송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발 ( Development of Transmission Price and Price Level Computation Package)

2002.01.312002.01.31

송전망 이용가격 산정 및 전산모형 송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발개발

((Development of Transmission Price and Development of Transmission Price and Price Level Computation Package)Price Level Computation Package)

송전망 이용가격 산정 및 전산모형 송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발개발

((Development of Transmission Price and Development of Transmission Price and Price Level Computation Package)Price Level Computation Package)

2002. 3.2002. 3.

기초전력공학공동연구소기초전력공학공동연구소전력경제연구센터전력경제연구센터

2002. 3.2002. 3.

기초전력공학공동연구소기초전력공학공동연구소전력경제연구센터전력경제연구센터

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IntroductionIntroduction

Component of Transmission Costs

• 고정비용고정비용 –초기투자비

• 변동비용변동비용 –설비의 유지 , 보수 비용–선로의 손실 , 혼잡 비용

• 보조서비스 비용보조서비스 비용–전력계통의 신뢰도 및 안전도 유지 비용 ( 송전요금에서 통상 제외함 )

Konkuk Univ. Energy System Lab. 1

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Introduction (Cont.)Introduction (Cont.)

연간회수비용의 결정

• 송전회사가 사용한 모든 비용을 회수할 것인가송전회사가 사용한 모든 비용을 회수할 것인가 ?? – Yes ( No Regulation on Price. Optimum 일 경우는 규제 불필요 )– No (Regulation on Price)

• 총괄비용법 적용시의 핵심 포인트총괄비용법 적용시의 핵심 포인트


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KEMA 제안

• StructureStructure

Distribution Companies

Network Power Sales

Distribution Companies

NetworkNetwork Power SalesPower Sales

KEPCO Transmission

Suppliers

KEPCO

Overview of Transmission Pricing

Generating Units -Connected to Transmission Network

Customers - Connected to the Transmission Network

Other Power Sellers

IPP - Connected to Transmission

Network

IPP - Connected to Transmission

Network

Transmission Use of System Charge

Transmission Connection Charge

Transmission Service Users on Demand Side

Transmission Service Users on Generation Side


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Introduction (Cont.)Introduction (Cont.)KEMA 제안

Revenue Requirements

Overview of Derivation of Zonal Use of Network Charges

Step 1 Definition of Revenue RequirementsIdentification of Assets

Evaluation of AssetsDetermination of Cost Elements

Calculation of Revenue Requirements

Step 2 Allocation of Revenue Requirements

Transport Functions Security Functions

Generator Node1

Generator NodeG

Load Node1

Load Node L

Post Stamp Locational

UNCg =CAg/UBQg

Generator Nodal Charges

UNCl =CAl/UBQl

Load Nodal Charges

Price Zones

Price Zone K

Price Zone 1

Step 3 Determination of Price Zones

RUONCtRUONCt(S) RUONCt(T)


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KEMA 제안 ( 연간회수비용의 결정 )

UONCt = ACUONt + MCUONt + RAUONt -

UONCt

t 기간에서의 TUoS 로부터 회수한 총 수입

ACUONt t 기간의 총 감가상각액

MCUONt t 기간의 총 운전 유지 비용

RAUONt t 기간의 총 반환자산 (Return on Assets)

term that reflects any payments by the TAO that reduce its revenue requirements (e.g. payment for transmission loss rentals, capital contributions, financial revenue etc.).


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Transmission Pricing Methods

Marginal Cost Based Approach계통진입자의 경제적이득을 최대화 논리에 근거단위발전량증대에 소요되는 비용을 가지고 계산

Key Point: Nodal Spot Price

Provide Locational Signal

Types - Short Run Marginal Cost - Long Run Marginal Cost

Embedded Cost Based Approach평균비용 개념에 근거

탁송 서비스에 관련된 제반비용을 일괄하여 송전선 이용자에게 적절히 배분

Key Point: Cost Allocation Between UsersTypes - Postage Stamp Rule - Zoned Postage Stamp Rule - Contract Path Rule - Megawatt-Mile Rule(MW-Mile Method)


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Transmission Pricing Principles

Economic Efficiency

Cost Recovery

Efficient Regulations

Simplicity and Transparency

Non-Discrimination


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총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (1) 특 징

적용이 쉽고 ,투자비용의 회수 보장 비용배분의 공평성 ,경제적 최적성에 문제

우편요금제 (Postage Stamp) 연간 송전계통 전체비용 회수 (사용자별 배분 ) 미국 , 일본 등에서 사용 개별 탁송 특성을 고려하지 못함

방법 1

방법 2

방법 3

- Where, P: 탁송요금 , C: 연금화된 송전비용 , Q: 계통최대전력 [MW], a: 탁송전력 [MW], :

탁송요율

송전 요금 산정 이론 (1)송전 요금 산정 이론 (1)

]/[ YearMWQ

CP 원

]/[ YearMWaQ

CP

원

]/[ MWhE

C원


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송전 요금 산정 이론 (2)송전 요금 산정 이론 (2) 총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (2)

구간요금제 (Zoned Postage Stamp)

- 구간에 따라 차등 요율 적용

계약경로산정법 (Contract Path Method) - 탁송별 전송선로 계약

where, : 계약경로 K 에 포함된 모든 송전선 , : 계약송전선의 당해연도 상각비용

: 연간비용 , FCR : 연간경비계수

W: 송전최대요구량 : 송전비용

: 보정계수

CtcW

klltc

P

WQH

CFCRQ

iCtcQ

wH

l


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송전 요금 산정 이론 (3)송전 요금 산정 이론 (3)총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (3)

거리용량 병산제 (Megawatt-Mile Rule) (1)

- 우편요금제와 계약경로산정법 보완 MWM 법 (MW-Mile Method)

Where, P(u): 계통진입자 ( 또는 탁송의뢰자 ) u 에게 부과되는 비용

u : 계통진입자 index k : 송전선 number

: 송전선 -k 의 총비용 ( 투자비 + 운전유지비 ), : 송전선 -k 에 대한 계통진입자 -u 의 전력조류

: 송전선 -k 의 송전용량 (line capacity)

MM 법 (Modulus Method)

where, : 계통진입자 u 에 대한 비용배분계수 s : 송전선 k 를 사용하는 계통진입자 (u) index

k

kn

kk T

ufCuP

)()(

1

kC )(uf k

kT

n

sk

kkk

n

kk

sf

ufuauaCuP

1

1 |)(|

|)(|)(,)()(

)(uak


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송전 요금 산정 이론 (4)송전 요금 산정 이론 (4)총괄 비용 배분법 (Embedded Cost Based Approach) (4)

거리용량 병산제 (Megawatt-Mile Rule) (2) ZCM 법 (Zero-Counterflow Method)

where, : 계통진입자 - u 에 대한 비용배분계수 : 최종전력조류의 방향에 영향을 주는 계통진입자 index

DFM 법 (Dominant Flow Method)

where, : 사용량요금 , : 예비력요금

VAMM 법 (Vector-Absolute MW-Mile Method), 선로손실법

n

sk

kn

kk

sf

ufuauaCuP

1

1 |)(|

|)(|)(,)()(

)(ua

S

)()(

:)(,:)(

21

21

uPuP

T

fTCCuP

T

fCCuP

k

kkkRk

k

kkBk

)(1 uP )(2 uP


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송전 요금 산정 이론 (5)송전 요금 산정 이론 (5)

한계비용법 (Marginal Cost Based Approach) 단기한계비용법 (Short-Run Marginal Cost)

- 모선 i 에서 단기한계비용

Where, : 전력수요증가에 의한 사회비용 (Social Cost) L : 선로손실함수 (Line loss Function)

: 모선 i 에서 전력 수요 : 선로 K 의 전력조류

: 선로 K 의 잠재비용 : 모선 i 에서의 수요증가로 인한 증분선로손실

장기한계비용법 (Long-Run Marginal Cost)

1 부제요율 ( 단일요금제 )

2 부제요율 (Two-part Tariff)

K

Ki

K

ii D

Z

D

LP )1(

iD kZ

kiD

L


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송전요금 방법론 비교송전요금 방법론 비교

한계비용법 장점

Price Signal 제공 국가전체적으로 에너지의 효율적 사용 가능

단점 Cost Recovery 불확실 ( 대략 30% 정도만 회수 가능 ) 계산 복잡함

총괄비용법 장점

비용회수 보장 계산 단순

단점 Price Signal 미 제공 규제의 부담 (Price 및 Cost 규제 )


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우리나라 송전요금제도우리나라 송전요금제도

Based on the KEMA Proposal

KEMA’s Proposal is Based on the Australian Transmission Pricing Method

A Variant of “Embedded Cost Based Approach”

Another Approach is Needed in a “PoolCo” Model

송전요금의 구성o접속비용 ( 발전기 , 부하 )o우편요금 ( 발전기 , 부하 ) : 원 /kWh => 지역 비 차등요금o지역차등요금 ( 발전기 , 부하 )

•용량요금 : 원 /kW•에너지요금 : 원 /kWh•First, We Should Derive “to the extent of use” of a particular transmission line

•Sensitivity Based Approach (Marginal Approach)


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호주 빅토리아주 송전계통 관련기관 VPX (Victoria Power Exchange)

전력거래소의 기능은 NEMMCO 로 이관 현재 , VenCorp 이라는 민영회사 : 송전계통계획 및 관련 Consulting

GPU PowerNet

한국전력공사 ( 송전회사 ) 해당

ORG(Office of the Regulator-General, Victoria)

빅토리아주 규제기관 전기위원회에 해당 송전회사의 연간 필요수입액 규제

호주 송전요금 개요 (1)호주 송전요금 개요 (1)


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호주 빅토리아주 송전요금 구성

Entry

Exit

Shared Network

VPX Network Costs

PNV Costs andCharges

VPXCosts

VPXCharges

GENERATORS

DISTRIBUTIONBUSINESSESAND MAJORCUSTOMERS

Common Service

Use of System

Entry

Exit

Shared Network

VPX Network Costs

PNV Costs andCharges

VPXCosts

VPXCharges

GENERATORS

DISTRIBUTIONBUSINESSESAND MAJORCUSTOMERS

Common Service

Use of System


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공통비용 (Common Costs) 구성 송전회사인 PowerNet 공통비용 대상

Capacitor, Static Var Compensator, Synchronous Compensators

통신설비 송전운용과 직접 관계 없는 토지 소유분 송전망 운용과 관련된 행정비용 및 제반 수수료

VPX 의 공통비용 대상 전력계통운용과 관련된 설비 및 비용 송전망 계획과 관련된 수수료 제반 보험료 등

전년도의 과잉 징수분 혹은 과소 징수분



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접속비용 산정 ( 샘플 시스템 ) 5 Bus, 3 Generators, 4 Loads, 6 Lines (8 Circuits)

Gen 1

Gen 2

Gen 3

Load 4

Load 3Load 2

Load 1

Bus 1Bus 2

Bus 3Bus 4

Bus 5Line 1

Line 2

Line 3

Line 4

Line 5

Line 6

Gen 1

Gen 2

Gen 3

Load 4

Load 3Load 2

Load 1

Bus 1Bus 2

Bus 3Bus 4

Bus 5Line 1

Line 2

Line 3

Line 4

Line 5

Line 6

Bus 10

Generator 1 (3 units)

To Bus 30

Bus 20

To Bus 40

Load 1

A B

C

D

E

F


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Sample System Info. Closer Look From Bus 10 to Bus 20 Bus 10

- 2 Bus_Bars - 11 CBs - 3 Generating Units are Connected

(Here, Step-Up Tr. Is Omitted)

(Transformer and T/L is Owned by Generating Company)

- 4 Transmission Lines are Connected (1 is to Bus 30), (3 is to Bus 20)

발전기 접속비용발전기 접속비용- - 면적 면적 AA 에 해당하는 금액에 해당하는 금액- GEN. UNIT 1 (CB 2- GEN. UNIT 1 (CB 2 개개 ))- GEN. UNIT 2 (CB 1 ½- GEN. UNIT 2 (CB 1 ½ 개개 ))- GEN. UNIT 3 (CB 1 ½- GEN. UNIT 3 (CB 1 ½ 개개 ))

선로할당비용선로할당비용- BUS10 - BUS20 (3- BUS10 - BUS20 (3 회선회선 ))- - 각 선로에 각 선로에 1 ½1 ½ 의 차단기비용을의 차단기비용을 각 선로의 비용으로 할당각 선로의 비용으로 할당- AREA C- AREA C

COMMON COSTSCOMMON COSTS- AREA E- AREA E- (1 ½ CB) + STACOM- (1 ½ CB) + STACOM

부하접속비용부하접속비용- AREA F- AREA F

자산의 분리 필요자산의 분리 필요 (( 모선 비용 중심모선 비용 중심 )) - 발전기접속자산 , 선로의 할당비용 , 공통비용 포함자산 , 부하접속자산


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TUoS 송전비용 (1)TUoS 송전비용 (1)

송전선로의 가치 산정 ( 연도별 회수비용의 결정 ) Method 1 : 자산 기준

각 송전선로의 당 해연도 감가상각액 ( 필요정보 : 자산취득연도 , 회계적 수명기간 , 당 해연도 Book Value, 감가상각방법 등… ..)

우리나라의 접근 방법 ( 기존의 미국에서 대부분 사용 ) 단점

방대한 자산 DB 연도별 선로회수비용은 감가상각 산정방법에 따라 변동 통상 회계적 수명기간이 기술적 수명기간보다 짧음 회계적 자료와 경제성 평가의 자료는 엄연히 다름

Method 2 : 가치기준 호주 , 뉴질랜드 , 남미 등에서 사용 특정 송전선로의 취득연도 , 취득가액 , 장부가액 , 감가상각 기간 , 감가상각 방법

등과는 관계 없음 REPLACEMENT COSTS 개념 적용 방대한 자산 DB 를 구축할 필요 없음


2002.01.312002.01.31

TUoS 송전비용 (2)TUoS 송전비용 (2)

선로별 연간 회수비용의 산정 (1) SAMPLE SYSTEM 의 송전망 자산가치

Number From Bus To Bus Network Owner Replacement Cost($10 6̂)1 Bus 10 Bus 20 North 121.52 Bus 10 Bus 30 North 58.53 Bus 30 Bus 40 Central 44.84 Bus 20 Bus 50 North 1005 Bus 20 Bus 40 North 76.56 Bus 40 Bus 50 South 173.6

- - 총 자산가치 총 자산가치 : $574.9 : $574.9 MILLIONMILLION - - 당 해연도 회수비용 당 해연도 회수비용 : $57.49 : $57.49 MILLION (10MILLION (10 년 동안 회수년 동안 회수 )) - - 부하 부하 : : 발전기 발전기 = 50 : 50 = 50 : 50 - - 당 해연도 부하로부터의 회수비용 당 해연도 부하로부터의 회수비용 : $28.745 : $28.745 MILLIONMILLION

SAMPLE SYSTEM 의 선로별 당 해연도 회수비용 ( 부하 ) : $28.745 MILLIONNumber From Bus To Bus Annual Cost($10 6̂)

1 Bus 10 Bus 20 6.0752 Bus 10 Bus 30 2.9253 Bus 30 Bus 40 2.2404 Bus 20 Bus 50 5.0005 Bus 20 Bus 40 3.8256 Bus 40 Bus 50 8.680


2002.01.312002.01.31

TUoS 송전비용 알고리즘 (1)TUoS 송전비용 알고리즘 (1)

Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성 (1)

G1

G2

G3

LOAD 1

LOAD 2

LOAD 3

LOAD 4

TRANSMISSION NETWORK

발전기와 부하의 발전기와 부하의 MatchingMatching 발전기와 부하의 전기적인 거리발전기와 부하의 전기적인 거리


2002.01.312002.01.31


Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성 (2) By Using Fault Current (Not Exact Method)

G1

G2

G3

LOAD 1

LOAD 2

LOAD 3

LOAD 4

TRANSMISSION NETWORK

42%

36%

22%

1. 연중 첨두부하를 기준으로 함 .

2. 모든 발전기는 ON 하며 , 정격대비로 발전력을 배분 .

3. 모든 LOAD에 대해서 각각 삼상단락 (이때 발전기의 xd’, xd’’ 등은 고려하지 않음 )

4. 전체 고장전류 가운데 각 발전기의 구성분 계산 .

5. 정규화

31%31%

56%56%

13%13%


2002.01.312002.01.31


Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성 (3)

최종결과 :

LOAD 1

LOAD 2

LOAD 3

LOAD 4

GEN 1 GEN 2 GEN 3

4270.02927.02804.0

2036.04619.03345.0

1330.05611.03059.0

2173.03603.04225.0

FL

genloadT

genload NNFLFL :][][


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발전력의 부하에의 할당행렬 ( CGLA Matrix ) FL 행렬 기준 Objective : 고장전류정보 유효전력정보 ( 발전력과 부하와의 관계 ,

MW)

CGLA Matrix ArrangementStep 1 : 기준 FL 행렬의 각 행을 기준으로 해당 부하량을 곱 .Step 2 : 발전량이 동일한 열을 FL 행렬에서 제외 및 각 행의 합이 1 이 되도록 보정Step 3 : 잔여발전량 할당 (Mismatch 발전량 = Mismatch 부하량 )Step 4 : 최종 CGLA 행렬 생성

Problem 고장전류와 실제조류 (t 시간 ) 관계는 다름 Sum of Low = 1, but Sum of Column 1 Losses are included in slack bus


2002.01.312002.01.31


CGLA Matrix Example for Sample System(1) FL 기준

4270.02927.02804.0

2036.04619.03345.0

1330.05611.03059.0

2173.03603.04225.0

FL

082.128795.87123.84

908.50478.115615.83

253.33270.140478.76

082.152203.252715.295

Step 1:

각 행에 해당 부하량을 곱

각 행의 합은 각 부하의 부하량과 일치각 행의 합은 각 부하의 부하량과 일치 , , but but 각 열의 합은 각 발전기의 발전량과 일치하지 않음각 열의 합은 각 발전기의 발전량과 일치하지 않음 - - 11 행의 합 행의 합 = 700 (= 700 (LOAD 1LOAD 1 과 동일과 동일 ), …..), ….. - 1- 1 열의 합 열의 합 = 539.93 = 539.93 MW (Generator 1 MW (Generator 1 실제 출력 실제 출력 : 1012.7 : 1012.7 MW), …..MW), …..

발전량이 최대로 하는 발전기 선택 발전량이 최대로 하는 발전기 선택 : : Generator 2Generator 2

발전량 초과 발전량 초과 Scaling Scaling 계수 구함 계수 구함 :595.75/292.4=2.04:595.75/292.4=2.04

상기 상기 Scaling Scaling 계수를 상기 행렬에 곱함계수를 상기 행렬에 곱함 .. - - 발전기 2 의 출력 ( 열 2 의 합 ) : 292.35 MW ( 실제 출력 : 292.35 MW) 은 동일하지만 나머지 행과 열은 동일하지 않음


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CGLA Matrix Example for Sample System(2) Step 2 발전량이 동일한 열을 FL 행렬에서 제외 (Gen 2) 및 각 행의 합이 1 이 되도록

Scaling

• 잔여 부하량을 각 행에 곱함 LOAD 1 의 잔여 부하량 = 700 – 343.51 = 356.49 MW LOAD 2 의 잔여 부하량 = 250 – 122.68 = 127.32 MW LOAD 3 의 잔여 부하량 = 250 – 122.68 = 127.32 MW LOAD 4 의 잔여 부하량 = 300 – 147.21 = 152.78 MW

GENERATOR 1 의 잔여 발전량 = 1012.7 - 264.96 = 747.7401 MW GENERATOR 2 의 잔여 발전량 = 292.35 - 292.35 = 0 MW GENERATOR 3 의 잔여 발전량 = 194.90 - 178.78 = 16.1154 MW

4269.00000.02804.0

2036.00000.03345.0

1330.00000.03059.0

2173.00000.04225.0

6036.00000.03964.0

3784.00000.06216.0

3030.00000.06970.0

3369.00000.06603.0

2354174 00 1210718

887354 00 385822

791367 00 481810

605660 00 922151

. . .

. . .

. . .

. . .

854.62084.43282.41

982.24668.56032.41

318.16835.68530.37

6312.74764.123116.145

Step1Step1 에서 생성에서 생성


2002.01.312002.01.31


CGLA Matrix Example for Sample System(3) STEP 2 기준 , 1 열 합 (GENERATOR 1) = 463.80 MW (MISMATCH = 747.74) STEP 2 기준 , 3 열 합 (GENERATOR 3) = 300.05 MW (MISMATCH = 16.11) GENERATOR 3 MISMATCH 보정 : SCALING FACTOR = 16.11/300.05 = 0.0537

발전기 2 : STEP 1 보정 완료 발전기 3 : STEP 2 보정 완료 발전기 1 : STEP 2 약간 보정 ( 미 보정 ) 모든 부하 ( 행 ) : STEP 2 약간 보정 ( 미 보정 ) 일종의 SUPERPOSITION METHOD

2354174 00 1210718

887354 00 385822

791367 00 481810

605660 00 922151

. . .

. . .

. . .

. . .

12.6440 00 6.50270

4.7659 00 2.0722

4.2504 00 2.5878

3.2529 00 4.9528

.

.

.

.

* 0.0537

STEP 1 생성

12.6440 00 6.50270

4.7659 00 2.0722

4.2504 00 2.5878

3.2529 00 4.9528

.

.

.

.

+

STEP 2 생성-GENERATOR 1 MISMATCH : 722.83-GENERATOR 2 MISMATCH : 0-GENERATOR 3 MISMATCH : 0-LOAD 1 MISMATCH : 337-LOAD 2 MISMATCH : 120-LOAD 3 MISMATCH : 120-LOAD 4 MISMATCH : 144

854.62084.43282.41

982.24668.56032.41

318.16835.68530.37

6312.74764.123116.145


2002.01.312002.01.31


CGLA Matrix Example for Sample System(4) Step 3 GENERATOR 1 보정 (GEN MISMATCH = LOAD MISMATCH)

최종 CGLA 행렬 Step 1 : GENERATOR 2 출력 보정 Step 2 : GENERATOR 3 MISMATCH 보정 Step 3 : GENERATOR 1 MISMATCH 보정 + 모든 부하의 MISMATCH 보정

337.3425 0.0 0.0

120.4795 0.0 0.0

120.4795 0.0 0.0

144.5754 0.0 0.0

첫째열의 각 요소에 해당하는 부하의 첫째열의 각 요소에 해당하는 부하의 MISMATCHMISMATCH 양을 삽입양을 삽입

854.62084.43282.41

982.24668.56032.41

318.16835.68530.37

6312.74764.123116.145 12.6440 00 6.50270

4.7659 00 2.0722

4.2504 00 2.5878

3.2529 00 4.9528

.

.

.

.

337.3425 0.0 0.0

120.4795 0.0 0.0

120.4795 0.0 0.0

144.5754 0.0 0.0

+ +

8064.670386.431100.189

5696.276682.567622.165

3902.188347.687751.162

1338.817635.1231027.495

=

GenLoadT

GenLoad NNCGLACGLA :][][


2002.01.312002.01.31


Penalty Factor 를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성 (1) 이전 CGLA 행렬은 손실 분배를 용량에 비례하여 생성

Gen Gen Gen GenLoad1

Load2

Load3

.

.

Losses

.

.

.

. . . . .

. . . . .

G G G . G

L1

L2

L3

.

.

Ln

G G G . G

1 2 3 n

11 12 13 1n

21 22 23 2n

31 32 33 3n

1 2 3 n

1 2 3 n


2002.01.312002.01.31


Penalty Factor 를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성 (2) 손실재분배 과정 (1)

슬랙 모선 포함 : Nbus * Nbus Jacobian 행렬 : Singular 아래의 식과 같이 고유벡터가 존재

P =

P

=

J

aaaa n 0000321


2002.01.312002.01.31



고유벡터 :

에 고유벡터를 곱함

aaaa nT

321

P =

P

a a a a . . . a

P

P

P

P

.

.

.

P

a a a a . . . aP

.

.

.

1 2 3 4 n

1

2

3

4

n

1 2 3 4 n

1

2

3

4

n

0

n

4

3

2

1

n4321

P

.

.

.

P

P

P

P

a...aaaa


2002.01.312002.01.31



상태방정식

모선 전력방정식 :

변화된 상태 방정식

0 nn44332211 PaPaPaPaPa

iL,iG,i PPP

n

1iiL,

n

1iiG,

n

1iiL,iG,

PP

0.0PP

ii

i

aa

)(a


2002.01.312002.01.31



특정 발전기와 부하와의 관계

새로운 CGLA 행렬 생성

kL,lG,

kL,lG,

PP

PP

l

k

kl

a

a

aa

mnGen

Loadm2

Gen

Loadm1

Gen

Load

2nGen

Load22

Gen

Load21

Gen

Load2

1nGen

Load12

Gen

Load11

Gen

Load

n

m

2

m

1

m

n

2

2

2

1

n

1

2

1

1

1

.

....

.

.

]CGLA'[


2002.01.312002.01.31


New CGLA Matrix Example for Sample System(1) Penalty Factor 와 고유벡터의 관계

•Bus 1 의 : 1

•Bus 2 의 :1/0.93027=1.074957

•Bus 3 의 :1/0.96105=1.040529

•Bus 4 의 :1/0.93242=1.072478

•Bus 5 의 :1/0.91420=1.093853

1

2

3

4

5

10 20 30 40 50P + 1.0750P + 1.0405P + 1.0725P + 1.0939P = 0.0


2002.01.312002.01.31


New CGLA Matrix Example for Sample System(2) 1번 발전기 ( 모선 10) 와 1번 부하 ( 모선 20) 의 관계

새로운 CGLA

G 1.0750 L 1.0750 495.1027 532.235410 20

1.07501.000

495.10271.07501.0405

123.76351.07501.0939

81.1338

1.04051.0000

162.77511.04051.0405

68.83461.04051.0939

18.3902

1.07251.0000

165.76221.07251.0405

56.66821.07251.0939

27.5696

1.09391.0000

189.11001.09391.0405

43.08361.09391.0939

67.8064

67.806445.2947206.867427.030158.4110177.779917.492568.8347169.367579.7320127.8671532.2354

][CGLA'


2002.01.312002.01.31


선로 민감도 행렬 (Sensitivity Matrix,A) 선로 전류 민감도 (KEMA/VPX Method) 선로 조류 민감도 (Proposed Method)

KEMA/VPX 선로 민감도 정의 - 특정 부하모선 (i-Bus) 에서 단위 부하 증가시 , 특정 선로 (j-k 선로 ) 에서의 전류의 증가분을 의미함

- 수급 발란스에 대한 전제 i-Bus 부하증가를 담당하는 발전력 : Slack Generator 라고 가정함 Slack Dependent 송전비용의 변경 한계성 내포

- 가정 전압은 상수 선로의 SHUNT 무시


2002.01.312002.01.31


kjjkjkkjjkjk IVVyVVyI )()(

KEMA/VPX 선로 민감도 정식화 가정 : j-k 선로의 충전용량 무시 j-k 선로에 흐르는 전류

전류의 크기 (VPX 자료 수정 필요 )

J-k 선로에 흐르는 전류에 대한 i 모선 주입전력에 대한 선로 민감도

222 |)sincos()sincos(||||| kkkkjjjjjkjk jVVjVVyI

)]cos(2[|| 222

kjkjkjjk VVVVy

iL

k

iL

j

jk

kjkjjk

iL

jk

PPI

VVy

P

I

,,

2

, ||

)sin(||||

iL

k

iL

j

kjkjkjjkjk

kjkjjkjk

PPVVVVBG

VVBG

,,2222

22

))cos(2)((

)sin()(

Jacobian Jacobian 행렬의 행렬의 H termH term 으로부터 으로부터 도출도출


2002.01.312002.01.31


선로 민감도 계산 상 필요정보 Y-Bus Matrix : Network Configuration Vi, Vj, i, j : Power Flow Solution 편미분 정보 =>

- Jacobian 의 H 항으로부터 도출

- H 항의 Inverse Matrix

i

k

i

j

PP

][][

PP

11)-j(nji2j21j1j

11)-1(n2121111

ΔPaΔPaΔPaΔPaΔθ

.

ΔPaΔPaΔPaΔθ

ni

n

kii

kji

i

j aΔP

Δθ,a

ΔP

Δθ

][][1

PP


2002.01.312002.01.31


부하에 대한 선로 전류 민감도 (VPX 자료 수정 필요 )

발전기에 대한 선로 전류 민감도 특정 모선의 발전력의 증가에 대한 관심선로의 조류의 변화분 특정 모선의 발전력의 증가에 대응하는 부하력의 증가는 슬랙 발전기의 발전력의 감소를 의미

)( ,,,,

,iLiGi

iL

jk

iL

jk

i

iL

i

jkPPP

P

I

P

I

P

P

P

I

iL

k

iL

j

kjkjkjjkjk

kjkjjkjk

iL

jk

PPVVVVBG

VVBG

P

I

,,2222

22

, ))cos(2)((

)sin()(

iG

jk

iG

jk

i

iG

i

jk

P

I

P

I

P

P

P

I

,,

,

iL

k

iL

j

kjkjkjjkjk

kjkjjkjk

iG

jk

PPVVVVBG

VVBG

P

I

,,2222

22

, ))cos(2)((

)sin()(


2002.01.312002.01.31


KEMA/VPX 선로 민감도 DISCUSSION

선로의 전류 민감도 사용

전류 민감도 사용시 => Shunt 성분 무시

근본적인 한계점 : Slack Dependent Why?

- Jacobian/ 전압값이 변함 - 민감도 값의 변화는 송전비용에 영향을 미침 - 대안이 필요


2002.01.312002.01.31


유효전력 선로 민감도 (Proposed Method) - j 모선에서 k 모선에 흐르는 전력방정식 및 선로조류

*

jkjjkjkjk IVjQPS

)]cos([ 2

kjkjjjkjk VVVGP

** ])([

jjjjkjjkj VVyVVyV

)]sin([ kjkjjk VVB

- 전력조류 민감도 ( 가정 : 전압일정 )

i

k

i

j

kjkjjkkjjk

i

jk

PPVVBG

P

P )]cos()sin([

i 모선의 단위부하증가에 대한 , j-k 선로에서의 유효전력 증가량

iL

jk

iL

i

i

jk

i

jk

P

P

P

P

P

P

P

P

,,


2002.01.312002.01.31


부하에 대한 유효전력 선로 민감도

발전기에 대한 유효전력 선로 민감도

i

k

i

jkjkjjkkjjk

iL

jk

PPVVBG

P

P )]cos()sin([

,

iL

jk

iL

i

i

jk

i

jk

P

P

P

P

P

P

P

P

,,

i

k

i

jkjkjjkkjjk

iG

jk

PPVVBG

P

P )]cos()sin([

,

iG

jk

iG

i

i

jk

i

jk

P

P

P

P

P

P

P

P

,,


2002.01.312002.01.31


시스템 로딩 행렬 (System Loading Matrix, L) (1) 부하에 대한 시스템 로딩 행렬 (1) Step1: 부하에 대한 CGLA’ 행렬에서 발전기가 달려 있지 않는 모선에 해당하는 열에 "0" 벡터를 추가 . 예제의 경우 , 발전기가 모선 10, 모선 30, 모선 50 에 위치 . 모선 20 과 모선 40 에 "0" 벡터추가

Step 2: 상기 Step 1 의 행렬을 Transpose 하고 , Base 값으로 ( 우리의 경우 , 100MVA) 나눔 .

loadbusload NNL :][

67.8064045.29470206.867427.0301058.41100177.779917.4925068.83470169.367579.73200127.86710532.2354

T

0.6700.4502.060.2700.5801.770.1700.6801.69.0.7901.2705.32

0.67 0.27 0.17 0.790 0 0 0

0.45 0.58 0.68 1.270 0 0 0

2.06 1.77 1.69 5.32


2002.01.312002.01.31


시스템 로딩 행렬 (System Loading Matrix, L) (2) 부하에 대한 시스템 로딩 행렬 (2) Step3: 상기 Step 2 에서 생성된 행렬 값에 모두 (-) 를 취하고 , 부하가 달려 있는

모선을 찾아서 그 값을 (+) 값으로 더함 . 예를 들어 부하 1 은 모선 20 에 위치하고 상기 행렬의 (2,1) 요소에 (+)7 을 준다 . 이러한 과정을 반복하면 아래와 같은 행렬을 구할 수 있음 .

상기 행렬의 1 열의 의미를 살펴보면 , 모선 20 에 위치하고 있는 부하 1(크기 : 7.0)에 전력을 공급하기 위하여 , 모선 10 에 위치하는 발전기 1 이 5.32 를 담당하고 , 모선 30 에 위치하는 발전기 2 가 1.27 을 담당하며 , 모선 50 에 위치하는 발전기 3이 0.79 를 담당한다는 것을 의미한다 .

3.00.67- 0.27- 0.17- 0.79-0.00 2.50 0.00 0.00 0.45- 0.58- 2.50.68- 1.27-

0.00 0.00 0.00 7.02.06- 1.77- 1.69- 5.32-

2.32190.27030.17490.79730.00002.50000.00000.00000.45290.58411.81171.2787

0.00000.00000.00007.00002.06871.77781.69375.3224

][L load


2002.01.312002.01.31

시스템 로딩 행렬 (System Loading Matrix, L) (3) 발전기에 대한 시스템 로딩 행렬 (1) Step1: 발전기에 대한 CGLA’ 로 부터 부하가 달려있지 않은 모선을 기준으로 행에

‘0’ 벡터를 추가한다 . 예제의 경우 , 부하가 20,30,40,50 모선에 있으므로 부하가 없는 10 모선에 ‘ 0’ 벡터를 추가한다 .

Step2: 상기 Step1 의 행렬을 Base값으로 나누어 준다 .


genbusgen NNL :][

8604.672947.458674.206

0301.274110.587799.177

4925.178347.683657.169

7320.798671.1272354.532

000

67.045.006.2

27.058.077.1

17.068.069.1

79.027.132.5

000


2002.01.312002.01.31


시스템 로딩 행렬 (System Loading Matrix, L) (4) 발전기에 대한 시스템 로딩 행렬 (2) Step3: 상기 Step2 에서 생성된 행렬 값에 모두 (-) 를 취하고 , 발전기가 연결되어있는

모선을 찾아서 그 값을 (+)값으로 더하여 준다 .

최종 CGLA 행렬

33.145.006.2

27.058.077.1

17.032.269.1

79.027.132.5

0039.10

0.267.045.006.2

27.058.077.1

17.00.368.069.1

79.027.132.5

0039.100

33.145.006.2

27.058.077.1

17.032.269.1

79.027.132.5

0039.10

][ genL


2002.01.312002.01.31


참여자 행렬 (Participation Matrix, P) (1) 각 선로에 대해서 부하 /발전기가 미치는 영향을 나타냄 음 (-) 의 값은 역 조류 -> 0 변환

부하에 대한 참여자 행렬 ([Pload]) (1)

loadlineloadloadload NNLAP :][][][

0.363 0.115- 0.067- 0.047 0.000

0.024- 0.132- 0.077- 0.054 0.000

0.463 0.096 0.056 0.039- 0.000

0.329 0.492 0.284- 0.200 0.000

0.350 0.524 0.708 0.213 0.000

0.695 0.505 0.295 0.810 0.000 = ] P [ load

2.32190.27030.17490.79730.00002.50000.00000.00000.45290.58411.81171.2787

0.00000.00000.00007.00002.06871.77781.69375.3224


2002.01.312002.01.31


참여자 행렬 (Participation Matrix, P) (2) 부하에 대한 참여자 행렬 ([Pload]) (2)

상기 행렬 : 행은 각 선로 , 열은 각 부하 - 예를 들어 , 첫 번째 선로에 흐르는 조류를 살펴 볼 때 , 1번 부하가 4.737, 2번 부하가 0.413, 3번 부하가 0.90

3, 4번 부하가 1.479 의 영향을 미친다는 것을 알 수 있고 모두 양의 값을 가지므로 선로 조류의 방향과 일치함 음의 값은 역 조류를 의미하므로 ‘ 0’으로 변환 다양한 시간대에 대하여 ” A” 행렬 생성 => 누적 정규화

[P]

4.737 0.413 0.903 1.479

0.308 1.222 0.801 0.492

1.502 0.572 1.306 0.891

0.717 0.020 0.082 1.049

0.498 0.135 0.278 0.022

0.126 0.185 0.346 0.873

0.571 0.229 0.123 0.078

0.025 0.300 0.145 0.531

0.562 0.043 0.009 0.386

0.208 0.307 0.135 0.350

0.177 0.282 0.424 0.117

0.197 0.120 0.054 0.629 =] P [ load


2002.01.312002.01.31


참여자 행렬 (Participation Matrix, P) (3) 발전기에 대한 참여자 행렬 ([Pgen])

상기 행렬 : 행은 각 선로 , 열은 각 발전기 음의 값을 갖는 값은 ‘ 0’으로 변환하고 , 정규화한 상기행렬은 각 선로에 대해서 발전기가 미치는

영향을 나타냄 - 예를 들어 , 1 행의 선로 1 의 이용정도는 발전기 1 이 88%, 발전기 2 가 12%, 발전기 3 이 0% 사용한다는 것을

의미함

genlinegengengen NNLAP :][][][

00.031.068.0

03.016.000.0

00.008.001.1

00.035.113.2

00.093.000.4

00.095.013.7

=] P [ gen


2002.01.312002.01.31


부하 기준 선로별 회수 비용

][][][ loadT

loadload CPCost )1()(: linelineload NNN

Cost

0.629 0.109 0.406 0.000 1.000 0.126

0.055 0.433 0.000 0.018 0.000 0.000

0.120 0.284 0.353 0.071 0.000 0.000

0.196 0.174 0.241 0.911 0.000 0.874

6.075

2.925

2.240

5.000

3.825

8.680

Load

Load

Load

Load

9.971

1.689

2.705

14.381

1

2

3

4

][ loadCost


2002.01.312002.01.31


발전기 기준 선로별 회수 비용

][][][ gen

T

gengen CPCost )1()(: linelinegen NNN

680.8

825.3

000.5

240.2

925.2

075.6

00.014.000.000.000.000.0

31.084.008.039.000.012.0

69.000.092.061.000.188.0

]][[][ gengengen CPCost

52.0

92.7

2.20

][

3

2

1

Generator

Generator

Generator

Costgen


2002.01.312002.01.31

송전비용계산 패키지 개념도송전비용계산 패키지 개념도

전력조류계산프로그램

PSS/E입력양식

Full JacobianPowerFlow

Y Bus 생성

Jacobian역행렬생성

Sparsity 기법적용

Sparsity 기법적용

Sensitivity Matrix- 선로전류민감도

(VPX기법)- 선로조류민감도

(제안방법)

ParticipationMatrix

- 부하/발전기

선로비용- 부하에 대한 선로비용

- 발전기에 대한 선로비용

CGLA 데이터입력

FL 데이터입력

PowerWorld

선로별비용데이터

송전비용계산 패키지 개념도송전비용계산 패키지 개념도


2002.01.312002.01.31

Input Data InformationInput Data Information

송전비용 계산을 위한 입력 데이터 조류계산용 입력자료 CGLA 행렬 입력 자료 선로별 연간 회수비용 입력 자료

조류계산용 입력자료• PSS/E Version 26 기준• DC Line 계통 제외 ( 제주도 계통 제외 )• 사용자의 Modification 필요 (Report 참조 )

CGLA 행렬 입력자료• 독립 Program 으로 연산하여 입력• 데이터 식별자 : 첫 행 / 열에 ‘ -1’

선로별 연간 회수비용 입력 자료• 개방 선로 비용 Omitted• 다중 선로 비용은 단일 선로 비용으로 SUM• 데이터 식별자 : ‘-1’


2002.01.312002.01.31

송전비용계산 패키지송전비용계산 패키지

송전비용계산 패키지 메뉴 바송전비용계산 패키지 메뉴 바

데이터입력메뉴데이터입력메뉴•FL InputFL Input•CGLA InputCGLA Input•Cost InputCost Input

조류계산메뉴조류계산메뉴

민감도행렬계산메뉴민감도행렬계산메뉴

참여자행렬계산메뉴참여자행렬계산메뉴

비용행렬계산메뉴비용행렬계산메뉴


2002.01.312002.01.31

실 계통 사례 연구실 계통 사례 연구

실계통 데이터 2000 년 첨두 부하 데이터 삼천포발전기 기준 모선 총발전량 : 41,006[MW], 총부하량 : 40279.6[MW] 개방선로 : 31 개 모선 수 : 737 개 ( 발전기 모선 :213 개 , 부하 모선 수 :524 개 ) 선로 수 : 1507 개 , 변압기 : 106개 지역구분 : 10 개소 ( 서울북부 , 서울강남 , 인천지역 , 경인남부 ,

영동 , 중부 , 호남 , 영남 , 부산 , 창원 ) 모든 발전기 소내소비 부하 제외 공통비용 단가 : 0.43[원 / kWh]


2002.01.312002.01.31

조류계산 결과 검증조류계산 결과 검증

항 목 값 비 고

총발전량 41012.5059 MW

총부하량 40279.564 MW

전체 손실 732.487 MW

모선최대부하량 574.3540 9830(울산 S/S)

모선최대발전량 1000 25153(ULJIN3G)

모선 최고 전압1.05118

(-29.7505) 4460( 평택 T/P1)

모선 최저 전압0.9618

(-26.6682) 4900(청원 345)

개발 프로그램 조류계산 결과 PowerWorld 조류계산 결과

• 조류계산 수행 시간 - - 개발 프로 그램 개발 프로 그램 : 29 [: 29 [sec] (Full Jacobian sec] (Full Jacobian 기준기준 )) - - Power World : 3 [sec] (Full Jacobian Power World : 3 [sec] (Full Jacobian 기준기준 ))


2002.01.312002.01.31

지역별 수급 발란스지역별 수급 발란스

조류계산 수행 후 10 개소 중심 지역별 수급 발란스

- 6000

- 4000

- 2000

0

2000

4000

6000

8000

10000서울북

부

서울강

남

인천

경인

남부

영동

제천

중부

대전

호남광

주

영남

대구

부산

창원

지역

발전량 부하량 발전부족량

지역별 수급 발란스


2002.01.312002.01.31

송전요금 계산 절차송전요금 계산 절차

송전부문 연간 회수 비용 결정

접속비용 결정 [천원 / kW-year] 공통비용할당액 결정 [천원 / year] 모선 차등비용 결정 [천원 / year]

접속요금 결정 [천원 / kW-month]발전기 : 부하분담율 (%) 결정

발전기 : 부하분담율 (%) 결정

발전기 부 하 발전기 / 부하 요금단가 [ 원 / kwh]발전기 / 부하 모선별비용계산 [천원 / year]

발전기 부 하지역 구분 및 지역별 비용계산 [천원 / year]

지역 구분 및 지역별 요금단가 계산 [천원 / year], [ 원 / kwh]

발전기 부 하


2002.01.312002.01.31

사례연구 송전요금단가 전제사례연구 송전요금단가 전제 송전비용 및 요금 계산 전제 및 주요입력자료

2000 년 총판매전력량 : 239, 535,486 [MWh] ( 실적치 ) 2002 년 예상 판매전력량 : 264,087,873 [MWh] ( 예상치 ) 2002 년 이용요금 회수액 ( 접속비용 제외 ) : 3,460,300,000,000 [ 예상치 ] 2002 년 예상 요금단가 : 11.59 [ 원 /KWh]

고비용 회수 선로 요약 (100억원 상회선로 ) 지중선로 : 23 개소

서울북부 : 5 개소 , 서울강남 : 8 개소 , 인천지역 : 2 개소 , 경인남부 : 1 개소 호남광주 : 2 개소 (1 개소는 중부대전과 연계 ), 중부대전 : 1 개소 ( 호남광주와 연계 ) 부산지역 : 4 개소 , 창원지역 : 1 개소

765kv 가공선로 : 3 개소 서울북부 – 영동제천 : 1 개소 , 경인남부 - 중부대전 : 2 개소

HVDC : 1 개소 호남광주 : 1 개소

345kv 가공선로 : 5 개소 서울강남 - 영동제천 : 1 개소 , 영동제천 – 영남대구 : 1 개소 중부대전 : 1 개소 , 호남광주 : 1 개소 , 영남대구 : 1 개소


2002.01.312002.01.31

사례연구 : 부하에 대한 송전요금사례연구 : 부하에 대한 송전요금

HVDC 및 765KV 선로 비용 포함 (1)

지역차등 : 비지역차등 = 100% : 0% ( 개방선로 비용은 우편요금으로 할당 )

부하 : 발전기 = 100% : 0%

발전기의 소내소비 부하 제외 슬랙발전기 : 삼천포 총선로 할당비용 : 3,356,500,000,000 원 - 2000 년 첨두부하시 개방선로 비용 제외

개방선로 회수비용 : 103,800,000,000 원 - 공통비용 (Postage Stamp) 으로 전국 균일가정 - 0.43 [ 원 / kwh]


2002.01.312002.01.31

사례연구 (Cont.)사례연구 (Cont.)

HVDC 및 765KV 선로 비용 포함 (2) - 부하 모선별 송전요금 단가

-

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

1 29

57

85

113

141

169

197

225

253

281

309

337

365

393

421

449

477

505

부하모선별 송전요금 단가 ( 지역차등 100%, 부하 100%)

호남광주 지역의 ‘남창’ 부하모선제주 HVDC 연계모선송전요금단가 : 1,186,036 [ 원 /KW]


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- 전국 송전요금 단가 평균 : 87,853 [ 원 /kw] - 호남광주 : 제주 부하의 HVDC 연계

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

서울북

부

서울강

남

인천

지역

경인

남부

영동

제천

중부

대전

호남광

주

영남

대구

부

산

창

원

[ / kw]송전요금단가 천원

지 역 ( )총송전비용 백만원 (MWh)총부하량 ( / kW)송전요금단가 원서울북부 544,641 4,599 118,415 서울강남 373,516 3,605 103,603 인천지역 386,571 4,520 85,527 경인남부 402,827 5,060 79,613 영동제천 141,630 1,900 74,533 중부대전 269,555 4,215 63,947 호남광주 305,111 2,763 110,443 영남대구 295,184 4,968 59,420

부 산 383,196 4,133 92,714 창 원 254,270 2,815 90,315 평 균 335,650 3,858 87,853

지역별 송전요금 단가 ( 지역차등 100%, 부하 100%)


2002.01.312002.01.31

사례연구 : 발전기에 대한 송전요금사례연구 : 발전기에 대한 송전요금


지역차등 : 비지역차등 = 100% : 0% ( 개방선로 비용은 우편요금으로 할당 )

부하 : 발전기 = 0% : 100%

발전기의 소내소비 부하 제외 슬랙발전기 : 삼천포 총선로 할당비용 : 3,356,500,000,000 원 - 2000 년 첨두부하시 개방선로 비용 제외

개방선로 회수비용 : 103,800,000,000 원 - 공통비용 (Postage Stamp) 으로 전국 균일가정 - 0.43 [ 원 / kwh]


2002.01.312002.01.31


HVDC 및 765KV 선로 비용 포함 (2) - 발전기 모선별 송전요금 단가

-

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

120,000,000

140,000,000

160,000,000

180,000,000

200,000,000

1 13

25

37

49

61

73

85

97

109

121

133

145

157

169

181

193

205

발전기모선별 송전요금 단가 ( 지역차등 100%, 발전기 100%)


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- 전국 송전요금 단가 평균 : 82,754 [ 원 /kw]

- 수도권 지역의 요금단가 상승의 원인 ? KEMA/VPX 방법은 순수 조류방향과 상대적인 크기에 할당된 송전비용 벡터의 곱으로 이루어짐 Slack Dependent

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

서울북

부

서울강

남

인천

지역

경인

남부

영동

제천

중부

대전

호남광

주

영남

대구

부산

창원

[ /KW]송전요금단가 원

지 역 ( )총송전비용 백만원 (MWh)총발전량 ( / kW)송전요금단가 원서울북부 101,918 956 106,614 서울강남인천지역 425,058 5,490 77,421 경인남부 185,746 2,536 73,246 영동제천 514,214 5,326 96,552 중부대전 669,198 8,002 83,628 호남광주 357,358 4,794 74,540 영남대구 191,894 2,779 69,051

부 산 481,061 5,802 82,910 창 원 430,054 5,321 80,825 평 균 372,944 4,556 82,754

지역별 송전요금 단가 ( 지역차등 100%, 부하 100%)


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지역별 송전비용 분담비율

129%

0%

94% 89%

117%

101%90%

83%

100% 98%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

서울북

부

서울강

남

인천

지역

경인

남부

영동

제천

중부

대전

호남광

주

영남

대구

부

산

창

원

KEMA/VPX Method’s Problem

- 발전기에의 지역 시그날을 제공하지 못함

- “ 부하집중에서의 발전소 송전요금이 저렴” 이라는 대전제를 만족하지 못함

대 안 - 한계송전손실계수 도입

KEMA/VPX Method’s Problem

- 발전기에의 지역 시그날을 제공하지 못함

- “ 부하집중에서의 발전소 송전요금이 저렴” 이라는 대전제를 만족하지 못함

대 안 - 한계송전손실계수 도입


2002.01.312002.01.31


한계손실계수에 의한 지역별 발전기 송전요금단가 - 평균 송전요금 단가 :76,000 [ 원 /kw]

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

114 27 40 53 66 79 92

105

118

131

144

157

170

183

196

209

발전기모선별 송전요금단가 [ 원 / kw]

지역별 송전요금단가 [ 원 / kw]

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

서울북

부

서울강

남

인천

지역

경인

남부

영동

제천

중부

대전

호남광

주

영남

대구

부

산

창

원

KEMA/VPX 방법에 의한 송전요금단가 한계손실계수에 의한 송전요금단가


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Conclusions & Future Works (1)Conclusions & Future Works (1) 본 연구를 통해서 송전요금계산 알고리즘을 분석하였음 .

KEMA/VPX 의 송전요금제도 및 필요데이터를 분석하였음 . 본 연구에서는 KEMA/VPX 송전요금 제도에 기초하여 우리나라의

송전요금제도 구축 및 프로그램에 필요한 알고리즘을 개발함 . 샘플 시스템 및 실계통 사례연구 수행 및 검증 .

본 연구에서는 발전사업자에 대한 송전요금제도를 제시함 .

본 “송전비용계산 전산모형” 모듈별 Off-Line 으로 연계되었음 . 현재 송전요금계산을 위한 회계 및 재무 데이터의 보완작업이 시급할 것으로 판단됨 .

본 연구를 통해서 KEMA/VPX 송전요금제도의 문제점과 그 대안을 제시하였음 .

향후 송전요금제도의 방향

장기적인 관점에서 한계비용에 기초한 송전요금제도로 진화해야 할 것임 . “송전비용 계산용 종합전산모형”의 개발이 이루어져야 할 것으로 판단


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송전요금정책 결정을 위한 제언 (1)송전요금정책 결정을 위한 제언 (1)

송전선 접속비용 문제 수익자 부담의 원칙과 지역 및 입지 시그날의 제공

계통연계설비의 회수 기간의 결정 문제 송전회사의 재무구조 및 비용회수 위험 - 송전회사의 재무구조는 단기간 회수일 경우 좋아짐 .( 발전회사는 반대현상 )

- 송전회사 / 발전회사의 재무구조에 미치는 영향을 면밀히 분석후 , 회수기간이 정책적으로 결정되어야 함 .

전력시장에 미치는 영향

송전망 및 배전접속 설비와의 논리의 일관성 문제 - 송전망의 경우 , 감가상각 기간동안에 투자비를 회수 . - 접속비용도 송전설비이므로 논리의 일관성 문제를 고려해야 함 . - 향후 , 배전회사가 분리되어 배전회사에게 접속비용을 부과할 경우 , 이를 고려해야함 .

상위 세 가지 문제 대한 Trade-Off 와 발전사업자 , 송전사업자 , 판매사업 ( 소비자) 의 재무구조에 미치는 영향을 중립적인 입장에서 고려하여 해를 도출해야 함 .


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송전망 이용료 알고리즘 문제 발전기의 경우 지역적 시그날을 제공하지 못함 - 우리나라 계통 특성 ( 수도권지역의 지중송전망 ) 에 따른 문제 발생 발전기에 송전선 이용료를 부과할 경우 , 송전회사에 악영향을 미칠 우려가 있음 .

- 수도권 지역의 발전소 건설 장벽 , 북상조류 선로 증설에 따른 부담 등…… 송전계통의 안전도 (Security) 문제 사회적 비용 증가 발생

대 안 당분간 발전사업자에 대한 ‘지역차등분’을 고려하지 않음 . 수도권 발전기에 대한 일정부분을 안전도 기능으로 처리하여 지역적

시그날이 나타날 수 있게 함 . 발전기의 ' 지역차등분‘ 송전선 이용료는 부하의 ‘지역차등분 ' 송전선

이용료의 역비례로 구함 . 순수한 전기적 거리만을 고려하여 발전기의 ‘지역차등분’ 송전선 이용료 계산


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기술적 문제 및 대안 우편 요금제 부분과 지역차등 부분의 비율결정 - 우편요금제 비율을 높이고 , 장기적으로 지역차등 부분의 비율을 높인다 .

발전기와 부하의 비용 할당 비율 ( 공통비용 부분 및 지역차등분 ) - 부하의 비용할당 비율을 높이고 , 점진적 발전기의 할당 비율을 높인다 .

연간 회수비용 결정 문제 - 송전회사의 연간 회수비용 결정 공식과 규제 공식을 결정이 선행되어야 함

연간 선로별 회수 비용 결정 문제 - 자산데이터베이스 구축 또는 Replacement Value 개념 적용

표준 전력시스템의 결정 - 고장전류계산을 위한 표준 전력시스템 결정

지역차등 송전선 이용료 계산 대상 시간 - 향후 최대 전력수요시의 5-10 개의 계통을 대상으로 가중평균 실시


Documents

송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발 ( Development of Transmission Price and Price Level Computation Package)