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대용량 신재생에너지의 효율적인 계통연계
  • 원성철 미래에너지 사업처장
  • 승인 2018.07.30 10:36
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한전KDN 원성철 미래에너지 사업처장

최근의 정부정책 및 에너지 분야 트랜드는 “탈 원전, 신재생 확대”라는 두 문장으로 요약할 수 있다.  뿐만 아니라 신재생에너지 확대를 기본으로 하는 「신재생에너지 3020전략」및「제8차 전력수급 기본계획」과 같은 국가 에너지정책 이행계획들이 발표되어 현실화되고 있으며, 이러한 일련의 정책적 방향이 공개되고 높은 국민적 관심과 결합하여 최근의 신재생에너지 개발 및 건설 시장은 과열 양상을 보이고 있다.

현재 7% 수준(2015년 기준)인 신재생발전 전력공급량을 2030년 20%까지 확대하겠다는 정부의 의지는 대용량 신재생에너지 발전원을 어떻게 유인할 것인가가 향후 중요한 이슈가 될 것으로 예측된다.  이것은 다수의 소용량 발전자원으로는 효율적인 계통운영 및 전력품질 유지측면에서 매우 불리하고, 국가적인 신재생 발전비중 확대를 위해서는 국토의 효율적 활용 및 효과적인 행정적 지원이 중요한데 소용량 신재생 중심으로는 난개발에 따른 국토의 효율성 저하와 행정적 낭비가 많다는 것이 단점으로 정책 이행수단으로서 적절한가에 대한 많은 논란이 예상되기 때문이다.

중대형 신재생발전 사업자는 계통연계 비용을 직접 부담하여야 하는데 시간적 제약과 상당한 경제적 부담이 추가된다.  더욱이 3㎿ 이상의 발전원은 계통연계에 대한 부담을 져야 하는데 한국전력의 신재생에너지 계통연계 기준을 명확히 인식하여 신재생에너지 개발의 타당성 검토가 대단히 중요하다.  그러므로 중대형 신재생에너지 발전자원의 효율적인 계통연계 방법에 대하여 검토해 보고자 한다.

먼저 한전의 계통연계 기준을 살펴보면, 가장 최근에 발표된 “신재생에너지 1㎿ 이하 무제한 수용”에서 시사점을 찾을 수 있겠다.  이는 2017년 신재생발전 시장에서 가장 화제가 되었던 한전의 정책이다.  이 정책은 그동안 정체되었던 계통연계가 획기적으로 개선될 것으로 기대를 모았었다.  그동안 보수적으로 적용했던 한전의 신재생발전의 계통연계 기술기준을 대폭 완화함으로써 지역별로 일시적이나마 계통접속 정체현상을 해소할 수 있었다.  하지만 이 정책도 2∼3개월 내에 밀려드는 신재생 수요를 감당하지 못했다.  결국 계통접속 가능성에 대한 과도한 기대감으로 계통접속 신청물량이 더욱 증가하여 계통부족을 심화시키는 등 정책의 한계점이 나타나고 있다.  아래의 Table 1-1은 1㎿ 이하 신재생발전 무제한 수용과 관련한 한전의 기술기준 완화 내용을 정리한 것이다.

신재생에너지 1MW 이하 계통연계 허용 기준

계통연계를 위한 한전의 계통정보의 접근에는 일반인이 할 수 없고 전문적인 영역이어서 신재생에너지 개발자에게는 큰 부담으로 작용한다.  뿐만 아니라 중대용량의 경우 10㎿가 넘어가면 분산전원인가 아닌가에 대한 명확한 구분도 되지 않을 뿐더러 배전선 연계가 사실상 곤란하므로 전용선로(배전선) 신설 또는 154㎸ 연계를 할 수 밖에 없다.  만약 154㎸ 연계를 상정한다면 한전 기준인 「송배전설비 이용규정」상 약 7년 이상이 소요될 것으로 예측되므로 신재생에너지 발전원의 개발을 지속하기란 매우 어려울 수밖에 없다.

다음으로 경제성을 검토해 보면 한전의 설계기준을 준용하여 분석하여 보면 전용 배전선로를 신설할 경우 25㎞를 기준으로 약 90억원(3.5억/㎞)으로 수용가능 용량은 대용량 배전방식을 적용한다는 가정하에 20㎿를 상정할 수 있다.  태양광 발전을 기준으로 20㎿ 개발하는데 약 300억원 정도 추정되는데 용량이 클수록 REC 가중치는 떨어지므로(1㎿ 이상 0.7) 계통연계 비용을 반영시 사업비가 30%정도 증가하게 된다면 사실상 사업을 포기할 수밖에 없게 된다.  그리고 154㎸ 연계는 계통연계 용량이 150㎿(1회선)를 상정시 25㎞를 기준으로 약 320억원으로 추정된다.(12.8억/㎞)  다만 배전선로는 최대 2회선까지 수용 가능하므로 40㎿ 이상의 신재생발전에 적용함이 타당할 것으로 본다.  그러나 154㎸ 선로는 철탑을 적용해야 하므로 선로 경과지 선정 및 경과지의 민원해소 등에 대한 문제는 신재생 발전 자체보다 부담이 더 커지는 단점이 있으며, 송전선 신설기간이 장기간 소요되므로 신중한 검토가 필요하다.

그렇다면 배전선로 공법으로 154㎸급 용량의 계통연계 방법은 없겠는가?  여기에 대하여 필자는 66㎸ 비접지 송전방식을 제안해 본다.  66㎸급은 초초고압(765㎸) 송전 및 계통단일화(유효접지 방식)에 따라 최근에는 거의 사용하지 않는 방식이다.  66㎸ 송전에 대한 법적기준을 보면 전기사업법 제63조 전문에서 확인할 수 있다.  이 내용에 따르면 신재생사업자는 66㎸ 송전선을 구축한 경우 한전으로부터 사용 전 검사를 받아야 한다.(배전설비는 한국전기안전공사) 이 조항 이외에는 66㎸ 송전의 운영과 관련하여 전기사업법의 허가 및 규제에 적용되는 내용을 찾을 수 없으므로 법적인 규제는 적용받지 않는 것으로 보인다.  그리고 전력계통의 신뢰도와 전기 품질유지 기준은 산업부가 전기사업법에 근거하여 발표하는 기준으로 이 기준은 전기 사업자에게는 법에 준하는 효력으로 인식되므로, 반드시 지켜야하는 정부의 기술기준이다.  “제35조 송전용 전기설비의 전압별 설비 시설 및 신‧증설 기준 1항”에서 찾을 수 있으며 내용을 보면, 66㎸ 송전선의 신규건설은 가능한 한 지양하되 부하의 상태를 감안하여 탄력적으로 운용하라는 의미를 포함하고 있다. 이러한 내용은 금지의 규정이 아닌 권고의 수준으로 해석되고, 이 조항에 의하면 한전도 66㎸ 계통의 운영이 가능하다. 따라서 신재생발전 사업자와의 계통연계를 위한 66㎸ 운영에는 문제가 없는 것으로 해석할 수 있다.

기술적으로는 두 가지를 중요하게 검토하여야 하는데 첫째는 전력계통 전체에 영향을 줄 수 있는 접지시스템 훼손과 둘째로 시공에서의 공법 문제이다.  먼저 전력계통의 접지 시스템은 유효접지로서 전력계통 전체의 30% 정도의 변압기가 중성점 접지(유효접지 또는 직접접지) 되어 있으면 유효접지로서 기능상 문제가 되지 않는다고 알려져 있는바 아무리 많은(이론상 2018년 기준 발전용량의 70%인 80GW) 신재생발전이 계통에 병입되어도 문제되지 않을 것으로 보인다.  이는 한전의 변전소 변압기는 예외없이 직접접지 방식으로 구축되어 있기 때문이다.  그리고 시공공법상 20m 배전전주를 사용한다면 배전선로 공법이 적용에 문제되지 않을 것으로 판단된다.

배전선로 공법을 적용할 수 있다면 경제적으로도 배전전부 신설보다 10% 정도 비용상승을 감안한다면 약 100억원 정도를 상정할 수 있는데 조건은 25㎞ 송전에 100㎿급신재생발전이다.  그렇다면 22.9㎸을 다회선을 신설하는 것보다 경제적으로도 유리하다.

신재생에너지의 계통연계 효율성이라면 가장 경제적으로 연계할 수 있는 방안이어야 한다.  그리고 행정적 절차와, 민원해소에 대한 노력과 기회비용에 대해 긍정적이어야 하고 구축과 운영적인 면에서 기술적으로 어려움이 없어야 하며, 무엇보다도 전력계통의 안정성을 해쳐서는 곤란하다. 이 모든 것을 해소할 수 있는 방법을 찾는데 있어 창의적인 아이디어로 효과적인 연계 방안을 수립하는 것이 필요하다. 이러한 측면에서 기존 전력계통에 없는 송전방식도 아니며, 기술적으로도 검증된 비접지 66㎸ 계통은 적절한 송전방식이며, 즉시 현장에 적용 가능한 방식으로 사료된다.

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기술인 신문 / 한전KDN 원성철 미래에너지 사업처장 ( webmaster@gisulin.kr )

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