2006年度 電力系統 運營實績

2007. 2

계통운영처

1. 전력설비 현황

가. 발전설비

(단위 : 만kW)

구 분	2002년	2003년	2004년	2005년	2006년
원자력	1,571.6	1,571.6	1,671.6	1,771.6	1,771.6
석 탄	1,474	1,474.0	1,634.0	1,684.0	1,734.0
국내탄	119.1	119.1	112.5	112.5	112.5
유전소	455.5	412.9	412.9	412.9	412.9
가 스	1,372.3	1451.8	1,574.6	1,645.0	1,743.8
수 력	387.6	387.7	387.9	387.9	548.0
기 타	0	188.2	202.6	212.0	228.6
총 계	5,380.1	5,605.3	5,996.1	6,225.9	6,551.4

○ ‘06년 발전설비 증가 : 전년대비 5.2%, 325.5만kW

- 준공설비 중 첨두부하용인 양수 및 복합화력이 258.8만kW로 80%를 차지         하였으며, 기저설비는 당진#6(50만kW)에 불과함

- 신재생에너지 설비는 비록 용량은 작으나 10개소 8.5만kW 준공으로 전년대비        증가율 67.7%로 최고 기록

○ 발전원별 증가내역

- 수  력 : 양양양수#1~4, 청송양수#1~2, 160만kW, 전년대비 41.3%증가

- 석  탄 : 당진화력#6 50만kW, 전년대비 3.0% 증가

- 가  스 : 광양복합 #1,2CC 98.8만kW 6.0%증가

- 기  타 : 남제주화력 #3 10만kW 등 18.7만kW 증가

- 폐  지 : 남제주화력 #1,2 2만kW

나. 송․변전설비

ꏚ 송전설비

(단위 : c-kM)

구 분	회선긍장(c-kM)
	2002년	2003년	2004년	2005년	2006년(점유율)
765kV	662	662	662	662	662(2.3)
345kV	7,496	7,740	7,903	7,990	8,058(28)
154kV	18,376	18,827	18,955	19,422	20,040(69.7)
합 계	26,534	27,229	27,520	28,074	28,760

○ ‘06년 송전설비 증가 :  전년대비 2.4%, 686 (c-kM) 증가

- 765kV : 설비증가 없음

- 345kV : 곤지암-동서울, 신제천-곤지암T/L 등 68 c-kM(0.9%) 증가

- 154kV : 자인-범물, 함양-거창, 북대구연락, 둔산-둔지, 계양-김포, 성동, 옥천전철          직지사전철, 구미-광평, 점촌-문경T/L 등 618 c-kM (3.2%) 증가

ꏚ 변전설비

(단위 : 만kVA)

구 분	설비용량(만kVA)
	2002년	2003년	2004년	2005년	2006년(점유율)
765kV	711	711	1,911	2,111	2,111(9.6)
345kV	6,924	7,566	8,008	8,438	9,070(41.3)
154kV	8,324	8,923	9,353	10,216	10,775(49.1)
합 계	15,959	17,200	19,272	20,765	21,956

○ ‘06년 변전설비 증가 : 전년대비 5.7%, 1,191만kVA 증가

- 765kV : 설비증가 없음

- 345kV : 154kV 신용T/L 제약 해소 및 수도권 남동부 지역의 계통안정을  위한 곤지암 변전소 건설 등으로 전년대비 7.5%, 632만kVA 증가

- 154kV : 신규부하 증설에 따른 중시화, 고강, 고한변전소 등의 설치로 전년대비 5.5%  559만kVA 증가

다. 조상설비

○ ‘06년말 기준 설치현황

(단위: 만kVar)

구 분	S.C		Sh.R
	'06년 설치	‘06년말 기준	‘06년 설치	‘06년말 기준	비 고
345kV		10(SVC)	20	650
154kV	101	1,052		4
66kV		4		-
23kV	44	685		417
합 계	145	1,751	20	1,071

○ '06년 S.C 및 Sh.R 지역별 설치내역

구 분	수도권	영 동	중 부	호 남	영 남	제주	계
S.C	24	19	22	15	54	11	145
Sh.R	20	-	-	-	-	-	20
계	44	19	22	15	54	11	165

(단위 : 만kVar)

- 수급안정을 고려한 조상설비의 적기설치로 하절기 전력수급 및 계통      안정운영에 기여

- 부하밀집지역인 수도권의 중부하시 저전압과 Cable 선로 증가로 인한 경부하시 과전압 방지를 위한 조상설비의 적기 설치 및 운전으로 전압 안정운영에 기여

구 분		2003년	2004년	2005년	2006년
회 선 수 (회선)		6,783	6,982	7,263	7,451
긍 장 (c-km)	고 압	184,285	186,502	187,833	192,157
	저 압	192,169	193,861	197,586	201,147
	계	376,454	380,363	385,419	393,304

라. 배전설비

2. 전력수급

가. 전력수급

(단위 : 만kW, %)

구 분	‘05년 실적	2006년		증 감
		계 획	실 적	계획대비	전년대비
설비용량	6,173.7	6,450.0	6,477.8	27.8	304.1
공급능력	6,081.8	6,458.0	6,518.3	60.3	436.5
최대전력 (증가율)	5,463.1 (6.6)	5,808.0 (6.3)	5,899.4 (8.0)	91.4 (1.7)	436.3 (1.4)
예 비 력 (예비율)	619 (11.3)	650.0 (11.2)	618.9 (10.5)	-31.1 (-0.7)	-0.1 (-0.8)

○ 공급능력은 당진#6등 적기준공으로 전년보다 7.2%증가한 6,518만kW확보

○ 최대수요는 전년보다 8.0% 증가한 5,899만kW로 전망대비 91.4만kW 증가

- 전국주요도시 최고기온이 32.9℃를 보이면서 8월16일 12시에 최대수요 발생

- 최대수요 발생일 냉방부하는 1,300만㎾(전체부하의22.0%)로 추정

○ 예비력 619만kW(예비율 10.5%)로 안정적인 전력수급 운영

나. 월별 (최대, 평균)전력수요

구 분		2005년	2006년
			1/4분기	2/4분기	3/4분기	4/4분기	2006년
최대전력(만㎾) (전년대비%)		5,463.1 (6.6)	5,421.2 (9.1)	5,194.1 (2.6)	5,899.4 (8.0)	5,550.8 (1.9)	5,899.4 (8.0)
	발생일시	8/17일12시	1/5 19시	6/29 15시	8/16 12시	12/28 18시	8/16 12시
평균전력(만㎾) (전년대비%)		4,126.1 (7.1)	4,527.8 (6.8)	4,092.0 (5.3)	4,296.5 (5.6)	4,401.2 (2.1)	4,329.0 (4.9)

ꏚ 최대전력

○ 8월 최대전력 및 기온

- 장마 이후 지속적인 무더위 발생으로 평년대비 최고기온 평균 2.1℃ 상승

- 지속적인 고온누적으로 최대전력 6차례 경신

○ 8월 주별 수요분석

- 1주 : 기온이 매우 높았으나(최고기온 34.3℃) 산업체의 하계 휴가기간으로              수요증가 저조

- 2주 : 일부산업체의 휴가에도 불구 높은 기온으로 인해 주중 3일 연속                 최대전력 경신(화~목)

- 3주 : 지속적인 고온누적 및 열대야 현상으로 인해 수요가 증가하면서                    16일 12시 연중 최대전력 수요 기록

- 4, 5주 : 평년대비 높은 기온으로 전력수요 5,600만kW 수준 유지

○ 최대전력 발생일(8.16일) 기상상황

지역별	서 울	대 전	대 구	광 주	부 산	가중평균
기 온	31.7℃	34.2℃	35.5℃	35.0℃	32.9℃	32.9℃

구 분		2002년	2003년	2004년	2005년	2006년
최대수요 발생일	최고기온(℃)	32.6	31.1	33.2	32.3	32.9
	고온누적일	2	1	12	4	17
	열대야 누적일	0	1	1	3	4

※주 1) 고온 누적일 : 피크일을 포함한 30℃ 이상인 날의 연속일 수

2) 최고기온 : 서울 등 5대 도시 가중평균치    3) 열대야 : 최저기온이 25℃이상인 밤

-  전력수요가 증가하는 고온 누적일수는 최근 5년간 가장 많은 17일 기록

ꏚ 동･하절기 최대전력 비교

구 분	최대전력				차 이
	하절기		동절기
	수 요	발생일시	수 요	발생일시
2002년	4,577.3	8/29 목 15시	4,470.4	12/12 목 19시	106.9
2003년	4,738.5	8/22 금 12시	4,613.4	12/19 금 19시	125.1
2004년	5,126.4	7/29 목 15시	4,854.9	12/23 목 24시	271.5
2005년	5,463.1	8/17 수 12시	5,445.1	12/19 월 19시	18.0
2006년	5,899.4	8/16 수 12시	5,550.8	12/28 목 18시	348.6

○ 동․하절기 최대전력 차이가 최근 5년중 가장 크게 발생

- 하절기 최대전력이 큰 폭 증가(전년대비 8%)한 반면, 동절기 최대전력은         온난화현상으로 인한 기온상승으로 1.9% 증가에 그침

ꏚ 평균전력

○ 기온변화로 인해 평균전력 증가율이 큰 폭의 편차를 보였으며, 7월과 12월은        0.5%의 낮은 증가율을 기록한 반면, 8월은 10.1%의 높은 증가율 기록

연간 증가율은 4.9%로 전년도(7.1%) 대비 2.2%p 감소

○ 1/4분기 : 한파 지속으로 인한 난방수요 증가로 전년대비 6.8% 증가

○ 2/4분기 : 4, 5월은 최저기온하락으로 인한 심야수요 증가로 전년 동기대비   5.3% 증가

○ 3/4분기 : 7월은 장기간의 장마로 인해 낮은 증가율(0.5%)을 기록한 반면,   8월은 장기간의 고온지속으로 높은 증가율(10.1%)을 기록하여 전년 동기대비 5.6% 증가

○ 4/4분기 : 12월은 기온상승(전년대비 5.1℃)으로 인한 난방수요 감소로 0.5%의 낮은 증가율을 기록하였으며, 10월은 전년도와의 설연휴 시기  차이로 1.0% 증가에 그치면서 전년 동기대비 2.1%의 낮은   증가율 기록

ꏚ 부하율 : ‘06년 누계 부하율은 73.4%로 전년대비(75.5%) 2.1%p 감소

하절기 이상고온으로 최대전력이 큰 폭 증가한 반면, 기온상승으로  후반기 평균전력 증가가 둔화되면서 연간 부하율은 전년대비     2.1% 감소한 73.4% 기록

다. 냉방부하

ꏚ 냉방부하 분석

○ 8월 냉방부하 및 민감도

8월 16일 냉방부하
냉방부하 민감도 : 120.4만㎾	냉방부하량 : 1,300.0만㎾
추세식 : 4,599.4 + 120.4 × (82.8 - 72) = 5,899.4만㎾ 기본부하 냉방부하 민감도 × (불쾌지수-72) 최대수요

- 8월의 냉방부하 민감도는 120.4만㎾/△DI로 추정됨

- 따라서 연중 최대전력 발생시의 냉방부하는 1,300만㎾로 추정됨

- 전체 최대전력 5,899.4만㎾의 22.0%를 점유

라. 수요관리

ꏚ 수요관리 실적

○ 수요관리에 의한 최대전력수요 감축(16일)은 226.8만㎾ 달성

○ 하계휴가보수실시로 122.9만㎾, 자율절전으로 103.9만㎾를 억제

○ 수요관리 미 시행시 최대전력은 6,066.7만㎾로(15시) 추정

- 15시의 최대전력수요 5,839.9만㎾ + 226.8만㎾ = 6,066.7만㎾

※ 16일 최대전력은 12시에 5,899.4만㎾ 달성

○ 수요관리 기간은  7.19일～8.18일(총16일, 토, 일 공휴일 제외)

- 수요관리 기간중 일별 피크억제량은 220만㎾~345만㎾ 수준

3. 발전실적

가. 설비별 발전실적

구 분	원자력	석 탄	가 스	유 류	국내탄	수 력	기 타	합 계
2005년	1,468.6	1,284.9	581.4	154.0	59.0	50.8	39.3	3,638.0
2006년 (점유율, %)	1,489.7 (39.0)	1,339.0 (35.1)	694.0 (18.2)	143.4 (3.8)	58.9 (1.5)	49.1 (1.3)	41.3 (1.1)	3,815.4 (100.0)
(증감,%)	1.4	4.2	19.4	-6.9	-0.2	-3.3	5.1	4.9

○ 종 합 :  가스발전이 신규설비 준공(광양#1,2CC) 및 전력수요 증가로 인해                 19.4%의 높은 증가를 보인 반면, 유류발전은 유가상승으로 인해                 전년대비 감소를 나타냄

○ 원자력 : 설비증가 없이 정비량 감소로 전년대비 1.4% 소폭증가

○ 석  탄 : 당진#5,6(‘05. 10, ‘06. 4) 준공으로 전년대비 4.2% 증가

○ 가  스 : ‘05년 하반기 인천복합, 율촌S/T 준공 및 ’06년 광양복합 #1,2CC                 준공이 있었으며 11, 12월을 제외하고는 유류발전보다 낮은                    연료비로 우선 가동되어 전년대비 18.2% 증가

○ 유  류 : 연초 국제유가의 급등으로 발전량 및 이용률 감소가 지속되었으며                 후반기에 국제유가가 안정국면을 보이면서 증가세를 나타냄, 전반적인                 이용률 저하로 총 발전량은 전년대비 14.4%감소

○ 국내탄 : 제약연료인 국내탄 배정물량이 전년도와 동일한 236만톤으로                   책정되어 전년 수준의 발전량 기록

○ 수  력 : 전년대비 강수량 감소로 소폭 감소

나. 설비별 이용율

(단위 : %)

구 분	원자력	석 탄	국내탄	복합	중 유	수 력	종 합
2005년	95.0	89.1	59.9	45.0	39.2	14.9	67.9
2006년	96.0	88.8	59.8	49.7	36.0	12.2	67.9
(증감,%p)	+1.0	-0.3	-0.1	+4.7	-3.2	-2.7	0.0

○ 원자력 : 설비증가 없이 예방정비 감소에 의한 발전증가로 이용률 소폭 증가

○ 석  탄 : 당진#5,6가 본격 가동되었으나 설비증가에 따른 정비량 증가로                  전년도 수준 유지

○ 국내탄 : 제약연료인 국내탄 배정물량이 전년과 같아서 전년수준 유지

○ 중  유 : 연료비 상승에 따른 기동순위 하락으로 전년대비 3.2% 감소

○ 가  스 : 저원가 광양복합 #1,2CC 준공 및 유가 상승에 따른 복합발전                증가로 전년대비 4.7% 증가

다. 제약연료사용실적

ꏚ 제약연료                                                                                                                            (단위 : 만톤)

구 분	'05실적	'06년 실적		증 감		'07전망
		계획	실적	계획대비	전년대비
LNG	852	1,010	946	-64	+94	1,159
국내탄	237	236	233	-3	-4	235

○ 1,2월 LNG 수급불안에 따른 기저발전기 정비일정 연기로 3월에 기저발전기        예방정비량 증가, 이로 인해 3월 LNG 사용량 연중 최고 기록

○ LNG 사용량은 전년대비 11% 증가하였으나, 후반기 기온상승으로 인한         전력수요 증가 둔화로 연간계획대비 64만톤 적게 사용

○ 국내탄은 연료제약 운영으로 계획수준 사용

ꏚ ’05 ~ ’06년 동계 LNG 공급부족대책 추진실적

○경위

- ’05년 12월 초부터 계속된 강추위로 인하여 전력수요가 전년 동기 대비 14.6% 증가하였고, 난방용 LNG의 사용량도 급증(약정량 대비 120만톤 초과)하여 LNG재고가 동절기 안전재고인 70만톤 보다 훨씬 낮은 27만톤(‘06. 2. 6)   수준으로 낮아질 것으로 전망되어 감축 대책 추진.

○ 조치사항

- 동절기 LNG 수급불안이 전력수급에는 영향을 미치지 않도록 정부, 한전, 발전회사 및 가스공사 등 관련기관과의 긴밀한 협조체제하에 각종 문제점에 대한 대비책을 강구하였으며,

- LNG 공급부족시에 대비한 석탄발전기 출력상향운전, 중유발전기 우선가동 및 발전기 정비일정 조정 등 12월부터 금년 2월초까지 다양한 전력수급대책을  수립․시행함으로써 발전용 LNG를 약 39만톤 절감하여 LNG 수급안정은   물론 전력수급도 안정시킬 수 있었음

○ 주요 추진 효과

- 발전용 LNG 사용 감축실적

구 분	LNG감축량(만톤)	운영기간
석탄화력 상향운전	2.4	12/22～2/7
중유우선 가동	29.0	12/27～2/7
발전기 정비일정 조정	7.7	태안4 호기 등 4기
계	39.1

․ 석탄화력 발전기 출력상향운전 대수증대, 중유발전기 우선가동 및 발전기     정비일정 조정 등으로 총 39.1만톤의 LNG 절감

․ 중유발전기(평택#1 등 14대) 우선가동에 따른 연료비 증가 : 약88억원

4. 수요예측 오차율

구 분	'05실적	'06년 실적		증 감(%p)		'07목표
		'06목표	'06실적	목표대비	전년대비
유지율(%)	1.39	1.40	1.39	-0.01	-	1.33

ꏚ 요일별 오차율(특수일 및 공휴일 제외)

구 분	일요일	월요일	화요일	수요일	목요일	금요일	토요일
평균오차(%)	1.64	1.49	1.26	1.20	1.04	1.14	1.35

○ 월별 오차율은 7월, 8월에 가장 크게 발생하였으며 장마 및 국지적 호우,        무더위 발생에 따른 냉방기기의 가동 변화가 오차율 증가의 원인이 됨

○ 요일별로는 일요일, 월요일이 크게 나타났으며 목요일, 금요일은 비교적 작게 발생

○ 일요일, 월요일은 금요일에 예측한 수요로 기상예측 정확도가 떨어짐에 따라 수요예측 오차도 크게 발생함

5. 전기품질

가. 주파수 유지 실적

구 분	유지기준	2002년	2003년	2004년	2005년	2006년
						목 표	실 적
주파수 유지율(%)	60±0.1Hz	99.45	99.70	99.74	99.70	99.64	99.79

ꏚ 연간 실적분석  : 목표대비 0.15 %p 초과 달성, 전년대비 0.09%p 증가

○ 1월과 12월은 발전용 LNG 사용감소 및 경제급전을 위한 석탄발전기의 출력 상향운전 증가로 주파수 유지율이 연간 유지목표(99.64%)보다 낮게 유지됨

○ AGC/CER 운전 적극시행 및 선행 급전운영으로 계획대비 실적 증가

○ 주파수 추종능력 향상을 위한 적정 운전예비력 확보, 심야 경부하 및 부하변동 시간대 주파수 집중제어 실시 등으로 목표대비 초과 달성

ꏚ 연도별 주파수 유지율 분석

○ 매년 꾸준한 주파수 유지율 상승으로 99.8%수준에 근접함

○ 주파수 유지실적 향상과 발전비용의 절감을 위해 주파수 유지에 지장이 없는 범위에서 비용이 저렴한 석탄화력 발전기를 최대 출력 운전함

나. 전압 유지 실적

구 분	유지기준	2002년	2003년	2004년	2005	2006년
						목 표	실 적
계통전압 유지율(%)	기준전압 ±4kV	99.88	99.94	99.97	99.96	99.90	100.0

ꏚ 연간 실적 : 전년대비 0.04%p 감소, 목표대비 0.1%p 초과 달성

○ 전력계통 규모증가와 조상설비의 적절한 증설과 운영으로 전압유지율           100% 달성

○ 계통분리의 최적선정으로 고장시 과/저전압 발생개소 해소 도모

○ 조상설비의 신․증설 적기 준공 추적관리, 하절기 냉방부하 급증시 발전기        단자전압 및 변전소 모선전압 등을 On-Line으로 집중 관리

○ 매월실적분석, 내부평가 및 실계통으로의 Feed-back 등으로 매년 품질 향상

6. 예비력 및 예비율

ꏚ 52주간 예비력

(단위 : 만KW)

구 분	최소예비력	연평균예비력	최대전력(예비력)
2005년	402.2 (7.5%, 12월12일)	980	5,463.1(619, 11.3%)
2006년	546.6 (9.6%, 8월9일)	1,025	5,899.4(619, 10.5%)
비 고	‘05년도 12월은 이상기온 강하로 연중 최저예비력 기록, ‘06년도 12월은 평년대비 평균온도 상승으로 높은 예비력 유지

※ 주별 예비력은 최소값 기준이며 연평균예비력에서 공휴일, 특수일은 제외

○ 7월은 장기간의 장마로 인한 전력수요 감소로 다소 높은 예비력이 유지되었으며 3월은 예방정비량 증가 및 난방수요 지속으로 예비력이 낮게 유지됨

○ 연중 최소예비력(546.6만kW, 9.6%)은 8월 9일 발생하였으며, 여름철 무더위로 인한 최대피크 경신기간 중 일부발전기 고장(95만kW)으로 공급능력이   감소하여 발생.

○ 전년도 4,5월은 이상온도상승(‘04년 동월대비 약 5℃ 상승) 및 울진 #6  운전으로 다소 높은 예비력 유지

7. 발전기 정비 및 송전선 휴전실적

가. 발전기 정비 실적

(단위 : 만㎾/일)

발전원	1월	2월	3월	4월	5월	6월	7월	8월	9월	10월	11월	12월
복 합	17	33	48	90	124	185	92	6	101	154	97	24
석 탄	6	47	205	311	300	230	112	2	129	110	208	98
원자력	88	89	327	246	168	93	32	0	87	42	140	127
중 유	0	1	28	39	48	37	17	4	46	85	36	1
기타	52	82	80	73	59	14	0	0	54	67	80	44
평균 정비량	163	252	688	759	699	559	253	12	417	458	562	294

○ 월별 예방정비는 3~5월에 가장 많이 시행되었으며 최대피크 기간인 8월은         공급능력 확보 차 일평균 12만kW 정비로 연중 최소 정비량 기록

○ 월별 전력수요 패턴에 따른 정비일정 수립 및 시행으로 안정적 전력수급 달성

○ 발전원별 예방정비 분산조정을 통한 전력시장 안정운영 제고

나. 송전선 휴전

(단위 : 건수)

구 분	계획휴전			임시휴전	합 계	비 고 (‘05년실적)
	계 획	실 적	미시행
765kV	30	26	4	5	31	60
345kV	937	849	88	116	965	770
154kV	988	880	108	123	1,003	895
합 계	1,955	1,755	201	244	1,999	1,725