계  통  운  영  처

다중고장 적용기준 개선을 위한 연구  (최종보고서)

다중고장 적용기준 개선을 위한 연구

(최종보고서)

A research for improving the standard
of multiple contingencies

2015. 06.

다중고장 적용기준 개선을 위한 연구 (최종보고서) A research for improving the standard of multiple contingencies 2015. 06. 한국전력거래소 계 통 운 영 처

제 출 문
한국전력거래소 이사장 귀하 본 보고서[과제명: 다중고장 적용기준 개선을 위한 연구]를 연구과제의 최종보고서로 제출합니다. 2012. 02. 한국전력거래소 계통운영처 연구수행기관 : 기초전력연구원 연구책임자 : 주 준 영 연 구 책 임 자 : 문 승 일 연 구 원 : 김 상 민 책 임 연 구 원 : 원 동 준 연 구 원 : 주 원 연 구 원 : 김 택 원 연 구 원 : 권 도 훈 연 구 원 : 정 무 구 연 구 원 : 이 진 오 연 구 원 : 이 규 섭 연 구 원 : 김 래 균

차   례

요약보고서

제 1장 서론	1

제 1절 연구개발의 배경 및 필요성	1

제 2절 연구목적 및 범위	3

제 2장  현행 상정고장 체계에 대한 분석	4

제 1절 국내 상정고장 분류체계	4

제 2절 국내 상정고장 적용기준	12

제 3장 미국 상정고장 체계에 대한 분석	16

제 1절 미국 상정고장 분류체계	16

1. P1 ~ P7	21

2. 극단적인 고장(Extreme Contingency)	24

3. 지역 신뢰도 기구의 상정고장 분류체계	26

제 2절 미국의 상정고장 적용기준	29

1. PJM의 운영기준	30

2. 기타 운영자의 운영기준	34

3. 극단적인 고장에 대한 책임 범위	40

제 3절 미국의 상정고장 분류체계 및 적용기준의 특징	42

1. 상정고장 분류체계의 특징	42

2. 상정고장 적용기준의 특징	43

제 4장 기타 국가의 상정고장 체계에 대한 분석	45

제 1절 일본	45

1. 상정고장 분류체계 및 적용기준	46

2. 상정고장 평가방법	47

제 2절 영국	50

제 3절 프랑스	54

제 4절 북유럽	57

1. 고장 전 계통상태	58

2. 상정고장 분류체계	58

3. 상정고장 적용기준	59

제 5장 현행 상정고장 체계 개선방향	62

제 1절 상정고장 분류체계 개선	62

1. 현행 국내 상정고장 분류체계의 한계	62

2. 해외사례 상정고장 분류체계 고찰	63

3. 상정고장 분류체계 개선(안)	70

제 2절 상정고장 적용기준 개선	76

1. 상정고장 적용기준의 구성 및 필요성	76

2. 해외사례 상정고장 적용기준에 대한 고찰	77

3. 상정고장 분류체계별 적용기준	80

제 3절 다중고장 적용기준에 따른 세부운영지침	85

제 6장 결 론	92

Appendix. 해외 출장 자료	97

A. 1. 미국 다중고장 체계 관련 질문사항	97

A. 2. 미국 다중고장 체계 관련 답변자료	102

A. 3. 미국 다중고장 체계 관련 답변 정리	110

참고문헌

표 차 례

<표 2-1> 전력계통 상정고장 분류체계	5

<표 2-2> 단일고장 검토 예시	5

<표 2-3> 이중고장 검토 예시	6

<표 2-4> 대단위 발전소 연계송전선로 고장 중 추가고장 검토 예시	7

<표 2-5> 수도권 전력공급 융통선로 추가정지 검토 예시	8

<표 2-6> 동일철탑 4회선 이상 다중선로 고장 검토 예시	9

<표 2-7> 전력구내 다중선로 고장시 영향 검토 예시	10

<표 2-8> 전압레벨에 따른 전압유지범위	12

<표 2-9> 과부하 기준	12

<표 2-10> 안정도 기준	13

<표 2-11> 전력계통 안정유지 기준	13

<표 3-1> 미국 상정고장 분류체계	19

<표 3-2> 미국의 극단적인 고장 분류 체계	21

<표 3-3> NERC와 PJM의 극단적인 고장	25

<표 3-4> NYSRC와 우리나라의 상정고장 분류체계 비교	28

<표 3-5> PJM의 전압 운영기준	30

<표 3-6> Calvert Cliff 2회선회로 일 때 과부하 기준	32

<표 3-7> Calvert Cliff 1회선회로 일 때 과부하 기준	32

<표 3-8> PJM 안정도 평가기준	34

<표 3-9> ComEd.의 과부하 기준	34

<표 3-10> ComEd.의 전압 기준	35

<표 3-11> PECO Energy의 과부하 기준	36

<표 3-12> PECO Energy의 전압 기준	37

<표 3-13> PECO Energy의 안정도 기준	37

<표 3-14> 극단적인 고장 발생 시 책임 범위에 대한 예	41

<표 4-1> 상정고장에 따른 대응방안	45

<표 4-2> 상정고장에 따른 최대 공급손실 허용량	50

<표 4-3> 상정고장에 따른 최소 공급 계획 용량	51

<표 4-4> 영국 계통운영시 전압의 순간적인 변화량 제한값	52

<표 4-5> 상정고장에 따른 최대 공급, 부하 차단 허용범위	56

<표 4-6> 북유럽 상정고장 분류체계	59

<표 4-7> 북유럽 사고 후 운영기준 (NORDIC GRID CODE)	61

<표 5-1> 국내 단일고장 사례에 해당하는 각국 상정고장 현황	64

<표 5-2> 국가별 상정고장 분류체계 범주 별 고장 사례 수	65

<표 5-3> 상정고장 A에 해당하는 각국 상정고장 현황	66

<표 5-4> 상정고장 B에 해당하는 각국 상정고장 현황	67

<표 5-5> 각국 상정고장 현황	69

<표 5-6> 상정고장 분류체계 개선(초안)	73

<표 5-7> 국내 이중고장 사례를 상정고장 A로 포함한 국가	74

<표 5-8> 적용기준에 따른 상정고장 분류	79

<표 5-9> 계통운영상태	82

<표 5-10> 계통운영상태를 고려한 계통운영기준	82

<표 5-11> 다중고장 적용기준 변경 (안)	84

<표 5-12> 신뢰도 고시 비상상황 규정	85

<표 5-13> 전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차가 필요한 상황	86

<표 5-14> 위배 상황에 따른 조치 방안	87

<표 5-15> 다중고장 세부운영지침	88

<표 5-16> 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임 범위	90

<표 6-1> 상정고장 분류체계 개선(안)	94

그림차례

<그림 3-1> 미국의 신뢰도 관리체계	16

<그림 3-2> 상정고장 분류체계의 변화	21

<그림 3-3> 지역신뢰도 기구	26

<그림 4-1> N-k 규칙	54

<그림 4-2> 북유럽에서의 계통상태, 사고에 따른 허용 가능한 고장 결과	57

<그림 5-1> 경제성을 고려한 상정고장 우선순위 그림	66

<그림 5-2> 해외 상정고장 분류체계에 특성을 고려한 국내 상정고장 분류체계 구조	71

<그림 5-3> 협의체 구성	72

<그림 5-4> 단계별 상정고장 적용기준	78

<그림 5-5> 다중고장 세부운영지침에 따른 각 기관들의 역할	89

<그림 6-1> 개선된 신뢰도 고시 속 다중고장 적용기준	95

요 약 보 고 서

1. 현행 상정고장 체계에 대한 분석

가. 국내 상정고장 분류체계에 대한 분석

현행 상정고장 분류체계에서 상정고장은 고장이 발생한 설비개수를 기준으로 <표 1>과 같이 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 분류하고 있으며, 전력계통 신뢰도 유지를 위해 전력거래소에서는 해당 상정고장 분류체계에 따라 계통을 검토하고 운영방안을 마련하고 있다.

<표 1> 전력계통 상정고장 분류체계

고장 분류	고장 설비
단일고장	송전선 1회선 고장 변압기 1bank 고장 발전기 1기 고장 기타 단일설비 고장 등
이중고장	하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장 동일 발전소 발전기 2기 탈락 병행 2회선 가공송전선로 고장 기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장 차단기의 차단실패 및 부분모선 고장 등
다중고장	동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지 동일 발전소의 전 발전기 동시 정지 기타 3개 이상의 설비가 동시 정지 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장

하지만 상정고장이 고장 난 설비개수를 기준으로 분류되어 “기타 단일설비 고장”, “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”, “기타 3개 이상의 설비가 동시에 탈락하는 고장”과 같이 구체적인 고장 사례를 명확히 판별할 수 없는 모호한 표현이 사용되고 있다. 이로 인해 다중고장의 경우 가능한 모든 상정고장을 검토해야 하지만 현실적으로 불가능하기 때문에 전력거래소에서는 운영 경험을 바탕으로 고장 사례를 선정하여 다중고장을 검토하고 있다.

<표 2>는 다중고장 검토 사례들 중 대단위 발전소 연계송전 선로 2회선이 고장 난 상황에서 취약선로가 추가적으로 고장 난 상황에 대해서 검토한 사례이다. 기존 2회선 고장에 추가적으로 고장이 발생하였으므로 고장 난 설비개수가 3개 이상이기 때문에 다중고장에 포함되지만 다중고장 분류체계에서는 명시되지 않은 고장이다. 이처럼 다중고장이 광범위하게 해석될 수 있기 때문에 계통을 검토하는 전력거래소 자의적으로 다중고장 사례를 한정하여 검토를 수행하고 있다.

<표 2> 대단위 발전소 연계송전선로 고장 중 추가고장 검토 예시

고장정지 선로	추가고장대비 조치방안
345kV 동해-한울NP #1,2T/L 2회선	구분	추가 고장시 취약선로	사전 조치사항
	과부하	○신태백-신가평#1,2T/L 2회선	①SPS 모드 절체 - 43G : 5-1RUN→6RUN ②한울#1~6 잔여 5대 출력합계 4,696MW 이하 운전
	과도 안정도	○신태백-신가평#1,2T/L 2회선 ○신태백-한울NP2#1,2T/L 2회선 ○신영주-한울NP2#1,2T/L 2회선 ○신태백-한울NP2#3,한울NP3T/L 2회선 ○신태백-한울NP2#3,한울NP3T/L 1회선 ○신태백-한울NP2#1,2T/L 1회선

나. 국내 상정고장 적용기준에 대한 분석

신뢰도 고시에서는 <표 3>과 같이 계통 종류에 따라 전력계통 안정유지 기준을 규정하고 있다. 단일고장의 경우 과부하, 저전압, 안정도 문제가 발생하지 않아야 하며 장시간 동안의 공급지장을 허용하지 않는다. 이중고장의 경우 단일고장과 마찬가지로 과부하, 저전압, 안정도 문제가 발생하지 않아야 하며 이 기준을 만족시키기 위하여 계통분리, 고장파급방지장치, 발전력 조정 등의 운영대책을 수립하도록 하고 있다.

또한 전력거래소에서는 과부하, 저전압, 안정도와 관련된 기준을 수립하여 신뢰도 고시 규정을 준수하고 있다. 과도한 과부하는 설비의 수명을 단축시키거나 과부하 지속시간을 고려한 설비별 단시간 허용전류(정격의 120~150%수준)로 정의하였으며 이를 바탕으로 <표 4>와 같이 기준을 적용하고 있다. 전압의 경우 <표 5>와 같이 전압레벨에 따라 지켜야 하는 기준을 명시하였다. 마지막으로 안정도의 경우 <표 6>과 같은 방식으로 상정고장에 따른 안정도를 검토한다고 명시하였다.

<표 3> 전력계통 안정유지 기준

계통 종류	안정성 유지 기준
154kV 방사상 계통	단일고장시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다.
154kV 주요 간선계통	이중고장이 발생하더라도 발전기 정지나 대규모 공급지장 또는 주요 간선계통에 고장파급이 확대되지 않도록 하여야 한다.
345kV 방사상 계통	단일고장시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다. 이중고장시 대규모 공급지장이 발생한 경우 단시간내 부하절체 등의 방안을 수립·운영하여야 한다.
345kV 주요 간선계통	단일고장시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다. 이중고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 하여야 하며, 필요시 고장파급방지장치 설치 및 발전력 조정 등의 운영대책을 수립하여야 한다. 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.
765kV 계통	단일고장시 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 한다. 이중고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 설비유지관리 강화 및 필요시 계통보강·계통운영방안 수립 등 필요한 대책을 수립·운영하여야 한다. 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.

<표 4> 과부하 기준

설비용량(%)	기준
100%미만	평상시 유지 기준
100%~120%	고장발생 시 허용 범위
120%~150%	고장발생 시 이 범위에 들어갈 경우 120%미만으로 복구시키는 운영방안을 마련해야 함
150%이상	고장에 의해서 발생하지 않아야 함

<표 5> 전압레벨에 따른 전압유지범위

전압레벨(kV)	전압조정목표(kV)	최소·최대 전압(kV)
765	745~785	726~800
345	336~360	328~362
154	156~164(중부하시) 153~161(부하변동시) 153~160(경부하시)	139~169

<표 6> 안정도 기준

고장종류	- 345kV 이하 계통 : 3상 단락고장, 필요시 1선 지락고장 - 765kV 계통 : 3상 단락고장, 필요시 1선지락고장, 단순개방
고장제거 시간	- 345kV 이하 계통 : 6cycle - 765kV 계통 : 5cycle
차단 실패	설비별 동작시간(10~20cycle)
재폐로 시간	선로별 조정된 재폐로 시간(0.4~3s)
안정도 판단 방법	계통 발전기의 위상각 차 발산여부

다중고장과 관련해서는 “광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.”라고 규정하였지만 단일고장이나 이중고장과 달리 구체적으로 검토해야 할 상황에 대해서는 명시하지 않았다. 그로 인해 현재 전력거래소에서는 주관적인 판단으로 이중고장과 동일한 운영기준을 적용하여 다중고장을 검토하고 있다.

2. 상정고장 체계 개선의 필요성

위와 같이 현행 상정고장 분류체계에서는 고장 난 설비개수를 기준으로 고장을 분류하기 때문에 단일고장을 제외한 경우 고장 사례들이 광범위하게 해석될 수 있다. 특히 다중고장의 경우 N-N 고장과 같이 실현이 불가능한 조건에 대해서도 검토를 수행하여야 한다는 의미로 해석될 수 있기 때문에 다중고장을 검토해야 하는 계통운영자가 현실적으로 해결이 불가능한 고장에 대해서도 책임이 있다는 판단의 근거를 주고 있다.

또한 현실적으로 모든 고장을 검토할 수 없다는 점에서 실제로 분석할 다중고장 선정을 해야 하지만 다중고장을 선정하는 구체적인 기준을 명시하지 않았으며 다중고장 선정 주체도 명시하지 않았다. 그로 인해 실제 계통을 검토해야 하는 계통운영자가 다중고장 선정과 관련된 업무를 추가적으로 하고 있는데, 이런 상황은 계통운영자에게 다중고장 선정과 관련된 책임이 있다는 명분을 주고 있다. 따라서 예상하지 못한 다중고장으로 인해 광역정전이 발생할 경우 N-k고장에 포함되어 검토 대상이 되지만 계통운영자가 이를 선정을 하지 않았기 때문에 운영자의 책임이라고 판단될 수 있는 문제가 있다.

이런 점들을 보완하기 위해 상정고장 분류체계에 포함된 고장들을 보다 구체적으로 명시하여 범주 별 고장 사례를 한정할 필요가 있다. 이를 위해서는 상정고장 분류기준으로 고장 난 설비개수뿐만 아니라 다양한 기준들을 마련해야 한다.

상정고장 분류체계뿐만 아니라 다중고장 적용기준 역시 모호하다. 우선적으로 “계통검토를 할 수 있다.”라는 표현은 명확한 업무를 지정해주지 않는다. 계통검토가 설비계획을 보강하는 것인지 사전적 대책이 필요한 것인지 사후적 조치가 필요한 것인지에 대한 명확한 지시가 없어 적용기준을 준수하기가 어렵다. 또한 “필요시”라는 표현을 쓰지만 필요한 경우에 대한 명백한 기준이 없어 계통운영자가 모든 다중고장을 고려해야 하는 비현실적인 문제가 발생한다. 마지막으로 “운영측면”라는 표현은 다중고장 발생 시 모든 책임이 계통운영자에게 있다고 판단될 수 있는 표현이기 때문에 지양해야 한다.

추가적으로 현행 전력시장운영규칙에 명시된 계통운영기준은 세분화되어 있지 않아 계통운영기준을 적용할 때 어려움이 존재한다. 예를 들어 과부하를 정격용량의 120~150%수준으로 단순하게 정의하고 있을 뿐 해당 용량이 허용 가능한 시간이나 정상상태가 아닌 고장이 발생한 상황에서 허용 가능한 용량 등은 따로 명시하지 않고 있다.

이를 개선하기 위해서는 우선적으로 다중고장에 해당하는 명확한 규정을 수립하여 계통운영자의 자의적 판단에 의해서 다중고장을 검토하지 않도록 해야 한다. 또한 계통운영기준을 보다 상세히 규정하여 객관적이고 구체적인 운영방안을 수립할 수 있는 환경을 조성해야 한다.

3. 미국의 상정고장 체계에 대한 분석

가. 미국 상정고장 분류체계에 대한 분석

미국의 상정고장 분류체계는 <표 7>과 같이 P0~P7까지 8개의 단계의 고장체계와 <표 8>과 같이 극단적인 고장으로 구성되어 있으며 상정고장을 분류시 설비개수뿐만 아니라 초기상태, 사고종류, 전압레벨 등을 기준으로 활용하고 있다.

“기타 단일설비 고장”, “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”과 같이 애매한 표현을 사용하지 않고 사례를 매우 구체적으로 명시하는 것이 특징인데 설비 하나가 고장이 발생한 상황이라도 설비의 특징과 경제성을 평가하여 일부조건에서 부하차단을 허용하는 P2와 허용하지 않는 P1로 분류된다. 이외에도 계통 초기상태, 고장설비의 특성, 구조적상황 등도 고려하고 있다. 연쇄고장일 경우 P3과 P6로 고장을 세분화하여 구체적으로 명시한다. 계전기 및 차단기가 단일고장을 해소하기 위한 과정에서 오동작이 발생한 경우 다수의 설비가 탈락할 수 있다는 점을 명시하여 P4와 P5로 분류하고 있다. P7을 살펴보면 2회선 선로 고장의 경우 공통구조물에 있는 선로로 사례를 한정할 뿐만 아니라 인출선로는 포함하지 않는다고 명시하고 있다. 극단적인 고장의 경우도 국내 다중고장과 달리 정상상태 분석일 경우 7가지의 고장사례를 구체적으로 명시하였고 안정도 분석일 경우 6개 고장사례를 구체적으로 명시하였다.

이와 같이 다양한 고장분류기준을 바탕으로 구체적인 상정고장 분류체계가 수립이 가능한 이유는 위원회를 결성하여 상정고장 분류체계와 관련된 당사자들의 의견을 적극적으로 수렴하고 있기 때문이다. 만일 계통운영자가 상정고장 분류체계의 범위가 모호하다고 의견을 제시할 경우 이해당사자들 간의 토의를 통하여 보다 구체적인 분류체계를 수립하도록 한다. 또한 위원회에서 명시한 상정고장 분류체계는 모두의 동의를 통해 만들어 낸 체계이기 때문에 이와 관련하여 문제가 발생하였을 때 책임 규정에 대해서도 명확히 할 수 있다.

<표 3-1> 미국 상정고장 분류체계

고장분류	초기상태	고장	고장종류	전압레벨1)	계약 송전량 중단 여부2)	고장과 별도인 부하 차단 여부
P0 고장 없음	정상상태	고장 없음	고장 없음	EHV, HV	불가능	불가능
P1 단일고장	정상상태	1. 발전기 2. 송전 회로 3. 변압기 4. 병렬설비	3φ	EHV, HV	불가능	불가능
		5. DC 선로의 단극	SLG
P2 단일고장	정상상태	1. 고장이 없는 선로의 차단	고장 없음	EHV, HV	불가능	불가능
		2. 모선 고장	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
		3. 차단기 내부3)	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
		4. 차단기 내부4)	SLG	EHV, HV	허용	허용
P3 다중고장	발전기 한 기 손실로 인한 계통 조정 후 발생하는 추가 손실	1. 발전기 2. 송전 회로 3. 변압기 4. 병렬설비	3φ	EHV, HV	불가능	불가능
		5. 직류 선로의 단극	SLG
P4 다중고장5)	정상상태	해당 설비 고장을 제거하기 위한 차단기 동작과정 중 다수 설비 손실 1.발전기 2.송전 회로 3.변압기 4.병렬설비 5. 모선 고장	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
		6. 연결된 모선 사이에 고장을 제거하기 위한 차단기 동작과정 중 다수 설비 손실	SLG	EHV, HV	허용	허용

고장분류	초기상태	고장	고장종류	전압레벨1)	계약 송전량 중단 여부2)	고장과 별도인 부하 차단 여부
P5 다중고장	정상상태	해당 설비를 보호하기 위해 설치된 계전기 동작 실패로 발생한 지연 제거 사고 1. 발전기 2. 송전 회로 3. 변압기 4. 병렬설비 5. 부분 모선	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
P6 다중고장6)	해당 설비 손실로 인한 계통 조정 후 발생하는 추가적인 손실 1. 송전선, 2. 변압기, 3. 병렬설비, 4. DC 선로의 단극	1.송전 회로 2.변압기 3.병렬설비	3φ	EHV, HV	허용	허용
		4. DC 선로의 단극	SLG	EHV, HV	허용	허용
P7 다중고장	정상상태	송전 설비 손실 1. 공통 구조물 안에 있는 두 개의 인접한 회로7) 2. DC 선로의 두 극	SLG	EHV, HV	허용	허용

1) EHV > 300kV, HV <300kV

2) 조건에 따라 송전이 중단될 수 있다는 계약이 되어 있는 송전에 대해서만 가능

3) 차단기 양쪽 차단으로 인해 제거될 수 있는 사고로 모선 차단과 연관되지 않은 차단기 사고

4) 차단기 양쪽 차단으로 인해 제거될 수 있는 사고로 모선 차단과 연관된 차단기 사고

5) 지연제거를 일으키는 차단기 관련 고장

6) 서로 중복이 되는 영역을 연결하는 설비들

7) 공통구조물을 1마일 미만으로 공유하는 회로의 경우 해당되지 않음

<표 8> 미국의 극단적인 고장 분류체계

정상상태(Steady State)	과도안정도상태(Stability)
1. 하나의 발전기, 송전선 변압기, 병렬설비, DC 선로의 단극이 고장이 난 상황에서 계통 조정 전에 추가적으로 하나의 발전기, 송전선, 변압기, 병렬설비, DC선로의 단극 손실 2.송전 계통에 영향을 미치는 지역적인 고장 2.1. 동일 철탑 3회선 이상 선로 손실 2.2. 동일 지역에 있는 모든 송전선 손실 2.3. 변전소 또는 개폐소 손실 2.4. 동일 발전소 모든 발전기 손실 2.5. 대규모 부하 손실 3.송전 계통에 영향을 미치는 광범위한 사고 3.1. 아래와 같은 요인으로 발생한 두 발전소 손실 3.1.1. 주요 가스 발전기 공급 가스관 손실 3.1.2. 발전기 냉각원 손실 3.1.3. 화재 3.1.4. 허리케인 등 이상 기상현상 3.1.5. 사이버테러 3.1.6. 하루 이상의 원자력 설비 폐쇄 3.2. 운영 경험을 바탕으로한 광범위한 정전을 발생시키는 기타 사고	1.하나의 발전기, 송전선 변압기, 병렬설비, DC 선로의 단극이 고장이 난 상황에서 계통 조정 전에 추가적으로 하나의 발전기, 송전선, 변압기, 병렬설비, DC선로의 단극 손실 2. 송전 계통에 영향을 미치는 지역이나 광범위한 고장 2.1. 3φ 발전기 고장 지연 제거 2.2. 3φ 송전선 고장 지연 제거 2.3. 3φ 변압기 고장 지연 제거 2.4. 3φ 부분모선 고장 지연 제거 2.5. 3φ 차단기 내부 고장 2.6. 운영 경험을 바탕으로 한 광범위한 정전을 발생시키는 기타 사고

나. 상정고장 적용기준에 대한 분석

우선적으로 NERC TPL-001-4에서 규정한 상정고장 적용기준을 보면 단일고장과 다중고장에 대해서는 상정고장을 분석한 후 문제가 발생하면 계통운영기준을 준수하기 위해 그에 대한 조치를 마련하도록 하고 있다. 해당 조치사항으로는 송전설비, 발전설비 등 계통 주요 설비들을 추가로 설치하는 설비확충계획이나 SPS와 같은 보호설비, 발전 급감발장치를 활용한 계통운영절차 등이 있다. 극단적인 고장과 관련해서는 상정고장 분석만 수행하도록 하고 있으며, 계통에 미치는 영향을 알아보고 계통운영자나 송전사업자에 판단에 따라 선택적으로 계통운영기준을 준수하도록 하고 있다.

구체적인 계통운영기준은 계통운영자가 규정하고 있으며 PJM 사례를 통해서 계통운영기준의 특징을 살펴보았다. 전압의 경우 <표 9>와 같이 전압 레벨에 따라 최대전압과 최소전압을 분류하고 있다. 또한 최소 전압을 3가지 단계로 분류하여 단계별 운영 방안을 각각 다르게 마련하고 있으며 전압의 크기뿐만 아니라 전압 변동폭에 대한 전압 기준이 존재하는 것을 볼 수 있다.

<표 9> PJM의 전압 운영기준

범주	765kV	500kV	345kV	230kV
최대 전압	803.2kV (1.05)	550.0kV (1.10)	362.0kV (1.05)	242.0kV (1.05)
정상 최소 전압	726.8kV (0.95)	500kV (1.00)	328.0kV (0.95)	219.0kV (0.95)
비상 최소 전압	703.8kV (0.92)	485.0kV (0.97)	317.0kV (0.92)	212.0kV (0.92)
Load Dump 전압	688.5kV (0.90)	475.0kV (0.95)	310.0kV (0.90)	207.0kV (0.90)
전압차 경고	5.0%	2.5%	4.0~6.0%	4.0~6.0%
전압차 위배	8.0~10.0%	5.0~8.0%	5.0~8.0%	5.0~8.0%

최대 전압 초과 : 평소와 같은 방식으로 30분 내로 복구

정상 최소 전압 미만 : 평소와 같은 방식으로 전압 복구

비상 최소 전압 미만 : 비상절차에 의해 운영되며 15분내로 전압 복구

Load Dump 전압 미만 : 가능한 모든 방법으로 5분 내로 전압복구, 전압 붕괴 예상 시 부하차단도 허용

전압차 경고 : 평소와 같은 방식으로 전압 복구

전압차 위배 : 가능한 모든 방법으로 15분 내로 전압 복구, 전압 붕괴 예상 시 부하차단도 허용

<표 10> Calvert Cliff 2회선회로 일 때 과부하 기준

온도(°F)	정상 한계	비상 한계	Load Dump 상태
95 - 낮	2912	3377	3710
95 - 밤	2912	3377	3923
86 - 낮	3067	3481	3859
86 - 밤	3071	3481	4001
77 - 낮	3196	3559	4003
77 - 밤	3196	3559	4079
68 - 낮	3300	3663	4140
68 - 밤	3300	3663	4157
59 - 낮	3377	3741	4235
59 - 밤	3377	3741	4235
50 - 낮	3481	3819	4313
50 - 밤	3481	3819	4313
41 - 낮	3559	3897	4391
41 - 밤	3559	3897	4391
32 - 낮	3663	4001	4443
32 - 밤	3663	4001	4443

과부하의 경우 <표 10>과 같이 온도나 주야에 따라 다른 용량을 규정하고 있다. 용량을 구분할 때 평상시에 지속적으로 용량을 공급할 수 있는 정상상태 용량, 비상시에 일시적으로 용량을 공급할 수 있는 비상상태용량, 마지막으로 설비가 위험할 수 있는 Load Dump용량을 명시하도록 하고 있다. 이에 따라 고장이 발생하지 않는 경우에는 정상한계 내에서 설비를 운영해야 하며 상정고장에 따라 추가적인 허용범위를 결정하고 추후에 정상한계로 복구될 수 있도록 운영기준을 마련하도록 한다.

계통 안정도에 대해서는 <표 11>과 같은 기준으로 상정고장을 분석한다.

<표 11> PJM 안정도 평가기준

사고종류	3상사고와 1선 지락사고 중 더 파급 범위가 큰 사고
고장제거 시간	계전기 동작시간 + 차단기 동작시간 + 사고 소멸시간 + 기기 동작 불확실성으로 인한 추가 지연 시간
측정요소	회전자 각도, 무효전력, 기기 속도, 모선 전압
전압 안정도 판단 방법	사고 전 전압에 비해 5% 이내로 변동하는지 여부
과도 안정도 판단 방법	회전자 각도 감쇠의 포락선을 확인하여 10~15초 내로 변동이 감소한다면 안전한 것으로 판별 또는 Damping Ratio가 3% 이상

전체적으로 운영기준을 상당히 세분화하여 구체적인 운영방안을 마련할 수 있도록 하였다. 극단적인 고장에 대해서는 상정고장 분석만을 의무화하고 선택적으로 이에 대한 대책을 마련함으로써 계통운영자에게 지나친 책임을 주지 않음과 동시에 선택적 조치를 통한 계통 신뢰도를 높일 수 있는 체제를 구축하였다.

4. 기타 국가의 상정고장 체계에 대한 분석

가. 일본

일본의 ESCJ의 상정고장 규정을 보면 국내와 유사하게 고장이 발생한 설비개수를 기준으로 N-1 상정고장과 N-2이상의 상정고장으로 고장을 분류하고 있다. N-1 상정고장의 경우 정상상태와 비슷하게 운영되어야 하는 점에서 국내와 적용기준이 비슷하며, N-2 상정고장 이상의 심한 고장에 대해서는 구체적인 내용은 명시되어있지 않아 국내 다중고장 적용기준과 유사한 것을 볼 수 있다. 하지만 ESCJ의 규정이 의무적이지 않고 TSVIU의 내부규정을 적용한다는 점에서 N-2이상의 상정고장에 대해서는 계통운영자에게 선택권을 주었다고 볼 수도 있다. 계통을 평가하는 방법에 있어서는 정격/과부하 용량, 동기안정도, 전압안정도, 주파수유지에 대해 각각의 검토마다 정해진 상정고장들을 구체적으로 명시하고 있으며 고장으로 문제가 생길 경우 설비확충이 필요한 것도 명시하고 있다.

나. 영국

영국의 NGET의 상정고장 규정을 보면 계통 운영을 통해서 준수해야 하는 정상 운영기준을 명시하였고, 그 외에 특별한 경우에 대하여 준수해야 하는 조건부 운영기준을 따로 마련해두었다. 정상 운영기준에 해당하는 상정고장으로는 단일 송전선로 손실, 무효전력 보상설비 및 기타 무효전력 공급원 손실, 규모가 가장 큰 전력공급선로 손실, 계획단계에서 대비한 부분모선 손실이 있으며 이 때 공급용량 손실, 허용불가 주파수조건, 허용불가 1차 송전설비의 과부하, 허용불가 전압조건, 계통 불안정 등을 허용하지 않는다. 추가적으로 이중 가공선로 고장이나 모선 고장이 발생했을 때에는 1500MW이상 공급용량 손실, 허용불가 주파수조건, 1500MW이상의 송전망 공급 지점에 영향을 주는 전압조건, 고압송전망과 연결된 한 기 이상 발전기에서 불안정성 등을 허용하지 않는다.

조건부 운영기준에 해당하는 고장으로는 이중 가공선로 고장의 발생 가능성이 평소보다 매우 높은 상황, 송전망의 안정적 운영과 관련하여 경제적인 문제가 없는 상황, 고장을 해결하기 위한 계통운영방안으로 공급용량이 손실되지 않는 상황에서 고압 송전망의 이중 가공선로 고장을 의미하며 경제적인 손실이 크지 않은 경우에 300MW이상의 공급손실, 허용불가 1차 송전설비의 과부하, 허용불가 전압조건, 계통 불안정 등을 허용하지 않는다. 즉, 조건부 운영기준과 같이 경제성이 있고 상정고장발생확률이 높은 고장에 대해서 정상 운영기준보다 더욱 엄격한 기준을 명시하고 있다. 이처럼 고장이 난 설비개수가 아니라 고장이 주는 영향에 따라 상정고장을 분류하며 각 범주에 해당하는 상정고장 사례와 기준을 구체적으로 명시하였다.

추가적으로 적용기준과 관련해서는 고장 범주뿐만 아니라 초기 계통상태와 부하크기에 따라 기준을 세분화하고 있으며, 전압에 대해서는 고장에 따라 저전압, 고전압에 대해 보다 상세한 기준을 명시하고 있다.

다. 프랑스

<그림 1> N-k 규칙

프랑스에서는 모든 고장의 조합을 다룰 수 없고, 또 발생확률이 매우 낮은 고장에 대해 대비하는 것은 경제적 정당성이 없기 때문에 모든 종류의 상정고장에 대해 대처할 수 없다고 명시하고 있다. 따라서 사고의 발생 확률과 대처시 소모되는 비용, 계통 신뢰도의 관계를 종합적으로 고려해서 계통 내에서 안정적으로 규정을 준수해야 하는 위험상황들이 정해지고, 그 관계는 <그림 1>과 같이 N-k 규칙으로 표현된다. N-k 규칙은 “고장 발생 확률 x 공급차단 정도”를 기준 값으로 활용하여 고장을 분류한 체계이며, 기준 값을 바탕으로 허용 가능한 위험이 존재하는 영역 (zone 4), 허용 불가한 위험이 존재하는 영역 (zone 3), 허용 불가한 결과가 존재하는 영역 (zone 2), 계통운영자가 defense plan을 허용하는 위험 영역 (zone 1)의 4가지 영역을 분류한다. 고장은 발생가능성이 특정 확률보다  높은 고장은 dimensioning event로 분류하고 그 확률보다 낮은 고장은 non-dimensioning event로 분류하고 Dimensioning event의 경우 어느 영역에 포함되는지 확인하여 영역별로 사전적 대책을 마련하며 zone 1에 해당하는 non-dimensioning event의 경우 사전적 대책 대신 보호설비들의 자동적인 동작만으로 계통을 보호하는 것을 허용한다.

라. 북유럽

북유럽의 경우 <표 12>와 같이 고장 전 계통상태와 상정고장 범주에 따라서 상정고장 적용기준이 결정된다. 고장 전 계통상태는 총 7가지로 분류되며, 4가지의 정상운전 상태와 3가지의 비정상운전 상태가 있다. 비정상운전 상태는 정상운전 상태보다 발생할 확률이 매우 낮고 정상운전 상태와 동일한 기준을 적용하기 위해서는 더 높은 설비 투자비용을 유발한다. 따라서 두 상태에서 동일한 기준을 적용하는 것은 비효율적이라고 판단하여 비정상운전 상태에서는 보다 엄격하지 않은 기준을 적용하였다.

상정고장은 고장 발생 확률에 따라 분류되며 발생확률이 높은 단일고장은 FG1과 FG2로 분류되고 FG3은 상대적으로 적게 발생하는 단일고장과 자주 발생하는 이중고장이 포함된다. FG4와 FG5는 발생확률이 낮은 이중고장과 다중고장들이 포함되어 있다. 상정고장 분류체계에서 고장의 발생확률이 높을수록 관련 규정이 엄격해진다.

또한 발생가능성이 낮고 고장을 대처하는 비용이 높은 FG5의 경우 운영기준을 준수하기 보다는 전 계통 불안정과 정전이 발생할 수 있음을 명시하고 있다. FG5를 제외한 다른 고장범주의 경우 규정을 준수해야 하므로 계통운영자가 계통운영방안을 마련할 수 있도록 <표 13>과 같이 고장사례를 구체적으로 한정하였다.

<표 4-7> 북유럽 사고 후 운영기준 (NORDIC GRID CODE)

A. 안정한 계통 운영. 계통보호로 일부 지역 피해 및 제한적 운전 개입 B. 제어 조치 운영, 지역적 피해 C. 전 계통 불안정과 정전 A/B. 취약지역 고장발생시 피해는 B와 동일하나 그 외는 A일 경우 B/C. 목표는 B에 준하는 피해로 제한하는 것이지만 모든 고장에 대해서는 아님 ※고장 후 15분 동안 대응수단을 통해 운전상황은 조정됨 (외란 예비력 등)			고장 전 계통상태
			정상운전				주의 상태 운전	동요 상태 운전	비상 운전
			송전설비 정상가동	계획정비	일시적인 설비정지 및 조정운전		송전한계 초과/예비력 부족. 송전한계를 조정 및 운전/예비력을 최대 15분 내로 가동하여 계통 조정	송전한계 초과 및 예비력 부족	송전한계 초과 및 예비력 부족 부하차단 발생
			주요설비 운전정지 없음 PC0	병렬/직렬 설비 운전정지 PC1	병렬설비 운전정지 PC2	직렬설비 운전정지 PC3
고장 그룹	N-1 고장	직렬설비에 영향을 주지 않는 단일고장(FG1)	A	A	A	A	B/C	B/C	B/C
		직렬 설비에 영향을 주는 단일고장(FG2)				A/B			C
		특수 단일고장 및 빈번한 이중고장(FG3)				B		C
	연쇄 고장	동일 이벤트로 인한 이중고장(FG4)	B	B	B	C	C
		기타 다중고장(FG5)	C	C	C

<표 13> 북유럽 상정고장 분류체계

사고 그룹	고장 설비
FG1. 직렬설비에 영향을 주지 않는 단일고장	1.1 발전기 고장 1.2 변압기 고장으로 인한 부하 차단 1.3 분로 설비 고장 (커패시터, 리액터) 1.4 DC pole
FG2. 직렬설비에 영향을 주는 단일고장	2.1 송전선 1회선 고장 2.2 계통 변압기 고장 2.3 모선 고장 2.4 직렬 설비 고장 (직렬 커패시터 등) 2.5 DC pole
FG3. 특수 단일고장 및 빈번한 이중고장	3.1 송전선 1회선 고장 (빠른 재폐 없음) 3.2 모선 (국가 간 계통운영의 주요 모선) 고장
FG4. 동일 사건으로 인한 이중고장	4.1 선로 고장과 화력발전기 탈락 4.2 송전선 2회선 고장 4.3 사고 제거 시 차단기 또는 계전기 고장 4.4 발전기 2대 탈락 4.5 섹션 분리 차단기를 포함한 개소 4.6 DC 양극 4.7 동일한 경로를 가지는 두 개 송전선로 탈락
FG5. 기타 다중고장	5.1 독립적인 2개 설비 동시 고장 5.2 3개 이상의 설비 동시 고장

5. 현행 상정고장 체계 개선 방향

가. 상정고장 분류체계 개선(안)

해외사례를 살펴보면 <표 14>와 같이 의무적으로 기준을 준수해야 하는 상정고장 A와 선택적으로 규정을 준수해도 되는 상정고장 B로 분류한다. 이는 모든 상정고장을 대비하기에는 현실적인 한계가 있어 발생확률이 낮은 특정 상정고장에 대비하는 것은 합리적이지 않다고 판단하기 때문이다. 뿐만 아니라 세부적인 고장 분류기준을 활용하여 상정고장 A를 적용기준에 따라 추가적으로 분류하고 있다.

국내에서도 모든 상정고장을 대비하기에는 현실적인 한계가 존재하기 때문에 상정고장 A에 해당하는 고장과 상정고장 B에 해당하는 고장으로 분류하여 현실적인 한계 내에서 상정고장 A가 의무적으로 규정을 준수할 수 있도록 해야 한다. 따라서 설비개수가 아니라 해당 고장이 규정을 준수 여부에 대한 사회적 동의를 바탕으로 고장을 분류해야 하며 그러기 위해서는 <그림 2>와 같은 협의체를 구성해야 한다.

<표 14> 각국 상정고장 현황

고장범주	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
상정 고장A	P1	단일고장	고장1	Dimensioning events	FG1
	P2
					FG2
	P3
			고장2
	P4
					FG3
	P5
			고장3
	P6
					FG4
	P7
상정 고장B	극단적인 고장	N-2 이상 상정고장	-	Non- dimensioning events	FG5

<그림 2> 협의체 구성

하지만 현재에는 협의체를 마련할 수 없기 때문에 현행 분류체계와 해외사례를 비교하여 초안을 마련해야 하며 그 결과는 <표 15>와 같다. 해외와 마찬가지로 상정고장 A에 해당하는 사례를 한정하기 위해 “기타 단일설비 고장”, “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”이라는 표현을 제거하였다. 뿐만 아니라 미국과 마찬가지로 상정고장 B에 해당하는 다중고장에 대해서도 규정이 있기 때문에 “기타 3개 이상의 설비가 동시 정지”라는 표현을 제거하였다. 해외와 마찬가지로 개연성이 있는 고장사례를 명시하기 위해 동일 구조물 내에서 동시에 발생한 고장에 한해서만 이중고장으로 명시하였다. 차단기의 차단실패나 부분모선 고장의 경우 이중고장으로 해석되는 이유를 명시하였다. 다중고장과 관련해서는 현재 검토 사례들 중 발생빈도가 높은 고장사례를 포함시켰으며 이중고장과 마찬가지로 고장의 개연성을 고려하여 동일 구조물 내에서 동시에 발생한 고장에 한해서만 다중고장으로 명시하였다.

<표 15> 상정고장 분류체계 개선(초안)

고장 분류	고장 설비
단일고장	송전선 1회선 고장 변압기 1bank 고장 발전기 1기 고장
이중고장	하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장1) 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장1) 동일 발전소 발전기 2기 탈락 병행 2회선 가공송전선로 고장 전력설비 고장으로 인한 차단기의 차단 실패 부분모선 고장으로 인한 전력설비 탈락
다중고장	동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지 동일 발전소의 전 발전기 동시정지 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 고장 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장1)

1)동일 변전소에 접속된 설비에 한함

나. 상정고장 적용기준 개선(안)

해외 상정고장 적용기준을 살펴보면 <표 16>과 같이 3단계로 분류된다. 1단계는 설비를 충분히 확보하여 공급지장이 발생하지 않아야 하는 수준이며 2단계는 설비확충으로 경제적 한계가 있어 계통운영방안을 활용하여 공급지장을 최소화해야 하는 수준이다. 마지막 3단계는 설비확충 및 계통운영방안으로 현실적인 한계가 있어 대책을 마련하지 않고 보호설비에 의해 자동적인 동작을 허용하는 수준을 의미한다. 이에 추가적으로 계통운영상태를 고려하여 상정고장 적용기준이 적용하고 있다.

현행 단일고장 및 이중고장의 적용기준을 3단계 적용기준 대입하면 단일고장은 1단계에 해당되고 이중고장은 2단계에 해당되며 세부내용을 살펴보면 해외와 동일한 규정을 적용하는 것을 알 수 있다. 그러므로 단일고장 및 이중고장의 적용되는 기준은 합리적이라는 것을 알 수 있다. 다만 해외사례에서는 계통운영상태에 따라 다르게 적용한다는 점을 고려하여 국내에서도 <표 17>과 같이 계통운영상태에 따라 상정고장 적용기준을 다르게 제시하였다. 적용할 수 있다. 경계상태나 비상상태가 발생할 확률이 낮고 그 상태에서 정상상태와 동일한 기준을 적용하는 것은 경제적인 면에서 비효율적이기 때문에 더 완화된 기준을 적용하였다.

<표 16> 적용기준에 따른 상정고장 분류

적용기준	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
1단계	P1, P3	단일고장	고장12)	Dimensioning events3)	FG1~FG35)
2단계	P2, P4~P7	-	고장22)~ 고장32)		FG45)
3단계	극단적인 고장1)	-	-	Non- dimensioning events4)	FG55),6)

1) 상정고장에 대한 대안을 의무적으로 마련하지 않아도 되지만 계통영향력분석을 의무적으로 수행하여야 함

2) 고장1: 공급지장을 허용하지 않는 상정고장

고장2: 공급지장을 1500MW까지 허용하는 상정고장

고장3: 공급지장을 300MW까지 허용하는 상정고장

3) Zone2, Zone3에 해당되는 경우 Zone4를 준수할 수 있도록 대안 마련

4) Zone 1에 해당되며 보호설비들에 의해 자동 보호동작으로 계통이 보호되는 것을 허용함

5) 고장 전 계통상태에 따라 달라질 수 있음

6) 상정고장에 대해 대안을 의무적으로 마련하지 않아도 됨

<표 17> 계통운영상태를 고려한 계통운영기준

상정고장	정상상태	경계상태	비상상태
단일고장	1단계	2단계	3단계
이중고장	2단계	3단계	3단계

1단계: 장시간동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 함

2단계: 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 설비유지관리 강화 및 필요시 계통보강·계통운영방안 수립 등 필요한 대책을 수립·운영하여야 함

3단계: 비상상황으로 간주하여 비상시 급전지시나 계통 보호설비 자동 보호와 같은 사후적조치로 계통 안정을 유지시키는 것을 허용함

현행 다중고장 적용기준은 애매한 표현으로 인해 2단계 규정을 적용한다는 점에서 3단계 규정을 적용하는 해외사례에 비해서 과도한 규정이라고 볼 수 있다. 또한 신뢰도 고시 제 2조에 따르면 다중고장은 비상상황을 유발할 수 있는 원인이기 때문에 비상 급전과 같은 사후적조치를 통하여 계통 안정을 유지하는 것을 허용할 수 있는 명분이 있다. 따라서 애매한 표현을 사용하지 않으면서 다중고장이 비상시 급전지시나 보호설비의 자동 보호와 같은 사후적조치로 계통 안정을 유지시키는 것을 허용하도록 기준을 개정해야 한다. 그 결과 다중고장의 적용기준은 <표 18>과 같이 “계통에 미치는 영향력을 분석해야 한다.”라는 구체적 업무를 명시하고 해외만 마찬가지로 사전적 대책을 의무적으로 마련하지 않는 규정을 적용하였다.

<표 18> 다중고장 적용기준 변경 (안)

기존 신뢰도 고시 규정	제안한 신뢰도 고시 규정
765kV 및 345kV 계통은 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.	광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등 다중고장이 765kV 및 345kV 계통에 미치는 영향력을 분석해야 한다.

다. 다중고장 적용기준에 따른 세부운영지침

신뢰도 고시에 명시된 사항은 최소 의무사항이라는 점에서, 다중고장과 관련하여 계통운영자가 구체적으로 업무를 수행할 수 있도록 세부운영지침을 개발할 필요가 있다. 세부운영지침에 포함되는 내용들은 <표 19>와 같다.

<표 19> 다중고장 세부운영지침

다중고장 적용기준에 따른 세부운영지침

1. 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등 다중고장이 765kV 및 345kV 계통에 미치는 영향력을 분석해야 한다.

2. 전력거래소는 다중고장이 발생할 경우 “비상시 급전지시”에 부합하는 사후적 조치를 수행해야 한다.

3. 전력거래소는 상정고장 분류체계 개정 또는 설비확충 계획 수립시 기술적 자료로 다중고장 분석 자료를 제공한다.

다중고장 적용기준 및 세부운영지침에 의해서 전력거래소와 기타 기관과의 관계는 <그림 3>과 같이 정리된다. 세부운영규칙 3에 의해서 전력거래소는 상정고장 분석결과를 바탕으로 상정고장 분류체계에 대해 의견을 제시한다. 이후 협의체 구성원들과의 토의를 바탕으로 정부나 신뢰도 위원회에서 확정된 상정고장 분류체계를 결정한다. 이렇게 개정된 상정고장 분류체계로부터 전력거래소는 신뢰도 고시에 의해 단일고장과 이중고장에 대해서는 계통운영 방안을 수립하고 다중고장에 대해서는 상정고장 분석을 수행한다. 만일 실제로 다중고장이 발생하게 되면 전력거래소는 세부운영지침 2에 의해서 “비상시 급전지시”에 부합하는 사후적조치를 마련한다. 뿐만 아니라 세부운영규칙 3에 의해서 전력거래소는 다중고장 분석 결과를 바탕으로 해당 다중고장을 해소하기 위한 설비확충 방안을 전기사업자에게 전달하며 전기사업자는 전력거래소로부터 받은 설비확충 방안 및 설비확충 비용 등을 고려하여 해당 설비 설치여부를 결정한다.

<그림 3> 다중고장 세부운영지침에 따른 각 기관들의 역할

다중고장 적용기준 및 세부운영기준에 따른 각 기관들의 역할을 바탕으로 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임범위는 기존 체제와 비교하였을 때 <표 20>과 같이 변경된다. 전력거래소는 다중고장과 관련해서 사전적 대책을 마련하지 않아도 되면 고장 발생시 대응방안으로 사후적조치를 허용한다. 또한 예측하지 못한 다중고장이 발생하면 사회적 동의하에 분석하지 않아도 되는 고장이었으므로 사후적 조치를 잘 수행한다면 해당 고장에 대한 전력거래소에 책임이 크다고 판단할 수 없다. 이런 책임범위는 해외사례 3단계와 유사하며 합당한 수준이라는 것을 알 수 있다.

<표 20> 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임 범위

	기존 다중고장 관련 전력거래소 책임 범위	개선된 다중고장 관련 전력거래소 책임 범위
사전적 대책	모든 고장에 대하여 영향력을 의무적으로 분석해야 함	분류체계에 명시된 고장에 한하여 영향력을 의무적으로 분석해야 함
	모든 고장에 대하여 의무적으로 계통운영방안을 마련해야 함	사전적 대책을 마련하지 않아도 됨
고장에 대한 대응	단일고장 및 이중고장과 유사하게 사전적 대책을 바탕으로 고장에 대응해야 함	보호설비의 자동 보호동작 및 비상시 급전지시와 같은 사후적 조치로 대응이 가능함
예측하지 못한 고장 발생	해당 다중고장을 선정하지 않아 사전적 대책을 마련하지 못한 것에 대한 책임이 있음	상정고장 분류체계는 협의를 바탕으로 개정되므로 이에 동의한 모든 구성원들에게 책임이 있음

6. 결론

상정고장으로 발생한 광역정전이나 계통 불안정 등의 피해를 줄이기 위해 현행 신뢰도 고시에서는 상정고장 분류체계를 정의하고 각 상정고장 범주에 대해서 지켜야 할 적용기준을 명시하였다. 상정고장 분류체계의 경우 고장 난 설비개수라는 명확한 기준을 바탕으로 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 분류하였다. 단일고장과 이중고장의 경우 전압, 과부하, 안정도 등에서 문제가 발생하지 않아야 하지만 다중고장의 경우 모호한 표현을 사용하여 규정을 명시하고 있기 때문에 계통운영자의 자의적인 해석을 바탕으로 상정고장 검토를 수행하였다. 뿐만 아니라 다중고장을 선정하는 구체적인 기준이 없는 상황임에도 불구하고 다중고장 사례가 한정되지 않아 계통검토의 책임이 있는 계통운영자가 추가적으로 다중고장을 선정까지 책임지고 있었다.

현행 상정고장 체계를 개선하여 이런 문제를 해결하고자 본 연구에서는 해외사례들에 대하여 살펴보았다. 그 결과 해외의 경우 상정고장의 중요도에 따라 의무적으로 규정을 준수해야 하는 고장인 상정고장 A와 완화된 규정을 적용 받는 고장인 상정고장 B로 분류하는 것을 알 수 있었다. 뿐만 아니라 규정을 받는 상정고장 범주에 한하여 포함되는 사례들을 구체적으로 명시하였다. 적용기준과 관련해서는 계통운영상태에 따라 다양하게 적용하여 현실성이 있는 규정을 갖추었다. 또한 적용기준을 3단계로 분류하여 규정을 적용하였으며 3단계의 경우 사전적 대책 없이 사후적 조치로만 계통을 보호하는 것을 허용하였다.

이런 점을 고려하여 상정고장 분류체계와 관련해서는 설비개수를 기준으로 고장을 분류하는 것이 아니라 복합적인 기준 바탕으로 사회적 동의하에 규정준수여부를 결정하여 고장을 분류하기 위해 협의체를 바탕으로 분류체계를 수립하는 방안에 대하여 제시하였다. 적용기준과 관련해서는 단일고장과 이중고장에 대해서는 해외사례와 비교하였을 때 합리적인 기준이 적용된다고 판단하여 그대로 유지하였다. 다만 보다 세분화된 규정을 적용할 수 있도록 계통운영상태에 따라 적용기준을 달리 하였다.

마지막으로 애매모호한 다중고장의 적용기준을 개선하기 위해 “광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등 다중고장이 765kV 및 345kV 계통에 미치는 영향력을 분석해야 한다.”라고 구체적으로 정의하여 상정고장 분류체계에 명시된 다중고장들에 한하여 의무적으로 상정고장분석을 수행하도록 하였다. 이를 통해 해외사례와 유사한 수준의 다중고장 적용기준을 마련할 수 있었다. 다중고장 적용기준을 보조할 뿐만 아니라 계통운영자가 구체적으로 업무를 수행할 수 있도록 세부운영지침을 마련하였다. 이 세부운영지침에는 우선 신뢰도 고시에 명시된 비상상황에 대한 규정을 준수할 수 있도록 사후적 조치를 마련하는 사항을 포함하였다. 뿐만 아니라 이 분석결과가 전력거래소는 상정고장 분류체계 개정 또는 설비확충 계획 수립시 기술적 자료로 활용될 수 있도록 하였다.

이렇게 결정된 다중고장 적용기준 및 세부운영지침을 통하여 해외사례에 비해 지나치게 엄격한 규정을 적용받았던 다중고장에 대해 현실적인 분류체계와 적용기준을 제시하였으며 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임문제도 합당한 수준으로 제시하였다.

요  약  문

1. 제    목

다중고장 적용기준 개선을 위한 연구

2. 연구개발 기간 : 2014. 2. 7 - 2015. 2. 6 (12개월)

3. 연구개발 목적 및 필요성

□ 현행 신뢰도 고시에 따르면  N개의 설비로 구성된 전력계통에 N-k 고장(k=3∼N)과 같이 실현 불가능한 조건에 대해서도 대비책을 수립토록 해석 될 우려가 있는 등 다중고장 관련 규정의 적용기준이 매우 포괄적이고 모호하여 규정준수에 어려움이 있음

□ 이에 본 과제에서는 다중고장에 대비한 검토 항목의 임의해석을 방지하고, 계통운영자가 준비하여야 할 다중고장의 범위를 구체화하여 광역정전 예방에 최선을 기하고자, 다중고장 적용기준을 개선하고자 함

4. 연구개발 내용 및 범위

□ 현재 다중고장에 대비한 운영측면 대책 수립 상황 및 관련 근거 분석

- 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준과 전력시장운영규칙에 나타난 다중고장 분류체계 분석

- 다중고장 분류의 적절성 및 현실성 검토

□ 해외 유사기관의 다중고장 기준 및 다중고장 대비책에 대한 사례분석

- 해외 상정고장 분류체계에 대해 분석

- 해외 상정고장 분류체계 별 적용기준에 대해 분석

□ 상정고장 분류체계 신설, 분류체계별 적용기준 구체화 및 명시화

- 상정고장 분류체계 개선을 통하여 상정고장 사례에 대해 구체화

- 상정고장 분류체계별 적용기준에 대한 적절성 검토

- 이중고장 정의에 대한 현실성 검토

□ 전문가 자문회의를 통한 다중고장 적용기준에 대해 검토

- 해외사례를 분석하여 국내사례에 맞게 개선한 적용기준이 현재 국내계통에 잘 부합하는지에 대해 검토

- 상정고장 분류체계와 분류체계별 적용기준 변화의 필요성에 대한 공감대 형성

□ 연구과제로 도출된 개선된 기준의 적용 타당성 및 국내 계통 적용효과 분석

- 다중고장에 대한 정의를 개선하고 이에 해당하는 국내 다중고장 사례 선정

- 다중고장 파급효과 분석

- 다중고장 별 발생 시 지켜야 하는 기준 선정

□ 시장운영규칙 변경(안) 및 세부운영지침 신설(안) 수립

- 시장운영규칙 연구과제로 구한 개선(안)이 적용될 수 있도록 변경

- 보다 구체적인 (안)을 계통운영자가 시행할 수 있도록 세부운영지침을 마련

5. 연구개발결과 및 활용에 대한 건의

가. 주요 연구결과 요약 (요약보고서 별첨)

나. 활용에 대한 건의

□ 상정고장 분류체계 개선을 통한 현실적인 다중고장 분석체계 마련

□ 구체적이고 명료한 다중고장 적용기준 마련

□ 관련 규정 개정 및 다중고장 업무 관련 세부운영지침 신설

본 문

제 1장 서론

제 1절 연구개발의 배경 및 필요성

현행 신뢰도 고시에서는 안정된 계통운영을 위해 상정고장 적용기준들은 규정하고 있으며 다중고장도 이 규정에 의해 관리되고 있다. 현행 신뢰도 고시에 따르면 다중고장은 “①동일 철탑의 다회선 가공 송전선로 동시 정지, ②동일 발전소의 전 발전기 동시 정지, ③다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장, ④ 그밖에 고장시 전력계통 운영에 영향을 미칠 수 있는 3개 이상 설비의 동시 고장”으로 정의되어 있으며 관련 적용기준은 “765kV 및 345kV 계통은 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 검토를 할 수 있다.”라고 규정하고 있다.

고장이 발생한 설비개수를 기준으로 고장을 분류하는 현재 국내 상정고장 분류체계에 따르면 3개 이상 설비가 고장이 날 경우 다중고장으로 분류되기 때문에 지나치게 넓은 범위의 고장들이 다중고장에 포함된다. 예를 들어 N개의 설비로 구성된 전력계통에서 N-k 고장(k=3~N)의 경우 항목 ④에 의해서 다중고장으로 해석될 수 있다. 이는 N-N 고장과 같이 실현이 불가능한 조건에 대해서도 검토를 수행하여야 한다는 의미로 해석될 수 있기 때문에 다중고장을 검토해야 하는 전력거래소가 현실적으로 해결이 불가능한 고장에 대해서도 책임이 있다는 판단의 근거를 주고 있다.

또한 현실적으로 모든 고장을 검토할 수 없다는 점에서 실제로 고장을 검토할 때 고장 사례 한정해야 하지만 현생 신뢰도 고시에서는 다중고장을 선정하는 구체적인 기준도 명시하지 않았으며 다중고장 선정 주체도 명시하지 않았다. 그로 인해 실제 계통을 검토해야 하는 전력거래소가 다중고장 선정과 관련된 업무를 추가적으로 하고 있는데, 이런 상황은 전력거래소가 다중고장 선정과 관련된 책임이 있다는 명분을 주고 있다. 따라서 예상하지 못한 다중고장에 의해 광역정전이 발생할 경우 그 고장은 N-k고장에 포함되어 검토 대상이 되지만 전력거래소가 이를 선정을 하지 않았기 때문에 전력거래소의 책임이라고 판단될 수 있는 문제가 있다.

다음으로 다중고장 적용기준과 관련된 문제이다. 우선 “계통검토를 할 수 있다.”라는 표현은 명확한 업무를 지정하지 않는다. 계통검토가 설비계획을 보강하는 것인지 사전적 대책이 필요한 것인지 사후적 조치가 필요한 것인지에 대한 명확한 지시가 없어 적용기준을 준수하기가 어렵다. 또한 “필요시”라는 표현에서 필요한 경우에 대한 명백한 기준이 없어 상정고장 분류체계에서 정의된 모든 다중고장을 전력거래소가 검토해야 하는 책임이 있다. 마지막으로 “운영측면”이라는 표현은 다중고장 발생 시 모든 책임이 전력거래소에게 있다고 판단될 수 있는 표현이기 때문에 지양해야 한다.

이처럼 현행 체제에서는 다소 애매한 규정으로 인해 모든 다중고장을 대비하여 계통이 안정적으로 운영될 수 있도록 사전적 대책을 의무적으로 마련해야 한다는 해석이 가능하다. 하지만 이 규정은 현실적으로 준수하기 어려운 기준이다. 뿐만 아니라 다양한 다중고장 중 고장검토를 수행할 고장을 선정하는 업무부터 다중고장 검토의 범위까지 모두 전력거래소의 자의적 판단으로 결정되는 상황이기 때문에 고장이 발생하면 전력거래소의 책임이 크다고 판단될 수 있는 명분을 주고 있다.

본 과제는 이와 같이 다소 구체적이지 못한 다중고장 적용기준으로 인해 발생하는 문제점들에 대해 알아보고 이 문제점들을 해결하기 위한 구체적인 상정고장 분류체계(안)와 다중고장 적용기준의 개선(안)을 제시하였다. 이를 바탕으로 다중고장과 관련된 전력거래소의 객관적인 업무를 제시하고 다중고장에 대한 책임범위를 명확하게 설명하였다.

제 2절 연구목적 및 범위

본 연구는 단일고장, 이중고장과 달리 모호한 분류체계와 적용기준으로 인해 현실적으로 규정 준수가 어려운 다중고장에 대해 분류체계와 적용기준을 구체화하고자 하는 목적으로 수행되었다. 이를 통해서 다중고장과 관련된 기관들의 역할을 구체적으로 제시하여 다중고장으로 인해 광역정전이 발생하였을 때 전력거래소의 책임 범위에 대해 알아보았다.

이 목적을 달성하기 위해 본 연구는 우선적으로 현행 국내 상정고장 분석체계를 분석하고 해외 상정고장 분석체계에 대해서 분석하였다. 분석결과로부터 상정고장을 분류하는 기준을 수정하고 그로부터 상정고장 분류체계를 개선하였다. 또한 다중고장과 관련하여 구체적인 사례를 나열함으로써 다중고장 사례가 지나친 범위로 확대해석 되는 것을 방지하였다.

뿐만 아니라 해외 다중고장 적용기준으로부터 다중고장 적용기준이 나아가야 하는 방향을 찾았으며 국내 상정고장 체계의 현황을 고려하여 신뢰도 고시 속 다중고장 적용기준을 제시하였다. 다중고장과 관련된 계통운영자의 업무를 구체적으로 명시하기 위해 세부운영지침을 제안하였으며 세부운영지침으로부터 다중고장과 관련된 기관들의 역할에 대해 구분하고 전력거래소의 책임소재를 명확히 하였다.

제 2장  현행 상정고장 체계에 대한 분석

제 1절 국내 상정고장 분류체계

신뢰도 고시에 명시되어 있는 “신뢰도”란 전력계통을 구성하는 제반 설비 및 운영체계 등이 주어진 조건에서 의도된 기능을 적정하게 수행할 수 있는 정도로, 정상상태 또는 상정고장 발생시 소비자가 필요로 하는 전력수요를 공급해 줄 수 있는 “적정성”과 예기치 못한 비정상 고장시 계통이 붕괴되지 않고 견디어 낼 수 있는 “안정성”을 말한다. 이처럼 전력계통에서 신뢰도를 유지하기 위해서는 정상상태뿐만 아니라 상정고장이 발생하였을 때도 적정성과 안정성을 확보할 수 있도록 대비를 해야 한다. 따라서 현행 신뢰도 고시에서는 상정고장을 분류하고 각 상정고장에 해당하는 적용기준을 개발하여 전력계통에 상정고장을 발생하여도 신뢰도를 유지할 수 있도록 하고 있다.

상정고장 분류 체계를 파악하기에 앞서, 상정고장이라는 용어에 대한 정의를 먼저 알아볼 필요가 있다. 신뢰도 고시에 따르면 상정고장의 정의는 다음과 같다. “상정고장”이라 함은 전력계통에서 고장이 발생하여도 계통이 안정을 유지하도록 대비책을 수립하는데 필요한 가상의 단일 또는 다중의 전력설비 고장을 말한다. 더불어 신뢰도 고시에서는 고장 종류에 따라 다음과 같은 용어를 활용하여 상정고장을 분류하고 있다.

“단일고장”이라 함은 송전선 1회선 고장, 변압기 1 Bank 고장, 발전기 1기 고장, 그밖에 고장시 전력계통 운영에 영향을 미칠 수 있는 1개 설비의 고장을 말한다.

“이중고장”이라 함은 송전선 1회선 고장 및 변압기 1 Bank 고장, 송전선 1회선 고장 및 발전기 1기 고장, 발전기 2기 탈락, 병행 2회선 가공송전선로 고장, 차단기의 차단실패 및 부분모선(Bus Section) 고장, 그 밖에 고장시 전력계통 운영에 영향을 미칠 수 있는 2개 설비의 동시고장을 말한다.

“다중고장”이라 함은 동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지, 동일 발전소의 전 발전기 동시 정지, 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장, 그 밖에 고장시 전력계통 운영에 영향을 미칠 수 있는 3개 이상 설비의 동시고장을 말한다.

위의 정의에서 알 수 있듯이 국내 상정고장 분류는 고장이 발생한 설비개수를 기준으로 활용하여 한 개 설비 고장, 두 개 설비 고장, 두 개 이상 설비 고장으로 분류되어있다. 위 내용의 상정고장 분류 체계를 정리하면 <표 2-1>과 같다.

<표 2-1> 전력계통 상정고장 분류체계

고장 분류	고장 설비
단일고장	송전선 1회선 고장 변압기 1bank 고장 발전기 1기 고장 기타 단일설비 고장 등
이중고장	하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장 동일 발전소 발전기 2기 탈락 병행 2회선 가공송전선로 고장 기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장 차단기의 차단실패 및 부분모선 고장 등
다중고장	동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지 동일 발전소의 전 발전기 동시 정지 기타 3개 이상의 설비가 동시 정지 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장

전력계통 신뢰도 유지를 위해서 전력계통 운영방안 마련의 주체인 전력거래소에서는 <표 2-1>에 명시된 단일고장, 이중고장, 다중고장에 해당하는 고장에 대해서 계통운영기준을 준수하는지 검토를 하고 있다. <표 2-2>는 단일고장 중 송전선 1회선 고장, 변압기 1bank 고장 검토 예시이다. 우선 단일고장에 해당하는 설비를 선정한다. 다음으로 해당 설비 고장 시 계통운영기준을 위배하는 상황이 발생하는지 확인한다. 만약 계통운영기준을 위배하는 상황이 발생하면 그것을 해소하기 위한 조치 방안을 마련한다.

<표 2-2> 단일고장 검토 예시

상정고장 설비	과부하(과전압) 발생개소	조치 방안
345kV 양주중부#1,2T/L 중 1회선	□ 345kV 양주중부T/L 잔여선로: 108%	① 154kV 신사반포#1,2T/L 투입 ② 동빙고S/S 모선통합 ③ 154kV 동빙고반포#1,2T/L 개방
345kV 신광주S/S#2~4M.Tr 중 1대	□ 345kV 신광주S/S #1M.Tr: 111%	① 계림 S/S 154kV 모선 섹션분리

단일고장을 검토하는 것과 마찬가지로 이중고장에 대해서도 동일한 검토가 이루어진다. <표 2-3>은 이중고장 중 병행 2회선 가공송전선로 고장 검토 예시이다. 이중고장에 해당하는 상정고장 설비를 선정하고, 계통운영기준을 벗어나는 개소를 찾아서 그것을 해소하기 위한 조치 방안을 마련한다.

<표 2-3> 이중고장 검토 예시

상정고장 설비	과부하(과전압) 발생개소	조치 방안
154kV 양주쌍문#1,2T/L 2회선	□ 154kV 옥인운니#1,2T/L: 140% □ 154kV 원남미아#2T/L: 104%	① 154kV 창동쌍문#1,2T/L 투입 ② 154kV 미아원남#1,2T/L 개방
345kV 신파주양주#1,2T/L 2회선	□ 345kV 양주 S/S #3M.Tr: 111%	① 양주S/S #2M.Tr 154kV #1BUS→#2BUS로 절체

마지막으로 다중고장에 대해서도 계통운영기준을 준수하는지 검토가 이루어진다. 단일고장이나 이중고장과 달리 다중고장의 경우 명확하게 명시된 고장 사례가 3가지 밖에 없지만 고장이 발생한 설비개수로 고장을 분류하면 단일고장과 이중고장을 제외한 모든 고장이 다중고장으로 포함된다. 이렇게 광범위하게 해석된 다중고장을 현실적으로는 전부 분석할 수 없기 때문에 전력거래소에서는 다중고장 검토 시 계통운영 경험을 바탕으로 고장을 한정하고 그에 해당하는 모든 설비고장에 대해서 검토한다. 현재 전력거래소에서는 총 4가지 다중고장 사례에 한하여 아래와 같이 검토를 수행하고 있다.

- 대단위 발전소 연계송전선로 고장 + 추가 선로 고장

해당 다중고장 분석 목적은 대단위 발전소 연계 송전선로 고장 정지시 설비의 추가 고장에 대비하기 위해 수행하여야 할 조치사안을 사전에 수립하여, 위기상황 발생시 신속하게 대처하고 안정적인 계통운영을 도모하는 것이다. 현 계통을 구성하고 있는 대단위 발전소는 9개가 있으며 각 발전소는 다회선 회로로 구성된 송전망을 통해서 전력을 전달한다. 대단위 발전소 연계선로 중 2회선 이상 선로가 고장이 발생하면 계통 조치에 의해서 계통운영상태가 변경이 되고 그로 인해 추가 고장이 발생할 가능성이 높은 취약선로들이 발생한다. 여기서 취약선로가 고장이 발생한다면 3회선 이상 고장이 발생하였기 때문에 다중고장이라고 볼 수 있으며 이를 대비해 사전조치 방안을 마련하는 것이다. 계통 검토 시 여름철 전력계통을 구성하여 고장시 송·변전설비 정격용량의 100% 이내 유지 여부 및 발전기 동기유지 여부를 검토한다. 우선 대단위 발전소 연계선로 고장에 대해서 조치방안을 마련하며 다음으로 추가고장에 대한 조치방안을 마련한다. 이를 통해 발전소 연계선로 고장발생시 추가고장에 대비하여 신속하게 조치할 수 있고, 비상상황 발생시 급전원은 검토내용을 참고하여, 실제 전력계통 상황에 맞게 재검토 후 적용할 수 있다. 아래 <표 2-4>는 검토결과의 한 예시로 대단위 발전소인 한울원자력 발전소를 연계하고 있는 345kV 동해-한울NP #1,2T/L 2회선 선로와 그 고장으로 발생할 수 있는 취약선로들의 추가적인 고장들을 분석한 예이다. 이 고장으로 인해 과부하나 과도안정도 위배 등이 발생하게 되고 계통 신뢰도를 준수하기 위해 SPS나 발전력 제약 등을 활용한 사전조치를 마련하였다.

<표 2-4> 대단위 발전소 연계송전선로 고장 중 추가고장 검토 예시

고장정지 선로	추가고장대비 조치방안
345kV 동해-한울NP #1,2T/L 2회선	구분	추가 고장시 취약선로	사전 조치사항
	과부하	○신태백-신가평#1,2T/L 2회선	①SPS 모드 절체 - 43G : 5-1RUN→6RUN ②한울#1~6 잔여 5대 출력합계 4,696MW 이하 운전
	과도 안정도	○신태백-신가평#1,2T/L 2회선 ○신태백-한울NP2#1,2T/L 2회선 ○신영주-한울NP2#1,2T/L 2회선 ○신태백-한울NP2#3,한울NP3T/L 2회선 ○신태백-한울NP2#3,한울NP3T/L 1회선 ○신태백-한울NP2#1,2T/L 1회선

- 수도권 전력공급 융통선로 고장 + 추가 선로 고장

해당 다중고장의 검토 배경은 여름철 최대부하 계통에서 수도권 융통선로 1회선 혹은 2회선 정지 중 송전선로 추가고장에 대비한 계통 안정운영대책을 사전에 수립하기 위함이다. 수도권 융통선로는 총 6개가 있으며 이 융통선로가 정지될 경우 해당 송전선로에 흐르던 조류가 잔여 융통선로로 우회하게 되어 취약선로가 발생하게 되어 추가정지가 발생할 수 있다. 이는 3회선 이상 선로가 정지되는 경우이므로 다중고장이라고 볼 수 있다. 이 다중고장으로 인한 계통 신뢰도가 저하되는 것을 막고자 융통전력 한계량 재설정 등의 적절한 후속대책을 수립하여 계통운영을 마련하고 있다. 계통 검토 시 여름철 전력계통을 대상으로 변전소별 정격 차단용량 초과 여부와 송·변전설비 정격용량 유지 여부를 검토하며 120%이상 과부하 개소에 대한 대책방안을 수립한다. <표 2-5>는 검토결과의 한 예시로 신서산-서안성 송전선 1회선 정지로 인해 765kV 신태백-신가평 송전선 2회선이 추가적으로 고장이 발생한 경우 조치방안에 대해 마련한 예이다. 융통조류로 인해 과부하가 발생하여 양양 양수발전 을 감발하고 이천 모선을 분리하여 운행한다. 그로 인해 해당과부하를 해결한다.

<표 2-5> 수도권 전력공급 융통선로 추가정지 검토 예시

고장

신서산-서안성T/L 1회선 정지(기본 고장)

765kV
신태백-
신가평T/L2회선 고장

□과부하 설비 및 조치사항

설비명	부하율(%)	설비명	부하율(%)
가남-왕암#1,2	118.8	상남-인제#1,2	108

① 양양양수 감발 : 250MW

② 154kV 이천S/S 모선 분리

변전소	모선 구성
이천S/S	#1 모선: 가남-이천#1,2T/L #1~#5 M.Tr, S.C(110MVAr)
	#2 모선: 잔여설비 및 하이닉스 부하

□조치 결과

설비명	부하율(%)	설비명	부하율(%)
가남-왕암#1,2	69	상남-인제#1,2	90

- 동일철탑 4회선 이상 다중고장

해당 다중고장의 목적은 태풍, 산불 등으로 인한 동일철탑 4회선 이상 다중선로 동시고장에 대비하여 사전에 문제점을 도출하고 이에 대한 대책을 수립하여 전력계통 안정운영에 만전을 기하는 것이다. 345kV이상 동일철탑 4회선 송전선로는 총 89개소에 설치되어 있으며 345kV이상의 경우 해당 고장이 현재까지 발생하지 않았다. 다만 154kV 송전선로에서만 간헐적으로 해당 고장이 발생했다는 점에서 검토를 수행하고 있다. 검토대상은 89개소 중 교차철탑 25개소를 제외한 64개소를 검토하고 있다. <표 2-6>은 검토결과의 한 예시로 345kV 신가평-의정부 2회선과 345kV 신강평-미금 2회선에 동시에 고장이 발생한 경우이다. 고장으로 인해 과부하가 발생하고 계통 신뢰도를 준수하기 위해 발전기를 기동하거나 최대출력을 증발시켜 공급을 안정시키고 조상설비를 활용하여 수도권 전압을 유지시키는 등 상세한 계통운영 방안을 마련하였다.

<표 2-6> 동일철탑 4회선 이상 다중선로 고장 검토 예시

고장선로	과부하 발생 내용 및 조치사항 요약
345kV 신가평-의정부#1,2 345kV 신가평-미금#1,2	■ 문제점 □ 345kV 동서울-미금 T/L 135% 과부하 □ 345kV 신용인-동서울 T/L 137% 과부하 □ 동서울S/S #1,3MTr 139% 과부하 ■ 조치절차 요약 ※ 일산C/C, 파주열병합, 서울T/P, 한강계H/P 기동 및 최대출력까지 증발 (단, 소양강HP-춘천T/L 과부하시에는 소양강 HP 출력 감발) ※ 조상설비 전량 활용하여 수도권 전압 유지 ①345kV 신의정부-미금#1,2T/L 개방 ②동서울S/S 345kV 모선 통합 ③154kV 미금-덕소#1,2T/L 개방, 구의-광장#1,2T/L 투입 -구의-광장1회선 투입시 잔여회선 과부하 발생 우려되므로 신속한 조작 필요함 ④345kV 포스코CC-서인천#2T/L 및 포스코-인천TP#2 T/L 투입 ⑤신김포S/S 345kV 모선통합 및 서인천신인천CC모선통합 위 ①~⑤ 조치 시행 후, 345kV 동서울-미금 T/L 104%, 345kV 신용인-동서울 T/L 80%, 동서울S/S #1,3MTr 75%로 감소. 동서울-미금 T/L의 과부하 지속시에는 미금계 부하 200MW 차단 ※ 위 조치 ①~③은 순차적으로 진행하고, ④, ⑤ 및 발전기 증발 조치는 순서와 무관하므로 병행 진행 가능함 ※ 조치 ④, ⑤로 인천지역 고장전류 초과시에는 인천지역 일부 발전기 정지

- 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 다중고장

해당 다중고장 분석은 전력구내에 3회선 이상의 지중송전선 다중고장시 계통영향을 분석하고, 계통복구방안을 사전에 수립함으로써 고장시 신속한 복구를 시행하고 광역정전을 예방하는 것을 목적으로 한다. 345kV 3회선 이상 전력구내 다중선로는 총 34개가 있으며 비록 고장으로 인한 공급지장은 미미하였으나 과거 화재로 인해 전력구내 선로가 고장이 발생하였다는 점에서 해당 고장에 대한 검토를 실시하고 있다. 검토는 병행 송전선 동시 고장상황과 동일한 조건으로 수행한다. <표 2-7>은 검토 결과의 한 예시로 서울 지역본부에 있는 345kV 미금-성동 4회선 송전선로가 고장 난 상황이다. 수도권 지역은 부하가 크기 때문에 사고로 인한 심각한 전압붕괴가 예상되며 부하차단 후 복구하는 방향으로 운영방안을 마련하였다.

<표 2-7> 전력구내 다중선로 고장시 영향 검토 예시

고장 선로	발생현상 및 조치방안
345kV 미금-성동 #1,2,3,4T/L 고장	○발생현상 : 전압붕괴(조류발산) - 154kV 군자-성동#1,2,3T/L 224~322% 등 다수선로 심각한 과부하 발생 ○조치방안 : 종로S/S 등 12개 변전소 1,090MW 부하차단 후 복구 절체 시행 - 성동계 부하를 의정부, 미금, 양주, 중부계로 절체 · 의정부계(용두,마장,왕십리,종암,휘경)로 459MW 절체 · 미금계(광장)로 81MW 절체 · 양주, 중부계(서소문,중앙,방산,신당,한남,종로,흥인)로 612MW 절체 ※부하 우선순위에 의거 정전 부하 공급하고 필요시 배전부하 절체

분석대상으로 선정한 다중고장 사례를 살펴보면 해당 조류의 규모가 커서 고장시 계통의 신뢰도에 크게 영향을 미칠 수 있는 대단위 발전소 연계선로나 대규모 부하를 연결하는 수도권 융통선로에서 발생하는 다중고장이 있다. 또한 고장이 발생한 적이 있는 동일철탑 4회선이상 고장이나 전력구내 다중선로 고장도 검토하고 있다. 이처럼 다중고장과 관련하여 계통 신뢰도를 준수하기 위해 계통운영 경험을 바탕으로 전력거래소가 고장을 선정하고, 고장의 영향력을 분석하고, 사전적 대책을 수립하고 있지만, 고장이 발생한 설비개수로 상정고장 체계를 분류하는 국내 상황과 연관 지어 생각하면 이런 다중고장 검토현황은 다소 부족하다고 판단할 수 있다.

위 다중고장 검토 내용을 보면 다중고장 중 크게 네 가지 사례에 대해서만 계통 영향력을 분석하여 과부하 등의 계통유지기준을 벗어날 경우 검토를 진행한다. 하지만, 네 가지로 다중고장 항목을 선정하는 것에 있어서 객관적인 기준이나 체계가 갖추어져 있지 않기 때문에 위의 분류에 대한 다중고장 분석의 명분이 부족하다. 동일철탑 4회선이상 다중선로 고장의 경우 명시되어 있기 때문에 명분이 있으나 기타 다중고장 분석에 대한 당위성이 다소 부족하다고 판단될 수 있다. 또한 예측하지 못한 3개 이상 설비의 동시 고장으로 인해 광역정전이 발생한 경우 이와 같은 분류체계 내에서는 다중고장으로 포함되기 때문에 해당 고장을 선정하지 못한 전력거래소가 책임이 다하지 않았다고 판단될 수도 있다. 이 외에도 고장이 발생한 설비개수만으로 고장을 분류하는 것은 고장설비의 특성이나 계통상황 등을 고려하지 못하는 등 다른 문제점들이 존재한다. 이에 대해서는 제 5장 제 1절에서 보다 자세히 알아보았다.

제 2절 국내 상정고장 적용기준

국내 전력시장운영규칙에 따르면 전력계통 안정유지 대책수립을 위한 계통검토 시 검토항목으로 고장용량, 과부하, 저전압, 과도안정도, 전압안정도를 선정하였으며, 필요시 미소신호안정도의 추가 검토가 가능하다고 명시하였다. 이는 정상상태에서는 전압, 과부하에 대해서 분석하고 과도상태에서는 안정도를 분석하고 있다고 볼 수 있다.

우선 전압 기준은 국내 송전계통 전압레벨에 따라 154kV, 345kV, 765kV 각각에 대해 정상운전시 전기사업자 및 전력거래소가 전력계통에서 유지하여야 할 전압조정목표가 있고, 각각의 전압 최대·최소 유지범위가 있다. 구체적인 수치는 <표 2-8>과 같다.

<표 2-8> 전압레벨에 따른 전압유지범위

전압레벨(kV)	전압조정목표(kV)	최소·최대 전압(kV)
765	745~785	726~800
345	336~360	328~362
154	156~164(중부하시) 153~161(부하변동시) 153~160(경부하시)	139~169

<표 2-9> 과부하 기준

설비용량(%)	기준
100%미만	평상시 유지 기준
100%~120%	고장발생 시 허용 범위
120%~150%	고장발생 시 이 범위에 들어갈 경우 120%미만으로 복구시키는 운영방안을 마련해야 함
150%이상	고장에 의해서 발생하지 않아야 함

과부하는 설비의 수명을 단축시키거나 과부하 지속시간을 고려한 설비별 단시간 허용전류(정격의 120~150%수준)로써 계통검토시 안정유지기준으로 적용된다. 그에 따라 표 2-9와 같이 정상상태에서는 100%미만을 유지해야 하며 고장 발생 시 100%~120%까지 유지해야 한다. 120%~150%가 되면 규정에 따라 120%미만으로 복구시켜야 하며 150%이상은 허용하지 않는다.

안정도에 대한 기준은 345kV 이하 계통과 765kV 계통에 대해 계통검토시 적용하는 고장 종류와 고장 제거시간, 차단 실패 시간, 재폐로 시간, 안정도 판단 방법 등이 전력시장운영규칙에 명시되어 있고 이를 고려하여 시뮬레이션을 수행한다. 안정도에 대한 자세한 내용은 <표 2-10>과 같다.

<표 2-10> 안정도 기준

고장종류	- 345kV 이하 계통 : 3상 단락고장, 필요시 1선 지락고장 - 765kV 계통 : 3상 단락고장, 필요시 1선지락고장, 단순개방
고장제거 시간	- 345kV 이하 계통 : 6cycle - 765kV 계통 : 5cycle
차단 실패	설비별 동작시간(10~20cycle)
재폐로 시간	선로별 조정된 재폐로 시간(0.4~3s)
안정도 판단 방법	계통 발전기의 위상각 차 발산여부

<표 2-11> 전력계통 안정유지 기준

계통 종류	안정성 유지 기준
154kV 방사상 계통	단일고장시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다.
154kV 주요 간선계통	이중고장이 발생하더라도 발전기 정지나 대규모 공급지장 또는 주요 간선계통에 고장파급이 확대되지 않도록 하여야 한다.
345kV 방사상 계통	단일고장시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다. 이중고장시 대규모 공급지장이 발생한 경우 단시간 내 부하절체 등의 방안을 수립·운영하여야 한다.
345kV 주요 간선계통	단일고장시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다. 이중고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 하여야 하며, 필요시 고장파급방지장치 설치 및 발전력 조정 등의 운영대책을 수립하여야 한다. 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.
765kV 계통	단일고장시 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 한다. 이중고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 설비유지관리 강화 및 필요시 계통보강·계통운영방안 수립 등 필요한 대책을 수립·운영하여야 한다. 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.

앞서 언급한 세 가지 안정유지 기준은 상정고장 분류체계와 국내 송전계통 전압레벨에 따라 각각 다르게 적용된다. 상정고장 분류체계에 의해 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 나뉘고, 전압레벨 분류에 의해 154kV 방사상 계통, 154kV 주요 간선계통, 345kV 방사상 계통, 345kV 주요 간선계통, 765kV 계통으로 나뉘고 각각에 전압, 과부하, 안정도의 기준이 적용된다. 상정고장에 대한 운영기준을 정리하면 <표 2-11>과 같다. 우선 단일고장시 154k, 345kV, 765kV 계통에 대해서는 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 해야 한다. 즉, 단일고장의 경우 고장으로 인해 해당지역에 일시적인 부하차단이 발생할 수 있지만 장시간 동안의 공급지장은 허용하지 않고 있다.

이중고장시 154kV 계통에서는 발전기 정지나 대규모 공급지장 또는 주요 간선계통에 고장파급이 확대되지 않도록 해야 한다. 345kV 방사상 계통에서는 대규모 공급지장이 발생한 경우 단시간내 부하절체 등의 방안을 수립·운영하여야 하며, 345kV 주요 간선계통에서는 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장 파급확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 해야 하며, 필요시 고장파급방지장치 설치 및 발전력 조정 등의 운영대책을 수립해야 한다. 그리고 765kV 계통에서는 이중고장시 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 설비유지관리 강화 및 필요시 계통보강·계통운영방안 수립 등 필요한 대책을 수립·운영해야 한다. 이중고장도 단일고장의 경우와 마찬가지로 전압, 과부하, 안정도의 측면에서 발생해서는 상황들이 명시되어있으나 단일고장과 달리 때에 따라서 부하절체, 고장파급방지장치 설치 등 일정 규모의 공급지장이 발생할 수 있는 다양한 계통운영 방안을 허용하고 있다.

마지막으로 다중고장시에 대한 내용은 345kV 주요 간선계통과 765kV 계통에서만 명시되어 있으며 그 내용으로는 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다고 되어있다. 다중고장에 대한 내용은 앞선 단일고장과 이중고장과는 다르게 전압, 과부하, 안정도의 세 가지 안정유지 기준에 대한 내용이 명시되어있지 않다. 단일고장과 이중고장은 모두 전압, 정격용량, 안정도가 계통운영기준을 벗어나지 않아야하기 때문에 이에 대한 사전적 대책을 수립하도록 명시하고 있지만, 다중고장의 경우는 계통 검토를 권장하고 있으면서도 검토내용으로 사전적 대책을 마련해야 하는지 사후적 조치를 취해도 되는지 설비확충을 제안하는 것인지에 대한 구체적인 업무를 명시하지 않았다. 그로 인해 <표 2-4> ~ <표 2-7>에서와 같이 계통운영자의 자체적인 판단에 따라 이중고장 규정을 만족하도록 다중고장에 대한 사전적 대책을 마련하고 있다.

위와 같이 다중고장의 경우는 전력계통 안정유지 기준에 명시된 내용이 모호하여 계통운영자 측면에서의 주관적인 해석이 가능하고, 상세 하위 규정이 없어 객관적인 업무를 판단할 수 없다. 뿐만 아니라 다중고장에 의한 광역정전이 발생하더라도 책임 및 권한에 대해 정의가 되어있지 않아서 책임소재가 불투명하다. 다중고장은 명확한 규정이 없기 때문에 이중고장과 같은 규정으로 사전적 대책을 마련하고 있으나 다중고장이 발생할 가능성을 고려하였을 때 이에 대해 대비하는 것은 경제적인 부담이 크고 비효율적인 계획이 될 수 있고, 현실적으로 불가능한 상황까지 대비해야 할 수도 있다. 이에 대해서는 제 5장 제 2절에서 보다 자세히 알아보았다.

제 3장 미국 상정고장 체계에 대한 분석

제 1절 미국 상정고장 분류체계

국내의 경우 상정고장이 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 고장이 발생한 설비의 개수에 따라서 3가지로 분류한다는 것을 살펴보았다. 이와 달리 미국의 경우는 고장이 발생한 설비개수뿐만 아니라 다양한 기준을 고려하여 보다 구체적인 상정고장 분류체계를 갖추었다.

<그림 3-1> 미국의 신뢰도 관리체계

이렇게 다양한 기준을 적용하여 구체적으로 상정고장을 분류하는 것은 미국의 전력산업구조와 관련이 있다. 단일 송전사업자와 단일 계통운영자로 구성된 국내 전력산업구조와 달리 미국은 다양한 계통운영자와 다양한 송전사업자가 해당지역 및 연계지역의 전력수급을 담당한다. 전력 계통구조는 지역마다 다르기 때문에 해당지역에 따라 다른 신뢰도 관리기준을 적용해야 하지만 대부분 지역끼리 계통이 연계되어 있기 때문에 이를 통합할 수 있는 관리기준도 필요하다. 이를 위해 미국은 <그림 3-1>과 같은 신뢰도 관리체계를 구축하였다. 정부기관인 FERC(Federal Energy Regulatory Commission)으로부터 신뢰도 관리에 대한 권한을 부여받은 NERC(North American Electric Reliability Corporation)가 통합된 신뢰도 관리 기준을 개발하고 있으며 지역적인 특색을 고려하기 위해서 NERC 기준을 바탕으로 해당지역 신뢰도 관리기구가 추가적으로 기준을 개발하고 있다. 또한 신뢰도 기준을 준수하고 있는 해당지역 계통운영자(ISO: Independent System Operator)는 NERC와 지역신뢰도 관리기구의 신뢰도 기준과 부합하는 세부운영지침을 개발하여 이를 수행하고 있으며 전기사업자도 계통운영자의 관리에 의해 해당 규정을 준수하고 있다.

이러한 신뢰도 관리체계로부터 상정고장 분류체계를 유추해보면 먼저 NERC에서 모든 지역에 구성원들이 수긍할 수 있는 가장 근본적인 상정고장 분류체계를 제정하는 것을 알 수 있다. 그리고 NERC에서 제정한 상정고장 분류체계를 바탕으로 지역신뢰도관리기구나 계통운영자가 해당 계통에 부합하는 상정고장을 추가하여 검토하는 구조인 것이다.

따라서 우선 NERC에서 제정한 상정고장 분류체계를 알아볼 필요가 있다. <표 3-1>은 최근 NERC에서 개정한 상정고장 분류체계를 보여준다. 해당고장은 신뢰도 관리기준을 준수해야 하는 고장들이기 때문에 해당고장이 발생하더라도 계통은 안정도를 유지해야 하며 연쇄고장이 발생하지 않아야 한다. 또한 고장이 발생하지 않은 경우를 제외하고는 설비 손실로 인해 해당지역에 일시적으로 발생하는 발전 손실이나 부하손실을 허용하고 있다. 국내와 마찬가지로 전압 위배, 과부하, 안정도 위배를 허용하지 않는다.

신뢰도 기준을 준수해야 하는 고장의 범주는 크게 보면 고장이 발생한 설비개수를 바탕으로 단일고장과 다중고장으로 분류되는 것을 알 수 있다. 이는 국내 상정고장 분류체계에서 단일고장과 이중고장을 분류한 것과 유사하지만 보다 세분화된 기준을 바탕으로 고장을 추가적으로 분류한다. 우선 초기상태를 고려하여 다중고장을 세분화하였다. 이는 계통상태에 따라서 같은 고장이어도 다른 고장으로 분류될 수 있음을 의미한다. 다음으로 발생한 고장이 3상고장인지 단상지락고장인지 혹은 고장제거가 정상제거인지 지연제거인지에 따라서도 고장이 분류된다. 그리고 국내와 유사하게 전압레벨에 따라서도 다른 기준을 적용하고 있다. 이런 세분화된 기준을 통해서 고장을 분류하면 고장 난 설비개수로 고장을 나눌 때보다 더 구체적으로 고장을 분류할 수 있다. 예를 들어 차단기 실패로 지연제거가 발생할 경우 단일설비고장이지만 국내도 NERC도 단일고장으로 분류하고 있지는 않다. 국내의 경우 설비개수로 분류하기 때문에 차단기 고장이 단일고장이 되지 않는 이유를 설명하기 어렵다. 하지만 NERC의 경우 지연 제거를 고장분류기준으로 활용하고 있기 때문에 지연제거로 인해 단일설비 고장이지만 다수의 설비가 탈락할 수 있음을 인정하고 있어 다중고장으로 분류가 되는 설명이 가능하다.

뿐만 아니라 NERC의 상정고장 분류체계는 국내 다중고장과 마찬가지로 <표 3-2>와 같이 추가적으로 극단적인 고장을 분류하고 있다. 극단적인 고장은 <표 3-1>에 정의된 고장과 다른 운영기준을 적용받는 고장으로 국내와 달리 설비개수뿐만 아니라 고장의 발생 빈도, 계통 영향력, 고장해결 비용 등을 고려하여 분류된 고장체계이다.

정리하면 미국의 상정고장 체계는 P0부터 P7까지 8가지의 분류 체계 및 극단적인 고장에 대한 분류 체계를 갖고 있지만, 국내 상정고장 분류체계와 비교하여 크게 세 가지의 분류 체계로 나눌 수 있다. 첫 번째는 단일고장(Single Contingency)으로 우리나라의 분류 체계와 같이 하나의 설비에 고장이 발생한 경우를 말한다. 두 번째는 다중고장(Multiple Contingency)이다. 다중고장은 국내 이중고장과 유사한 고장 사례들이 많이 포함된 것을 볼 수 있다. 마지막으로 극단적인 고장(Extreme Contingency)으로 국내 다중고장과 유사한 사례들이 많이 포함된 것을 볼 수 있다.

개정 전 상정고장분류체계와 비교하면 국내 상정고장 분류체계와 더 유사한 것을 알 수 있다. <표 3-1>과 <표 3-2>의 상정고장 분류체계는 2013년 12월 23일 이후로 NERC를 통해서 배포된 것으로 이전의 상정고장 분류는 전체의 고장 상태를 4개의 범주(Category)로 나누는 분류법을 사용하였다. 이 4개의 범주에는 정상상태(Category A), 단일고장(Category B), 다중고장(Category C), 극단적인 고장(Category D)으로 나누어진다. 새로운 상정고장 분류 체계와 이전의 상정고장 분류 체계는 <그림 3-2>를 통해 이해할 수 있다. 국내 사례와 분류체계를 비교하면 정상상태가 Category A, 단일고장이 Category B, 이중고장이 Category C, 다중고장이 Category D의 포함될 것이다. 하지만 이 네 개의 범주로 분류된 상정고장 분류체계는 구체적이지 못해 NERC 회원사들이 상정고장 관련 업무를 수행하는데 어려움이 있다는 의견이 있었다. 그로 인해 보다 세분화된 상정고장 분류체계로 개선하였고 이런 상정고장 분류체계가 국내와 어떻게 다른지 살펴보았다.

<표 3-1> 미국 상정고장 분류체계

고장분류	초기상태	고장	고장종류	전압레벨1)	계약 송전량 중단 여부2)	고장과 별도인 부하 차단 여부
P0 고장 없음	정상상태	고장 없음	고장 없음	EHV, HV	불가능	불가능
P1 단일고장	정상상태	1. 발전기 2. 송전 회로 3. 변압기 4. 병렬설비	3φ	EHV, HV	불가능	불가능
		5. DC 선로의 단극	SLG
P2 단일고장	정상상태	1. 고장이 없는 선로의 차단	고장 없음	EHV, HV	불가능	불가능
		2. 모선 고장	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
		3. 차단기 내부3)	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
		4. 차단기 내부4)	SLG	EHV, HV	허용	허용
P3 다중고장	발전기 한 기 손실로 인한 계통 조정 후 발생하는 추가 손실	1. 발전기 2. 송전 회로 3. 변압기 4. 병렬설비	3φ	EHV, HV	불가능	불가능
		5. 직류 선로의 단극	SLG
P4 다중고장5)	정상상태	해당 설비 고장을 제거하기 위한 차단기 동작과정 중 다수 설비 손실 1.발전기 2.송전 회로 3.변압기 4.병렬설비 5. 모선 고장	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
		6. 연결된 모선 사이에 고장을 제거하기 위한 차단기 동작과정 중 다수 설비 손실	SLG	EHV, HV	허용	허용

고장분류	초기상태	고장	고장종류	전압레벨1)	계약 송전량 중단 여부2)	고장과 별도인 부하 차단 여부
P5 다중고장	정상상태	해당 설비를 보호하기 위해 설치된 계전기 동작 실패로 발생한 지연 제거 사고 1. 발전기 2. 송전 회로 3. 변압기 4. 병렬설비 5. 부분 모선	SLG	EHV	불가능	불가능
				HV	허용	허용
P6 다중고장6)	해당 설비 손실로 인한 계통 조정 후 발생하는 추가적인 손실 1. 송전선, 2. 변압기, 3. 병렬설비, 4. DC 선로의 단극	1.송전 회로 2.변압기 3.병렬설비	3φ	EHV, HV	허용	허용
		4. DC 선로의 단극	SLG	EHV, HV	허용	허용
P7 다중고장	정상상태	송전 설비 손실 1. 공통 구조물 안에 있는 두 개의 인접한 회로7) 2. DC 선로의 두 극	SLG	EHV, HV	허용	허용

1) EHV > 300kV, HV <300kV

2) 조건에 따라 송전이 중단될 수 있다는 계약이 되어 있는 송전에 대해서만 가능

3) 차단기 양쪽 차단으로 인해 제거될 수 있는 사고로 모선 차단과 연관되지 않은 차단기 사고

4) 차단기 양쪽 차단으로 인해 제거될 수 있는 사고로 모선 차단과 연관된 차단기 사고

5) 지연제거를 일으키는 차단기 관련 고장

6) 서로 중복이 되는 영역을 연결하는 설비들

7) 공통구조물을 1마일 미만으로 공유하는 회로의 경우 해당되지 않음

<표 3-2> 미국의 극단적인 고장 분류 체계

정상상태(Steady State)	과도안정도상태(Stability)
1. 하나의 발전기, 송전선 변압기, 병렬설비, DC 선로의 단극이 고장이 난 상황에서 계통 조정 전에 추가적으로 발생한 하나의 발전기, 송전선, 변압기, 병렬설비, DC선로의 단극 손실 2.송전 계통에 영향을 미치는 지역적인 고장 2.1. 동일 철탑 3회선 이상 선로 손실 2.2. 동일 지역에 있는 모든 송전선 손실 2.3. 변전소 또는 개폐소 손실 2.4. 동일 발전소 모든 발전기 손실 2.5. 대규모 부하 손실 3.송전 계통에 영향을 미치는 광범위한 사고 3.1. 아래와 같은 요인으로 발생한 두 발전소 손실 3.1.1. 주요 가스 발전기 공급 가스관 손실 3.1.2. 발전기 냉각원 손실 3.1.3. 화재 3.1.4. 허리케인 등 이상 기상현상 3.1.5. 사이버테러 3.1.6. 하루 이상의 원자력 설비 폐쇄 3.2. 운영 경험을 바탕으로 한 광범위한 정전을 발생시키는 기타 사고	1.하나의 발전기, 송전선 변압기, 병렬설비, DC 선로의 단극이 탈락한 상황에서 계통조정 전에 추가적으로 발상한 하나의 발전기, 송전선, 변압기, 병렬설비, DC선로의 단극 3φ 고장 2. 송전 계통에 영향을 미치는 지역이나 광범위한 고장 2.1. 3φ 발전기 고장 지연 제거 2.2. 3φ 송전선 고장 지연 제거 2.3. 3φ 변압기 고장 지연 제거 2.4. 3φ 부분모선 고장 지연 제거 2.5. 3φ 차단기 내부 고장 2.6. 운영 경험을 바탕으로 한 광범위한 정전을 발생시키는 기타 사고

<그림 3-2> 상정고장 분류체계의 변화

P1 ~ P7

미국의 TPL 001-4를 통하여 확인할 수 있는 P0에서 P7까지의 분류체계 중 P0의 경우 상정고장 상태가 아닌 정상상태이다. 그 외 7개의 고장범주 중에서 고장이 발생한 설비의 개수가 하나인 고장은 P1과 P2이다. 2장에서 보았듯이 국내의 단일고장 분류체계는 고장이 난 설비개수로만 분류되어 있지만 미국에서는 단일고장을 고장의 심각성이나 설비의 특성에 따라서 추가적으로 P1과 P2 구분해 놓았다.

P1에 분류되어 있는 상정고장의 경우 국내의 일반적인 단일고장과 같다. 미국의 상정고장 분류 기준에서 고려하는 설비는 발전기, 송전 선로, 변압기, 병렬 장치, 직류 선로이다. P1의 경우 전력계통을 구성하고 있는 핵심설비들이며 단일설비이기 때문에 두 개 이상의 설비 동시 고장보다 발생가능성이 높다. 따라서 P1에 해당하는 상정고장은 상당히 중요한 고장으로 볼 수 있기 때문에 충분한 설비를 확충하여 고장과 별도인 부하 차단 및 계약 송전량 중단이 발생하지 않도록 한다.

P2에 분류되어 있는 상정고장의 경우 그 파급효과가 P1의 설비들에 비해 크다고 볼 수 있다. 예를 들어 부분모선 단락 고장의 경우에는 일반적인 설비의 탈락과는 다르게 고장으로 인해 다수의 설비가 탈락할 수 있다. 이를 대비하여 설비를 확충하는 것은 P1에 비해 경제적 비용이 많이 들 수 있다. 차단기의 경우 차단 지연이 발생한 것이 아니라 내부고장이라서 해당 차단기의 양쪽을 차단하여 해결할 수 있다. 다만 P1과 달리 핵심설비라고 볼 수 없는 차단기의 내부고장까지 고려하여 차단기를 설치하는 것은 경제적으로 이득이 적을 수도 있다. 따라서 모선 고장과 차단기 내부고장에 한하여 경제적인 문제 때문에 HV전압레벨에서 계약 송전량 중단 및 고장과 별도인 부하 차단을 허용하고 있다.

NERC에서는 또한 하나의 설비가 고장이 발생한 P1, P2를 제외한 다중고장을 다시 세분화한다. 첫 번째는 계통 초기상태를 고려하여 고장을 구체적으로 명시하고 있다. 이에 해당하는 단일고장 이후 연쇄적으로 단일고장이 발생하는 N-1-1 상정고장이다. 이는 <표 3-1>의 P3과 P6이 해당한다. P3의 경우 하나의 발전기가 탈락한 후 추가적으로 발생한 단일고장이고 P6은 발전기를 제외한 단일고장 설비가 탈락한 후 추가적으로 발생한 단일고장이다. 이는 단일고장이 발생하고 나서 계통 조정으로 다시 안정화가 되었더라도 그 후에 발생한 단일고장은 다중고장으로 분류되는 것을 의미한다. 따라서 계통의 초기상태를 고장 분류기준으로 활용하여 보다 구체적인  대책을 마련할 수 있도록 하였다.

두 번째는 고장설비의 특성을 고려하여 고장을 구체적으로 명시하고 있다. 단일고장이 발생하여 고장을 제거하는 동작 중에 발생한 보호설비의 오동작이 다중고장사례인 이유를 명시하고 있다. 이는 <표 3-1>의 P4와 P5가 해당된다. P4의 경우 차단기 관련 다중고장으로 P2에서 분류된 단일 차단기 고장과는 다른 문제이다. P2의 경우 차단기의 문제가 발생하여 계통에서 해당 차단기를 제거해야 하는 고장이지만 P4의 경우 고장을 제거해야 하는 차단기가 고장제거를 실패하여 다중의 계통설비들이 탈락하는 고장을 의미한다. 그로 인해서 고장 난 설비뿐만 아니라 다음단계 보호설비들로부터 보호 받는 설비까지 탈락할 수 있기 때문에 다중고장으로 분류하며 그 상황을 구체적으로 명시하고 있다. P5의 경우도 P4와 유사하게 계전기가 동작을 실패하여 다음단계 보호설비들이 고장을 제거하는 상황이 되어 고장 난 설비뿐만 아니라 다음단계 보호설비들로부터 보호 받는 설비가 탈락할 수 있기 때문에 다중고장으로 분류하였다. 계통 설비마다 기능이 있기 때문에 고장이 발생한 설비개수보다는 해당설비 고장으로 인해 나타나는 실제 고장의 규모를 고려하여 고장을 분류하는 것을 잘 보여준 사례이다.

세 번째는 구체적인 구조적 상황을 설명하여 고장을 분류한 P7이다. 다회선 선로의 경우 단일고장뿐만 아니라 2회선 고장도 동시에 발생할 가능성이 높다는 점에서 다중고장으로 분류하여 검토하고 있다. 다만, 인출선로와 같이 길이가 짧아 공통구조물이라고 보기 어려운 회로들의 경우를 제외하고 공통구조물이라고 발생 상황을 한정하는 등 보다 구체적인 분류체계를 제시하고 있다.

이처럼 미국은 고장이 발생한 설비개수를 바탕으로 고장을 분류한다는 개념보다 계통에서 발생할 가능성이 높고 사회적으로 해당 고장에 대한 해결이 필요하다고 판단되는 고장들을 7가지 사례로 구체적으로 정리한 개념이다. 이 개념을 정리하는 과정에서 고장이 발생한 설비개수가 분류 기준 중 하나로 활용되었으며 설비의 기능, 초기상태, 설비의 구조적 특성들을 추가적으로 고려하여 7가지 사례가 되었다. 이렇게 분류된 고장을 고장 종류, 전압레벨을 활용하여 추가적으로 세분화하였으며 이에 따라 고장과 별도인 공급지장 허용여부를 결정하고 있다.

특히 고장사례를 국내에 비해 상당히 구체적으로 명시하는 것을 확인할 수 있다.  계전기 및 차단기 고장을 살펴보면 몇 개의 설비가 동시에 고장이 발생했는지 보다는 설비의 특징을 고려하여 해당 설비 고장으로 인해 다수의 설비가 탈락할 수 있다는 것을 명시하였다. 송전선로 고장의 경우 공통 구조물에 포함되어있는 2회선 고장을 다중고장으로 한정하며 인출선로의 경우 다중고장에 포함되지 않았다. 고장의 개연성을 고려하여 N-2보다는 N-1-1 상정고장으로 명시한다.

이는 다양한 기준을 바탕으로 상정고장을 구체적으로 표현하여 고장을 분석하는 실무자에게 고장 사례를 선정까지 해야 하는 부당한 책임을 주지 않기 위함이다.

2. 극단적인 고장(Extreme Contingency)

이처럼 미국의 경우 사회적으로 해결이 필요한 고장에 대하여 P1~P7로 명시하여 해당고장에 대해서는 계통운영기준을 준수할 수 있는 대책을 마련하도록 하고 있다. 한편, 이외에 다른 고장은 극단적인 고장(Extreme Contingency)이라고 부른다. 극단적인 고장은 해당 고장의 발생 빈도가 매우 낮고 해당 고장을 대비하기 위하여 투자해야하는 비용으로 인하여 경제성이 맞지 않는다고 판단한 고장들이 포함된다. 그로 인해 적용기준 상에서 P1~P7의 경우 상정고장 발생 시에 대비하여 대책을 수립해야하는 것이 원칙이나 극단적인 고장의 경우 고장 해소에 대한 사회적 요구가 낮기 때문에 대책을 수립하지 않아도 된다고 명시하고 있다. 이에 대한 구체적인 내용은 ‘제 2절 미국의 상정고장 적용기준’에서 다룰 것이다.

<표 3-2>를 보면 알 수 있듯이 극단적인 고장에 포함되어 있는 고장들이 국내 다중고장에 포함되어 있는 고장들과 유사한 것을 볼 수 있다. 하지만 국내와 다른 원칙으로 P1~P7이 분류된 것처럼 극단적인 고장도 고장이 발생한 설비개수가 아닌 다른 근거로 분류된다. 예를 들어 단일고장이 발생한 후 계통 조정을 하여 계통이 안정화가 된 후 다시 발생한 단일고장의 경우 P3나 P6으로 분류된다. 하지만 단일고장이 발생한 후 계통 조정 전에 단일고장이 다시 발생했다면 극단적인 고장으로 분류한다. 실제로 미국에서는 동시에 설비가 2개 이상 고장이 발생한 상황을 극단적인 고장으로 분류하고 있다. 즉, 고장 난 설비개수가 아니라 다른 근거를 바탕으로 고장을 분류하고 있다는 것을 알 수 있다.

앞서 언급했듯이 P1~P7과 극단적인 고장의 경우 적용기준의 차이가 있기 때문에 두 고장을 분류하는 기준을 수립하는 것은 상당히 중요한 문제이다. 그 이유는 NERC가 상정고장 분류체계를 공지하면 P1~P7에 대해서는 PJM을 비롯한 계통운영자가 이에 대한 대책을 의무적으로 수립해야 하지만 극단적인 고장의 경우 선택적으로 대책을 수립할 수 있기 때문이다. 따라서 NERC는 현실성과 공정성을 모두 고려하여 상정고장 분류체계를 수립하여야 한다. NERC는 이러한 상정고장 분류체계를 수립하기 위해 NERC, 계통운영자, 전기사업자, 대규모소비자 등이 함께 토의를 통하여 이 계획을 수립한다. 이에 관한 구체적인 내용은 제 3절에서 다루었다.

극단적인 고장의 특징들을 살펴보면, 정상상태 분석이냐 또는 과도안정도상태 분석이냐에 따라서 해당고장들이 다르다는 것을 확인할 수 있다. 정상상태에서와 안정도 측면에서 확인해야 하는 부분이 다르기 때문에 고장을 따로 정의해 놓았다는 것을 알 수 있다.

또한 P1~P7과는 달리 의무적으로 규정을 준수하지 않아도 되지만 극단적인 고장과 관련된 완화된 규정이 존재하기 때문에 NERC의 분류체계 내에서는 극단적인 고장 사례를 최소한으로 명시하고 있다. 다만 계통을 검토하는 실무자가 선택적으로 고장을 추가할 수 있도록 “운영 경험을 바탕으로 한 광범위한 정전을 발생시키는 기타 사고”를 극단적인 고장에 포함시켰다. 이는 NERC가 상정고장 분류체계를 제공하면 이를 바탕으로 지역적 특성을 고려하여 계통운영자가 세부적인 부분을 추가할 수 있도록 하는 것으로 볼 수 있다.

일례로 NERC의 상정고장 분류체계 개정 전 PJM 다중고장 분석 사례의 경우, <표 3-3>에서 볼 수 있듯이 NERC의 Category D에서 분류하고 있는 극단적인 고장 외에 지역적인 특징 및 계통운영자의 판단을 고려하여 추가적으로 극단적인 고장에 대해 분석하고 있다. SPS 고장을 극단적인 고장으로 포함하여 분석하고 있는 것을 알 수 있다.

<표 3-3> NERC와 PJM의 극단적인 고장

NERC Category D	PJM Category D
3φ 고장 후 지연제거 1. 발전기 2. 송전선 3. 변압기 4. 부분모선	1. NERC Category D 2. 송전사업자나 주변 지역 운영자와 합의하에 결정한 극단적인 고장 3. 보수 및 추가확충을 위해 계획된 설비 정지 4. SPS 상정고장 5. 500kV 이상에서 가능한 모든 2개의 설비 동시 고장 6. PJM에서 가장 큰 발전소 모든 발전기 손실 7. 자연재해로 인한 송전 용지 손실 등
3φ 고장 후 정상제거 5. 차단기
6. 동일 철탑 3회선이상 손실 7. 동일 지역에 있는 모든 송전선 손실 8. 변전소 손실 9. 개폐소 손실 10. 동일 발전소 모든 발전기 손실 11. 대규모 부하 변동 12. SPS 동작이 필요할 때 동작 실패 13. 비정상상태에서 의도하지 않았던 SPS의 동작, 부분동작, 오동작 14. 다른 지역에서의 외란으로 인한 심한 진동의 영향

3. 지역 신뢰도 기구의 상정고장 분류체계

미국은 여러 개의 주로 나누어져 있으며 해당 지역에 따라 계통 특성이 다르기 때문에 그에 맞게 신뢰도 관리기구도 지역별로 존재한다. 지역 신뢰도 관리기구를 RE(Regional Entities)라 하며, NERC 산하에 있는 RE는 FRCC(Florida Reliability Coordinating Council), MRO(Midwest Reliability Organization), WECC(Western Electricity Coordinating Council) 등이 있으며 이는 <그림 3-3>에서 확인할 수 있다.

상기했듯 지역 신뢰도 관리기구들은 NERC의 신뢰도 기준을 최소한으로 하는 각각의 신뢰도 기준을 가지고 있다. 또한 지역 신뢰도 관리기구의 경우 지역적인 특징이 다른 지역들과 다르기 때문에 특별한 기준을 가지고 있을 수도 있다. 예를 들어 FRCC의 경우에는 다른 지역들에 비해 엄격한 기준을 가지고 있으며, WECC의 경우에는 사람들이 밀집해 있는 지역이 적기 때문에 좀 더 완화된 기준을 가지고 있다. NYSRC의 상정고장 분류체계를 분석함으로써 미국 상정고장 분류체계에 대해 보다 심층적으로 알아보았다.

<그림 3-3> 지역신뢰도 기구

NYSRC(New York State Reliability Council)은 RE에 속하지는 않지만 NYISO(New York Independent System Operator)와 함께 뉴욕 주의 전력 운영 및 신뢰도를 담당하는 기구이다. 뉴욕 주는 우리나라와 비슷하게 뉴욕 시라는 큰 도시를 가지고 있고, <표 3-4>를 보면 아직 NERC의 새로 개정된 분류체계에 부합하는 지역 상정고장 분류체계를 수립하지 못했기 때문에 개정 전 NERC의 상정고장 분류체계와 유사한 것을 볼 수 있으며 이는 지역신뢰도 관리기구가 NERC를 기준으로 상정고장 분류체계를 추가하여 활용한다는 것을 알 수 있다.

국내 상정고장 분류체계와 비교해보면 우선적으로 고장을 3단계로 분류했다는 유사점이 있다. 이는 NERC의 상정고장 분류체계가 정상상태를 제외하고 3단계로 분류하였다는 점에서 그대로 유지된 것으로 볼 수 있다. 단일고장의 경우 국내와 거의 동일하게 고장을 분류하였고, 다중고장부터는 NERC와 마찬가지로 고장 난 설비개수가 아닌 다른 복합적인 기준으로 고장을 분류하기 때문에 차이가 발생하는 것을 볼 수 있다. 가장 큰 차이점은 고장설비에 대해서 구체적 사례를 명시한다는 것이다. NERC와 마찬가지로 구체적인 검토를 위해서는 경우의 수를 한정하고 있다.

이처럼 미국은 NERC에서 상정고장 분류체계에 대한 큰 틀을 정의하고 지역 신뢰도관리기구, 계통운영자, 송전사업자 등이 세부사항을 추가하여 활용하는 것을 알 수 있다.

<표 3-4> NYSRC와 우리나라의 상정고장 분류체계 비교

고장 분류 (NYSRC)	고장 종류 (NYSRC)	고장 설비 (NYSRC)	고장 분류 (국내)	고장 설비 (국내)
단일고장	3φ 후 정상제거	발전기, 송전선, 변압기, 부분모선	단일고장	송전선, 변압기, 발전기
	사고 없음	설비 하나 탈락
다중고장	SLG 후 정상제거	동일 철탑의 2회선 선로	이중고장	병행 2회선 가공송전선로 고장
				하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장 동일 발전소 발전기 2기 탈락
	SLG 후 지연제거	발전기, 송전선, 변압기, 부분모선
	SLG 후 정상제거	차단기
	SLG 후 정상제거	교류 계통 사고 없이 발생한 HVDC 두 극 손실		차단기의 차단실패 및 부분모선 고장
	차단실패	발전기, 송전선, 변압기, 부분모선 해당 고장 발생에 대한 차단 실패
극단적인 고장		동일발전소 모든 발전기 탈락	다중고장	동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지
		발전소, 개폐소, DC 선로, 변전소 등에서 나오는 모든 송전 선로 탈락
		동일 지역에 있는 모든 송전선 탈락
				동일 발전소의 전 발전기 동시 정지
		발전기, 송전선, 변압기, 부분모선의 3φ사고 후 재폐를 고려한 지연제거
		대규모 부하 손실
		다른 지역에서의 외란으로 인한 심한 진동의 영향
				다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장
		단일고장 및 다중고장 제거를 위한 SPS 동작 실패
		의도하지 않았던 SPS의 동작 및 부분동작
		연료공급 문제로 발생한 대규모 발전기 손실

제 2절 미국의 상정고장 적용기준

NERC TPL-001-4에서 규정한 상정고장 적용기준을 보면 P1~P7에 대해서는 상정고장을 분석한 후 문제가 발생하면 계통운영기준을 준수하기 위해 그에 대한  대책을 마련하도록 하고 있다. 해당 조치사항으로는 송전설비, 발전설비 등 계통 주요 설비들을 추가로 설치하거나 SPS와 같은 보호설비를 추가하는 설비확충계획이 있다. 또한 자동 발전 탈락 장치를 설치하거나 발전 급감발장치를 설치하여 발전량을 제어할 수 있으며 적절한 계통운영절차를 마련하여 고장으로 발생하는 파급효과를 줄일 수도 있다. 뿐만 아니라 계통의 영향력과 고장을 보호하는 데 필요한 비용을 고려하여 일부 고장에 한해 계약된 송전량 중단이나 고장과 별도인 부하차단과 같은 공급지장을 허용하고 있다.

다만, 사고와 별도인 부하차단을 계통운영조치로 사용하기 위해서는 사회적 합의를 해야 한다. 해당 부하를 사용하는 당사자들에게 사전 미팅을 통해 부하차단에 대한 정보를 공지하고 차단 여부에 대한 토의가 이루어져야 한다. 그리고 300kV이상 전압레벨이나 25MW이상 전력차단이 예상될 경우 관계 당국이나 정부부처에게 허가를 받아야 한다. 부하차단과 관련하여 제공해야 하는 정보로는 부하차단이 발생하는 해당 상정고장, 소비자에게 미칠 부하차단 예측량, 부하차단으로 얻을 수 있는 효과, 기존 고장사례를 통한 부하차단 예측 빈도 및 예상 지속시간, 향후 부하차단을 해결하기 위한 계획, TPL 신뢰도 기준과의 부합성, 부하차단 외에 다른 대안이 적합하지 않은 이유 등이 있다.

이와 달리 극단적인 고장과 관련해서는 상정고장 분석만 수행하도록 하고 있다. 고장이 발생하였을 때 계통에 미치는 영향을 알아보고 계통운영자나 송전사업자의 판단에 따라 선택적으로 계통운영기준을 준수하도록 하고 있다. 이는 극단적인 고장의 경우 발생확률이 낮고 이를 해결하기 위해서는 높은 투자비용이 요구되고 의무적으로 운영방안을 마련하는 것은 비효율적이며 현실적인 문제가 있기 때문이다. 따라서 NERC에서 의무적으로 상정고장 분석을 수행하도록 규정하고 극단적인 고장과 관련된 세부운영지침은 각 지역별 계통 특징을 알고 있는 계통운영자에 의해 결정하도록 하고 있다.

본 절에서는 미국의 계통운영자의 상정고장 및 정상상태에 따른 운영기준을 살펴보고 국내와 어떻게 다른지 살펴본다. 특히 국내의 다중고장에 해당하는 극단적인 고장에 대한 운영기준을 살펴보고 이를 적용하여 국내에 어떠한 방식으로 다중고장에 관한 신뢰도 고시가 개선되어야 하며 어떻게 운영기준을 수립해야 할지 논해본다. 단 NERC의 상정고장 분류체계가 최근에 개정되어 본 절에서 조사한 대부분 운영기준들이 개정 전 상정고장 분류체계와 부합하고 있다. 따라서 P1~P7에 해당하는 운영기준을 명시하기 보다는 Category B~C에 해당하는 운영기준을 명시하고 있다. Category B는 단일고장에 해당되며 Category C는 다중고장에 해당된다. 정확하게 일치하지는 않으나 Category B에 포함되는 고장은 P1 사례가 있으며 Category C에 포함되는 고장은 P2~P7사례가 있다.

PJM의 운영기준

PJM은 미국 펜실베니아주의 계통운영자로 NERC에서 제시한 상정고장 적용기준을 준수할 수 있도록 계통운영기준을 마련하고 있다. PJM의 상정고장 적용기준은 국내와 유사하게 크게 전압, 과부하, 안정도로 분류된다.

가. 전압

<표 3-5> PJM의 전압 운영기준

범주	765kV	500kV	345kV	230kV
최대 전압	803.2kV (1.05)	550.0kV (1.10)	362.0kV (1.05)	242.0kV (1.05)
정상 최소 전압	726.8kV (0.95)	500kV (1.00)	328.0kV (0.95)	219.0kV (0.95)
비상 최소 전압	703.8kV (0.92)	485.0kV (0.97)	317.0kV (0.92)	212.0kV (0.92)
Load Dump 전압	688.5kV (0.90)	475.0kV (0.95)	310.0kV (0.90)	207.0kV (0.90)
전압차 경고	5.0%	2.5%	4.0~6.0%	4.0~6.0%
전압차 위배	8.0~10.0%	5.0~8.0%	5.0~8.0%	5.0~8.0%

최대 전압 초과 : 평소와 같은 방식으로 30분 내로 복구

정상 최소 전압 미만 : 평소와 같은 방식으로 전압 복구

비상 최소 전압 미만 : 비상절차에 의해 운영되며 15분 내로 전압 복구

Load Dump 전압 미만 : 가능한 모든 방법으로 5분 내로 전압복구, 전압 붕괴 예상 시 부하차단도 허용

전압차 경고 : 평소와 같은 방식으로 전압 복구

전압차 위배 : 가능한 모든 방법으로 15분 내로 전압 복구, 전압 붕괴 예상 시 부하차단도 허용

PJM은 우리나라의 전압 운영기준과 유사하게 전압 레벨에 따라 최대전압과 최소전압을 분류하고 있다. PJM에서 규정하고 있는 송전전압 레벨은 765kV, 500kV, 345kV, 230kV로 4가지이며 <표 3-5>는 PJM의 전압에 대한 운영기준을 나타낸다.

<표 3-5>의 PJM의 전압 운영기준을 보면 최대 전압은 국내와 비슷하게 한 가지 경우만 명시하고 있다. 이와 달리 최소 전압을 상황에 따라서 3가지 단계로 분류하여 단계별 운영 방안을 각각 다르게 마련한 것을 볼 수 있다. 예를 들어서 765kV 전압레벨에서 전압이 726.8kV보다는 낮지만 703.8kV보다 높은 경우에는 정상최소전압 범위만 벗어났기 때문에 30분 내로 정상최소 전압 높게 하면 되지만 전압이 703.8kV 보다 낮지만 688.5kV보다 높은 경우에는 비상최소전압 미만이 되었기 때문에 비상절차를 마련하여 15분 내로 전압을 복구하도록 해야 한다. 만약 전압이 Load Dump 전압인 688.5kV 미만으로 내려가면 부하차단을 포함한 모든 방법을 사용하여 5분 내로 전압이 정상범위로 복구되도록 해야 한다.

또한 국내와는 다르게 전압의 크기뿐만 아니라 전압 변동폭에 대한 전압 기준이 존재하는 것을 볼 수 있다. 전압차 경고와 전압차 위배는 전압의 크기에 따른 기준이 아니라 전압 변동의 비율에 대한 기준이며 765kV의 경우 전압 변동 비율이 5%일 때 전압이 최소전압이나 최대전압을 넘지 않더라도 전압차 경고가 발생하여 전압을 복구해야하며, 전압 변동 비율이 8%~10%가 될 경우 15분 내로 전압을 정상 범위로 복구해야 하며 전압 붕괴 등 계통 신뢰도를 낮출 위험이 있다고 판단되면 부하차단도 허용한다.

국내와 유사하게 전압 레벨에 따라 준수해야하는 전압기준을 명시하고 있지만 저전압관련 사항을 추가적으로 분류하거나 전압차와 관련된 위배사항을 포함하는 등 보다 세분화하여 관련기준을 마련하고 있는 것을 알 수 있다. 또한 각 위배사항별 복구시간을 명시함으로써 보다 구체적인 운영기준을 마련했다.

나. 과부하

전력설비의 경우 계통운영자보다는 송전사업자나 발전사업자와 같이 해당 설비소유자가 설비의 특성을 더 상세히 알고 있기 때문에 계통운영자가 명시한 규정에 맞게 설비소유자가 용량을 정의한다. PJM은 해당사업자가 용량을 구체적으로 정의할 수 있도록 평상시에 지속적으로 용량을 공급할 수 있는 정상상태용량, 비상시에 일시적으로 용량을 공급할 수 있는 비상상태용량, 마지막으로 설비가 위험할 수 있는 Load Dump용량을 명시하도록 하고 있다. 또한 설비의 용량을 온도나 주야에 따라 다르게 규정할 수 있도록 하였다.

<표 3-6> Calvert Cliff 2회선회로 일 때 과부하 기준

온도(°F)	정상 한계	비상 한계	Load Dump 상태
95 - 낮	2912	3377	3710
95 - 밤	2912	3377	3923
86 - 낮	3067	3481	3859
86 - 밤	3071	3481	4001
77 - 낮	3196	3559	4003
77 - 밤	3196	3559	4079
68 - 낮	3300	3663	4140
68 - 밤	3300	3663	4157
59 - 낮	3377	3741	4235
59 - 밤	3377	3741	4235
50 - 낮	3481	3819	4313
50 - 밤	3481	3819	4313
41 - 낮	3559	3897	4391
41 - 밤	3559	3897	4391
32 - 낮	3663	4001	4443
32 - 밤	3663	4001	4443

<표 3-7> Calvert Cliff 1회선회로 일 때 과부하 기준

온도(°F)	정상 한계	비상 한계	Load Dump 상태
95 - 낮	2702	3014	3559
95 - 밤	2702	3014	3559
86 - 낮	2806	3092	3793
86 - 밤	2806	3092	3793
77 - 낮	2910	3196	3975
77 - 밤	2910	3196	3975
68 - 낮	3014	3300	4140
68 - 밤	3014	3300	4157
59 - 낮	3092	3377	4235
59 - 밤	3092	3377	4235
50 - 낮	3196	3455	4313
50 - 밤	3196	3455	4313
41 - 낮	3300	3559	4391
41 - 밤	3300	3559	4391
32 - 낮	3377	3637	4443
32 - 밤	3377	3637	4443

<표 3-6>은 PJM의 규정에 준수하기 위해 Calvert Cliff 설비에 대한 과부하 용량을 산정한 것을 보여주는 예시이다. PJM 규정에 따라 송전 용량의 과부하가 밤과 낮뿐만 아니라 온도에 따라 변하는 것을 확인할 수 있다. 일반적으로 과부하는 설비에서 발생하는 열과 관계가 있기 때문에 냉각이 용이한 밤에 낮보다 용량 규정을 더 높게 산정하였으며 같은 이유로 온도가 낮을수록 용량이 증가하는 것을 볼 수 있다. 뿐만 아니라 설비상황에 따라서도 다른 운영기준을 제시하였다. <표 3-7>은 같은 설비에서 2회선 회로 중 1회선만 운전 가능한 상황에서의 용량을 의미한다. 2회선 운전할 때보다 신뢰도 측면에서 위험한 상태이기 때문에 더 낮은 용량을 규정하여 준수하도록 하고 있다.

고장이 발생하지 않는 경우에는 정상한계 내에서 설비를 운영해야 한다. 다만 상정고장이 발생하면 비상한계나 Load Dump한계에 도달할 수 있고 이에 따라 정상한계로 복구될 수 있도록 운영기준을 마련해야 한다. 일반적으로 단일고장의 경우 고장 발생 시에 비상한계를 넘지 않도록 설비 확충이 되어 있어야 하며 계통 운영을 통해서 다시 정상 한계로 들어올 수 있어야 한다. 즉 고장이 발생해도 비상한계를 허용하지 않는다. 다중고장의 경우는 고장이 발생하면 비상한계를 넘을 수 있다고 판단하며 고장 발생 후에 계통에 조치를 통해서 비상한계를 넘지 않도록 해야 하며 추후에는 정상한계에 도달할 수 있도록 해야 한다. 전압의 기준과 마찬가지로 만약 다중고장으로 인해 Load Dump한계까지 도달하게 된다면 부하차단을 허용하며 부하차단 계획을 수립하여야 한다.

국내 과부하 기준과 비교하였을 때 온도나 주야와 같은 외부상황을 고려하고 과부하와 관련된 용량을 구분할 뿐만 아니라 설비상태에 따라서도 다른 용량을 설정한다는 점에서 상당히 구체적인 기준을 수립하는 것을 알 수 있다.

다. 안정도

계통 안정도에 대해서는 국내와 유사한 부분이 많다. 시뮬레이션 수행을 위해서 사고종류 및 고장 제거 시간에 대해서 명시되어 있다는 점이 국내의 경우와 같고, 시뮬레이션 결과 분석을 위한 과도안정도나 전압안정도를 판단하는 방법에 대해 명시되어 있다는 점에서도 유사하다. <표 3-8>은 PJM의 안정도 판단 기준에 대해 명시되어 있는 부분을 정리한 표이다.

<표 3-8> PJM 안정도 평가기준

사고종류	3상사고와 1선 지락사고 중 더 파급 범위가 큰 사고
고장제거 시간	계전기 동작시간 + 차단기 동작시간 + 사고 소멸시간 + 기기 동작 불확실성으로 인한 추가 지연 시간
측정요소	회전자 각도, 무효전력, 기기 속도, 모선 전압
전압 안정도 판단 방법	사고 전 전압에 비해 5% 이내로 변동하는지 여부
과도 안정도 판단 방법	회전자 각도 감쇠의 포락선을 확인하여 10~15초 내로 변동이 감소한다면 안전한 것으로 판별 또는 Damping Ratio가 3% 이상

2. 기타 운영자의 운영기준

미국은 여러 계통운영자가 상정고장 검토를 수행할 뿐만 아니라 송전사업자와 같은 해당 설비사업자도 상정고장 검토를 수행하고 있다. 따라서 미국의 몇몇 전기사업자의 상정고장 적용기준에 대해서 분석하여 국내 사례에 적용할 수 있는 시사점에 대해 알아보았다.

가. Commonwealth Edison

<표 3-9> ComEd.의 과부하 기준

상정고장 종류	Thermal (50/50)4)	Thermal (90/10)4)
정상 상태	Normal	LTE
단일고장	STE1)	STE2)
차단기 개방	STE1)	STE2)
N-1-1 고장	고장 1 : STE1) 고장 2 : STE2)	규정 없음
지하선로 고장	STE2)	STE2)
2회선 송전선로, 차단기, 부분모선 고장	Cascading Level3)	규정 없음

1) 계통 조치를 통해 Normal 상태로 돌아와야 함

2) 계통 조치를 통해 LTE 상태로 돌아와야 함

3) 계획된 부하 차단과 계통 조치를 통해 LTE로 돌아와야 함

4) 90/10은 50/50보다 시뮬레이션을 위한 예측부하를 5% 이상 높게 산정한 상황임

Commonwealth Edison(ComEd.)은 일리노이 주에 있는 가장 큰 전력 회사이다. ComEd.의 상정고장에 대한 과부하 기준은 <표 3-9>와 같다. PJM에 기준과 부합하도록 과부하와 관련된 용량들을 정의하고 있다. Normal은 정상정격으로 평상시에 지속적으로 공급되어도 문제가 없는 용량을 의미한다. STE는 Short Time Emergency의 약자로 30분에서 2시간 정도 지속 가능한 용량을 의미하며, LTE는 Long Time Emergency의 약자로 하루 정도 지속이 가능한 용량을 의미하다. Cascading Level은 Load Damp용량과 유사하게 계통운영기준을 준수하기 위해서 부하차단을 허용하는 단계라고 볼 수 있다.

ComEd.는 실제로 계통을 검토하는 실무자이기 때문에 보다 구체적인 기준을 산정하고 있다. 예측부하를 높게 측정한 Thermal (90/10)의 경우 일반적으로 Thermal (50/50)에 비해 발생할 가능성이 낮기 때문에 이를 대비하기 위해 설비를 확충하는 것은 경제적이지 못하다고 판단하여 완화된 기준을 적용받고 있다. 정상상태의 경우 Thermal (50/50)은 정상용량을 벗어나면 안 되며 Thermal (90/10)은 설비확충이 충분하지 않기 때문에 정상용량을 벗어나는 것을 허용하지만 LTE용량을 초과하는 것은 허용하지 않는다. 단일고장에 대해서는 고장발생 시 STE기준을 초과하지 않도록 하고 정상상태로 회복할 수 있도록 하고 있다. 다중고장의 경우 고장에 따라 다른 기준을 적용하고 있으며 고장파급은 크지만 경제성이 낮아 설비확충이 부족한 경우에는 부하차단을 통해 계통을 회복하도록 하고 있으며 Thermal (90/10)의 경우 계통상황이 응급상황이기 때문에 해결하기 어려운 고장에 한해서는 규정을 마련하지 않고 있다.

전압은 <표 3-10>과 같이 PJM에서 명시한 전압 기준에 부합한 규정을 수립하고 있다. 전압레벨에 따라서 다른 기준을 적용하고 있으며 정상상태와 상정고장상태에 따라 다른 기준을 적용하고 있다.

<표 3-10> ComEd.의 전압 기준

상정고장 종류	345kV 이상(p.u.)	138kV(p.u.)
정상 상태	0.98~1.03	0.95~1.03
단일고장	0.95~1.05	0.92~1.05
차단기 개방	0.95~1.05	0.92~1.05
N-1-1 고장	0.95~1.05	0.92~1.05
지하선로 고장	0.95~1.05	0.92~1.05
2회선 송전선로, 차단기, 부분모선 고장	0.95~1.05	0.92~1.05

안정도와 관련해서는 정상제거의 경우 5~6cycle로, 지연제거의 경우 8~14cycle로 검토하도록 명시하고 있다. 이처럼 PJM 보다 구체적인 세부운영지침을 수립하여 계통 분석을 원활하게 하고 있다.

나. PECO Energy

PECO(Philadelphia Electric Company) Energy는 필라델피아의 전력회사이며 전력 및 천연 가스를 주력 사업으로 하는 회사이다. PECO의 상정고장에 대한 과부하 기준은 PJM 과부하기준에 부합할 수 있도록 <표 3-11>과 같이 규정하고 있다. PECO도 Normal이라는 평상 시 기준용량과 Emergency라는 4시간 지속가능한 용량을 구분하여 규정을 준수하고 있다. 정상상태에서는 Normal용량을 유지해야 하며 고장과 전압레벨에 따라서 상정고장 시 운영기준이 달라진다. 단일고장의 경우 고장에 대해 계통이 안정적으로 운영되어야 하므로 고장 발생 시에는 Emergency용량을 넘지 않도록 하고 계통조정을 통하여 Normal상태로 들어올 수 있도록 해야 한다. 다중고장에 대해서는 Emergency용량을 초과하지 않는 선에서 계통을 유지할 수 있도록 명시하고 있다. 다만, 138kV와 같이 전압레벨이 낮은 곳의 경우 설비확충에 대한 경제성을 고려하여 일부고장의 경우 130% Emergency 용량까지 허용하고 있다. 또한 부하레벨이 낮은 경우에는 계통운영상태가 용이하다는 점에서 보다 엄격한 기준을 적용하고 있다.

<표 3-11> PECO Energy의 과부하 기준

상정고장 종류	부하레벨	500kV	230kV	138kV
정상 상태	여름 최대 부하	Normal	Normal	Normal
단일고장	여름 최대 부하	Emergency1)	Emergency1)	Emergency1)
차단기 개방	여름 최대 부하	Emergency	Emergency	Emergency
N-1-1 고장	여름 최대 부하	Emergency	Emergency	130% Emergency2)
송전선로, 차단기, 부분모선 고장	여름 최대 부하	Emergency	Emergency	130% Emergency2)
단일고장, 차단기 개방, 부분모선	여름 최대 부하 의 70%	Normal	Normal	Normal
N-1-1 고장	여름 최대 부하 의 70%	Emergency1)	Emergency1)	Emergency1)

1) 계통 조치를 통해 Normal 상태로 돌아와야 함

2) 계통 조치를 통해 Emergency 상태로 돌아와야 함

전압과 관련해서는 <표 3-12>와 같이 PJM 규정에 부합하는 기준을 적용하고 있다. 유지해야하는 전압 범위와 전압 변동 폭에 대해서 명시하고 있다. 과부하와 마찬가지로 부하레벨이 낮을수록 더 높은 기준을 적용하고 있고, 전압레벨이 높을수록 계통 신뢰도를 유지시키기 위해 더 엄격한 규정을 적용하고 있다.

<표 3-12> PECO Energy의 전압 기준

상정고장 종류	부하레벨	500kV		230kV		138kV
		범위 (p.u.)	변동 (%)	범위 (p.u.)	변동 (%)	범위 (p.u.)	변동 (%)
정상 상태	여름 최대 부하	1.0~ 1.1	-	0.98~1.05	-	0.98~1.05	-
단일고장	여름 최대 부하	0.97~1.1	5	0.95~1.05	7	0.95~1.05	7
차단기 개방	여름 최대 부하	0.97~1.1	5	0.95~1.05	7	0.95~1.05	7
N-1-1 고장	여름 최대 부하	0.97~1.1	5	0.95~1.05	7	0.928~1.05	7
송전선로, 차단기, 부분모선 고장	여름 최대 부하	0.97~1.1	5	0.95~1.05	7	0.928~1.05	7
단일고장, 차단기 개방, 부분모선	여름 최대 부하 의 70%	1.0~ 1.1	-	0.98~1.05	-	0.98~1.05	-
N-1-1 고장	여름 최대 부하 의 70%	0.97~1.1	5	0.95~1.05	7	0.95~1.05	7

<표 3-13> PECO Energy의 안정도 기준

전압레벨	정상제거	지연제거
500kV	3.5 cycles	원자력 발전소: 8 cycles 기타 개소: 12 cycles
230kV	4.5 cycles	원자력 발전소: 12 cycles 기타 개소: 15 cycles
138kV	7.5 cycles	20 cycles
69kV	10.5 cycles	23 cycles

안정도의 경우 <표 3-13>과 같이 전압레벨에 따라 정상제거와 지연제거 시간을 구체적으로 명시하고 있으며 ComEd.와 마찬가지로 실제 계통을 분석하는 입장이기 때문에 PJM 보다 구체적인 상정고장 세부운영지침을 마련한 것을 볼 수 있다.

국내에서도 이처럼 실제 계통을 분석해야 하는 실무자가 보다 효과적으로 계통을 분석할 수 있도록 신뢰도고시와는 별개로 구체적인 세부운영규칙을 마련할 필요가 있다.

다. PJM 관련 송전사업자들의 극단적인 고장에 대한 기준

PJM은 계통운영자로서 정상상태 및 극단적인 고장이 아닌 상정고장상태에 대해서 계통운영기준을 마련하고 이를 준수할 수 있도록 대책을 수립한다. 극단적인 고장과 관련해서는 NERC의 규정을 준수하여 계통영향력 분석을 하고 있다. 다만 PJM 구역 내에 있는 송전사업자들과의 토의를 통해 극단적인 고장에 대한 의견을 수렴하여 계통운영 방안을 마련하거나 설비확충계획을 수립하는 등에 대책을 선택적으로 수립하기도 한다. 이처럼 극단적인 고장에 대해서는 PJM과 관련된 송전사업자들의 협력에 의해서 선택적으로 대책이 마련되므로 극단적인 고장에 대한 송전사업자들의 기준을 살펴봄으로써 극단적인 고장에 대한 인식을 알아보도록 하였다.

AEP의 경우에는 극단적인 고장에 대하여 ‘극단적인 고장에 대한 파급효과를 평가하되 만일 연쇄고장으로 인한 대규모 정전이 발생하지 않는다면 설비 확충을 하지 않아도 됨’이라고 명시해 놓았다. 즉, NERC 규정대로 모든 극단적인 고장에 대하여 파급효과를 평가하지만 그에 대하여 운영기준 및 설비확충을 하지 않아도 된다는 것이다. 하지만 만약 고장으로 인해서 대규모 정전 등의 광범위하고 심각한 피해가 발생한다면 그에 대한 설비확충 방안을 살펴보도록 하고 있다. 이러한 설비확충에 대해서는 신뢰도 기준에서 강제하고 있지 않기 때문에 고장으로 인한 피해를 PJM에게 알리고 합의하에 설비를 확충하는 것을 알 수 있다.

Baltimore Gas & Electric Company Transmission System은 극단적인 고장에 대해 분석이 되었더라도 극단적인 고장 완화에 대한 경제적인 평가를 수행한 후 대책 방안을 수립한다고 명시되어 있다. 극단적인 고장에 대하여 NERC의 기준을 준수하기 위해 고장에 대한 영향력 평가는 실시하더라도, 설비 확충 및 운영 계획을 수립하는 것은 의무사항이 아니기 때문에 계통 보강에 필요한 비용 및 계통 설비 확충을 통해서 고장을 예방할 수 있는 효과 등을 추가적으로 분석하여 설비확충을 결정한다.

First Energy는 200kV 이상의 설비들에 대해 극단적인 고장에 대한 계통 영향 평가를 수행한다. 극단적인 고장의 계통 영향 평가 항목으로는 해당 고장에 대하여 First Energy의 계통과 인접해 있는 계통에 나타나는 영향력, 그리고 이 파급력을 해소하기 위한 설비 투자비용을 판단한다. 이는 앞의 회사들과 유사하게 극단적인 고장으로 인한 위험성이 크면 경제성을 검토하여 계통운영자와의 합의하에 이를 완화시키기 위한 설비 투자를 결정한다는 것을 알 수 있다.

결론적으로 극단적인 고장은 발생빈도가 낮고 고장을 해결하기 위한 투자비용이 높기 때문에 의무적으로 계통운영기준을 준수하는 것은 비효율적이라는 것을 알 수 있다. 이를 해결하기 위해 미국에서는 상정고장 분석만을 의무화하고 있으며 극단적인 고장을 대비한 조치사항은 선택적으로 결정하도록 하고 있다. 따라서 계통운영자, 전기사업자 등이 NERC의 기준을 준수하기 위해 계통 영향 평가를 수행하고 분석결과로부터 연쇄고장 등의 위험이 있다고 판단되면 경제성 평가를 바탕으로 극단적인 고장에 대비한 계통운영방안이나 설비확충계획을 각 이해당사자와 토의하여 결정한다.

라. WECC의 극단적인 고장에 대한 기준

극단적인 고장에 대해서는 설비확충계획에 대한 계통운영방안을 마련하지 않아도 되기 때문에 고장이 발생하였을 시에 파급효과가 상당히 커질 수 있다. 이를 방지하기 위해서 WECC에서는 “Safety Net”이라는 사후적 조치를 마련하고 있다. Safety Net에 대한 설명이 있는 가이드라인을 보면 모든 극단적인 고장으로 인한 연쇄고장에 대비할 수 있는 계통을 구축하는 것은 불가능하며 비현실적이라고 설명하고 있다. 다만, 연쇄고장과 계통불안정 현상에 대한 범위를 제한하고 제어하는 것은 필요하기 때문에 Safety Net이라는 사후적 조치를 마련하는 것이다.

Safety Net은 계통에서 신뢰도를 위협하는 현상이 발생하였을 때 이를 즉시 해결하여 안정적인 상태로 복구하는 운영기법을 의미하며 동기탈조보호를 위한 발전기 탈락이나 저주파수계전기로 인한 부하차단과 같이 위급한 계통 상황에서 즉시 투입이 가능한 전략을 의미한다. 이는 고장이 발생한 사건에 따라서 발동하는 운영기법이 아니라 고장으로 인해 계통을 위협하는 조건이 발생했을 때 응답하는 운영기법이다. 따라서 해당고장에 따라 계통운영방안을 마련하는 P1~P7의 경우 Safety Net이 동작하지 않도록 운영방안을 수립해야 한다.

이처럼 WECC는 계통에 큰 영향을 미칠 수 있는 고장이 발생한 경우 저주파 계전기, 저전압 계전기, SPS 등의 보호설비를 잘 활용하여 극단적인 고장의 피해를 줄일 수 있는 사후적 조치를 세부규정으로 마련하고 있다.

3. 극단적인 고장에 대한 책임 범위

미국에서는 극단적인 고장에 해당되는 고장 사례와 그 사례들에 대하여 지켜야할 규정을 명확하게 명시하고 있기 때문에 실제로 고장이 발생할 경우 그 책임을 명확하게 구분하고 있다.

그 예로 <표 3-14>에 명시된 잭슨빌 정전과 코네티컷 정전이 있다. 잭슨빌 정전의 경우 JEA(Jackson Electric Authority)가 계통 운영을 담담했다. 잭슨빌 정전을 살펴보면 대규모 발전소와 연결된 송전선 하나가 탈락하고 다른 송전선이 과부하로 인하여 추가적으로 탈락한 상황에서 시작된다. 순간적으로 계통 전력 공급량이 부족하여 주파수가 내려가게 되었고 JEA는 부하를 차단하는 방안 대신 탈락한 송전선을 다시 연결하여 계통의 수요와 공급을 맞추려고 시도하였다. 그러나 계전기 문제로 인해서 재폐과정 중 발전소가 계통에서 탈락되어 공급부족이 더 악화되었고 연계 계통들이 안전을 위해 해당지역을 차단하여 대규모 정전이 발생했다. 운영측면에서 송전선 탈락으로 발생한 공급부족을 해소하기 위해 송전선 재폐 대신 부하차단을 선택하였다면 대규모 정전은 발생하지 않았을 것이다. 그렇기 때문에 부적절한 운영이 고장의 파급을 확산시켰다고 해석될 수 있다. 하지만 해당고장은 예측할 수 없던 극단적인 고장이기 때문에 사전적인 운영방안을 마련하기 어렵다는 점에서 계통운영자가 부적절한 운영을 수행했다고 볼 수 없어 이에 대한 책임을 지지 않았다. 다만 계전기 문제의 경우 관리를 소홀히 하여 고장의 범위를 확산시켰기 때문에 이에 대한 책임으로 일정부분의 벌금을 지불하였다.

코네티컷 정전의 경우 Northeast Utilities가 계통 운영을 담당했다. 자연재해로 인해서 대부분의 송전선이 탈락하여 대규모 정전이 발생하였다. 워낙 큰 규모의 눈보라였기 때문에 이를 예측하여 사전적인 운영방안을 마련하기 어렵다는 점에서 정전 발생에 대한 책임을 지지 않았다. 다만 붕괴된 계통을 빠르게 정상상태로 복구하라는 FERC의 지시에 대해 충분한 복구계획을 마련하지 못하고 늦은 대응을 수행한 것에 대한 문제로 Northeast Utilities의 관리자가 사임하였다.

<표 3-14> 극단적인 고장 발생 시 책임 범위에 대한 예

사례	잭슨빌 정전	코네티컷 정전
발생 시기	2002	2011
고장 사례	두 개의 송전선 탈락 및 추가 계전기 고장	대규모 송전선 탈락
고장 분석	발전소와 연결된 송전선 두 개가 탈락하여 공급부족으로 주파수가 내려가자 이를 예방하기 위해 송전선 재폐를 시도하였음. 하지만 계전기 고장으로 인해 발전소가 탈락하여 계통이 불안정해졌고 주변 계통과 고립이 됨	눈보라로 인해서 대규모 송전선 탈락하여 대규모 정전이 발생함
사전적 대책	극단적인 고장이기 때문에 마련하지 않음	극단적인 고장이기 때문에 마련하지 않음
사후적 조치	부족한 공급을 맞추기 위해 부하차단 대신 송전선 재폐를 시도하지만 계전기 문제로 발전소가 탈락함	대규모 정전 발생한 후 이를 복구하기 위한 방안을 마련함
문제 사항	운영 측면: 부하차단 대신 송전선 재폐를 시도하여 발전소를 탈락시켜 고장을 확대시킴	운영 측면: 고장 발생으로 인해 대규모 정전이 발생함
	관리 측면: 계전기가 적절하게 대응하지 못해 고장을 확대시킴	계통 복구 측면: 정전 발생 후 계통을 정상상태로 빠르게 복구하지 않았으며 충분한 복구계획을 마련하지 못함
면제 사유	운영측면의 경우 예측할 수 없는 고장이라 사전적 대책을 마련할 수 없었다는 점에서 부적절한 운영으로 볼 수 없음	운영측면의 경우 자연재해로 인한 고장이기 때문에 정전을 막는 것은 현실적으로 어렵다는 점에서 부적절한 운영으로 볼 수 없음
책임의 범위	1. 정전에 대한 책임으로 소비자가 실제로 본 금액에 대해서 배상 2. 계전기를 제대로 관리하지 못했다는 점에서 FERC에서 벌금을 추가로 부가	1. 정전에 대한 책임으로 소비자가 실제로 본 금액에 대해서 배상 2. 계통 복구에 대한 늦은 대응으로 인해 관리자 사임

이처럼 미국의 경우 극단적인 고장으로 정전이 발생하며 고장을 면밀하게 분석하여 징계를 주고 있으며 운영측면에서 사전적 대책을 마련하기 어려운 고장에 대해서는 책임을 주지 않는다. 다만 정전복구와 같이 사후적 관리를 미흡하게 수행할 경우 이에 대한 징계를 받을 수 있다.

제 3절 미국의 상정고장 분류체계 및 적용기준의 특징

상정고장 분류체계의 특징

본 장의 1절에서 미국의 신뢰도 기구인 NERC의 상정고장 분류체계에 대하여 알아보았다. NERC의 상정고장 분류체계는 P1~P7까지 7가지의 고장과 극단적인 고장으로 구분할 수 있으며 이를 국내 상정고장 분류체계와 비교하면 P0은 정상상태, P1은 단일고장, P2~P7은 이중고장, 극단적인 고장은 다중고장에 대응시킬 수 있다.

국내와 미국 사이에 대응되는 고장 범주에 포함된 고장이 유사할지라도 미국의 상정고장 분류체계와 국내 상정고장 분류체계를 분류하는 각각의 기준에는 큰 차이가 있다. 국내의 경우 고장이 발생한 설비개수를 가장 핵심 기준으로 사용하지만 미국의 경우 고장이 발생한 설비개수뿐만 아니라 초기조건, 설비의 기능, 설비의 구조적특징을 고려하여 7가지 사례를 구체적으로 명시하고 있으며, 사고종류, 전압레벨 등을 활용하여 추가적으로 세분화하고 있다. 예를 들어 하나의 고장이 발생한 후 계통이 안정된 상태에서 추가적으로 하나의 설비가 더 탈락하게 된다면 이는 국내 기준에서는 하나의 고장이 발생하였기 때문에 단일고장으로 분류될 수도 있다. 하지만 NERC의 신뢰도 기준에 따르면 다중고장인 P3 또는 P6이 된다. 이러한 분류 기준으로 인하여 국내에 비해 보다 구체적인 분류체계 수립이 가능하다.

뿐만 아니라 고장검토시 혼동을 막기 위하여 각 범주별 고장사례에 대해서 구체적으로 명시하였다. 예를 들어, 극단적인 고장도 정상상태 분석일 경우 7가지의 고장사례를 구체적으로 명시하였고 안정도 분석일 경우 6개 고장사례를 구체적으로 명시하였다.

미국이 이렇게 다양한 분류기준을 바탕으로 구체적인 상정고장 분석체계를 수립하는 것이 가능한 이유는 상정고장 분류체계와 관련된 이해당사자들의 의견을 적극적으로 수렴하기 때문이다. 해외 출장 및 자문을 통해 확인한 결과 NERC는 상정고장 분류체계에 대한 사회적 합의를 도출하기 위하여 상정고장 분류체계를 확정하는 위원회를 결성하여 운영하고 있다. 이 위원회에는 신뢰도 기구로서 NERC, PJM을 비롯한 계통운영자, 다양한 전기사업자, 대규모 소비자들이 참여하고 있다. 기본적인 형태는 열린 접근을 허용하는 형태이며 위원회에서 상정고장을 분류하는 다양한 기준을 근거로 활용하여 해당 상정고장이 분류되는 범주에 대한 자신이 속한 집단의 생각을 대변한다. 현행 상정고장 체계에서 개선해야 될 부분이 있다고 생각하면 이에 대해서도 적극적으로 의견을 제시하여 바꿀 수 있도록 한다. 실제로 2013년 12월 23일 이런 절차를 걸쳐 상정고장 분류체계가 개정되었다.

극단적인 고장에 해당하는 사례 또한 이 위원회를 통해서 선정하게 된다. 극단적인 고장과 같이 넓은 범위로 해석이 가능한 고장을 한정하기 위해서는 여러 가지 요소들을 고려해야 한다. 한 가지 기준에 편중되어 고장이 결정되는 것을 방지할 뿐만 아니라 실무자들의 의견을 최대한 반영하기 위해서는 위와 마찬가지로 사회적 합의를 통해 고장을 선정하는 것이 합리적이라고 볼 수 있다. 그렇기 때문에 상정고장의 발생 가능성과 발생으로 인한 피해 규모, 이에 대한 계획 및 설비확충 수립에 따른 비용에 대해서 실무자들이 우선적으로 분석을 하고 위원회에서 토의를 통하여 최종 안을 결정하게 된다.

이처럼 위원회를 통하여 모든 회원들의 동의를 끌어낼 수 있기 때문에 다양한 상정고장 분류기준을 바탕으로 구체적인 분류체계를 수립할 수 있다. 또한 위원회에서 명시한 상정고장 분류체계는 모두의 동의를 통해 만들어 낸 체계이기 때문에 이와 관련하여 문제가 발생하였을 때 책임 문제에 대해서도 명확히 할 수 있다.

2. 상정고장 적용기준의 특징

본 장의 2절에서 상정고장에 대한 적용기준을 살펴보았다. 상정고장 운영기준에 있어서 전압, 과부하, 안정도 등을 검토하며 단일고장 및 다중고장에 대해서는 계통에 대한 영향 평가를 통해 해당 기준을 위배하는 상황이 발생했을 시에 대한 운영계획 또는 설비확충 계획을 의무적으로 수립하여야 한다. 이 때 사고설비의 영향력과 설비확충의 경제성을 고려하여 일정수준의 공급지장을 운영계획 방편으로 허용한다. 또한 국내와는 다르게 극단적인 고장에 대해서는 상정고장 분석만 의무적으로 수행하도록 명시하였기 때문에 극단적인 고장과 관련해서는 각 사업자의 세부운영기준에 맞게 선택적으로 수립할 수 있도록 하였다.

상정고장 대책에 있어서도 분류체계 수립과 마찬가지로 사회적 합의 절차를 수행해야 한다. 대책 수립시 책임 문제가 발생할 수 있는 상황은 부하차단이다. 부하차단의 경우 계약된 부하차단이 가장 우선순위에 있으며 이러한 점은 국내와 유사하다고 볼 수 있다. 하지만 계약된 부하차단뿐만 아니라 다중고장 발생으로 인해 추가적인 부하차단이 필요할 때에 대해서도 사전적으로 사회적 합의를 통하여 해당 고장으로 인해 발생하는 부하차단에 의한 책임 문제를 보다 원활히 해결할 수 있도록 한다.

PJM 및 소속 송전사업자들의 운영기준을 살펴보면 상당히 세분화하여 구체적인 운영방안을 마련할 수 있도록 하였다. 안정도와 관련된 기준은 국내와 유사한 체계를 갖추고 있지만 전압과 과부하의 경우 매우 상세한 기준체계를 갖추고 있다. 전압의 경우 저전압이 발생했을 때는 3가지 경우로 분류하고 각 상황별로 전압을 복구해야 하는 시간에 대해서 명시하였다. 또한 전압의 크기뿐만 아니라 전압차에 대해서도 위배상황을 적용하고 있다. 과부하의 경우 설비상태에 따라서 용량을 다르게 산정하여 보다 구체적인 기준을 개발하였다. 최종적으로는 PJM에서 주어진 가이드라인을 바탕으로 송전사업자가 세부운영규칙을 보다 자세하게 규정하여 고장분석을 수행하고 있다.

극단적인 고장에 대해서는 선택적으로 조치를 마련해도 되기 때문에 극단적인 고장이 발생했을 시의 피해에 대해서는 책임이 계통운영자에게 있다고 볼 수 없다. 이는 상정고장 분류에 있어 극단적인 고장은 분석만 해도 된다는 사회적 합의를 이미 얻은 상태이기 때문에 책임을 지지 않을 수 있는 명분을 갖고 있다고 판단할 수 있다. 하지만 의무는 아니더라도 계통운영자는 극단적인 고장의 위험성을 알고 있기 때문에 해당 고장이 큰 영향을 미칠 것이라고 판단이 되면 경제성 평가 및 전기사업자와의 토의를 통하여 극단적인 고장에 대비할 수 있는 방안을 마련한다. 또한 운영경험을 바탕으로 NERC에서 제시한 고장 사례보다 더 많은 극단적인 고장에 대해 분석하고 있다. 실제로 극단적인 고장이 발생했을 시에는 사전에 대책을 마련하지 않았기 때문에 사후적 조치를 통하여 파급효과를 완화시킨다.

이처럼 미국의 신뢰도 관리기구 및 계통운영자는 사회적 합의를 바탕으로 상정고장 분류체계와 적용기준을 수립하기 때문에 구체적이면서도 합리적인 상정고장 체계를 수립할 수 있다. 이는 극단적인 고장과 관련된 규정을 보면 잘 나타나는데 극단적인 고장과 같이 경제성이 낮은 고장의 경우 무리한 운영 계획이나 설비 확충을 진행하지 않고 이에 대해서는 실무자의 판단에 맡김으로써 유연한 체제를 확립할 수 있다. 또한 사전에 조치를 마련하지 않는 극단적인 고장을 분류할 때 계통운영자를 포함한 모든 회원들의 동의를 얻었기 때문에 예상하지 못한 고장으로 인한 피해를 계통운영자가 전부 책임지는 일이 발생하지 않는다.

제 4장 기타 국가의 상정고장 체계에 대한 분석

제 1절 일본

현재 일본은 TSVIU(Transmission sector of vertically integrated utilities)라고 불리는 각 지역의 전력회사들이 계통 계획과 운영을 모두 수행하고 있으며 별도의 강제성을 갖는 규제기관이 존재하지 않는 구조를 갖추고 있다. 각 TSVIU는 자체적으로 전력계통 신뢰도 유지를 위한 계통검토 및 보강을 수행하고 있으며 이것을 반영하여 계통을 운영하고 있다. <표 4-1>은 이에 해당하는 규정 중 하나로 계통 계획 및 운영 시 상정고장에 따른 대응방안에 대해 제시한 표이다. 단일고장의 경우 사고를 대응해서 설비계획단계부터 발전기, 변압기, 송전선 등을 확충하여 문제가 발생하는 것을 막고 있다. 계통운영을 살펴보면 설비확충 비용 및 시간의 한계로 인해 설비확충으로만 해결하기 어려운 2회선 고장에 적용하는 것을 알 수 있다. 따라서 단일고장의 경우 설비확충을 통하여 무조건적으로 계통운영기준을 준수해야 하며, 2회선 고장의 경우 계통운영방안 및 SPS와 같은 보호설비를 통해서 일부 공급지장이 발생하더라도 계통이 전체적으로 붕괴되는 것을 막고 빠른 계통 복구 방안을 마련해야 하는 것을 알 수 있다.

<표 4-1> 상정고장에 따른 대응방안

대응방안	계통운영기준
	동기상태	전압안정도	주파수	과부하
설비 계획	N-1시, 반드시 안정된 상태 유지	N-1시, 제한된 범위 내에서 반드시 유지	N-1시, 제한된 범위 내에서 반드시 유지	N-1시, 과부하 발생 금지
계통 운영	N-1시, 반드시 안정된 상태 유지 (2회선 고장도 해당)	N-1시, 반드시 안정도 유지 (2회선 고장도 해당)	2회선 고장 시, 제한된 범위 내에서 반드시 유지	N-1시, 과부하 발생 금지 (2회선 고장도 해당)
보호 설비	N-1, 1모선, 2회선 고장시, SPS 동작에 의해 파급이 방지되어야 함	N-1시, SPS 동작에 의해 파급이 방지되어야 함	2회선 고장시, SPS 동작에 의해 제한된 범위 내에 존재해야함	N-1, 2회선 고장시, SPS 동작에 의해 파급이 방지되어야 함

하지만 TSVIU사이의 계통연계를 위해서는 TSVIU가 완전히 독자적으로 계통 규정을 제시할 수 없으므로 일본 전력계통운영협의체인 ESCJ(Electric Power System Council of Japan)가 신뢰도 유지에 대한 가이드를 제시하고 있으며 TSVIU는 이를 준수하고 있다. ESCJ에서 제시하는 가이드 중에서 22kV 이상 고전압의 송전계통에서 계통운영기준과 계통평가방법에 대해 살펴보면 아래와 같다.

1. 상정고장 분류체계 및 적용기준

정상상태에 대해서는 다음과 같은 규정을 준수해야 한다. 국내와 비슷하게 전압, 과부하, 안정도에 대해 TSVIU는 계통운영기준을 사전에 공개하도록 하고 있다. 차이점이라면 허용되는 전압변동폭에 대해서도 TSVIU가 계통운영기준을 마련하도록 하고 있다.

-설비들의 정격 용량을 초과해서 조류가 흐르지 않도록 해야 한다.

-스위칭 기기들의 동작에 의한 전압 변동을 억제하고, 전압 안정도를 유지하면서 지정된 전압 목표 범위 내에 전압을 유지해야 한다.

-발전기가 안정적으로 동작해야 한다.

다음으로 N-1 상정고장에 대해서는 다음과 같은 규정을 준수해야 한다. N-1 상정고장은 1회선 탈락, 변압기 고장, 발전기 고장을 말한다. 정상상태에서와 마찬가지로 설비들로 인한 공급지장이 발생하지 않도록 상정고장에 대한 운영방안을 마련해야 한다. 이는 국내기준과 유사한 것을 알 수 있다.

-정전은 원칙적으로 허용되지 않지만, 정전의 영향이 충분히 작으면 때에 따라서 허용할 수도 있다. 많은 부하가 집중되어 있어서 정전에 대한 사회적 영향이 큰 지역에 대해서는 가능한 정전이 일어나지 않도록 해야 한다. 주요 간선 선로의 N-1 상정고장에 의한 정전 또한 가능한 일어나지 않도록 해야 한다.

-송전선로 및 발전기를 포함한 계통연계용 선로의 N-1 상정고장에 대해서 발전기 탈락이나 발전기 출력 감소의 영향이 충분히 작아야 한다. 발전사업자가 자발적으로 발전기 출력 감소를 한 상황에서 그로 인한 영향이 충분히 작으면, TSVIU는 계통 안정도를 유지하려는 측면에서 송전 설비를 과부하로부터 보호하려는 목적으로 출력을 감소하는 것을 허용한다.

마지막으로 N-2 상정고장 및 더 심각한 고장에 대해 알아보도록 한다. N-2 상정은 2회선 탈락과 같이 두 개 설비 이상의 동시 고장을 말한다고 애매하게 정의하고 있다. 즉 국내와 마찬가지로 고장사례가 구체적으로 묘사되어 있지 않다. TSVIU는 계통 안정에 미치는 영향과 사회적 영향을 고려해서 필요시 N-2 상정고장뿐만 아니라 더 심각한 사고에 대해서 계통운영방안을 마련한다. 이는 국내와 마찬가지로 명확한 적용기준이 없다는 것을 의미한다. 하지만 ESCJ의 계통운영기준이 의무적인 것이 아니며 주로 세부적인 사항은 TSVIU에 의해 결정되기 때문에 국내처럼 의무성이 있는 기준이 모호한 표현을 사용했다고는 볼 수 없다.

-N-2 상정고장에서는 부분 정전이 허용된다. 하지만, 공급차단 양이 많고 사회적으로 심각한 영향을 미친다면 반드시 다른 방법이 검토되어야 한다.

2. 상정고장 평가방법

TSVIU는 위에서 나눈 세 가지 상태(정상상태, N-1 상정고장, N-2 이상 상정고장)에 대해서 계통 안정 기준을 만족하는지 평가해야 한다. 평가는 설비확충 계획 및 수요 예측을 바탕으로 부하 증가, 새로운 발전 설비 추가, 기존 발전 설비 제거를 고려해서 이루어지고 아래 소개되는 방법들이 적용된다. 또한 평가항목 별 구체적으로 실험해야 하는 상정고장 사례를 명시하고 있다.

- 평가조건

수요는 특정 기간 중 수요가 가장 높은 3일의 평균 수요가 사용된다. 경부하 시간에서의 계통을 평가하기 위해 경부하도 사용된다. 하지만, 상정고장 검토의 경우 사고 영향력이 미치는 범위와 심각한 상황을 파악할 수 있도록 최대부하를 사용한다. 공급은 발전기의 특성, 계약량 등을 고려해서 발전기 출력량을 설정하며, TSVIU와 연계 발전사업자 사이의 계획에 따라 결정된다.

- 정격/과부하 용량

정격/과부하 용량은 송전선로나 변압기와 같은 설비가 손상으로부터 보호받을 수 있는 양으로 결정된다. 정격 용량은 설비가 지속적으로 동작할 수 있는 열용량으로 결정하고, 과부하 용량은 2회선 선로 또는 병렬 운전 중인 변압기 중 1개 설비 탈락인 N-1 상정고장 발생 시 설비가 제한된 기간 동안 동작할 수 있는 열용량으로 결정한다. 정상상태에서는 설비에 흐르는 조류가 정격 용량 이하로 유지되어야 하며, 병렬 동작중인 설비 중 한 개의 설비 탈락으로 인한 상정고장에서는 과부하 용량 이하로 유지되어야 한다. TSVIU는 송전 설비들의 정격/과부하 용량을 결정하고 공개해야 한다.

- 안정도 평가

일반적으로 계통 안정도는 계통 내 모든 발전기가 동기 상태를 유지하며 안정적인 동작을 하는 것을 의미하며, 불안정은 발전기의 동기탈조가 일어나는 상황을 의미한다. 정상상태 안정도 및 발생할 수 있는 최악의 경우에서의 과도안정도가 모두 유지되어야 하며, 유지하지 못하는 경우에는 교탑송전선이나 개폐소 추가 건설 등의 대책을 마련해야한다. 3상 지락 사고 정상제거의 경우에 반드시 안정한 상태를 유지해야 하며, 계통 구조와 상정고장 확률에 따라 단상 이중선로 동시 지락사고-정상제거 후 재폐, 2상/3상 이중선로 동시 지락사고-정상제거 후 재폐, 지연제거, 모선사고, 교탑송전선 고장 등이 평가될 수 있다. TSVIU는 계통의 지역 특성이나 계통 구성에 따라 안정도가 평가되는 계통 조건을 구체적으로 만들고 공개해야 한다.

- 전압안정도

전압안정도는 N-1 상정고장에 대해서 평가가 이루어지며, 계통 구성 특성에 따라 교탑송전선 탈락과 같은 상정고장을 평가하기도 한다. TSVIU는 계통계획시 전압안정도를 평가하며, 상정고장에 대해 최악의 경우에 대해서도 전압안정도를 유지해야 한다. 이를 만족하지 못하면 상전환 설비 추가와 같은 적절한 대안이 필요하다. TSVIU는 계통 특성에 따라 전압안정도가 평가되는 계통 조건을 구체적으로 만들고 공개해야 한다.

- 주파수 유지

TSVIU는 경부하 조건에서 계통 주파수 유지를 평가하고 있으며 교탑송전선 탈락이 지정된 상정고장으로, 그 때의 영향을 평가한다. 주파수 조건을 만족하지 못하면 교탑송전선을 추가하는 방안과 같은 대안을 고려한다. TSVIU는 계통 크기와 계통 주파수 제어 방식에 따라 주파수 유지에 대한 내용을 공개해야 한다.

즉, 일본에서는 국내와 유사하게 고장이 발생한 설비개수를 기준으로 단일고장과 N-2이상의 상정고장으로 고장을 분류하고 있으며, 그 때와 정상상태까지 포함해서 지켜야 할 기준들에 대해 명시하고 있다. 단일고장의 경우 정상상태와 비슷하게 계통운영기준을 준수할 수 있도록 사전적 대책을 마련해야 하며, N-2상정고장 이상의 심한 고장에 대해서 계통운영방안을 공개한다고 되어있지만 그것에 대한 구체적인 내용은 명시되어있지 않아 국내 다중고장 적용기준과 유사한 것을 볼 수 있다. 하지만 ESCJ의 규정이 의무적이지 않고 TSVIU 자체규정을 적용한다는 점에서 단일고장이상의 고장에 대해서는 계통운영자에게 선택권을 주었다고 볼 수도 있다. 또한 계통을 평가하는 방법에 있어서는 정격/과부하 용량, 동기안정도, 전압안정도, 주파수유지에 대해 각각의 검토마다 정해진 상정고장을 구체적으로 명시하고 있으며 고장으로 문제가 생길 경우 설비확충이 필요한 것도 명시하고 있다.

제 2절 영국

영국 NGET의 송전계통 운영에 관한 규정은 육지와 해상송전계통으로 나뉘어서 명시되어있다. 두 송전계통에 관한 규정이 병렬 구조로 이루어져 있기 때문에 본 보고서에서는 육지송전계통에 대해서 알아보았다. 우선 상정고장 분류체계를 먼저 파악할 필요가 있다. 영국은 발생하는 고장들에 대해 고장 발생 시 계통 운영을 통해서 준수해야 하는 정상 운영기준을 명시하였고, 그 외에 특별한 경우에 대하여 준수해야 하는 조건부 운영기준을 따로 마련해두었다.

<표 4-2> 상정고장에 따른 최대 공급손실 허용량

부하 그룹	초기 계통상태
	정상 상태[eqn: ` ^{1,2)}]	공급용량에 영향이 있을 때[eqn: ` ^{1)}]
1500MW 이상	불허	불허[eqn: ` ^{3)}]
300~1500MW	불허[eqn: ` ^{4)}]	불허[eqn: ` ^{3)}]
60~300MW	불허이지만, 공급회복을 위해 설비나 적절한 대처가 가능하다면 20MW까지 자동 탈락 허용[eqn: ` ^{5)}]	공급용량을 회복할 때까지 운영측면에서 특정 시간동안 허용
12~60MW	불허이지만, 공급회복을 위해 설비나 적절한 대처가 가능하다면 15분 동안 12MW까지 자동 탈락 허용	허용
1~12MW	공급이 회복될 때까지 운영측면에서 특정 시간동안 허용	허용
1MW 이하	공급이 회복될 때까지 운영측면에서 특정 시간동안 허용	허용

1) 공급용량 손실의 회복에 소요되는 시간은 가능한 짧아야 하고, 회복시간이 전체량을 회복하기 위해 규정된 최대허용시간보다 짧은 경우 공급 용량 손실을 허용한다.

2) 공급용량이 계획대로 확보되었다면 공급손실은 발생하지 않아야 한다.

3) 송전망 연계지점의 공급용량이 수요연계기준에 맞게 설계되었다면, 공급용량 손실은 그것을 복구하기 위해 정해놓은 시간을 넘지 않는 범위에서 최대 1,500MW까지 허용한다.

4) 송전망 연계지점의 공급용량이 수요연계기준에 맞게 설계되었다면, 60초 동안 60MW까지 손실을 허용한다.

5) 송전망 연계지점의 공급용량이 수요연계기준에 맞게 설계되었다면, 60초 동안 부하그룹 전체 양까지 손실을 허용한다.

우선 정상 운영기준에서 첫 번째 고장 범주는 1)단일 송전선로 손실, 2)무효전력 보상설비 및 기타 무효전력 공급원 손실, 3)발전기 한 대의 전력공급원 손실, 4)계획단계에서 대비한 부분모선 손실을 포함하고 있다. 이 범주의 적용규정에 따르면 <표 4-2>에서 언급한 것 이외의 공급용량 손실, 허용불가 주파수조건, 허용불가 1차 송전설비의 과부하, 허용불가 전압조건, 계통 불안정 등을 허용하지 않는다. <표 4-2>에 부하 차단관련 기준은 상정고장과 관련된 수요연계기준과 관계가 있다. 수요연계기준에 따르면 송전선 1회선 고장이 발생했을 때 <표 4-3>과 같이 공급용량을 확보해야 하며 전압위배, 과부하, 계통 불안정을 허용하지 않는다. 즉 사전에 상정고장에 따른 계획 용량에 대해 규정하고 그 규정을 바탕으로 실제 운영기준을 적용한다.

<표 4-3> 상정고장에 따른 최소 공급 계획 용량

부하 그룹	초기 계통상태
	정상 상태	단일고장1)
1500MW 이상	즉시 전체 부하그룹 용량	즉시 전체 부하그룹 용량
300~1500MW	즉시 전체 부하그룹 용량2)	즉시 전체 부하그룹 용량의 67% 계획된 시간 이내 전체 부하 그룹 용량
60~300MW	즉시 전체 부하그룹 용량 – 20MW3) 3시간 이내 전체 부하그룹 용량	3시간 이내 전체 부하그룹 용량의 1/3 계획된 시간 이내 전체 부하그룹 용량
12~60MW	15분 이내 전체 부하그룹 용량의 2/3 3시간 이내 전체 부하그룹 용량	없음
1~12MW	3시간 이내 전체 부하그룹 용량 -1MW 수리 기간 이내 전체 부하그룹 용량	없음
1MW 이하	수리 기간 이내 전체 부하그룹 용량	없음

1) 송전선 1회선, 발전기 1대, 무효전력 공급원 손실을 의미한다.

2) 경제적으로 큰 영향이 있으면 60초 동안 60MW까지 감소 허용한다.

3) 경제적으로 큰 영향이 있으면 60초 동안 전체 부하 그룹 용량까지 감소 허용한다.

이 범주에 해당하는 고장이 발생했을 때 상정고장 적용기준을 살펴보면 계통상태에 따라 운영기준이 정해지며 정상상태와 같이 안정된 상태일 때 더 엄격한 기준을 적용한다. 또한 부하그룹의 크기가 클수록 계통에서 중요한 부하라고 판단하여 더 엄격한 기준을 적용하고 있다. 부하그룹이 작고 공급용량이 부족한 경우에 대하여 상정고장에 대비하기 위해 드는 비용이 상정고장이 발생했을 때 피해보다 크다고 판단하여 특별한 규정 없이 공급지장을 허용하고 있다.

두 번째 고장 범주는 1)이중 가공선로 고장이나 2)부분모선 고장을 포함하고 있다. 1500MW이상 공급용량 손실, 허용불가 주파수조건, 1500MW이상의 송전망 공급 지점에 영향을 주는 전압조건, 고압송전망과 연결된 한 기 이상 발전기에서 불안정성이 발생해서는 안 된다.

정상 운영기준이 아닌 조건부 운영기준에서는 계통이 특수한 상황에 놓여있을 때 특정고장이 발생한다면 어떻게 계통을 운영해야 하는 지를 명시하고 있다. 특수한 상황이라 함은 이중 가공선로 고장의 발생 가능성이 평소보다 매우 높은 상황, 송전망의 안정적 운영과 관련하여 경제적인 문제가 없는 상황, 고장을 해결하기 위한 계통운영방안으로 공급용량이 손실될 확률이 증가하지 않는 상황을 말한다. 이러한 상황에서 고압 송전망의 이중 가공선로 고장이 발생했을 때가 조건부 운영기준에 해당하는 고장으로 세 번째 고장범주가 된다. 이 범주에 해당하는 고장은 경제적인 손실이 크지 않은 경우에 300MW 이상의 공급손실, 허용불가 1차 송전설비의 과부하, 허용불가 전압조건, 계통 불안정이 발생을 허용하지 않는다. 즉, 조건부 운영기준과 같이 경제성이 있고 상정고장 발생확률이 높은 고장에 대해서는 정상 운영기준보다 더욱 엄격한 기준을 적용하는 것을 알 수 있다.

앞서 언급한 여러 규정 중 전압에 관한 규정은 더욱 구체적으로 명시되어있으며, 계통운영시 각각의 송전계통에 대해 저전압과 고전압이 어느 범위 내에서 유지되어야 하는지가 명시되어있다. <표 4-4>는 전압의 순간적인 변화량 제한 값을 보여준다. 송전계통별로 규정을 달리 하고 있으며, 전압 강하의 경우 해당 고장에 따라 다른 범위를 허용하고 있다.

<표 4-4> 영국 계통운영시 전압의 순간적인 변화량 제한값

송전계통	전압 강하	전압 상승
사고 후 NGET	-6%[eqn: ` ^{1,2)}]	+6%
스위칭 동작 후 NGET	-3%	+3%
SPT	-6%[eqn: ` ^{1)}]	+6%
SHETL	-6%[eqn: ` ^{1,2,3)}]	+6%

1)고장이 이중 가공선로 탈락과 관련이 있으면 –12%까지 허용

2)고장이 모선 고장과 관련이 있으면 –12%까지 허용

3)고장이 고압 송전망의 변압기 탈락과 관련이 있으면 –12%까지 허용

영국의 상정고장 관련 특징은 고장이 발생한 설비개수에 따라 고장을 분류하지 않았고, 고장들의 집합을 계통에 영향을 주는 정도에 따라 세 그룹으로 분류하였다. 그리고 각 그룹별 해당고장이 발생했을 때 상정고장 적용기준을 각각 명시를 하고 있다. 또한 각 그룹에 포함되는 상정고장 사례를 구체적으로 명시하였다.

적용기준과 관련해서는 부하 그룹의 크기에 따라 허용하는 공급손실량을 정해놓았고 초기 계통상태에 따라 다른 기준을 적용하였는데, 이는 고장 그룹뿐만 아니라 초기 계통상태도 고려하고 있다는 것을 의미한다. 또한 조건부 운영기준을 마련하여 사고의 발생 빈도나 경제적 정당성 등을 고려하여 사고에 대해 엄격한 기준을 적용하기도 한다. 그리고 전압에 대해서는 순간적인 저전압, 고전압에 대해 더욱 구체적인 기준을 명시하고 있으며 고장에 따라 저전압 기준을 달리하고 있음을 알 수 있다.

제 3절 프랑스

프랑스에서는 계통운영자가 상시 k개 설비의 고장을 유발하는 상정고장이 일어났을 때 계통이 안정적으로 동작하도록 필요한 조치를 반드시 수행해야 한다. 하지만 모든 고장의 조합을 다룰 수 없고, 또 발생확률이 매우 낮은 고장에 대해 대비하는 것은 경제적 정당성이 없다는 것을 인식하고 있어 모든 종류의 상정고장에 대해 대처할 수 없다고 명시하고 있다. 즉, 고장의 발생 확률과 고장을 해결하기 위해 소모되는 비용, 계통 신뢰도의 관계를 종합적으로 고려해서 계통 내에서 안정적으로 규정을 준수해야 하는 위험상황들이 정해지고, 그 관계는 N-k 규칙으로 표현된다.

N-k 규칙은 “고장 발생확률 x 공급지장 허용정도”를 기준 값으로 활용하여 고장을 분류한 원칙이며, 기준 값을 바탕으로 “고장결과 – 고장 발생확률”을 4개의 영역으로 분류하였다.

<그림 4-1> N-k 규칙

-허용 가능한 위험이 존재하는 영역 (zone 4)

-허용 불가한 위험이 존재하는 영역 (zone 3)

-허용 불가한 결과가 존재하는 영역 (zone 2)

-계통운영자가 defense plan을 허용하는 위험 영역 (zone 1)

위에서 특이한 점은 위험(risk)이 존재하는 영역과 결과(consequence)가 존재하는 영역이 구분되어있다는 점이다. 고장이 발생했을 때 설비가 바로 탈락되는 경우가 존재하고, 설비가 동작 중에 잠재적 고장을 가지고 있으면서 갑자기 탈락이 일어나는 경우가 존재한다. 이 두 가지 상태에 대해 적절히 대처할 수 있도록 전자를 결과(consequency), 후자를 위험(risk)으로 분리해서 영역을 구분하고 있다.

<그림 4-1>은 앞서 언급한 N-k 규칙을 그래프로 보여주고 있다. 그래프의 가로축은 해당 고장이 발생할 확률을 말하고 오른쪽으로 갈수록 확률 값이 더 큰, 즉 빈번히 발생하는 고장을 말한다. 다른 나라와 달리 확률에 따라 연속적으로 고장을 분류하기 때문에 구체적인 범주를 갖지는 않지만 특정 확률을 기점으로 두 가지 고장으로 분류된다. 특정 확률보다 발생가능성이 높아 고장사례를 한정할 수 있는 고장은 dimensioning event라고 분류하고 이 확률보다 발생가능성이 낮아 고장사례가 다양한 고장은 non-dimensioning event라고 분류한다.

각 고장에 따라 적용기준을 살펴보면 우선 non-dimensioning event의 경우 zone1에 해당하는 규정을 준수해야 한다. 이 고장은 발생확률이 매우 낮고 고장을 해결하는 비용이 크기 때문에 사전적 대책을 마련하는 것은 현실적으로 어렵다. 따라서 zone 1에서는 defense plan을 허용하고 있다. Defense plan이란 계통운영방안 없이 주파수위배, 동기탈조, 저전압 등에 문제가 발생하면 보호설비 스스로 계통을 보호하기 위해 차단하는 것을 말한다. 따라서 원자력 발전소 손실이나 400kV 변전소 손실과 같은 다중고장에 대해서는 사후적 조치로 고장을 해결하는 것을 허용한다는 것을 의미하고 공급지장 정도를 제한하지 않는다.

Dimensioning event의 경우 zone2~4에 해당하는 규정을 준수해야 한다. zone2는 전 고장영역에 걸쳐 공급 감소량이 특정 값을 넘어선 허용 불가한 결과가 있는 영역이며, zone3은 공급 감소량이 zone2의 경우보다 작지만 허용 불가한 위험이 존재하는 영역이다. zone4는 dimensioning event 고장 분석 결과가 zone2, zone3에 해당될 때 적절한 조치를 통해 돌아와야 하는 영역이다. 즉, 상정고장 분석 결과가 허용 불가 영역에 있거나(zone 2) 위험 정도가 최대 허용 위험보다 더 크다고 판단되면(zone 3) 계통운영자는 사전적 대책과 실시간 운영을 통해서 예상되는 공급지장 정도를 허용 가능한 정도로 회복시켜야 하며, 그것이 불가능한 경우에는 공급지장 정도를 최소화시켜야 한다. <표 4-5>는 몇 가지 dimensioning event에 해당하는 상정고장들에 대해 그 때의 공급차단과 부하차단의 최대 허용 범위를 보여준다. 고장 설비에 따라 허용되는 공급지장정도가 달라지며 국내 단일고장에 해당하는 사례의 경우 공급지장이 거의 허용되지 않으며 이중고장에 해당하는 사례의 경우 어느 정도 공급지장을 허용하는 것을 볼 수 있다.

<표 4-5> 상정고장에 따른 최대 공급, 부하 차단 허용범위

상정고장	공급차단	부하차단	최대 허용 범위
발전기 고장	불허	불허	0
400kV 선로 고장 또는 400/225kV 변압기 고장	불허	불허	0
45~225kV 선로 고장	불허[eqn: ` ^{1)}]/허용	허용	100MW
45~225kV계통에 전력을 공급하는 400kV 또는 225kV 변압기 1차측 고장	불허[eqn: ` ^{1)}]/허용	허용	100MW
모선 고장	허용	허용	225kV, 400kV에서 600MW 45~150kV에서 200MW
동일 발전소 2대의 400kV 또는 225kV 발전기 동시 고장	불허	허용	600MW (부하차단)
400kV 이중 선로 고장	불허	허용	1,500MW (부하차단)

프랑스에서도 영국과 마찬가지로 고장이 발생한 설비개수에 따라 단일고장, 다중고장 등의 개념을 도입하지 않고 고장이 발생할 확률에 따라 크게 dimensioning event와 non-dimensioning event로 분류하였다. 발생 확률이 낮은 non-dimensioning event에 대해서는 보호설비들의 자동 보호로 계통 안정을 유지하는 것을 허용하는 등 보다 완화된 규정을 적용하고 있고 발생 확률이 큰 dimensioning event에 대해서는 발생확률에 따라 공급차단과 부하차단의 최대 허용량을 구체적으로 명시하고 있다.

제 4절 북유럽

북유럽은 상정고장과 관련된 체계에서 가장 중요한 특징으로 볼 수 있는 것은 상정고장 적용기준이 고장의 영향력뿐만 아니라 고장이 발생하기 이전 계통상황에 대해서도 고려한다는 점이다. 이와 같은 북유럽 사람들의 인식을 아래 <그림 4-2>를 통해 알아볼 수 있다.

<그림 4-2> 북유럽에서의 계통상태, 사고에 따른 허용 가능한 고장 결과

<그림 4-2>에서 가로축은 고장 이전의 계통상태를, 세로축은 고장의 영향력을 나타낸다. 가로축부터 보면 오른쪽으로 갈수록 계통의 스트레스가 심해지고 발생 확률이 작아지는 것을 확인할 수 있다. 이는 계통 스트레스가 높은 상태가 정상상태보다 확률적으로 더 발생하기 힘든 상황임을 말한다. 마찬가지로 세로축에서도 아래로 내려갈수록 발생 확률이 작아지며 고장이 더 영향력이 커진다는 것을 의미한다. 이 두 개의 축 사이에 대각선이 고장 이전의 계통상태와 발생한 고장을 동시에 고려한 상정고장 적용기준이 된다. 이는 계통이 고장 이전에 스트레스가 적고 발생할 확률이 높은 고장에 대해서는 엄격한 기준을 적용하고, 계통이 스트레스를 많이 받는 상태에서와 발생확률이 낮은 고장에 대해서는 불안정한 계통 상황을 허용한다는 것을 의미한다.

<그림 4-2>에서 알 수 있다시피 북유럽에서 상정고장에 관한 중요한 분류가 되는 것은 가로축의 고장 전 계통상태, 세로축의 고장의 발생확률에 따른 상정고장 분류체계, 대각선의 상정고장 적용기준이다. 따라서 이 요소들이 어떻게 정의되고, 고장 전 계통상태와 고장의 발생확률에 따른 상정고장 분류체계의 조합에 따라 상정고장 기준이 어떻게 적용되는지 알아볼 필요가 있다.

1. 고장 전 계통상태

고장 전 계통상태는 세 가지로 분류한다. 첫 번째로 모든 계통 요소가 정상 동작중인 정상상태가 있다. 두 번째는 검토하는 고장과 관련된 중요 직/병렬 설비가 유지·보수를 위해 동작이 중단된 상태인 계획정비 상태이다. 병렬 설비는 발전기 또는 무효전력 관련 병렬 설비(커패시터 등)이고, 직렬 설비는 송전선로, 직렬 커패시터, 모선 등을 말한다. 세 번째로 중요 직/병렬 설비가 자연적 사고에 의해 동작이 중단된 상태로 비계획 고장 상태이다. 이 세 가지 상태는 모두 다 계통에 큰 문제가 없는, 일반적인 동작 상태로 여겨진다. 계통운영기준에는 이 일반적인 동작상태 뿐만 아니라 계통에 문제가 있다고 판단되는 상태까지 포함해서 7가지로 세분화된 분류를 적용하고 있다. 계통 설비들이 정상 동작하고 있는 정상상태(PC0), 계획정비중인 상태(PC1), 병렬 설비의 자연적 고장 난 상태(PC2), 직렬 설비의 자연적 고장 난 상태(PC3)로 일반적인 동작 상태를 분류하고, 여기에 송전한계 초과/예비력 부족의 상황에 따라 송전한계를 조정하고 예비력을 최대 15분 이내로 가동하여 해결이 가능한 주의운전상태, 주의운전상태보다 심각하지만 아직은 부하차단을 하지 않아도 되는 동요운전상태, 부하차단까지 할 수 있는 발생 비상운전상태 세 가지로 나눠서 총 7가지의 기준으로 분류한다.

2. 상정고장 분류체계

북유럽에서는 계통 검토를 해야 하는 고장을 <표 4-6>과 같이 5개의 그룹으로 분류한다. 고장은 발생 확률에 따라 분류되며, FG1과 FG2가 가장 빈번하게 발생하는 단일고장이고, FG3은 상대적으로 적게 발생하는 단일고장과 특별히 자주 발생하는 이중고장이고, FG4와 FG5는 거의 발생하지 않는 고장 그룹이다. 분류체계 속에 속해있는 고장을 보면 국내와 유사하게 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 분류한 것으로 보이나, 설비개수가 많을수록 동시에 고장 날 확률이 줄어든다는 점에서 유사하게 분류된 것이며 실질적으로 발생 확률에 따라 고장을 분류하고 있다. 따라서 동시에 두 개의 설비가 고장이 나더라도 FG3~FG5까지 포함될 수 있다. 또한 FG5를 제외한 고장 그룹에서는 고장사례를 구체적으로 설명한 것을 볼 수 있다.

<표 4-6> 북유럽 상정고장 분류체계

고장 그룹	고장 설비
FG1. 직렬설비에 영향을 주지 않는 단일고장	1.1 발전기 고장 1.2 변압기 고장으로 인한 부하 차단 1.3 분로 설비 고장 (커패시터, 리액터) 1.4 DC 단극
FG2. 직렬설비에 영향을 주는 단일고장	2.1 송전선 1회선 고장 2.2 계통 변압기 고장 2.3 모선 고장 2.4 직렬 설비 고장 (직렬 커패시터 등) 2.5 DC 단극
FG3. 특수 단일고장 및 빈번한 이중고장	3.1 송전선 1회선 고장 (빠른 재폐 없음) 3.2 모선 (국가 간 계통운영의 주요 모선) 고장
FG4. 동일 사건으로 인한 이중고장	4.1 선로 고장과 화력발전기 탈락 4.2 송전선 2회선 고장 4.3 사고 제거 시 차단기 또는 계전기 고장 4.4 발전기 2대 탈락 4.5 섹션 분리 차단기를 포함한 개소 4.6 DC 양극 4.7 동일한 경로를 가지는 두 개 송전선로 탈락
FG5. 기타 다중고장	5.1 독립적인 2개 설비 동시 고장 5.2 3개 이상의 설비 동시 고장

3. 상정고장 적용기준

고장 이전의 계통상태와 발생한 고장에 따라 상정고장 적용기준은 세 가지로 분류된다. 첫 번째는 안정한 계통운영을 준수해야 하며 고장으로 인해 일시적으로 일부 지역에 발생하는 공급지장을 허용하는 기준인 A이다. A 기준에서는 오직 고장과 관련된 일부 지역 피해만 허용되기 때문에 고장 제거에 꼭 필요한 발전기 탈락과 부하차단이 아니라면 계통 보호조치로 제한된 부하와 발전량 변화만 가능하다. 고장 발생 시 전압과 주파수에 대해서 모두 정상상태와 과도안정도를 만족하면서 운영이 되어야 하고, 과부하에 의한 연속적인 탈락이 발생하지 않도록 운영되어야 한다. 또한 고장 후에도 전압과 주파수가 규정을 준수해야 하며, 계통 분리는 허용되지 않는다. 두 번째는 제어 조치 운영이 가능하고 계통운영방안으로 지역적인 공급지장을 허용하는 기준인 B이다. 발전기 강제 탈락과 부하 차단뿐만 아니라 영향력이 작은 정전과 계통 분리까지 고장을 해결하기 위해 발생한 지역에 한해서 허용된다. 지역이라는 용어는 고장 발생 국가를 말하며, 다른 지역의 부하 차단을 허용하는 등의 예외 경우가 존재할 수도 있다. 마지막은 계통 불안정과 정전 상황을 인정하는 기준인 C이다. 계통 분리와 대규모 정전 발생도 허용한다. 계통을 회복할 수 있도록 사후적 조치에 대해서 준비해야 한다. 다만 발생 확률이 매우 적더라도 피해가 큰 사고에 대해서는 계획단계에서 간단한 조치로 사고 피해를 줄일 수 있는 지 검토하도록 권고하고 있다.

위와 같이 정상운전 뿐만 아니라 계통 비상 상황까지 고려해서 고장 이전의 계통상태를 7가지로 나누고 고장 발생 확률에 따라 상정고장을 5가지로 나눠서 이를 피해 범위를 기준으로 3가지로 나눠진 상정고장 적용기준에 대응시킨 결과는 <표 4-7>과 같다. <표 4-7>을 보면 행이 상정고장 분류체계를 나타내고 열이 고장 전 계통상태를 나타낸다. 더 심각한 고장일수록, 그리고 고장 전 계통상태가 더 스트레스가 클수록 더 넓은 범위의 피해를 허용한다는 것을 알 수 있으며 적용기준이 A/B 또는 B/C와 같이 조금 더 세분화되어있다는 것을 알 수 있다.

북유럽의 상정고장과 관련해서는 고장 전 계통상태를 정상상태, 주의상태, 동요상태, 비상상태 등으로 세분화하고 있으며 추가적으로 정상상태를 4가지로 더 세분화해서 고장이 발생했을 때의 상황을 보다 정확히 반영하여 현실적으로 가능한 조치를 마련하기 위해 노력했다는 것을 알 수 있다. 상정고장을 분류하는 것에 있어서는 국내와 유사하게 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 분류하는 것처럼 보이나, 근본적으로는 고장의 발생확률을 고려하여 분류하기 때문에 같은 개수의 설비가 고장이 나더라도 다른 고장범주로 분류되며, FG5를 제외하고 계통운영기준을 만족시켜야 하는 FG4까지 고장사례를 구체적으로 나열하고 있다. 또한 상정고장 적용기준도고장의 영향이 미치는 범위에 따라 나눠졌으며 계통운영자가 해결하기 어려운 고장의 경우 소규모 정전뿐만 아니라 계통불안정과 대규모 정전을 허용하기도 한다.

<표 4-7> 북유럽 사고 후 운영기준 (NORDIC GRID CODE)

A. 안정한 계통 운영. 계통보호로 일부 지역 피해 및 제한적 운전 개입 B. 제어 조치 운영, 지역적 피해 C. 전 계통 불안정과 정전 A/B. 취약지역 고장발생시 피해는 B와 동일하나 그 외는 A일 경우 B/C. 목표는 B에 준하는 피해로 제한하는 것이지만 모든 고장에 대해서는 아님 ※고장 후 15분 동안 대응수단을 통해 운전상황은 조정됨 (외란 예비력 등)			고장 전 계통상태
			정상운전				주의 상태 운전	동요 상태 운전	비상 운전
			송전설비 정상가동	계획정비	일시적인 설비정지 및 조정운전		송전한계 초과/예비력 부족. 송전한계를 조정 및 운전/예비력을 최대 15분 내로 가동하여 계통 조정	송전한계 초과 및 예비력 부족	송전한계 초과 및 예비력 부족 부하차단 발생
			주요설비 운전정지 없음 PC0	병렬/직렬 설비 운전정지 PC1	병렬설비 운전정지 PC2	직렬설비 운전정지 PC3
고장 그룹	N-1 고장	직렬설비에 영향을 주지 않는 단일고장(FG1)	A	A	A	A	B/C	B/C	B/C
		직렬 설비에 영향을 주는 단일고장(FG2)				A/B			C
		특수 단일고장 및 빈번한 이중고장(FG3)				B		C
	연쇄 고장	동일 이벤트로 인한 이중고장(FG4)	B	B	B	C	C
		기타 다중고장(FG5)	C	C	C

제 5장 현행 상정고장 체계 개선방향

제 1절 상정고장 분류체계 개선

1. 현행 국내 상정고장 분류체계의 한계

상정고장 분류체계에 명시된 고장범주에 따라 계통운영기준이 적용되기 때문에 상정고장 분류체계는 상정고장 분석의 핵심이라고 볼 수 있다. 현행 국내 상정고장 분류체계가 적절한지 알아보기 위해 국내 상정고장 분류기준이 적합한지 검토하였다. 제 2장에서 설명하였듯이, 국내에서는 상정고장을 분류하는 기준으로 고장 난 설비개수를 활용한다. 즉 고장 난 설비개수가 1개이면 단일고장, 2개이면 이중고장, 3개 이상이면 다중고장으로 고장이 분류된다. 고장 난 설비개수는 단일기준이면서 명백한 기준이기 때문에 명료하게 고장이 분류되고 있다고 볼 수 있지만 때에 따라서는 애매한 분류체계를 이끌 수도 있다.

단일고장의 경우 고장 난 설비개수를 기준으로 고장을 분류하는 것이 합리적이다. 그 이유는 모든 설비들은 완전하지 않아 고장이 발생할 수밖에 없으며 이 경우를 대비하기 위해 설비 하나가 고장이 났을 때 단일고장으로 분류하여 상정고장을 검토하는 것이 합당하기 때문이다. 실제로 해외사례를 보아도 N-1 상정고장의 경우 대부분 단일고장으로 정의하여 다른 고장과 분류하고 있다.

하지만 이중고장 이상이 될 경우 설비개수로 고장을 나누는 것은 모호한 판단일 수 있다. 먼저 고장 난 설비개수가 분류기준이 되는 현행 체계에서는 “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”을 이중고장으로 포함하고 있다. 하지만 2개의 설비가 구체적으로 무엇을 의미하는지 명시되지 않았다는 점에서 고장별로 운영방안을 마련해야 하는 전기사업자나 계통운영자에게 해당 표현은 모호한 표현이 될 수밖에 없다. “하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장” 등과 같이 구체적으로 고장설비가 명시된 이중고장들도 있을지라도 고장 난 설비의 개수가 고장분류 기준으로 활용된다면 2개가 동시에 고장이 발생할 경우 모두 이중고장으로 해석될 수 있기 때문에 이를 전부 대비하기 위한 과잉 설비투자를 유도하거나 한정할 수 없는 고장에 대해 운영방안을 마련해야 하는 책임이 발생할 수 있다.

또한 현행체계에서는 이미 고장 난 설비개수가 아닌 다른 기준으로 고장을 분류하고 있으면서 이중고장이라는 용어를 사용하고 있다. 예를 들어 차단기의 차단실패와 부분모선 고장의 경우 고장 난 설비개수가 하나이지만 이중고장으로 분류하고 있다. 이는 해당 고장으로 인해 설비가 2개 이상 탈락하기 때문에 이중고장으로 분류한다는 것을 의미한다. 고장설비가 1개고 최종으로 차단된 설비가 2개 이상이 될 수 있는 경우지만 이중고장으로 분류한다는 점에서 고장 난 설비개수가 2개가 아닌 고장도 이중고장으로 표현하는 모순이 있다.

이중고장과 마찬가지로 다중고장의 경우 분류기준을 설비개수로 할 경우, 고장사례를 한정하는 것에 대한 문제가 발생한다. 분류기준에 따르면 고장 난 설비개수가 3개 이상인 고장이 다중고장이다. 하지만 이에 해당하는 고장의 경우의 수는 산술적으로 측정이 불가능하다. 아무도 예상할 수 없는 고장이라고 할지라도 다중고장에 포함되기 때문에 이에 대한 규정을 준수해야 한다고 판단될 수 있다.

분류체계에서 다중고장의 범위가 광범위할지라도 현실적으로 모든 고장을 검토할 수는 없기 때문에 일부 다중고장 사례를 선정하여 검토를 수행하여야 한다. 하지만 현행 상정고장 분류체계에서는 다중고장을 선정하는 근거가 부재하다. 그로 인해 계통운영자는 운영 경험을 바탕으로 다중고장을 선정하여 검토하고 있지만 신뢰도 고시에는 다중고장 선정 근거가 부재하기 때문에 해당 고장을 선정한 것에 대한 명분이 없다. 또한 다중고장 선정에 대한 주체가 없기 때문에 고장 검토 실무자인 계통운영자가 고장 선정하여 분석하고 있는 상황이며, 이는 다중고장을 선정하는 업무까지 계통운영자의 책임이 있다고 판단될 소지가 있다. 따라서 계통운영자가 예상하지 못한 다중고장이 발생하였을 경우 객관적인 근거 없이 고장을 선정한 계통운영자가 책임이 있다고 해석될 수 있다.

결과적으로 단일고장과 달리 고장의 범주가 모든 고장으로 확대되어 해석될 수 있는 이중고장과 다중고장에 대해 설비개수라는 고장분류 기준으로 구체적인 사례를 한정하지 않는 것은 계통운영자에게 지나친 책임을 주는 행위이다. 따라서 계통운영자가 합리적인 업무수행을 할 수 있도록 새로운 분류근거를 바탕으로 분류체계를 개선해야 한다.

2. 해외사례 상정고장 분류체계 고찰

제 3, 4장에서 보았듯이, 해외 상정고장 분류체계를 살펴보면 국가별로 상이한 분류체계를 가지고 있다. 미국의 경우 일반적인 상정고장과 극단적인 고장으로 고장을 분류한 뒤 일반적인 상정고장을 7가지로 분류하고 있다. 일본의 경우 상정고장을 단일고장과 N-2 이상의 상정고장으로 분류한다. 영국의 경우 계통운영기준을 준수해야 하는 수준에 따라 고장을 분류하기 때문에 상정고장을 크게 공급지장을 거의 허용하지 않는 고장과 공급지장을 1500MW까지 허용하는 고장으로 분류한다. 또한 특수한 상황에서의 공급지장을 300MW까지 허용하는 이중 가공선로 고장을 추가하였다. 프랑스의 경우 발생확률에 따라 상정고장 적용기준을 다르게 적용하지만 구체적으로 상정고장을 단계별로 분류하지 않는다. 예를 들어 국내의 경우 발전기 1기 고장은 단일고장의 범주에 해당되지만 프랑스의 경우 발전기 1기 고장을 포함하는 범주가 없다. 북유럽의 경우 프랑스와 마찬가지로 발생확률을 분류 기준으로 고장을 분류하지만 프랑스와 달리 5가지 단계로 상정고장을 분류하고 있다.

비록 각국 분류체계가 상이할지라도 상당히 유사한 면이 있다. 먼저, 국내 단일고장 사례들을 <표 5-1>과 같이 상정고장 분류체계에 명시하고 있다. 해당 상정고장을 미국의 경우 P1로 분류하고 있으며 일본의 경우 국내와 동일하게 단일고장으로 분류하고 있다. 영국과 프랑스의 경우 단일고장에 해당하는 표현은 없지만 그 사례를 나열하여 해당고장에 대한 적용기준을 명시하고 있으며 이는 상정고장에 분류체계를 구성할 때 해당고장을 고려하고 있다고 판단할 수 있다. 영국의 경우 고장 발생 시 공급지장을 허용하지 않는 고장 사례들 중 일부가 국내 단일고장과 동일하기 때문에 해당 고장을 분류체계에 포함하고 있다고 볼 수 있다. 프랑스의 경우도 국내 단일고장 사례에 해당하는 구체적인 고장 범주가 없으나 해당 상정고장에 대해 공급지장 정도 규정을 명시하고 있으므로 해당 고장을 분류체계에 포함하고 있다고 볼 수 있다. 북유럽의 경우 발전기 1기 고장은 FG1에 포함되며 변압기 1bank와 송전선 1회선 고장은 FG2에 포함된다.

<표 5-1> 국내 단일고장 사례에 해당하는 각국 상정고장 현황

국가	국내	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
범주	단일고장	P1	단일고장	범주는 없지만 구체적으로 해당사례를 명시	범주는 없지만 구체적으로 해당사례를 명시	FG1, FG2

다음으로 의무적으로 계통운영규정을 준수해야 하는 상정고장의 경우 <표 5-2>와 같이 그 사례를 구체적으로 한정하고 명시하였다. 미국의 경우 <표 3-1>과 같이 계통운영규정을 준수해야 하는 상정고장으로 단일고장인 P1~P2와 다중고장인 P3~P7이 있으며 각 범주별 사례 수를 한정하여 고장설비에 대해 구체적으로 나열하였다. 영국의 경우 공급지장을 허용하지 않는 고장은 4가지 사례로 한정하였고 공급지장을 1500MW까지 허용하는 고장은 2가지 사례로 한정하였다. 또한 공급지장을 300MW까지 허용하는 고장의 경우 이중 가공선로 고장으로 한정하였으며 이에 해당하는 3가지 상황에 대해서도 명시하였다. 프랑스의 경우 발생 확률이 특정 확률 미만인 고장에 대해서는 규정을 적용하지 않음으로써 한정된 사례 내에서 계통을 검토하도록 하였다. 북유럽의 경우 계통운영규정을 준수해야 하는 상정고장은 <표 4-5>와 같이 FG1~FG4가 있으며 각 범주별 사례 수를 한정하고 고장설비를 나열하였다. 해당 사례들은 국내의 경우 의무적으로 계통운영기준을 준수해야 하는 고장으로는 단일고장과 이중고장이 있으며 고장 분류기준에 의해 “기타 단일설비 고장”, “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”등과 같은 표현을 허용하지만 해외의 경우 이런 표현을 사용하지 않는다는 것을 알 수 있다. 일본의 경우 국내와 유사하게 “N-2이상의 상정고장”이라는 표현을 사용하지만 이런 상정고장을 분류체계를 제시한 ESCJ의 기준이 의무사항이 아니기 때문에 국내와 같이 의무적으로 준수해야 하는 상정고장에 애매한 표현이 사용되었다고 보기 어렵다. 또한 상정고장 평가방법에서 N-2이상의 상정고장 중 송전선 2회선 고장의 경우만 평가하고 있기 때문에 실제로 평가기준에 해당하는 상정고장은 단일고장 범주에 해당되는 3가지 고장과 송전선 2회선 고장으로 한정된다고 판단할 수 있다. 이처럼 국내와 달리 고장이 발생한 설비개수가 아닌 다른 요소들까지 고려하여 고장을 분류하고 사례를 한정하고 있다고 볼 수 있다.

<표 5-2> 국가별 상정고장 분류체계 범주 별 고장 사례 수

미국

범주	P1	P2	P3	P4	P5	P6	P7
고장 사례 수	5	4	5	6	5	4	2

영국

범주	고장 11)	고장 22)	고장 33)
고장 사례 수	4	2	14)

1) 공급지장을 거의 허용하지 않는 고장

2) 공급지장을 1500MW까지 허용하는 고장

3) 공급지장을 300MW까지 허용하는 고장

4) 3가지 조건부 상황에 해당되는 이중 가공송전선로 고장

프랑스

Dimensioning Event

북유럽

범주	FG1	FG2	FG3	FG4
고장 사례 수	4	5	2	7

해외사례에서 고장 사례를 한정하는 이유는 주로 경제적인 원인으로 볼 수 있다. <그림 5-1>과 같이 고장을 예방하기 위해서는 설비투자 및 운영비용 등이 발생하게 된다. 일반적으로 최대 예산이 제한되기 때문에 모든 고장을 대비할 수 없으며 전기사업자 및 계통운영자는 예산 안에서 고장을 검토해야 한다. 따라서 상정고장 중 중요하다고 판단되는 상정고장의 경우 <표 5-3>과 같이 상정고장 A에 포함되도록 하여 정해진 예산 안에서 의무적으로 운영규정을 준수하도록 해야 한다. 그리고 상정고장 A에 해당되지 않는 상정고장 B의 경우 예산이 부족하기 때문에 계통운영자와 전기사업자등 관련기관들의 판단 하에 선택적으로 운영규정을 준수하도록 해야 한다. 이처럼 주어진 비용 내에서 합리적인 계통검토를 수행할 수 있기 위해서는 의무적으로 지켜야 하는 고장 사례를 한정해야 한다.

<그림 5-1> 경제성을 고려한 상정고장 우선순위 그림

<표 5-3> 상정고장 A에 해당하는 각국 상정고장 현황

고장 범주	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
상정고장A	P1~ P7	단일고장	고장1~ 고장31)	Dimensioning events2)	FG1~ FG4

1) <표 5-2>에서 영국 사례에 명시된 고장들

2) 고장이 발생확률이 일정 확률이상이 되는 고장

이는 해외사례들이 국내 분류체계에서 단일고장으로 포함된 고장을 분류체계에 포함한 이유와도 연관이 있다. 단일고장의 경우 설비 하나만 고장이 발생하는 것이기 때문에 동시에 다수의 설비가 고장이 나야 하는 이중고장과 다중고장에 비해서 발생가능성이 높을뿐더러 고장을 해결하기 위한 비용도 적기 때문에 모든 국가에서 상정고장 A로 포함시켜 계통운영기준을 준수하도록 하였다고 판단할 수 있다.

상정고장 범주는 광범위하게 해석될 수 있으며 모든 범주에 대해서 계통운영기준을 적용하기에는 경제적인 한계가 있기 때문에 운영기준을 적용한 상정고장을 한정할 필요가 있다. 특히 단일고장의 경우 발생가능성이 높기 때문에 이를 대비하는 것이 경제적이라 판단하여 대부분 국가에서 상정고장 분류체계에 포함해서 검토를 하고 있다는 것을 볼 수 있다.

하지만 상정고장 B에 속하는 고장에 대해서는 국가마다 다른 인식을 가지고 있다. 상정고장 B에 해당하는 각 국가별 상정고장 분류체계는 <표 5-4>와 같다. 대부분 포함되어 있는 고장을 살펴보면 미국을 제외하고는 구체적인 고장사례를 나열하지 않고 있다. 일본의 경우 2회선 고장을 제외하고는 2개 이상 설비가 동시에 고장 난 상황으로 정의하고 있다. 영국의 경우 상정고장 B와 같이 의무적으로 규정을 준수하지 않아도 되는 고장을 명시하지 않았다. 프랑스의 경우 “Non-dimensioning events”라고 하여 발생확률이 매우 낮은 고장으로 정의하며 원자력발전소 고장이나 400kV레벨의 변전소 고장만을 예시로 들었을 뿐 이외의 구체적인 사례를 명시하지는 않았다. 북유럽도 마찬가지로 독립적인 2개 설비 동시 고장과 3개 이상의 설비 동시 고장이라고 정의하였을 뿐 구체적인 사례를 명시하지 않았다. 반면, 미국의 경우는 극단적인 고장이 정상상태 분석을 할 경우 7가지 사례에 대해서 구체적으로 명시하였으며 동적상태 분석을 할 경우 6가지 사례에 대해서 구체적으로 명시하였다.

<표 5-4> 상정고장 B에 해당하는 각국 상정고장 현황

고장 범주	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
상정고장B	극단적인 고장	N-2 이상 상정고장	-	Non- dimensioning events	FG5

이런 차이가 발생하는 원인은 상정고장 B에 대해 다른 기준을 적용하기 때문이다. 미국을 제외한 국가의 경우 상정고장 B에 대한 규정이 상당히 완화되어 있다. 일본의 경우는 의무사항이 아니며 영국의 경우는 상정고장 B에 대해 명시된 규정이 없다. 프랑스의 경우는 상정고장 A와 달리 공급지장 정도를 준수하기 위해 운영방안을 마련하지 않아도 된다. 북유럽의 경우도 FG5의 고장이 발생하면 계통이 불안정해지거나 정전이 발생할 수 있다는 것을 명시하고 있다. 앞서 설명했듯이 상정고장 B의 경우 경제적 관점에서 우선순위가 낮아 의무적으로 규정을 준수하지 않아도 되는 고장이기 때문에 명확한 규정을 제시할 수 없고 그에 대한 분류체계가 명확하지 않아도 문제가 되지 않기 때문에 상정고장 A와 달리 사례를 한정하고 구체적으로 나열하지 않았다.

다만 미국의 경우 상정고장 B에 해당하는 극단적인 고장에 대해서 의무적으로 계통영향력을 검토하도록 하는 규정이 있다. 따라서 고장에 대한 계통영향력을 검토하기 위해서는 극단적인 고장 사례를 한정해야 한다. 그렇기 때문에 다른 국가들과 달리 구체적으로 고장 사례를 명시하고 있다. 국내의 경우 미국과 마찬가지로 상정고장 B에 해당하는 다중고장에 대해서 계통 운영 규정이 존재하기 때문에 고장 사례를 한정해야 한다.

이제 상정고장 A와 B를 분류하는 기준에 대해서 알아보도록 해야 한다. 국내의 경우 동시에 고장이 발생한 설비의 개수가 2개 이하가 되면 A로 분류된다. 하지만 이 기준으로는 상정고장 A를 한정할 수 없기 때문에 상정고장을 A와 B로 분류하는 근본적인 기준이 될 수 없다. 근본적인 기준이 되기 위해서는 상정고장 A의 사례를 한정할 수 있으면서도 상정고장 A를 의무적으로 분석하는 이유가 설명되어야 한다.

미국의 경우 상정고장 A와 B를 명확한 기준으로 분류할 수 없기에 복합적인 기준을 고려하여 분류한다. 복합적인 기준에는 고장이 발생할 가능성, 고장이 계통에 미치는 영향력, 고장을 해결하기 위해 소요되는 비용 등이 포함된다. 복합적인 기준들을 전체적으로 파악하고 상정고장을 분류하기 위하여 상정고장 분석과 관련된 이해당사자들 간 토의를 진행하고 합의하에 상정고장 분류체계를 수립한다. 각 당사자들은 자신의 관점에서 기술적으로 각 기준들의 구제적인 수치를 제시해야 한다. 해당 수치들을 바탕으로 토의가 진행되고 현 계통에서 중요하다고 판단되는 고장은 상정고장 A에 해당하는 P1~P7로 분류되고 상대적으로 덜 중요한 고장들은 상정고장 B에 해당하는 극단적인 고장으로 분류된다. 추가적으로 미국의 경우 극단적인 고장에 대해서 규정이 있기 때문에 극단적인 고장 중에서도 중요하다고 판단되는 고장은 구체적으로 명시하며 규정을 준수하도록 하였고 나머지 상정고장 B에 해당되는 고장들은 운영 경험을 바탕으로 실무자들이 선택하여 규정을 준수하도록 하였다.

프랑스, 북유럽의 경우 고장이 발생할 확률을 고려하여 상정고장 A와 B를 분류한다. 발생할 확률이 높은 고장은 해당 계통에서 취약한 고장이라는 것이기 때문에 확률이 높은 고장을 상정고장 A로 분류하여 의무적으로 분석하는 것은 합리적이다. 확률을 활용하여 분류한 상정고장 분류체계는 설비개수로 분류한 상정고장 체계와 유사하다. 일반적으로 더 많은 설비가 동시에 고장이 발생할 확률이 더 적은 설비가 동시에 고장이 발생할 확률보다 낮기 때문에 확률로 상정고장 A에는 동시에 고장이 발생한 설비개수가 적은 고장이 포함되고 상정고장 B에는 동시에 고장이 발생한 설비개수가 많은 고장이 포함된다. 하지만 이런 분류체계는 동시에 고장이 발생한 설비개수로 분류된 것이 아니라 계통이 취약한 고장에 대해 대비하기 위해 분류되었다는 것을 명심해야 한다.

따라서 상정고장 분류체계는 상정고장의 규정준수 여부에 따라 <표 5-5>와 같이 크게 상정고장 A와 상정고장 B로 분류할 수 있다. 해당 계통에서 중요하다고 판단되는 상정고장은 상정고장 A로 분류하여 그 사례를 한정하여 운영 규정을 준수하도록 하고 이와 달리 상정고장 B의 경우 상정고장 A보다 완화된 운영 규정을 준수하도록 한다. 하지만 규정준수 여부는 구체적인 수치로 판단할 수 없기 때문에 미국에서는 토의를 통하여 규정준수 여부를 결정하고 있으며 프랑스, 북유럽의 경우 발생확률을 바탕으로 규정준수 여부를 결정하고 있다.

<표 5-5> 각국 상정고장 현황

고장범주	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
상정 고장A	P1	단일고장	고장1	Dimensioning events	FG1
	P2
					FG2
	P3
			고장2
	P4
					FG3
	P5
			고장3
	P6
					FG4
	P7
상정 고장B	극단적인 고장	N-2 이상 상정고장	-	Non- dimensioning events	FG5

중요도를 바탕으로 상정고장을 크게 상정고장 A와 상정고장 B를 분류할 뿐만 아니라 해외에서는 세부적인 고장 분류기준을 활용하여 상정고장 A를 적용기준에 따라 추가적으로 분류하고 있다. 미국 사례를 살펴보면 같은 설비라도 고장 종류나 계통상황에 따라 다른 고장으로 분류된다. 예를 들어 정상상태에서 발전기에 고장이 발생하면 P1로 분류되지만 발전기 고장이 발생해서 계통 조정 후 발생한 추가적인 발전기 고장에 대해서는 P3으로 분류되며, 발전기 고장이 발생하고 나서 해당 고장을 해소하기 전에 추가적으로 발전기 고장이 발생한 경우 극단적인 고장으로 분류한다. 영국도 상정고장A 중 발생할 확률이 높은 고장1이 고장2, 고장3보다 엄격한 기준이 적용될 수 있도록 구분했으며 고장3 역시 발생확률이 높다는 점에서 고장2보다 엄격한 기준이 적용될 수 있도록 구분하였다. 프랑스의 경우 확률에 따라 해당 dimensioning events에 따라 다른 기준을 적용하고 있다. 이처럼 중요도를 바탕으로 상정고장을 A와 B로 분류하고 상정고장 A에 대해서 보다 구체적인 상황을 명시하여 한정한다. 북유럽의 경우도 계통 영향력과 발생확률에 따라 FG1~FG4로 분류하고 있다. 예를 들어 단일고장일지라도 직렬설비에 영향을 주지 않는 발전기의 경우 FG1로 분류되고 직렬설비에 영향을 주는 송전선은 FG2로 분류된다.

결과적으로 해외사레를 살펴보면 상정고장을 분류할 때 경제적인 한계로 인해 계통운영기준을 의무적으로 준수해야 하는 상정고장 사례를 한정해야 하므로 상정고장 중요도에 따라 상정고장 A와 상정고장 B로 분류하고 있다. 거기에 설비 특성, 계통 상황, 고장 발생확률 등을 고려하여 상정고장 A를 추가적으로 세분화하고 있다. 따라서 획일적인 기준으로 고장을 분류하기보다는 고장 발생확률, 설비의 성격, 계통의 구조 등 계통의 특성을 고려하여 고장을 분류하는 것이 필요하다.

3. 상정고장 분류체계 개선(안)

국내에서도 모든 상정고장을 대비하기에는 현실적인 한계가 존재하기 때문에 상정고장 A에 해당하는 고장과 상정고장 B에 해당하는 고장으로 분류하여 현실적인 한계 내에서 상정고장 A가 의무적으로 규정을 준수할 수 있도록 해야 한다. 현 상정고장 적용기준을 살펴보면 단일고장과 이중고장의 경우 명확한 규정이 있으며 이를 의무적으로 준수하도록 하고 있다. 즉 국내에서도 단일고장과 이중고장은 상정고장 A의 특성이 있다고 판단할 수 있으며 이와 반대로 구체적인 규정이 없어 의무적으로 규정을 준수하기 어려운 다중고장은 상정고장 B의 특성이 있다고 판단할 수 있다. 추가적으로 상정고장 A를 설비개수를 바탕으로 단일고장과 이중고장으로 분류하고 있다고 볼 수 있다.

현행 분류체계가 해외사례처럼 의무적으로 규정을 준수해야 하는 상정고장 A와 그렇지 않아도 되는 상정고장 B로 분류하고 있지만 상정고장을 복합적인 기준으로 우선순위를 정한 것이 아니라 고장 난 설비개수를 기준으로 분류하였기 때문에 내부적인 문제가 있다. 해외 분류체계를 살펴보면 상정고장 A에 포함되는 고장은 사례 수가 한정되어야 하는데 국내의 경우 사례가 한정되지 않는다. 그 이유는 설비개수로 고장을 분류하여 “기타 단일설비 고장”, “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”이라는 표현이 허용되기 때문이다. 즉 상정고장 A내에서 고장을 추가적으로 분류하기 위해 설비개수를 상정고장 A와 상정고장 B의 분류 기준으로 사용하다 보니 상정고장 A에 포함되는 고장의 사례를 한정하지 못하고 있다.

따라서 <그림 5-2>와 같이 설비개수는 해외사례와 마찬가지로 상정고장 A를 추가적으로 분류하는 기준으로만 사용해야하며, 상정고장 A와 상정고장 B인 다중고장은 복합적인 기준을 바탕으로 규정준수 여부에 따라 고장을 분류해야 한다. 또한 상정고장 A의 범주를 제한하기 위해서 “기타 단일설비 고장”, “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”이라는 표현은 사용하지 않아야 한다. 만일 어떤 고장사례에 대해서 의무적으로 규정을 지키도록 하고 싶은 경우 그 사례를 단일고장이나 이중고장에 포함시켜야 한다.

<그림 5-2> 해외 상정고장 분류체계에 특성을 고려한 국내 상정고장 분류체계 구조

설비개수의 경우 명확하게 판별할 수 있기 때문에 상정고장 A를 단일고장과 이중고장으로 분류하는 것은 어렵지 않다. 반면, 규정준수 여부는 계통구조 및 설비현황에 따라 해당 설비가 고장이 발생할 확률, 고장에 대한 영향력, 경제적 비용들을 검토하여 판단되기 때문에 획일적인 기준으로 단일고장·이중고장과 다중고장을 분류할 수 없다는 것을 의미한다. 또한 국가에 따라 정전에 대한 소비자들에 인식이 다르기 때문에 해외사례를 벤치마킹하여 상정고장 분류체계를 수립할 수 없다. 따라서 그 사회에서 동의한 상정고장 분류체계를 수립하여야 한다.

그렇기 때문에 복합적인 기준으로 상정고장을 분류할 수 있는 협의체가 필요하다. 계통운영자 혹은 전기사업자는 경험을 바탕으로 해당 고장이 발생할 확률이나 고장의 영향력 등을 확인할 수 있으며 이는 해외사례에서 볼 수 있듯이 고장의 규정준수 여부를 판단하는데 주요한 지표로 활용될 수 있다. 하지만 이런 지표들을 바탕으로 임의적으로 계통운영자나 전기사업자가 상정고장 분류체계를 수립하여 활용할 수는 없으며 전력계통을 관리하는 구성원들이 모두 동의할 수 있는 공통된 상정고장 분류체계를 마련해야 한다. 따라서 각 구성원들의 의사를 반영하여 상정고장 분류체계를 수립해야 하며 이를 지원할 수 있는 협의체를 마련해야 한다.

<그림 5-3> 협의체 구성

이 협의체를 바탕으로 각 구성원들은 상정고장 분류체계에 대해 자신의 의사를 표명해서 발생할 가능성이 현저히 낮고 경제적 비용이 높은 고장들이 다중고장으로 포함되도록 하여 엄격한 규정을 받지 않도록 하고, 계통영향력이 크고 발생가능성이 높은 고장에 대해서는 이중고장으로 포함되도록 하여 계통을 안정적으로 유지할 수 있도록 한다. <그림 5-3>과 같이 각 구성원들은 이를 위해서 상정고장이 해당 범주에 들어가는 이유를 설명할 수 있도록 기술적 자료를 마련해야 한다. 학계에서는 기술적 자료에 대해 타당성을 검토한다. 정부는 해당 상정고장 분류체계(안)에 대해 승인을 하여 공신력을 확보한다. 구성원들의 동의를 바탕으로 상정고장 분류체계가 결정되었기 때문에 분류체계로 인한 책임 문제를 최소화하면서도 전력계통 안정을 유지할 수 있다.

<표 5-6> 상정고장 분류체계 개선(초안)

고장 분류	고장 설비
단일고장	송전선 1회선 고장 변압기 1bank 고장 발전기 1기 고장
이중고장	하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장1) 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장1) 동일 발전소 발전기 2기 탈락 병행 2회선 가공송전선로 고장 전력설비 고장으로 인한 차단기의 차단 실패 부분모선 고장으로 인한 전력설비 탈락
다중고장	동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지 동일 발전소의 전 발전기 동시정지 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 고장 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장1)

1)동일 변전소에 접속된 설비에 한함

하지만 현재는 협의체를 마련할 수 없기 때문에 현행 분류체계와 해외사례를 비교하여 초안을 마련해야 하며 그 결과는 <표 5-6>와 같다. 현행 분류체계를 최대한 활용하기 위해서 <그림 5-2>와 같이 상정고장 A와 상정고장 B인 다중고장을 분류하였으며 상정고장 A를 단일고장과 이중고장으로 추가적으로 세분화하였다.

각 고장 분류별 내용을 살펴보면 현행 분류체계 내에 단일고장의 경우 <표 5-1>에서 보았듯이 해외 모든 사례에서 상정고장 A로 포함하고 있다. 이는 단일고장의 경우 발생확률이 높기 때문에 모든 국가에서 대비를 하고 있다는 것을 의미하며 국내 역시 발생확률이 높은 단일고장을 상정고장 A에 포함하여 대비하는 것은 당연한 것이므로 현행 분류체계와 동일한 표현을 사용하였다. 다만 상정고장 A에 해당하는 단일고장의 사례를 한정하기 위해 “기타 단일설비 고장”이라는 표현을 제거하였다.

현행 분류체계 내에 이중고장 사례를 상정고장 A로 포함하고 있는 국가를 살펴보면 <표 5-7>과 같다. 대부분 고장이 상정고장 A에 포함되어 있으며 현행 이중고장으로 선정된 사례들은 현재 국내 계통 현황을 반영했다고 판단할 수 있으므로 이중고장 또한 단일고장과 마찬가지로 현행체계를 최대한 활용하였다. 다만 해당 고장사례의 발생가능성에 따라 많은 국가들이 포함하는 사례도 있고 그렇지 않은 사례도 있다는 점에서 일부 사례의 경우 수정을 하였다. 동일 발전소 발전기 2기 탈락이나 병행 2회선 가공송전선로 고장과 같이 동일한 구조물 내에 있어 현실적으로 동시에 발생하기 쉬운 고장에 대해서는 많은 국가들이 해당 사례를 상정고장 A로 포함시켰다는 점에서 그대로 활용하였다고 볼 수 있다. 한편, 하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장이나 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장과 같이 동일한 구조물로 한정하지 않고 명시한 사례의 경우 동시에 발생할 가능성이 현저히 낮기 때문에 해외사례로도 거의 없으며 현실성이 떨어지는 사례라고 볼 수 있다. 고장의 개연성을 높이고자 동일한 구조물 내로 한정할 수 있도록 “동일 변전소에 접속된 설비”라는 표현을 활용하여 보다 사례를 구체적으로 명시하였다. 뿐만 아니라 차단기의 차단실패 및 부분모선 고장이 이중고장으로 분류되는 이유를 구체적으로 명시하였다. 차단기의 차단실패의 경우 단일고장이 발생하고 해당 고장을 해결하기 위해 차단기가 동작해야 하지만 실패하였기 때문에 단일고장과 차단기 실패가 합쳐져 이중고장이 된다는 점을 명시하였다. 부분모선 고장의 경우 고장으로 인해 2개 이상의 전력설비가 탈락할 수 있기 때문에 이중고장이 된다는 점을 명시하였다. 단일고장과 마찬가지로 상정고장 A에 해당하는 이중고장 사례를 한정하기 위해 “기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장”이라는 표현을 제거하였다. 추가적으로 아직 전력설비 고장으로 인한 차단기의 차단 실패나 부분모선 고장으로 인한 전력설비 탈락에서 탈락할 수 있는 설비의 개수와 같이 좀 더 구체적으로 명시할 필요가 있는 사례에 대해서는 향후 협의를 통해서 개선될 수 있도록 하는 것이 필요하다.

<표 5-7> 국내 이중고장 사례를 상정고장 A로 포함한 국가

이중고장 사례	상정고장 A로 포함한 국가
하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장	-
하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장	북유럽
동일 발전소 발전기 2기 탈락	프랑스, 북유럽
병행 2회선 가공송전선로 고장	미국, 일본, 영국, 프랑스, 북유럽
차단기의 차단 실패로 다수설비 탈락	미국, 북유럽
부분모선 고장으로 다수설비 탈락	미국, 영국, 프랑스, 북유럽

마지막으로 다중고장과 관련된 사례이다. 상정고장 B는 해외사례를 살펴보았듯이 의무적으로 지켜야 하는 규정이 없기 때문에 구체적인 사례를 한정하지 않는다. 다만, 미국은 상정고장 B에 해당되는 극단적인 고장에 대하여 상정고장 영향력 분석을 의무화하고 있기 때문에 구체적인 사례를 명시하여 그 범위를 한정한다. 미국과 마찬가지로 국내의 경우 상정고장 B에 해당하는 다중고장에 대해 신뢰도고시에서 계통검토를 권장하고 있기 때문에 다중고장에 해당하는 사례를 한정해야 한다. 따라서 “기타 3개 이상의 설비가 동시 정지”라는 표현을 제거하였다.

국내 다중고장 검토현황을 살펴보면 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 고장 및 동일철탑 4회선 이상 다중선로 고장의 경우 다른 다중고장에 비해 발생빈도가 높아 검토하는 사례라는 것을 알 수 있다. 미국, 프랑스, 북유럽 살펴보았듯이 발생가능성이 높은 고장은 낮은 고장보다 더 중요한 고장으로 볼 수 있기 때문에 우선적으로 검토되어야 할 고장이라고 판단할 수 있다. 그렇기 때문에 이미 동일철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지로 명시된 동일철탑 4회선 이상 다중선로 고장이외도 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 고장을 새롭게 다중고장 사례로 추가하였다. 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장의 경우 해당 모선이 어떤 모선인지 명시되지 않아 파악하기가 어렵다는 점에서 동일 변전소에 접속된 다수 설비의 정지 우려가 있는 모선 고장에 대해서만 규정을 적용한다고 구체적으로 명시하였다.

<표 5-6>은 전체적인 초안이며 향후 협의체를 구성하여 단일고장, 이중고장, 다중고장에 있는 고장들이 추가되거나 변경될 수 있도록 해야 한다. 앞서 설명하였듯이 <표 5-7>에서 해외에는 상대적으로 현실적이고 구체적인 사례에 대해서만 상정고장 A로 분류하고 있지만 국내는 다소 현실성이 떨어지는 고장들까지 이중고장으로 분류하고 있었다. 따라서 분류체계가 협의를 통해 보다 현실성이 있게 개선될 수 있도록 해야 한다. 특히 다중고장의 경우 고장의 해석범위가 넓어지지 않도록 명시된 사례에 대해서만 다중고장 규정을 적용하기 위해 미국사례와 마찬가지로 다중고장도 최대한 구체적으로 사례를 명시하였다. 이 뿐만 아니라 현재 포함되지 않은 고장파급장치 고장 등과 같은 사례에 대해서도 어떤 범주로 포함할지 협의를 통해서 결정해야 한다. 이를 위해서는 분류체계를 변경할 때 기술적인 자료를 근거로 활용할 수 있도록 각 고장별 실제 발생횟수를 바탕으로 고장의 발생 가능성을 분석하고 해당 고장별 영향력을 분석하여 국내 계통에서 취약한 고장에 대해서 분석하는 것이 필요하다.

제 2절 상정고장 적용기준 개선

1. 상정고장 적용기준의 구성 및 필요성

상정고장 적용기준은 상정고장 발생 시 계통운영자나 전기사업자가 만족해야 하는 계통운영기준, 계통운영기준을 만족시키기 위한 설비확충계획 및 계통운영방안, 상정고장으로 인한 파급효과 평가 등을 포함하고 있으며 상정고장 분류체계별로 적절한 적용기준을 개발하는 것은 계통안정성을 유지하기 위한 필수적인 과정이다. 만약 상정고장 적용기준을 허술하게 규정하였다면 해당 상정고장에 대한 대비를 제대로 하지 못해 정전으로 인한 큰 피해를 받을 수 있다. 반대로 상정고장 적용기준을 과도하게 규정하였다면 해당 상정고장을 대비하기 위해 과도한 투자 및 운영비용이 발생할 수 있다.

일반적인 상정고장 검토 과정을 보면 상정고장 분석, 설비확충계획, 계통운영방안 마련의 총 3가지 과정을 포함하고 있다. 상정고장 분석은 해당 상정고장이 발생하였을 때 계통에 어떤 영향을 주는지 확인하는 것을 의미한다. 계통에 주는 영향이 계통운영기준을 벗어나지 않는 경우 전력거래소 및 전기사업자는 특별한 조치를 마련할 필요가 없다. 하지만 상정고장으로 인해 계통운영기준을 위반하는 사례가 나온다면 상정고장 규정을 준수하기 위해 전기사업자의 경우 설비확충계획을 세워야 하며 전력거래소의 경우 계통운영방안을 마련해야 한다. 설비확충계획과 계통운영방안은 독립적으로 상정고장을 해소할 수도 있고 협력하여 문제를 해소할 수도 있다.

현행 신뢰도 고시에 의하면 단일고장과 이중고장의 경우 상정고장 분석, 설비확충계획, 계통운영방안의 3가지 과정을 모두 수행하여 규정을 의무적으로 준수해야 한다. 하지만 다중고장의 경우 명확한 상정고장 적용기준이 없어 주관적인 해석을 바탕으로 규정을 준수하고 있다. 현행 다중고장 적용기준을 보면, “광역정전 및 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시”라는 표현은 상정고장 분석이 필요하다고 해석될 수 있으며, “운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.”라는 표현은 계통운영방안 마련이 필요하다고 해석될 수 있다. 그로 인해 이중고장의 적용기준을 다중고장까지 확장하여 상정고장 분석 및 고장에 따른 계통운영방안을 마련하고 있다.

하지만 가능한 경우의 수가 무수히 많은 다중고장의 특성 상 다중고장 적용기준으로 이중고장 적용기준을 적용하는 것은 과도한 상정고장 적용기준이 되어 고장 예방 비용을 높이는 문제를 유발할 수 있다. 또한 설비확충계획과 계통운영방안을 모두 고려하여 고장을 해결하는 것이 아니라 계통운영방안 마련을 통해서만 고장을 해결하도록 해석될 수 있어 다중고장으로 인해 정전이 발생하면 계통운영자가 책임을 다하지 않았다고 판단될 수 있다.

이처럼 현행 신뢰도 고시에서 명시된 상정고장 적용기준은 다소 미흡한 점이 있기 때문에 적용기준을 개선하여 제 5장 제 1절에서 개선된 상정고장 분류체계에 적합한 상정고장 적용기준을 수립하여야 한다.

2. 해외사례 상정고장 적용기준에 대한 고찰

상정고장 적용기준은 상정고장 분류체계와 밀접한 관계가 있으므로 분류체계를 바탕으로 해외 적용기준을 분석하였다. <표 5-4>와 같이 모든 국가는 상정고장을 의무적으로 규정을 준수해야 하는 상정고장 A와 완화된 규정을 받는 상정고장 B로 분류한다. 여기서 상정고장 A를 추가적으로 분류하는데 의무적인 상정고장 규정을 고장범주에 따라 다르게 적용하기 위해 세분화했다고 볼 수 있다.

미국의 경우 상정고장을 초기상태와 고장설비에 따라 P1~P7로 분류한다. 다음 고장 종류와 전압레벨에 따라 추가적으로 고장을 분류한다. 세분화된 고장 분류체계를 바탕으로 계약송전량 중단 및 고장과 별도인 부하 차단을 허용하기도 하고 허용하지 않기도 한다. 영국 또한 고장범주에 따라서 공급손실정도가 달라진다. 공급손실을 허용하지 않는 고장과 1500MW까지 허용하는 고장, 그리고 300MW까지 허용하는 고장으로 고장범주에 따라 상정고장 적용기준을 다르게 적용한다. 프랑스 역시 고장 사례에 따라 허용하는 공급지장 정도가 달라진다. Zone 4의 영역을 보면 확률이 높을수록 공급지장을 허용하지 않으며 확률이 낮을수록 일정부분 공급지장을 허용하는 것을 알 수 있다. 북유럽의 경우도 총 3가지 적용기준을 적용하는데 공급지장이 거의 발생하지 않아야 하는 A단계, 지역적인 공급지장을 허용하는 B단계, 전 계통 불안정 및 정전을 발생할 수 있는 C단계로 분류된다.

불규칙해보이지만 대부분 나라가 <그림 5-4>와 같이 3단계로 상정고장 적용기준을 나누고 있다. 먼저 1단계는 가장 엄격한 단계로 고장에 따른 해당 지역 일부 공급지장은 허용하지만 그 외에 공급지장은 허용하지 않는 단계이다. 이 단계에서는 계통이 안정하게 유지되어야 하므로 전압 위배, 과부하, 안정도 위배 등을 발생하지 않아야 하며 이를 위해서 충분한 설비를 확충해야 한다. 다음은 2단계로 1단계에서 허용한 고장으로 인한 해당 지역 공급지장을 허용하고 계통운영으로 인한 추가적인 공급지장도 허용하는 단계이다. 2단계는 고장의 파급력이 크나 고장 발생확률이 낮고 설비를 확충하기 위한 비용이 높아 설비확충으로 고장을 해결하기에는 경제적 한계가 있어 계통운영으로 계획한 공급지장을 허용한 단계라고 볼 수 있다. 마지막으로 3단계는 발생확률이 극히 낮아 설비확충에 대한 경제성이 없고 계통운영방안을 모든 것을 해결하기에는 현실적인 한계가 있어 보호설비의 자동 보호동작에 의해 고장을 해결하는 단계이다. 3단계는 완화된 규정을 적용한다는 점에서 상정고장 B와 연관된 규정이라고 볼 수 있다.

<그림 5-4> 단계별 상정고장 적용기준

각 국가별 상정고장 적용기준을 1단계~3단계가 있다고 할 때 상정고장 분류체계는 <표 5-8>과 같이 분류된다. 미국 적용기준을 살펴보면 P1, P3의 경우 고장과 관련이 없는 공급지장을 허용하지 않으므로 1단계로 판단할 수 있으며 P2, P4~P7의 경우 계통운영기준을 준수하기 위해 발생한 계획된 공급지장을 허용하고 있으므로 2단계로 판단할 수 있다. 다만 전압레벨이 높은 경우 계통에 영향력이 크다고 판단되면 1단계와 같이 엄격한 기준을 적용하기도 한다. 극단적인 고장의 경우 상정고장에 대한 대책을 의무적으로 마련하지 않아도 되므로 저주파차단, 저전압차단과 같이 보호설비의 자동 보호 동작으로 계통이 보호되는 것을 허용한다고 볼 수 있다. 다만 계통영향력을 의무적으로 분석하도록 하고 있다.

<표 5-8> 적용기준에 따른 상정고장 분류

적용기준	미국	일본	영국	프랑스	북유럽
1단계	P1, P3	단일고장	고장12)	Dimensioning events3)	FG1~FG35)
2단계	P2, P4~P7	-	고장22)~ 고장32)		FG45)
3단계	극단적인 고장1)	-	-	Non- dimensioning events4)	FG55),6)

1) 상정고장에 대한 대안을 의무적으로 마련하지 않아도 되지만 계통영향력분석을 의무적으로 수행하여야 함

2) <표 5-2>에서 영국 사례에 명시된 고장들

3) Zone2, Zone3에 해당되는 경우 Zone4를 준수할 수 있도록 대안 마련

4) Zone 1에 해당되며 보호설비들에 의해 자동 보호동작으로 계통이 보호되는 것을 허용함

5) 고장 전 계통상태에 따라 달라질 수 있음

6) 상정고장에 대해 대안을 의무적으로 마련하지 않아도 됨

일본의 경우 명확하게 기준이 명시된 고장이 단일고장 밖에 없으며 공급지장을 허용하지 않으므로 1단계로 분류하였다. 영국의 경우 공급지장을 허용하지 않는 고장1이 포함되는 1단계와 1500MW까지 공급지장을 허용하는 고장2와 300MW까지 공급지장을 허용하는 고장3이 포함되는 2단계만 규정에 대해서 정의했으며 3단계 규정은 부재하다. 따라서 이에 해당되지 않는 고장들은 규정을 의무적으로 준수하지 않아도 된다고 해석할 수 있다. 프랑스의 경우 dimensioning events에 대하여 zone 2, zone3에 포함되어 공급지장에 위배가 발생할 경우 zone4에 포함될 수 있는 대안을 마련하도록 규정하고 있으며 고장에 따라 허용하는 공급지장 정도가 다르다. 상정고장을 단계적으로 분류하지 않기 때문에 1단계와 2단계에 포함되는 고장을 분류할 수 없다. Non-dimensioning events에 대해서는 zone 1에 해당되기 때문에 보호설비들에 의해 자동 보호동작으로 계통이 보호되는 것을 허용하다고 명시하였으므로 3단계를 적용한다는 것을 알 수 있다. 북유럽의 경우 A, B, C단계로 적용기준을 분류하고 있으며 각각 A는 1단계, B는 2단계, C는 3단계에 대응되는 것을 알 수 있다. 따라서 C의 경우 보호설비들에 의해 자동 보호동작으로 계통이 보호되는 것을 허용한다는 것을 알 수 있다.

정리하면 상정고장 규정을 구체적으로 적용하기 위해 각 나라별로 상정고장 분류체계를 세분화하였다. 그 결과 나라마다 상정고장 규정이 상이한 것처럼 보이지만 공급지장을 기준으로 보았을 때 3가지 단계로 규정이 분류되는 것을 알 수 있다. 1단계는 공급지장을 허용하지 않는 단계, 2단계는 계획된 공급지장을 허용하는 단계, 3단계 보호설비의 자동 보호동작으로 인해 발생하는 공급지장을 허용하는 단계로 볼 수 있다. 규정이 3가지 단계로 분류되는 것은 경제적인 원인에서 분석할 수 있다. 고장으로 인해 공급지장이 발생하지 않으려면 충분한 설비를 확충해야 한다. 하지만 이는 경제적으로 불가능하기 때문에 일부 상정고장만 공급지장을 허용하지 않는 1단계를 적용한다. 그리고 나머지 규정을 의무적으로 준수해야 하는 고장에 대해서 계획된 공급지장을 운영방안으로 허용하는 2단계를 적용하는 것이다. 마지막으로 모든 고장에 대해서 운영방안을 마련할 수 없으므로 상정고장 분류체계에서 상정고장 B로 분류된 고장들에 한하여 보호설비들에 자동 보호동작을 허용하는 3단계를 적용하는 것이다.

이 외에도 해외에서는 계통운영상태에 따라 상정고장 적용기준을 상이하게 적용하고 있다. 영국의 경우 고장 전 계통상태가 정상상태일 때는 공급 지장을 거의 허용하지 않는다. 하지만 고장이나 정비로 인해 공급용량에 영향이 있을 경우 일정량의 공급 지장을 허용하고 있다. 북유럽 역시 같은 고장그룹이라고 할지라도 고장 전 계통상태에 따라 다른 기준을 적용한다. 예를 들어 FG1의 경우 정상상태에서는 A단계 기준을 적용받지만 계통에 공급용량이 부족한 주의, 동요, 비상 상태의 경우 B/C단계 기준을 적용받는다. 뿐만 아니라 미국의 ComEd.와 PECO의 규정을 보아도 부하레벨이 낮을수록, 즉 공급용량이 충분할수록 더 엄격한 기준이 적용되는 것을 볼 수 있다. 계통운영상태가 악화될수록 관련 규정을 완화시킨다고 볼 수 있다. 그 이유는 계통운영상태가 공급할 용량이 부족한 상태가 되는 것은 정상상태보다 발생할 확률이 낮을 뿐더러 이 상태에서 상정고장에 대한 규정을 정상상태와 동일하게 적용하는 것은 과도한 설비투자를 유발하기 때문이다.

3. 상정고장 분류체계별 적용기준

가. 단일고장 및 이중고장

현행 단일고장 및 이중고장의 적용기준을 해외사례 분석에서 구한 3단계 적용기준에 대입하면 단일고장은 1단계에 해당되고 이중고장은 2단계에 해당된다. 해당규정을 살펴보면 단일고장의 경우 장시간 동안의 공급지장을 허용하지 않고 있지 않으며 이중고장의 경우 부하절체, 발전력 조절, 고장파급방지장치 등을 계통운영 방안으로 활용하는 것으로 보아 계획된 공급지장을 허용하고 있다. 상정고장 A에 포함된 단일고장과 이중고장에 1단계 또는 2단계 규정을 적용한다는 점에서 해외사례와 비교하였을 때 합리적으로 규정이 적용되었다는 것을 알 수 있다. 특히 국내 단일고장에 해당하는 고장들이 모든 해외사례에서 1단계 규정을 적용한다는 점이 이를 잘 보여준다.

따라서 현재 단일고장과 이중고장 적용기준은 해외사례와 비교하여도 문제가 없다는 것을 알 수 있기 때문에 현재 규정을 그대로 사용한다. 다만 해외사례에서 계통운영상태에 따라 정상상태에서는 1단계 규정을 준수해야하는 고장이라도 공급용량이 부족한 상태에서는 2단계나 3단계 규정을 적용하기도 한다. 이는 앞서 설명하였듯이 설비 정비나 자연재해 등으로 계통이 위험한 상태가 될 확률은 정상상태보다 낮으며 이 확률에 대해서도 같은 규정을 적용하기에는 경제성이 부족하기 때문이다. 그렇기 때문에 계통이 위험한 상태까지 고려하여 설비가 확충되었다고 볼 수 없으며 그 상태에서 정상상태와 같은 기준을 적용하는 것은 잘못되었다고 볼 수 있다. 국내에서도 이를 반영하여 계통운영상태에 따라 상정고장 적용기준을 마련해야 한다.

현재 국내 계통운영상태는 <표 5-9>와 같이 정의되어 있다. 상정고장 발생 후에 진행되는 복구 상태를 제외하고는 나머지 상태에 대해서 상정고장과 관련된 내용들이 포함되어 있다. 정상상태의 경우 상정고장이 발생하더라도 안정유지기준을 만족시켜야 하는 상태이며 경계나 비상상태의 경우 상정고장으로 인해 안정유지기준이 위험할 수 있는 상태라는 것을 알 수 있다. 즉, 정상상태와 같은 규정을 적용할 수 없다는 것을 잘 보여준다.

결과적으로 계통운영상태를 고려하면 <표 5-10>과 같이 단일고장과 이중고장에 대한 운영기준을 마련할 수 있다. 정상상태의 경우 단일고장이 발생하면 충분한 설비가 확충되어 있으므로 1단계 규정을 적용한다. 이중고장이 발생하면 2단계 규정을 적용하여 고장이 파급되는 것을 막아야 한다. 경계상태의 경우 상정고장으로 인해 정상상태보다 계통안정기준을 준수하기 어려운 상태이므로 단일고장에 대해서만 2단계 규정을 적용한다. 이중고장의 경우 발생 시 단일고장과 달리 충분한 설비가 확충되지 않아 운영방안만으로 문제를 해결하기 어렵기 때문에 3단계 규정을 적용한다. 그로 인해 고장이 발생하면 사전적으로 마련된 계통운영 방안보다는 비상시 급전지시나 계통보호설비 등에 의해서 파급효과를 줄일 것이다. 비상상태의 경우 비상시 급전지시 절차를 통해 계통이 운영되는 상황이므로 1단계 및 2단계를 준수할 수 없는 상황이므로 3단계 규정을 적용한다.

<표 5-9> 계통운영상태

운영상태	내용
정상상태	전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준과 전력시장운영규칙에 정한 안정(성) 유지기준(이하 ‘안정유지기준’이라 한다) 범위 내에서 운전되는 상태로서, 상정고장이 발생하더라도 안정유지기준을 만족할 수 있는 상태를 말한다.
경계상태	안정유지기준 범위를 초과하여 운전되지는 않으나, 상정고장이 발생하면 안정유지기준을 초과하거나 위반하게 되는 상태, 혹은 태풍, 낙뢰, 산불에 의한 영향이 예보되어 사전 대비가 필요한 상태를 말한다.
비상상태	안정유지기준 범위를 위반하여 운영하고 있거나, 추가 고장이 발생하면 광역고장으로 파급될 우려가 있는 상태, 혹은 자연현상, 사회혼란, 태업 등의 영향이 임박하여 계통불안정 이 발생하였거나 발생이 확실시되는 상태를 말한다.
복구상태	비상제어 등을 이미 시행하여 안정유지기준 범위를 초과하여 운전되지는 않는 상태와 정전개소나 발전기 정지가 남아있어 정상상태로 복귀 중에 있는 상태를 말한다.

<표 5-10> 계통운영상태를 고려한 계통운영기준

상정고장	정상상태	경계상태	비상상태
단일고장	1단계	2단계	3단계
이중고장	2단계	3단계	3단계

1단계: 장시간동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 함

2단계: 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 설비유지관리 강화 및 필요시 계통보강·계통운영방안 수립 등 필요한 대책을 수립·운영하여야 함

3단계: 비상상황으로 간주하여 비상시 급전지시나 계통 보호설비 자동 보호와 같은 사후적조치로 계통 안정을 유지시키는 것을 허용함

나. 다중고장

현행 다중고장 적용기준을 보면 다중고장과 관련된 명확한 업무가 명시되지 않았으며 상정고장 분석과 계통운영방안을 마련해야 한다는 주관적인 판단 하에 제 2장처럼 해당고장별로 상정고장을 분석하고 운영방안을 마련하였다. 이는 해외사례와 비교하였을 때 2단계 규정이 적용되었다고 볼 수 있다. 하지만 <표 5-8>에서 보듯 상정고장 B에 2단계 규정을 적용하는 경우는 없으며 모두 3단계를 적용하고 있기 때문에 국내와 같이 애매한 해석으로 2단계 규정을 적용하는 것은 과도한 규정이라고 볼 수 있다. 따라서 다중고장의 경우 사전에 마련한 계통운영방안 없이 광역정전이나 전력계통 불안정을 막기 위해 설치된 보호설비들에 자동 보호동작에 의해 계통을 보호하는 것을 허용하는 3단계를 적용하는 것이 바람직하다.

뿐만 아니라 신뢰도 고시 제 2조에 따르면 비상상황은 “발전 및 송전계통의 다중고장 등과 같은 내부 원인이나 폭풍 및 그밖에 자연현상, 사회 혼란, 태업 등과 같은 외부 원인에 의하여 전력계통에 광역정전이 야기될 수 있는 상태 또는 전력수급의 균형유지가 어렵거나 어려움이 예상되는 상태”로 정의되어 있다. 즉 다중고장이 발생하여 그 피해가 크다면 비상상황이라고 볼 수 있으며, 비상상황에서는 전력시장운영규칙에 명시되어 있는 비상시 급전지시 절차에 의해서 계통 안정을 유지하도록 하고 있으므로 사전적 운영이 아닌 비상 급전과 같은 사후적 조치로 다중고장으로 인한 계통 안정을 유지하는 것은 명분이 있다고 볼 수 있다.

따라서 애매한 표현을 사용하지 않으면서 다중고장이 비상시 급전지시나 저주파계전기 등과 같은 설비의 자동 보호와 같은 사후적조치로 계통 안정을 유지시키는 것을 허용하도록 기준을 개정해야 한다. 현행 다중고장 적용기준이 강조하고 있는 주요업무는 상정고장분석과 계통운영방안 마련이다. 이 업무들이 적절한지 살펴보면, 상정고장분석의 경우 미국사례에서도 볼 수 있듯이 3단계 규정을 적용받는 극단적인 고장에 대해서 의무적으로 수행하는 업무이므로 적절한 업무라고 판단할 수 있다. 반면 계통운영방안 마련하는 것은 1, 2단계에 적용되는 업무이기 때문에 이 내용이 포함될 경우 2단계 규정을 받게 되므로 적절한 수준의 업무라고 볼 수 없으며 비상상황으로 간주되는 다중고장에 부합하는 업무라고도 볼 수 없다.

그렇기 때문에 다중고장 적용기준은 상정고장 검토 과정 중 상정고장분석 항목만을 의무적으로 신뢰도 고시에 명시하는 것이 합당하다. 하지만 다중고장의 영향력이 크다면 계통운영방안이나 설비확충계획과 같이 사전적인 대책이 필요할 수도 있으므로 이를 선택적으로 수행할 수 있도록 해야 한다. 이렇듯 신뢰도 고시뿐만 아니라 세부운영지침을 신설하여 다중고장에 대해 보다 효과적으로 대응할 수 있도록 해야 한다.

결과적으로 신뢰도 고시 속 다중고장의 적용기준은 <표 5-11>과 같이 변경된다. 기존과 달리 계통운영자는 상정고장의 영향력만 분석해도 되며 사전적 대책은 의무적으로 수립하지 않아도 되므로 비상시 급전지시나 기기들의 자동보호와 같은 사후적조치로 계통 안정을 유지시키는 것을 허용하였다. 또한 상정고장 분류체계에서 명시한 다중고장에 대해서 의무적으로 분석을 수행하고 그 밖의 고장에 대해서는 계통운영자가 선택적으로 분석하도록 하여 계통운영자가 임의로 다중고장 선정을 하는 것을 방지하였다.

<표 5-11> 다중고장 적용기준 변경 (안)

기존 신뢰도 고시 규정	제안한 신뢰도 고시 규정
765kV 및 345kV 계통은 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등의 우려가 있을 경우, 필요시 운영측면에서의 다중고장에 대비한 계통검토를 할 수 있다.	광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등 다중고장이 765kV 및 345kV 계통에 미치는 영향력을 분석해야 한다.

제 3절 다중고장 적용기준에 따른 세부운영지침

현행 다중고장 적용기준의 경우 명시된 내용들이 명확하지 않아 계통에서 발생된 모든 다중고장에 대해 상정고장을 분석하고 계통운영방안을 마련해야 하는 주관적인 해석이 가능하여 전력거래소에게 해결할 수 없는 문제에 대해서도 대응방안을 마련하라는 책임을 주고 있다. 이런 문제를 해결하고자 제 5장 제 2절에서는 다중고장 적용기준을 새로 정의하였으며 고장에 대한 영향력 평가를 전력거래소의 의무로 한정하였다. 하지만 신뢰도 고시에 명시된 사항은 최소 의무사항이라는 점에서, 다중고장과 관련하여 전력거래소가 구체적으로 업무를 수행할 수 있도록 세부운영지침을 개발할 필요가 있다.

먼저, 새롭게 정의된 적용기준을 보면 다중고장이 발생하는 경우 고장별 운영방안이 없기 때문에 설계된 보호설비의 자동 보호동작을 통해 빠르게 고장 파급을 막아야 한다. 또한 다중고장으로 인해 전력계통에 비상상황이 발생하면 <표 5-12>와 같이 신뢰도 고시에 명시된 비상상황에 대한 규정을 준수해야 한다. 따라서 이에 부합하는 사후조치 업무를 세부운영규칙에 포함하여야 한다.

<표 5-12> 신뢰도 고시 비상상황 규정

제 3장 전력계통 안정성 유지 제2절 계통운영 제 13조(비상상황)

①전력거래소는 비상상황이 발생하였을 때 발전기 정지계획 변경, 정지중인 발전기의 긴급 기동 및 출력조정 등으로 공급가능용량을 향상시킬 수 있다. 발전사업자는 이러한 조치에 대하여 이견이 있을 경우 부족전력이 해소된 후 조정을 요구할 수 있다.

②전력거래소는 이 고시의 규정에 근거하여 전체 계통운영이 위험하게 될 우려가 있다고 판단되는 경우, 휴전작업을 연기하거나 진행중인 휴전작업을 중지하고 긴급시 변압기 2차 전압의 수동조작 및 부하차단 등 필요한 조치를 취할 수 있으며, 이러한 경우 해당 전기사업자에게 그 사유를 통보하여야 한다.

③전력거래소는 비상상황 시 전기사업자에게 급전지시하며 전기사업자는 급전지시를 받은 즉시 이를 이행하여야 한다. 정상상황시에도 이와 같다.

실제로 비상상황에 대해 대응하기 위해 전력거래소에서는 전력시장운영규칙 [별표 12]에서 비상시 급전지시 절차를 명시하고 있다. 전력거래소의 책임은 전력계통에 비상상황이 발생하였을 경우 전력계통의 안정유지 및 전력계통을 효과적으로 복구할 수 있도록 송․배전 및 판매사업자, 발전사업자 등에 대한 복구조작과 단계별 이행상황의 점검 및 지시 등 전력계통의 복구, 운영업무를 시행한다고 명시되어 있다. 현재 명시된 절차 중 전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차를 살펴보면 <표 5-13>과 같은 상황에서 조치를 취하도록 하고 있다. 주로 자연재해로 인한 다중고장 사례들이 있지만 상정고장 분류체계에 명시된 다중고장사례들에 대하여 적절한 사후조치를 할 수 있도록 추후에는 다중고장사례도 포함되어야 한다.

<표 5-13> 전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차가 필요한 상황

전력시장운영규칙 [별표 12] 7.1.2 상황별 적용조건

1. 기상정보 또는 낙뢰 감지 시스템에 의한 태풍, 낙뢰발생 경로가 전력계통의 주요 송전선로로 진행이 예상되는 경우

2. 폭우, 폭설, 산사태 등으로 전력계통의 주요 송전선로 철탑이 도괴되거나 도괴의 우려가 있는 경우

3. 원자력 또는 대단위 발전단지의 연계선로 및 주요송전선로의 선하지 또는 선하지 인근에서 산불이 발생할 경우

4. 지진으로 인하여 전력계통의 주요 송전선로 철탑이 도괴되거나 도괴의 우려가 있는 경우

5. 전쟁, 테러, 폭동, 사회적 소요 발생 등으로 전력공급에 차질이 예상되는 경우

각 위배 상황에 따른 조치를 살펴보면 <표 5-14>와 같다. 계통운영기준에 해당하는 과부하, 전압 위배, 안정도 위배에 해당하는 사항들에 대해서 어떤 조치를 취해야 하는지 명시하고 있다. 주로 발전기의 출력을 증가시켜서 계통운영기준을 만족시킬 수 있도록 하고 있으며 경우에 따라서는 지역적인 부하차단도 조치를 허용하고 있다. 따라서 이에 부합하는 사후적 조치를 마련하여 다중고장으로 계통이 붕괴되는 것을 막아야 한다.

뿐만 아니라 분석결과를 상정고장 분류체계에 활용하도록 해야 한다. 현재 개선된 상정고장 분류체계에서는 상정고장을 설비개수가 아니라 협의를 통하여 분류한다. 향후 전력산업구조의 변화나 계통구성 변화로 인해 상정고장 분류체계를 개선해야 한다는 의견이 나왔을 때 협의 과정에서 활용할 수 있는 기술적 자료가 필요하다. 이 때 다중고장을 장기적으로 분석한 자료가 훌륭한 기술적 자료가 될 수 있다.

이와 관련하여 추가적으로 다중고장 분석 대상으로 포함되는 구체적인 사례를 선정하는데 다중고장 분석결과를 활용할 수도 있다. 다중고장의 경우 모든 고장을 분석할 수 없으므로 다중고장에 명시된 구체적인 고장 사례에 한해서 분석을 수행하고 있다. 하지만 계통운영자 입장에서 경험을 바탕으로 추가적으로 고장에 대해서 분석할 수 있다. 이 고장들은 현재에는 의무사항이 아니라 점차적으로 변하는 계통에 대해서 의무적으로 분석이 필요한 고장이 될 수 있다. 이 때 다중고장 분석 자료를 바탕으로 경험을 통해서 분석하던 다중고장 사례를 의무적으로 분석해야 하는 대상으로 포함시킬 수 있다.

<표 5-14> 위배 상황에 따른 조치 방안

위배 상황	조치 방안
과부하	1. 발전소와 연계된 송․변전설비의 과부하 발생시 1-1. 과부하 개소의 정격을 초과하는 과부하량 만큼 발전력을 즉시 감소시키며 과부하율 및 시간적 여유에 따라 발전기의 출력을 감발하거나 또는 발전기 정지를 시행한다. 1-2. 감발하는 발전기의 감발량 만큼 신속히 다른 응동속도가 빠른 발전기의 발전력을 증발시켜 수급균형을 유지시키고, 안정된 후 발전계획에 따라 조정한다. 1-3. 발전소 모선에서 다중 회선으로 송출선로가 구성된 개소에서는 발전소 모선 운영방법 변경(배열조정 및 분리) 또는 송전선로 차단, 불가피한 경우 부하조정 등을 시행하여 과부하를 해소한다. 2. 발전소 연계선이 아닌 송․변전설비의 과부하 발생시 2-1. 과부하 해소에 영향이 큰 발전소 순으로 발전기 출력을 우선 조정하여 송전선로의 과부하율을 감소시킨다. 2-2. 과부하선로의 송전전력 감소에 영향을 주는 송전선로를 선택하여 1회선 또는 2회선을 차단한다. (단, 타 계통의 과부하 및 안정도에 우려가 없는 송전선로에 한하여 차단기만 차단한다.) 2-3. 필요시 전력거래소 급전운전원 판단하에 부하차단 조치를 취한다.
전압 위배	1. 전기사업자는 발전기탈락, 송․변전설비 고장 등의 원인으로 전력계통 전압 불안정이 발생한 경우에는 즉시 자체 판단에 따라 기준전압이 유지되도록 조상설비 투입, 발전기 단자전압 조정, 발전기 출력조정 등의 조치를 취하고 상황을 전력거래소에 통지한다. 2. 관련된 발전소의 발전기 단자전압을 가능한 한 발전기 허용한도 내에서 최대값으로 운전되도록 급전지시한다. 3. 관련된 지역에 대기중인 발전력(수력, 양수 및 복합)이 있을 경우 발전기를 가동할 수 있다. 4. 전력거래소는 전압불안정의 지속 또는 전압강하로 광역정전이 발생할 우려가 있고, 시간적인 여유가 없는 경우에는 지역적인 부하차단을 지시할 수 있다.
안정도 위배	1. 출력동요 폭이 큰 발전기의 출력을 신속히 감발하고 다른 운전발전기의 출력을 신속히 조정하여 전력수급균형을 맞춘다. 2. 154kV 송전선로 Loop 분리개소가 있을 경우 Loop가 가능한지의 여부를 파악한 후 가능할 경우 154kV 계통을 Loop 시킨다. 이 경우 분리한 본래 목적(과부하 방지, 차단용량감소 등)을 고려하여 시행한다.

마지막으로 해당고장에 대한 파급효과를 줄이기 위해 향후 설비확충계획 수립 시 기술적 자료로 활용될 수 있도록 해야 한다. 설비확충 시 해당 다중고장의 위험성이 크다면 이를 대비하는 것이 필요하며, 또한 새로운 설비확충으로 인해 특정 다중고장에 대한 위험성이 증가하는 것을 막아야 한다.

이러한 업무가 수행될 수 있도록 세부운영지침을 신설하면 <표 5-15>와 같이 표현할 수 있다. 세부운영지침 1의 경우는 신뢰도 고시에 명시된 상황이므로 의무적인 사항이 될 수 있으나 2,3의 경우는 다중고장에 대한 전력거래소 내의 세부운영지침으로 1을 보조하여 계통 안정을 유지하기 위해 개발된 사항이므로 의무사항으로 볼 수 없다. 다만 2의 경우 실제 고장이 발생하였을 때 비상시 급전지시와 부합하는 행동을 하지 못하였다면 그에 대한 책임이 발생할 수도 있다.

<표 5-15> 다중고장 세부운영지침

다중고장 적용기준에 따른 세부운영지침

1. 광역정전 및 전체 전력계통 불안정 등 다중고장이 765kV 및 345kV 계통에 미치는 영향력을 분석해야 한다.

2. 전력거래소는 다중고장이 발생할 경우 “비상시 급전지시”에 부합하는 사후적 조치를 수행해야 한다.

3. 전력거래소는 상정고장 분류체계 개정 또는 설비확충 계획 수립시 기술적 자료로 다중고장 분석 자료를 제공한다.

다중고장 적용기준 및 세부운영지침에 의해서 전력거래소와 기타 기관과의 관계는 <그림 5-5>와 같이 정리된다. 세부운영규칙 3에 의해서 전력거래소는 상정고장 분석결과를 바탕으로 상정고장 분류체계에 대해 의견을 제시한다. 이후 협의체 구성원들과의 토의를 바탕으로 정부나 신뢰도 위원회에서 확정된 상정고장 분류체계를 결정한다. 이렇게 개정된 상정고장 분류체계로부터 전력거래소는 신뢰도 고시에 의해 단일고장과 이중고장에 대해서는 계통운영 방안을 수립하고 다중고장에 대해서는 상정고장 분석을 수행한다. 만일 실제로 다중고장이 발생하게 되면 전력거래소는 세부운영지침 2에 의해서 사후적조치를 마련한다. 뿐만 아니라 세부운영규칙 3에 의해서 전력거래소는 다중고장 분석 결과를 바탕으로 해당 다중고장을 해소하기 위한 설비확충 방안을 전기사업자에게 전달한다. 전기사업자는 전력거래소로부터 받은 다중고장 해소를 위한 설비확충 방안 및 설비확충 비용 등을 고려하여 해당 설비 설치여부를 결정한다.

<그림 5-5> 다중고장 세부운영지침에 따른 각 기관들의 역할

다중고장 적용기준 및 세부운영기준에 따른 각 기관들의 역할을 바탕으로 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임범위는 기존 체제와 비교하였을 때 <표 5-16>과 같이 변경되었다는 것을 알 수 있다.

사전적 대책과 관련해서는 기존에는 애매한 규정으로 인해 모든 다중고장 사례에 대하여 의무적으로 고장별로 계통운영방안을 마련해야 한다는 해석이 가능하여, 이에 대한 책임이 있었다. 하지만 해외사례 규정을 살펴보면 모든 다중고장에 대해 사전적 대책을 의무적으로 마련할 필요는 없었다. 따라서 기존과 같이 전력거래소에게 모든 다중고장에 대해서 사전적 대책을 마련하도록 하는 것은 지나치다고 할 수 있다. 개선된 다중고장 체제에서는 분류체계에 명시된 고장에 한해서 고장의 영향력을 의무적으로 분석하도록 하여 고장의 범위를 현실적으로 축소시켰고 선택적으로 사전적 대책을 마련할 수 있도록 하여 해외사례와 비슷한 수준에 책임을 전력거래소에게 주었다.

<표 5-16> 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임 범위

	기존 다중고장 관련 전력거래소 책임 범위	개선된 다중고장 관련 전력거래소 책임 범위
사전적 대책	모든 고장에 대하여 영향력을 의무적으로 분석해야 함	분류체계에 명시된 고장에 한하여 영향력을 의무적으로 분석해야 함
	모든 고장에 대하여 의무적으로 계통운영방안을 마련해야 함	사전적 대책을 마련하지 않아도 됨
고장에 대한 대응	단일고장 및 이중고장과 유사하게 사전적 대책을 바탕으로 고장에 대응해야 함	보호설비의 자동 보호동작 및 비상시 급전지시와 같은 사후적 조치로 대응이 가능함
예측하지 못한 고장 발생	해당 다중고장을 선정하지 않아 사전적 대책을 마련하지 못한 것에 대한 책임이 있음	상정고장 분류체계는 협의를 바탕으로 개정되므로 이에 동의한 모든 구성원들에게 책임이 있음

실제로 고장이 발생할 때 대응에 대한 책임을 살펴보면 기존에는 사전적 대책을 바탕으로 고장에 대응해야 하며 만일 사전적 대책을 수립하지 않았다면 전력거래소가 이에 대한 책임을 져야한다고 판단될 수 있다. 하지만 상기하였듯이 해외사례와 비교하였을 때 다중고장을 사전적 대책을 통해서 대비하는 것은 지나치게 엄격한 규정이며 이에 대해 책임이 전력거래소에 있다고 판단하는 것은 합리적이지 못하다. 따라서 개선된 다중고장 체제에서는 고장에 대한 대응 방식으로 비상시 급전지시나 보호설비의 자동 보호동작과 같은 사후적 조치에 초점을 맞춤으로써 전력거래소에게 합당한 책임을 주었다. 만일 해당고장에 대해 사전적 대책이 필요하다고 판단되면, 상정고장 분류체계를 협의를 통해 개선하여 해당고장을 단일고장 또는 이중고장 범주에 포함시켜 의무적으로 사전적 대책을 마련하도록 해야 한다.

예측하지 못한 고장이 발생할 경우 기존에는 통상적으로 다중고장 검토를 수행하는 전력거래소가 운영 경험을 바탕으로 사례를 선정하고 있어 다중고장 선정에 대한 책임이 거래소에 있다고 판단할 수 있었다. 따라서 해당 다중고장을 선정하지 않아 사전적 대책을 마련하지 못해 발생한 피해에 대해서 전력거래소에게 책임이 있다고 볼 수 있다. 하지만 다중고장을 선정하는 주체와 선정하는 기준이 신뢰도 고시에 명시되어 있지 않다는 점에서 전력거래소가 예측하지 못한 고장에 대해서 책임이 있다고 판단하는 것은 부당하다. 개선된 상정고장 분석체제에서는 전력거래소는 상정고장 분류체계 개선 시 다중고장 분석결과 등 기술적 자료를 제공하는 책임만 있으며 협의체 구성원들의 동의를 통하여 상정고장 분류체계가 결정되기 때문에 해당고장을 분류체계에 포함하지 않은 모든 구성원들에게 책임이 있다고 볼 수 있다. 만일 해당고장에 대한 분석이나 사전적 대책이 필요하다고 생각되면 협의를 통해 해당고장을 상정고장 분류체계에 포함시키도록 한다.

이처럼 세부운영지침을 마련함으로써 다중고장과 관련된 전력거래소 및 기타기관들의 역할을 구체적으로 제시할 수 있었으며 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임 범위도 확인할 수 있었다.

다만, <표 5-15>에서 다중고장 세부운영지침은 현행 신뢰도 고시에서 지나치게 엄격한 규정이 적용되고 있는 다중고장 기준을 현실적인 규정이 될 수 있도록 단기적인 관점에서 제안한 지침이다. 장기적인 관점에서는 계통 신뢰도를 확보할 수 있도록 영향력이 큰 다중고장에 대해서는 계통운영방안을 마련할 필요가 있을 것이다. 하지만 이를 위해서는 어떤 고장에 대해서 계통운영방안을 마련할지를 결정해야 한다. 현재는 이러한 다중고장 선정을 전력거래소의 자의적 판단에 의해서 수행하기 때문에 객관성을 확보할 수 없었으며 광범위한 영역까지 계통운영방안을 마련해야 하는 문제점이 있었다.

따라서 전력거래소가 다중고장 중 계통운영방안을 마련해야 하는 고장을 선정할 수 있는 기준을 제시하거나 아니면 전력거래소를 대신하여 이를 판단해줄 공신력 있는 기관이 필요하다. 상정고장 분류체계를 제안할 때도 살펴보았듯이 고장을 선정하는 기준을 구체적으로 제시하는 것은 매우 어려운 일이며 고장을 선정하는 것은 다양한 기술적 자료를 바탕으로 공신력이 있는 기관에서 하는 것이 바람직하다. 그렇기 때문에 전력거래소는 다중고장에 대해서는 계통영향력분석만을 수행하고, 이 결과를 바탕으로 공신력이 있는 기관이 다중고장 중 사전적으로 계통운영방안을 마련해야할 사례들을 선정하며, 이 사례들에 한하여 전력거래소는 계통운영방안을 만들어 계통 신뢰도를 높이는 절차를 마련해야 한다. 결과적으로 향후에는 상기된 단기적인 대안과 달리 이런 체제가 갖춰줄 수 있는 장기적인 노력이 필요할 것으로 보인다.

제 6장 결 론

상정고장으로 발생한 광역정전이나 계통 불안정 등의 피해를 줄이기 위해 현행 신뢰도 고시에서는 상정고장 분류체계를 정의하고 각 상정고장 범주에 대해서 지켜야 할 적용기준을 명시하였다. 상정고장 분류체계의 경우 고장 난 설비개수라는 명확한 기준을 바탕으로 단일고장, 이중고장, 다중고장으로 분류하였다. 단일고장과 이중고장의 경우 전압, 과부하, 안정도 등에서 문제가 발생하지 않아야 하며 문제가 발생할 경우 전력거래소의 계통운영방안이나 전기사업자의 설비확충계획 등을 통하여 기준을 준수하도록 신뢰도 고시에 명시하였다. 하지만 다중고장의 경우 모호한 표현을 사용하여 적용기준을 명시하고 있어 전력거래소의 자의적인 해석을 바탕으로 상정고장 검토를 수행하였다.

이러한 상정고장 체제하에서 다중고장과 관련된 문제점들을 살펴보면 상정고장 분류체계에서 발생하는 문제를 볼 수 있다. 현행 상정고장은 고장 난 설비개수로 고장을 분류하고 있기 때문에 3개 이상의 설비가 동시에 고장 난 경우 모두 다중고장으로 판단될 수 있다. 즉, 다중고장 적용기준 대상이 지나치게 광범위하다. 이런 광범위한 다중고장 해석을 막기 위해서는 객관적인 절차에 의해서 적용기준 대상이 되는 다중고장을 선정하거나 구체적으로 다중고장 사례를 나열하여 한정된 고장에 한해서만 계통검토를 수행할 수 있도록 해야 한다. 하지만 현행 체제에서는 계통검토의 책임이 있는 전력거래소가 계통 운영 경험을 바탕으로 하여 자의적으로 다중고장 선정을 수행하고 있다.

다음으로 다중고장 적용기준과 관련해서 발생하는 문제를 들 수 있다. 현행 체계에서는 구체적인 기준 없이 운영측면에서의 다중고장에 대비한 검토를 할 수 있다고 명시했기 때문에 모든 다중고장에 대해 계통운영방안을 마련해야 한다고 판단될 수 있는 문제가 있다. 따라서 전력거래소는 이중고장과 마찬가지로 상정고장을 분석하고 해당 고장에 대한 사전적 대책으로 계통운영방안까지 마련하고 있다. 하지만 앞서 말한 분류체계에 의해 모든 다중고장이 이 적용기준을 받는다면 전력거래소 입장에서는 비현실적인 부분까지 계통운영방안을 마련해야 한다는 문제가 있다. 또한 예측하지 못한 고장 역시 다중고장에 포함되어 운영방안을 마련해야 할 의무가 생기는 등 설비확충을 고려하지 않은 상태에서 계통운영자에게 지나친 책임을 주고 있다.

다중고장 적용기준을 개선하여 이런 문제를 해결하고자 본 연구에서는 해외사례들에 대하여 살펴보았다. 미국의 경우 고장이 발생한 설비개수와 같이 구체적인 기준을 바탕으로 고장을 분류하는 것이 아니라 복합적인 수치를 바탕으로 합의하에 고장을 분류한다. 복합적인 수치로는 고장이 발생한 설비개수, 고장 설비의 기능, 구조적 특징, 고장의 영향력, 고장의 발생가능성, 경제성 등이 있으며 이 자료를 바탕으로 신뢰도 관리기구, 계통운영자, 전기사업자 등이 합의하에 상정고장의 중요도를 평가한다. 이를 통하여 계통 내에서 의무적으로 규정을 준수해야 한다고 판단된 고장은 P1~P7로 분류되고 P1~P7보다 중요도가 낮아 완화된 규정을 적용받는 고장은 극단적인 고장으로 분류된다. 뿐만 아니라 극단적인 고장에 해당하는 사례들 또한 합의하에 구체적으로 나열한다. 이는 완화된 규정을 준수해야 하는 극단적인 고장에 대한 사례 선정이 계통운영자의 자의적 선택이 아닌 사회적 동의를 통해 결정된다는 것을 의미한다. 따라서 무수히 많은 극단적인 고장 사례 중에서 객관적인 명분이 있는 사례들만 완화된 규정을 준수하도록 하여 책임의 범위를 현실적인 수준에 맞췄다고 볼 수 있다.

미국의 극단적인 고장 적용기준의 경우 상정고장 분석만을 의무로 지정하였다. 만일 상정고장 분석 결과를 바탕으로 대책이 필요하다고 판단하면 계통운영자는 자체적으로 운영방안을 수립하거나 전기사업자와 토의를 통해 경제성 평가를 바탕으로 설비확충계획을 수립한다. 즉 대책을 마련하는 것은 의무가 아니며 선택적인 사항이다. 뿐만 아니라 상정고장 적용기준과 관련하여 계통운영상태 등을 고려하여 계통운영기준을 세분화하고 구체적으로 명시하였다.

다른 해외 국가 또한 설비개수뿐만 아니라 고장의 중요도를 바탕으로 고장을 구체적으로 나누고 있다. 일본의 경우도 단일고장과 다중고장을 분류하고 있으며 다중고장 중에서도 중요하다고 판단되는 병행 2회선 가공송전선로 고장의 경우 구체적으로 명시하여 규정을 준수하도록 하고 있다. 영국의 경우도 일본과 유사하게 단일고장에 대해서는 의무적으로 기준을 준수해야 하며 모선 고장이나 선로 고장과 같이 중요한 다중고장의 경우 기준을 준수하도록 하고 있다. 프랑스의 경우 N-k 규칙이라는 조건하에 설비의 개수보다는 고장 발생확률을 바탕으로 의무적으로 준수해야 하는 고장인 dimensioning event와 그렇지 않은 고장인 non-dimensioning event로 분류한다. 마지막으로 북유럽 또한 발생 가능성을 바탕으로 고장을 분류하고 있으며 발생가능성이 높은 단일고장인 FG1~FG3의 경우 해당지역 외에는 공급지장을 허용하지 않으며 발생가능성이 높은 다중고장인 FG4의 경우 제어조치 등을 통한 운영이 필요함을 명시하고 있다. 발생가능성이 낮은 다중고장인 FG5의 경우 계통 불안정을 허용하고 있다. 추가적으로 고장 전 계통상태에 따라서 기준을 세분화하여 현실적인 기준을 제공하고 있다.

해외사례를 바탕으로 현행 다중고장 분류체계가 개선되어야 하는 방향에 대해 살펴보면 상정고장을 분류하는 기준을 개선해야 하는 것을 알 수 있다. 해외의 경우 모든 상정고장을 대비하기에는 현실적인 한계가 있어 의무적으로 규정을 준수해야 하는 고장인 상정고장 A와 A보다 완화된 규정을 적용받는 상정고장 B로 분류하여 상정고장 A 사례를 한정하고 이에 대해서만 사전적 대책을 마련하도록 한다. 특히 상정고장 B에 대해서도 의무적으로 준수해야 하는 규정이 있는 미국의 경우 상정고장 B에 대해서도 그 사례를 한정한다.

<표 6-1> 상정고장 분류체계 개선(안)

고장 분류	기존 상정고장 분류체계	개선된 상정고장 분류체계
단일고장	- 송전선 1회선 고장 - 변압기 1bank 고장 - 발전기 1기 고장 - 기타 단일설비 고장 등	- 송전선 1회선 고장 - 변압기 1bank 고장 - 발전기 1기 고장
이중고장	- 하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장 - 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장 - 동일 발전소 발전기 2기 탈락 - 병행 2회선 가공송전선로 고장 - 차단기의 차단실패 및 부분모선 고장 - 기타 2개의 설비가 동시에 탈락하는 고장 등	- 하나의 송전선 및 하나의 변압기 고장1) - 하나의 송전선 및 하나의 발전기 고장1) - 동일 발전소 발전기 2기 탈락 - 병행 2회선 가공송전선로 고장 - 전력설비 고장으로 인한 차단기의 차단 실패 - 부분모선 고장으로 인한 전력설비 탈락
다중고장	- 동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지 - 동일 발전소의 전 발전기 동시 정지 - 기타 3개 이상의 설비가 동시 정지 - 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장	- 동일 철탑의 다회선 가공송전선로 동시정지 - 동일 발전소의 전 발전기 동시정지 - 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 고장 - 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장1)

1) 동일 변전소에 접속된 설비에 한함

따라서 국내에서도 의무적으로 규정을 준수해야 하는 고장에 대해서는 상정고장 A처럼 그 사례를 한정해야 하고 상정고장 B에 대해서도 규정이 있다면 그 사례를 한정해야 한다. 그렇기 위해서는 설비개수를 바탕으로 고장을 분류하는 것이 아니라 <그림 5-3>과 같이 복합적이고 기술적인 기준을 바탕으로 협의체의 동의하에 상정고장 분류체계를 수립하여야 한다. 이를 통해 의무적으로 규정을 준수해야 하는 고장에 대한 사회적 동의를 얻을 수 있다. 하지만 현재에는 협의체를 마련할 수 없기 때문에 해외사례와의 비교를 통하여 <표 6-1>과 같이 기존 상정고장 분류체계를 개선하여 초안을 제안하였다. “기타 단일설비 고장”등과 같이 애매한 표현들을 제거하여 의무적으로 분석해야 하는 고장사례를 한정하였으며 동일 변전소에 접속된 설비라는 표현을 활용하는 등 사례를 보다 구체적으로 명시하였다. 또한 전력구내 3회선 이상의 지중송전선 고장과 같이 발생가능성이 높은 고장을 다중고장에 포함시켰다. 이 안은 초안이며 향후 협의체를 통하여 점차 개선되어야 할 것이다.

해외사례 상정고장 적용기준을 살펴보면 크게 3단계로 분류되는 것을 확인할 수 있다. 1단계는 설비를 충분히 확보하여 공급지장이 발생하지 않아야 하는 수준이며 2단계는 설비확충으로 고장을 전부 해결하기에는 경제적 한계가 있어 계통운영방안을 활용하여 공급지장을 최소화해야 하는 수준이다. 마지막 3단계는 설비확충 및 계통운영방안으로 고장을 해결하기에는 현실적인 한계가 있어 사전적 대책을 마련하지 않고 보호설비에 의해 자동적으로 보호되는 것을 허용하는 수준이다. 이에 관하여 국내 사례를 살펴보면 단일고장의 경우 1단계 규정을 적용받고 이중고장의 경우 2단계 규정을 적용받는다. 이는 해외와 유사한 것으로 볼 수 있으며 합당한 규정이라고 볼 수 있다. 다만 해외사례와 비교하여 계통운영상태를 고려한 상정고장 적용기준을 추가적으로 제안하였다.

한편, 다중고장의 경우 해외사례들은 3단계 규정을 적용하지만 국내에서는 애매모호한 표현으로 2단계 규정을 적용하는 것을 확인할 수 있었다. 또한 현행 신뢰도 고시에서 명시한 비상상황을 보면 다중고장은 사전적 대책을 마련하지 않고 사후적 조치로 해결이 가능한 사례라는 것을 알 수 있다. 따라서 해외와 마찬가지로 애매한 표현을 사용하지 않으면서 다중고장이 비상상황에 해당하는 규정을 적용받기 위해 <그림 6-1>과 같이 다중고장 적용기준을 개선하였다.

<그림 6-1> 개선된 신뢰도 고시 속 다중고장 적용기준

추가적으로 계통을 안정적으로 유지할 수 있도록 다중고장 적용기준을 보조할 수 있는 세부운영지침을 제안하였다. 먼저, 신뢰도 고시에 명시된 비상상황 규정을 준수할 수 있도록 다중고장 발생 시 사후적 조치가 필요하다는 내용을 포함하였다.  그리고 상정고장 분류체계 개선 시 협의 과정에서 활용할 수 있는 기술적 자료로 다중고장 분석결과를 활용될 수 있는 내용을 포함하였다. 뿐만 아니라 설비확충계획에 다중고장 분석 결과를 반영하여 해당 고장을 점차적으로 해소할 수 있도록 하였다.

본 보고서에서 제안한 다중고장 적용기준 및 세부운영지침을 통하여 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임은 다음과 같이 정리된다. 우선 전력거래소는 고장 발생 전 다중고장으로 명시된 고장에 대해서는 계통 영향력을 분석을 의무적으로 수행해야 한다. 즉 사전적 대책을 마련하지 않아도 된다는 것이다. 따라서 다중고장이 발생하였다면 보호설비의 자동 보호동작 및 비상시 급전지시와 같은 사후적 조치로 고장을 해결한다. 사후적 조치가 적절하지 않는 경우 이에 대한 책임을 받지만 사전적 대책을 마련하지 않은 것에 대해서는 책임이 없다. 만일 예측하지 못한 고장이 발생하였다면 전력거래소의 책임이 아니라 해당고장을 상정고장 분류체계에 포함시키지 않은 협의체 전체의 책임이 된다.

본 보고서는 해외사례에 비해 지나치게 엄격한 규정을 적용받았던 다중고장에 대해 현실적인 분류체계와 적용기준을 제시하고 있으며 다중고장과 관련된 전력거래소의 책임문제도 합당한 수준으로 제시하고 있다.

Appendix. 해외 출장 자료

A. 1. 미국 다중고장 체계 관련 질문사항

1. In Korea, contingencies are classified by the number of contingency elements. So there are three types of contingency: single element contingency, two elements contingency, and multiple elements contingency as shown following table.

Category	Element or Contingency
Single contingency	One generator, transformer, transmission circuit
Double contingency	One transmission circuit + One transformer One transmission circuit + One generator Two generators at a same station Two transmission circuits on common structure Bus section Failure of breaker
Multiple contingency	All transmission line on a common right-of-way Loss of all generating units at a station Etc.

However, according to NERC TPL Standard, contingencies are classified by the number of elements as well as other criteria. For example, following table shows that the same element contingency can be classified into different categories.

Element	Fault type	Clearing fault	Category
One generator, Transmission Circuit, transformer	SLG or 3Φ	Normal	B: single contingency
	SLG	Delayed	C: multiple contingency
	3Φ	Delayed	D: extreme contingency

We want to know how to classify contingency in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. What are other criteria of classifying the contingencies?

B. Who determines these criteria?

C. What is the reason for applying these criteria?

2. In Korea, multiple contingencies (which are similar to extreme contingencies in the U.S) are defined as more than two elements contingencies. The expression of the multiple contingencies may seem obvious but doesn’t consider initial condition and whether normal clearing or not. KPX that is the ISO in Korea make an operating plan for all two elements contingencies in spite of delayed clearing situation.

Otherwise, in the U.S., not only the number of element but also other criteria are considered for classifying the multiple contingencies. There are two categories of multiple element contingencies. One is the category C and the other is category D. We want to know extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. Why do you divide contingencies into two categories(C and D)?

B. Who determines a multiple contingency is listed on whether category C or D?

C. What is the difference between multiple contingencies and extreme contingencies?

D. What are the criteria of separating multiple contingencies and extreme contingencies?

E. Who determines these criteria?

F. What is the definition of extreme contingency?

Examples

i. The fault which can cause cascading events

ii. The fault which can have an effect on a certain wide range of areas

iii. The fault which can cause a lot of loss of demand

iv. The fault which cannot be controlled by ISO in operational steps

v. The fault which can cause a lot of damage but rarely occurs

G. What are the quantities which determine extreme contingency?

Examples

i. Impact of range

ii. Loss of demand

iii. The number of cascading events

iv. The frequency of fault

H. How do you measure these quantities?

3. There are a number of extreme contingencies. But a few contingencies are listed on category D. This means that it is difficult to check all contingencies on category D. ISO should select the contingencies which are simulated. In Korea, the main criteria of selecting contingencies is the frequency of fault. If a fault occurs more frequently in past, the fault is included on check list. The contingencies are checked by Korea ISO as follows:

Loss of two circuits which is connected with a large generator station + another loss of circuits fault caused by previous fault.

Loss of two circuits which is connected with a major load + another loss of circuits which is connected with the major load

Loss of three or more circuits on the same tower.

Loss of underground three or more circuits

We want to know how to select extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. Who determines the list of extreme contingencies?

B. How do you determine these contingencies from all possible extreme contingencies?

C. What is the difference between extreme contingencies listed on category D and extreme contingencies not listed on category D?

D. Which contingencies do you simulate for the purpose of reliability assessment?

E. Why do you select these contingencies for assessment?

4. In Korea, according to the rule of transmission operation, ISO may prepare an operating plan to satisfy system operating standards in case of extreme contingencies. Because the cost for preventing risks of extreme contingencies are very expensive and there are too many extreme contingencies to study, that’s a burden on ISO.

In order to improve system standards under extreme contingencies in Korea, we want to know how to apply system standards under extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. In case of category D, reliability assessment is required and risks and consequences are evaluated.

i. What is the purpose of evaluation?

ii. What is the definition of risks and consequences?

iii. How do you measure risks and consequences?

iv. Is there an index for evaluating risks and consequences? If yes, can you give me an index?

v. Who is responsible for this evaluation?

B. System operating limits (SOL) are applied in case of category A, B, and C, not D.

i. Does this mean that ISO does not have to make an operating plan for extreme contingency?

ii. If yes, what is the reason that ISO does not prepare extreme contingencies in operational step?

iii. Are the risks and consequences of extreme contingency evaluated in facility planning step?

1. Is there any facility expansion to prevent cascading blackout caused by extreme contingency?

2. If yes, who should decide whether to expand facilities depending on the extreme contingency evaluation?

3. How is the operation of facilities decided?

iv. If corrective plan is not necessary, why do you evaluate for risks and consequences of extreme contingencies?

5. The loss of demand and the cascading fault may be caused by extreme contingencies. In that case, someone may be responsible for this contingency. We want to know how to solve the responsibility problem of extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. When blackout occurs owing to extreme contingency, is ISO or TO responsible for loss of demand?

B. When cascading events are caused by extreme contingency and the result of blackout are much larger than evaluated, is ISO or TO responsible for wrong evaluation?

C. What are the restoring steps after extreme events in detail?

D. Who is responsible for restoring system?

E. What is the role of each entity (reliability council, ISO, TO) related with extreme contingency?

F. If some entities do not carry out their role, what is the penalty?

G. Who decides the penalty?

H. After the extreme contingencies occur, does ISO or TO take action to prevent the same extreme contingencies?

A. 2. 미국 다중고장 체계 관련 답변자료

1. In Korea, contingencies are classified by the number of contingency elements. So there are three types of contingency: single element contingency, two elements contingency, and multiple elements contingency as shown following table.

Category	Element or Contingency
Single contingency	One generator, transformer, transmission circuit
Double contingency	One transmission circuit + One transformer One transmission circuit + One generator Two generators at a same station Two transmission circuits on common structure Bus section Failure of breaker
Multiple contingency	All transmission line on a common right-of-way Loss of all generating units at a station Etc.

However, according to NERC TPL Standard, contingencies are classified by the number of elements as well as other criteria. For example, following table shows that the same element contingency can be classified into different categories.

Element	Fault type	Clearing fault	Category
One generator, Transmission Circuit, transformer	SLG or 3Φ	Normal	B: single contingency
	SLG	Delayed	C: multiple contingency
	3Φ	Delayed	D: extreme contingency

We want to know how to classify contingency in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. What are other criteria of classifying the contingencies?

아주 명확한 구분기준은 없으며 복합적인 기준으로 고장을 분류하다. 또한 고장 발생에 대한 통계적 특징이 중요하다. 예를 들어, 특정 고장으로 심한 영향을 받았던 사례가 있고 그 고장이 10년간 지속적으로 반복된다고 했을 때 그 고장을 해결하기 위해 투자할 돈이 앞으로 방치하였을 때 손실보다 적을 경우 해당고장에 대해서 대책을 마련하다. 중요한 것은 고장을 해결하기 위한 소비자들의 요구이며 고장 설비의 개수는 부차적인 기준이다.

B. Who determines these criteria?

NERC를 중심으로 구성한 위원회에서 회의를 통해 결정한다. 위원회를 구성하는 규칙이 존재하기 때문에 각 분야별로 인원수를 맞춰야 한다.

C. What is the reason for applying these criteria?

고장을 분류할 때 중요한 것은 해당고장에 대한 소비자의 요구, 고장을 해결하기 위한 투자비용, 고장의 발생빈도 및 영향력 등 다양한 자료를 활용해서 분류하기 때문에 특별한 기준보다는 회의를 통해 사회적 합의를 얻은 분류체계를 활용한다.

2. In Korea, multiple contingencies (which are similar to extreme contingencies in the U.S) are defined as more than two elements contingencies. The expression of the multiple contingencies may seem obvious but doesn’t consider initial condition and whether normal clearing or not. KPX that is the ISO in Korea make an operating plan for all two elements contingencies in spite of delayed clearing situation.

Otherwise, in the U.S., not only the number of element but also other criteria are considered for classifying the multiple contingencies. There are two categories of multiple element contingencies. One is the category C and the other is category D. We want to know extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. Why do you divide contingencies into two categories(C and D)?

극단적인 고장의 경우 발생가능성이 거의 없으며 고장 해결 비용이 높다. 그렇기 때문에 상대적으로 완화된 규정을 적용하기 위해 다중고장과 극단적인 고장을 분류한다. 또한 극단적인 고장은 사전적 대책을 의무적으로 마련할 필요가 없다.

B. Who determines a multiple contingency is listed on whether category C or D?

1. B의 답변과 동일하게 NERC 위원회에서 고장을 회의를 통하여 결정하며 2006년 이후로 변화가 없다가 2013년 12월에 다시 한 번 개정되었다.

C. What is the difference between multiple contingencies and extreme contingencies?

고장의 영향력, 고장의 발생가능성, 고장 해결 비용 등

D. What are the criteria of separating multiple contingencies and extreme contingencies?

회의를 통하여 다양한 자료들을 최대한 고려하며 주로 고장의 발생 가능성을 고려한다.

E. Who determines these criteria?

NERC 위원회의 각 구성원들이 해당 상정고장의 분류근거를 제시한다.

F. What is the definition of extreme contingency?

The event which is expected to produce more severe System impacts

Examples

i. The fault which can cause cascading events

ii. The fault which can have an effect on a certain wide range of areas

iii. The fault which can cause a lot of loss of demand

iv. The fault which cannot be controlled by ISO in operational steps

v. The fault which can cause a lot of damage but rarely occurs

G. What are the quantities which determine extreme contingency?

명확한 측정 기준은 없으며 일반적으로 지역신뢰도기구에서 협의 하에 결정한다.

Examples

i. Impact of range

ii. Loss of demand

iii. The number of cascading events

iv. The frequency of fault

H. How do you measure these quantities?

Planning Coordinator 별로 측정 방식을 설명하고 측정결과를 보여준다.

3. There are a number of extreme contingencies. But a few contingencies are listed on category D. This means that it is difficult to check all contingencies on category D. ISO should select the contingencies which are simulated. In Korea, the main criteria of selecting contingencies is the frequency of fault. If a fault occurs more frequently in past, the fault is included on check list. The contingencies are checked by Korea ISO as follows:

Loss of two circuits which is connected with a large generator station + another loss of circuits fault caused by previous fault.

Loss of two circuits which is connected with a major load + another loss of circuits which is connected with the major load

Loss of three or more circuits on the same tower.

Loss of underground three or more circuits

We want to know how to select extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. Who determines the list of extreme contingencies? Planning Coordinator

B. How do you determine these contingencies from all possible extreme contingencies?

지난 경험을 바탕으로 가장 위험요소가 있은 극단적인 고장을 실험한다. 다만 상위기관에서 지정한 극단적인 고장에 대해서는 전부 실험을 수행한다.

C. What is the difference between extreme contingencies listed on category D and extreme contingencies not listed on category D?

NERC 위원회에서 분석이 필요하다고 협의되면 극단적인 고장 범주로 포함한다.

D. Which contingencies do you simulate for the purpose of reliability assessment?

NERC에 명시된 고장에 대해서 의무적으로 수행하며 계통운영자의 판단에 따라 추가적인 분석을 수행한다.

E. Why do you select these contingencies for assessment?

지역마다 수집하는 목적이 다르며, 주로 고장에 대한 피해가 심할 경우 선택적으로 완화 조치를 취하기 위해 한다.

4. In Korea, according to the rule of transmission operation, ISO may prepare an operating plan to satisfy system operating standards in case of extreme contingencies. Because the cost for preventing risks of extreme contingencies are very expensive and there are too many extreme contingencies to study, that’s a burden on ISO.

In order to improve system standards under extreme contingencies in Korea, we want to know how to apply system standards under extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. In case of category D, reliability assessment is required and risks and consequences are evaluated.

i. What is the purpose of evaluation?

NERC의 의무이며 해당 상정고장으로 인해 계통이 붕괴될 수 있는지에 대해 확인하고 분류체계를 협의할 때 기술적 자료로 활용하기 위해 분석한다.

ii. What is the definition of risks and consequences?

명확한 지수로 표현되지는 않으며 각 지역마다 planning coordinator에 의해 결정된다.

iii. How do you measure risks and consequences?

각 지역마다 planning coordinator에 의해 결정되며 PJM의 경우 PSS/E 시뮬레이션 결과를 활용한다.

iv. Is there an index for evaluating risks and consequences? If yes, can you give me an index?

각 지역마다 planning coordinator에 의해 결정되며 공급지장정도, 계통 제어가 불가능한 지역의 수, 연쇄고장 정도 등을 활용한다.

v. Who is responsible for this evaluation? Planning Coordinator한테 책임이 있으며 Planning Coordinator의 지시에 의해 TO가 분석을 수행한다.

B. System operating limits (SOL) are applied in case of category A, B, and C, not D.

i. Does this mean that ISO does not have to make an operating plan for extreme contingency?

사전적 대책을 마련하지 않아도 되며 보호설비의 자동 보호에 의해 계통을 보호한다.

ii. If yes, what is the reason that ISO does not prepare extreme contingencies in operational step?

모든 극단적인 고장에 대해 사전적 대책을 마련하는 것은 불가능하며 이를 대비하는 것은 경제성이 맞지 않기 때문이다.

iii. Are the risks and consequences of extreme contingency evaluated in facility planning step?

1. Is there any facility expansion to prevent cascading blackout caused by extreme contingency?

경제성이 있다면 해당고장을 대비할 것이다.

2. If yes, who should decide whether to expand facilities depending on the extreme contingency evaluation?

Planning Coordinator를 중심으로 협의를 통해서 이루어진다.

3. How is the operation of facilities decided?

Planning Coordinator를 중심으로 협의를 통해서 이루어진다.

iv. If corrective plan is not necessary, why do you evaluate for risks and consequences of extreme contingencies?

1) 고장으로 인해 계통 붕괴여부를 확인하기 위해

2) 해당고장을 해결하기 위한 경제 분석을 통해 경제성이 있다면 이에 대한 사전적 대책을 선택적으로 마련하기 위해

3) 미래에 설비확충계획을 세울 때 극단적인 고장의 영향력이 완화되는지를 판단하기 위해

5. The loss of demand and the cascading fault may be caused by extreme contingencies. In that case, someone may be responsible for this contingency. We want to know how to solve the responsibility problem of extreme contingencies in the U.S. Can you give me the answer of following questions?

A. When blackout occurs owing to extreme contingency, is ISO or TO responsible for loss of demand?

사후조치를 적절하게 취했다면 책임지지 않는다.

B. When cascading events are caused by extreme contingency and the result of blackout are much larger than evaluated, is ISO or TO responsible for wrong evaluation?

이에 대해서도 사후조치를 적절하게 취했다면 책임지지 않는다.

C. What are the restoring steps after extreme events in detail?

RTO가 사전에 승인한 복구계획을 활용한다.

D. Who is responsible for restoring system?

RTO

E. What is the role of each entity (reliability council, ISO, TO) related with extreme contingency?

NERC: 기준 제정

Planning Coordinator(reliability council, ISO): NERC 기준에 부합하는 상세 규칙 제정

TO: 극단적인 고장에 대해 실험을 수행하고 가장 위험한 사례를 선정하며 가능한 조치 방안에 대해서 명시

F. If some entities do not carry out their role, what is the penalty?

FERC가 그에 해당하는 경제적 비용을 판단하여 결정한다.

G. Who decides the penalty?

FERC

H. After the extreme contingencies occur, does ISO or TO take action to prevent the same extreme contingencies?

경제성이 있을 경우에만 해당 고장에 대해서 대비한다.

A. 3. 미국 다중고장 체계 관련 답변 정리

상정고장 분류체계 설립 주체는 NERC로 내부에 있는 위원회이다. 이 위원회는 원칙에 의해 지역 신뢰도 기구, 계통운영자, 송전사업자 등 다양한 단체를 포함해야 하며 회의를 통해 상호동의하에 상정고장 분류체계를 결정한다. 각 단체들은 획일화된 기준으로 고장을 분류하는 것이 아니라 자체적으로 고장 영향력, 발생확률, 투자비용에 대해 기술적으로 평가를 하고 이를 바탕으로 근거로 분류체계에 대한 의견을 제시한다. 모든 과정이 토의를 바탕으로 이루어지기 때문에 고장을 분류하는 절대적인 지수는 존재하지 않으며 대표들 간의 합의를 통하여 분류체계를 완성하기 때문에 예상하지 못한 고장에 대해서는 상정고장 규정을 적용하지 않는다.

고장을 분류하는 객관적인 기준은 존재하지 않지만 다음과 같은 요소들이 고려된다는 것을 알 수 있다. 첫 번째로 P1~P7을 분류하는 요소로는 고장이 발생한 설비개수, 고장설비로 분류하고 전압레벨, 고장 종류 등을 세분화하여 운영기준을 적용한다. 특히 P1~P7과 극단적인 고장을 분류하는 데는 주로 발생가능성 및 빈도를 고려하며 고장에 대하여 해결이 필요한지를 합의하여 꼭 해결해야 하는 고장으로 선정될 경우 다중고장으로 포함한다.

극단적인 고장의 경우 상당히 많은 종류가 있어 모든 고장을 분석하기에는 한계가 있다. 그렇기 때문에 실제 시뮬레이션을 할 경우에는 모든 극단적인 고장에 대해 시뮬레이션 하는 것이 하니라 극단적인 고장을 선정해서 시뮬레이션을 수행한다. 미국의 경우 시뮬레이션을 수행할 극단적인 고장을 선정할 때 우선 NERC 및 해당 지역 신뢰도 기구에서 합의하에 명시된 극단적인 고장에 대해서만 의무적으로 포함한다. 이 외에 추가적으로 계통운영자가 판별하여 시뮬레이션이 필요하다고 생각하는 다중고장에 대해서는 시뮬레이션을 수행하기도 한다. 예를 들어 PJM의 경우 SPS고장을 다중고장에 포함하여 계통영향력을 분석하고 있다.

극단적인 고장 적용기준의 경우 NERC에서 고장분석만 수행하라고 명시하고 있기 때문에 대책을 마련하지 않는다. P1~P7의 경우 고장을 분석하는 목적은 계통운영기준을 위배하였을 때 대책을 마련하여 이를 준수하기 위해서이다. 하지만 극단적인 고장의 경우 이와 달리 고장을 분석하는 목적은 고장으로 인해 계통 붕괴여부를 확인하기 위해서이다. 추가적으로 고장의 영향력이 매우 심각하다면 해당고장을 해결하기 위한 경제 분석을 통하여 이에 대한 대책을 선택적으로 마련하기도 한다. 또한 미래에 설비확충계획을 세울 때 극단적인 고장을 분석한 내용을 기술적 자료로 활용하여 극단적인 고장으로 인한 영향력을 완화시킬 수 있는 설비확충인지를 판단할 수도 있으며 상정고장 분류체계를 결정할 시에 근거자료로도 활용이 가능하다. 이는 극단적인 고장의 경우 발생할 가능성이 현저히 낮으며 해결하기 위한 비용도 높은 편이기 때문에 대책을 마련하는 것이 경제적이지 않으며 고장의 수도 많아 현실적으로 모든 고장에 대해 대책을 마련하는 것이 불가능하기 때문이다.

이런 기준을 적용하기 때문에 실제 고장이 발생하면 보호설비들의 자동보호 동작에 의해 계통을 보호하는 것을 허용하며 실제 극단적인 고장으로 인해 공급지장이 발생해도 계통운영자에게는 큰 책임이 없다. 다만, 계통운영자가 극단적인 고장으로 인해 응급상황이 발생하였는데 적절한 사후조치를 취하지 않아 고장의 영향력이 커졌다면 이에 대해서는 책임을 받을 수도 있다. 또한 고장이 발생하였더라도 경제성이 없다면 추후에도 해당고장에 대한 설비확충을 하지는 않는다.

참고문헌

[1] 전력시장운영규칙

[2] 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준, 산업통상자원부

[3] 2013년 전력계통 운영 지침서, 전력거래소

[4] Reliability Standards for the Bulk Electric Systems of North America,  NERC

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[6] PJM Manual 14B: PJM Region Transmission Planning Process, PJM Transmission Planning Department ,2014

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[8] Remedial Action Scheme Design Guide, WECC, 2006

[9] ComEd and PECO Transmission Planning Criteria, Transmission Planning Department, 2012

[10] The Rules of ESCJ, Electric Power System Council of Japan, 2012

[11] National Electricity Transmission System Security and Quality of Supply Standard, 2014

[12] Memento of Power System Reliability, RTE, 2005

[13] Nordic Grid code, 2007

			1. 이 연구보고서는 한국전력거래소에서 시행한 연구보고서입니다. 2. 이 보고서 내용을 대외적으로 발표 하거나 활용, 인용 및 복사하고자 할 때는 한국 전력거래소의 사전 승인을 받아야 합니다.