind turbine FRT of Wind power system

참고문헌 [4]에서는 전압형 HVDC에서 De-loading 제어를 적용함으로써 LVRT 상황에서 DC 전압제어 방안을 제안하고 있다. DC 전압이 일정값 이상으로 상승시 De-loading loop의 비율을 직류측에 들어오는 입력 전력의 지령치에 반영시킨다. De-loading 제어는 직접 DC 전압 측정을 이용하기 때문에 다른 제어방안들에 비해 컨버터와 인버터간의 신호전달에 대한 의존성이 낮기 때문에 상대적으로 현실적인 방안이 될 수 있다.

하지만 de-loading 제어를 안정적으로 적용하기 위해서는 HVDC 시스템의 빠른 제어시스템의 응답속도와 직류측의 큰 커패시터를 요구한다. 참고문헌 [4]에서 모의한 시뮬레이션 결과로부터, HVDC 제어시스템의 10 ms의 신호전달 지연으로 인해 DC 전압이 약 15.7 % 더 상승됨을 확인할 수 있다. 반면에서 이를 억제하기 위해서 큰 커패시터를 설치하게 될 경우 DC 전압의 시정수가 커지기 때문에 계통 전압의 복구 후 정상상태로 돌아오는데 많은 시간이 필요해지는 단점이 발생하게 된다.

3.2 전압형 HVDC의 개선된 De-loading 제어

본 논문에서는 기존의 De-loading 기법의 느린 응답속도를 보완하기 위해 개선된 De-loading droop을 제안한다. 기존의 측정된 DC 전압에 선형적으로 반응하는 droop gain 대신에 DC 전압의 제곱에 반응하는 droop 곡선을 통해 지령치에 비례하는 값을 결정한다. 그림 5는 이에 대한 제어개념도를 나타내고 있다. 그리고 그림 6은 DC 전압에 대한 기존의 De-loading droop 곡선과 개선된 De-loading droop 곡선의 출력 gain을 비교하는 그래프이다. 그림 6에서 설정한 최대 허용 DC 전압을 초과하게 되면 기존의 De-loading 방식에 비해 급격한 기울기로 gain이 결정이 되고 컨버터의 제어 지령치에 반영이 된다. 급격한 droop gain을 통해 느린 제어 응답을 보완할 수 있다.

그림 5개선된 De-loading 제어가 적용된 유효전력 제어도 Fig. 5 Active Power control applied improved De-loading droop

그림 6기존의 De-loading과 개선된 De-loading 비교 Fig. 6 Comparison of existing and improved De-loading droop

한편 de-loading 제어로 인해 제한된 HVDC의 풍력단지 측 입력유효전력은 앞서 언급했듯이 그림 4와 같은 기존의 각 풍력발전기의 de-loading 제어로 인해 풍력터빈의 운동에너지로 변환된다고 가정하였다.

 

4. 사고모의를 통한 개선된 De-loading 기법의 성능 분석

4.1 사고모의 구성

3장에서 제안한 개선된 De-loading 기법에 대한 성능분석을 위해 해상풍력 연계용 HVDC 시스템의 등가모델을 PSCAD/ETMDC를 통해 구현하였다. 본 논문에서 모의한 시스템은 풍력발전시스템, HVDC 시스템, AC 계통으로 분류할 수 있다.

풍력발전시스템은 전체 용량 21MW로써 정격용량 3MW 풍력발전기 7대로 구성하고 각각의 풍력발전기는 그림 7과 같이 PMSG(Permanent Magent Synchornous Generator)와 B2B(Back-to-Back) 컨버터로 구성하였다. B2B 컨버터의 발전기 측 컨버터는 PMSG의 토크제어를 담당하고 있고, HVDC측 인버터는 DC 전압과 AC측 무효전력을 제어하고 있다. 표 2는 풍력발전기에 대한 파라미터를 나타내고 있다.[10]. B2B 컨버터를 통해 22.9 kV AC선로와 연계되어 있다. 그리고 시뮬레이션의 편의를 위해 정상운전 상태에서 7대의 풍력발전기로부터 20MW 출력이 일정하게 나오는 상황을 가정하였다.

그림 7PMSG방식의 풍력발전기 연계 모델 구조 Fig. 7 Configuration of the wind turbine generator system model with a PMSG

표 2풍력발전기 모델 파라미터 Table 2 the Parameter for PMSG wind turbine generator

HVDC시스템의 모델링은 MMC(Modular Multi-level Converter)방식의 전압형 HVDC로 구성하였다. MMC방식은 HVDC에서 멀티레벨을 구현하기 위한 최신 방안 중 하나로써 IGBT와 커패시터로 구성된 SM(SubModule)의 직렬 조합으로 컨버터 밸브를 구성한다[12]. MMC 방식은 기존의 NPC, FC 방식에 비해 구현 가능한 레벨 범위가 넓고 시스템 내부 SM의 분리 및 대체가 용이하기 때문에 컴포넌트의 고장의 피해를 감소시킬 수 있다[13]. 정상 운전상태에서 HVDC의 AC 계통측 제어시스템은 DC 전압 제어와 AC 전압 제어를 진행한다. 풍력단지 측 제어시스템은 유효전력 제어와 무효전력 제어를 택하고 있다. 그림 8은 시뮬레이션을 위한 전체적인 구성도이다. 그리고 표 3은 시뮬레이션 구성에 관련된 파라미터 및 사고모의 조건을 나타내고 있다.

그림 8풍력 연계용 HVDC의 LVRT제어 시뮬레이션 개념도 Fig. 8 Concept for simulation of LVRT control in HVDC with wind power system

표 3시뮬레이션 구성 파라미터 Table 3 The parameter for simulation

4.2 사고모의 결과 분석

그림 9는 사고 발생시 PCC에서의 계통의 전압파형, 인버터의 유효, 무효전력 출력, DC 전압을 나타낸다. HVDC 연계 지점 근처에서 1선 지락 사고로 인해 전압이 거의 0으로 감소한다. 그로 인해 인버터는 LVRT 제어를 실행하고 그림 9(b)와 같이 50 ms만에 무효전력은 거의 15 Mvar까지 증가하는 반면에 유효전력은 3 MW까지 감소한다. 그리고 DC전압은 출력 유효전력의 감소로 커패시턴스에 에너지가 축적되어 100 ms만에 약 30% 증가하였다. 사고가 제거된 후에도 DC 전압이 고장 전의 정상 운전 상태로 복귀하는데 상당한 시간이 필요함을 확인할 수 있었다.

그림 9사고 발생시 시뮬레이션 결과 Fig. 9 The simulation results in fault

위와 같이 LVRT 제어 상황에서 발생하는 DC 전압의 과전압 현상에 대해 다음의 방법을 통해 DC 전압의 제어성능을 비교 분석하였다.

방안 1 : De-loading 제어가 없는 경우 방안 2 : 일반적인 De-loading 제어(기존 방법) 방안 3 : 개선된 De-loading 제어(제안 방법)

그림 10은 AC 계통측 인버터에서 LVRT 제어시, 각각의 방안에 대한 풍력발전측 컨버터의 유효전력 지령치의 변화를 나타낸다. 방안 1에서는 유효전력의 변화가 사고전과 동일하다. 반면에 방안 2와 3의 경우에서는 사고 발생 후, DC 전압이 허용값(1.05 p.u)을 초과하면서 제어가 시작되고 De-loading droop의 gain이 반영되어 유효전력 지령치가 감소함을 보였다. 특히 방안 3에서는 방안 2에 비해 유효전력 지령치의 감소율이 상대적으로 크게 나타났다. 이는 DC 전압의 상승에 대한 유효전력의 지령치의 더 민감함을 나타낸다. 그림 11은 그림 10에서 제어된 유효전력으로 인한 DC 전압의 변화를 보여주고 있다. 방안 1의 경우 DC 전압 보호를 위한 제어가 없기 때문에 사고기간 동안 DC 전압은 지속적으로 상승하고 사고 제거 이후에도 정상상태로 복귀하는데도 상당한 시간이 소모되고 있음을 보여주고 있으며 방안 2의 경우는 방안 1에 비해 DC 전압의 상승을 억제하고 있지만 대략 2.9초에서 사고 전 DC 전압으로 복귀됨을 보였다. 반면에 본 논문에서 제안하는 방안 3의 경우 방안 1과 2에 비해 DC 전압의 상승을 정상 DC 전압의 120%로 억제됨을 보였고 2.7초 부근에서 정상운전 상태로 복귀됨을 보였다. 이로써 기존의 De-loading 제어의 단점으로 부각되었던 제어시스템의 반응속도와 정상상태 복귀속도를 개선할 수 있었다.

그림 10제어방안에 따른 유효전력 지령치 Fig. 10 Active power reference according to methods

그림 11제어방안에 따른 DC 전압 Fig. 11 DC link voltage according to methods

 

5. 결 론

본 논문에서는 해상풍력 연계용 HVDC에서 연계점의 전압 강하시 LVRT제어로 인해 DC 전압에 미치는 영향을 분석하였다. 그리고 LVRT 제어시 기존의 DC 전압제어 기법의 개선방안을 제안하였다. 기존의 방법에 비해 제어시스템간 통신시스템의 의존성이 적고 응답속도가 개선됨을 시뮬레이션 통해 검증하였다.

하지만 본 논문에서 제안하는 방안은 HVDC시스템의 DC전압만을 고려한 방안으로써 HVDC 시스템 입력전력의 제한으로 인해 발생하는 풍력단지와 HVDC 시스템간의 전력 불평형으로 인한 문제를 해결하기 위한 대책이 필요하다. 따라서 향후 연구에서는 HVDC 시스템의 de-loading 제어와 풍력발전기의 de-loading 제어간의 협조에 대한 연구가 필요할 것으로 생각된다.