’16. 4. 20 개정

계통운영보조서비스 세부운영기준

2016. 4.

목    차

제1장 총 칙	1

제2장 특성자료 적용 및 관리	3

제3장 보조서비스 확보 및 운영	4

제4장 보조서비스 이행상태 평가	8

부칙	12

계통운영보조서비스 세부운영기준

2008. 11.  1  제    정

2010.  9.  6  개    정

2014.  7. 31  개    정

2016.  4. 20  개    정

제1장  총  칙

1.1	목 적

이 기준은 전력시장운영규칙 별표 19 보조서비스 절차 8.0 “보조서비스 세부운영 기준 수립 및 운영”에 의거하여 보조서비스의 효율적인 운영을 위한 세부사항을 명확히 하는데 그 목적이 있다.

1.2	적용범위

1.2.1	보조서비스 기술적 특성자료 적용 및 관리

1.2.2	보조서비스 요구량 확보

1.2.3	보조서비스 실시간 운영

1.2.4	보조서비스 이행상태 평가

1.3	책 임

1.3.1	전력거래소는 보조서비스를 효율적으로 운영할 수 있도록 보조서비스 확보기준, 운영절차 및 평가방법을 구체화하여 공정하고 투명하게 적용하여야 한다.

1.3.2	각 보조서비스 요구량은 비용평가위원회에서 승인한 보조서비스 기술적 특성자료를 적용하여 확보토록 한다.

1.4	용어의 정의

1.4.1	“주파수추종 응답가능용량”은 주파수가 60±0.2Hz 범위를 벗어난 후 10초부터 60초까지의 발전기 및 전기저장장치별 평균출력과 주파수 변동전 20초간 평균출력의 차에 대한 최근 5회 평균값을 말한다.

1.4.2	“주파수추종 운영범위”는 신고한 속도조정률로 발전기 및 전기저장장치의 안정 운영이 가능한 최소 및 최대출력 범위를 말한다.

1.4.3	“부동대”는 60Hz를 기준으로 일정 주파수 범위내에서 발전기의 조속기 및 전기저장장치가 응동하지 못하는 범위를 말한다.

1.4.4	“자동발전제어 운영범위”는 신고한 출력증가/감소율로 운영이 가능한 최소 및 최대출력 범위를 말한다.

1.4.5	“기동시간”은 급전지시 시점으로부터 발전기가 계통연결까지 소요되는 시간을 말한다.

1.4.6	“운영부서”는 보조서비스의 확보, 실시간 운영, 이행상태 평가 등을 수행하는 부서를 말한다.

1.4.7	“관리부서”는 보조서비스 운전실적 분석, 주파수추종 응답가능용량 관리, 자체기동발전기 지정 및 시험 등을 수행하는 부서를 말한다.

1.4.8	기타 용어는 “전력시장운영규칙 제1.1.2조”와 “별표19 보조서비스 절차 5.0”에 따른다.

제2장 특성자료 적용 및 관리

2.1	일반원칙

2.1.1	보조서비스 운영에 적용되는 발전기 및 전기저장장치 기술적 특성자료는 비용평가위원회에서 승인한 자료를 사용한다.

2.1.2	보조서비스 기술적 특성자료는 매분기마다 결정하는 것을 원칙으로 한다.

2.2	특성자료 종류

서비스 항목	특성자료	비고
주파수추종 (GF)	◦ 응답가능용량 ◦ 운전범위 ◦ 속도조정률 ◦ 부동대 ◦ 기준SOC	관리부서 산정 전기사업자 신고 〃 〃 〃
자동발전제어 (AGC)	◦ 운전범위 ◦ 출력증가/감소율	전기사업자 신고 〃
대기·대체예비력	◦ 기동시간 ◦ 공급가능용량	전기사업자 신고 전기사업자 입찰
자체기동	◦ 대상선정	관리부서 결정

2.3	특성자료 적용범위

2.3.1	실시간 주파수 제어를 위한 계통운영시스템 DB

2.3.2	실시간 예비력 확보를 위한 계통운영시스템 DB

2.3.3	예비력 발전기 지정을 위한 예비력산정 프로그램 DB

2.3.4	주파수추종 응답가능용량 산정을 위한 발전기 운전실적 분석시스템 DB

2.3.5	발전기 및 전기저장장치 속도조정률 측정을 위한 주파수추종성 분석시스템 DB

2.3.6	보조서비스 이행실적 관리를 위한 전력거래시스템 DB

2.4	주파수추종 응답가능용량 산정

2.4.1	(결과통보) 주파수추종 응답가능용량 산정대상 발생일로부터 15일 이내에 관리부서는 주파수추종 응답량 계산결과를 전기사업자에 통보하여야 한다.

2.4.2	(자료제출) 관리부서는 매분기 시작 20일전까지 발전기 및 전기저장장치의 주파수추종 응답가능용량과 산정대상 적용여부에 대한 자료를 작성하여 비용평가위원회 담당부서에 제출하여야 한다.

① 주파수추종 응답가능용량은 시장운영규칙 별표2. 9항에 따라 매분기 시작 1개월 전까지 발생한 실적으로 산정한다.

② 산정대상은 ①에서 정한 기한의 직전 3개월간 발생실적에 한하여 적용여부를 검토한다.

제3장 보조서비스 확보 및 운영

3.1	주파수추종서비스

3.1.1	(확보시점) 운영부서는 운영발전계획 수립시 주파수추종 예비력의 적정 확보여부를 검토하고 운영시스템을 이용하여 실시간으로 확보하여야 한다.

① (하루전) 주파수추종 예비력을 고려한 발전기 기동정지 결정

② (실시간) 주파수 편차에 대한 실시간 발전기 제어

3.1.2	(감시) 운영부서는 계통운영시스템의 예비력 계산결과를 활용하여 주파수추종예비력의 적정 확보여부를 실시간으로 감시하여야 한다.

3.1.3	(예비력 계산) 주파수추종 예비력은 다음 각호를 만족하는 개별발전기 및 전기저장장치에 대한 주파수추종 응답가능용량의 합 또는 0.2Hz 변동시 속도조정률로 계산된 출력변화량의 합으로 계산한다.

① 발전기 및 전기저장장치 출력값이 주파수추종 운전범위내에서 유지

② 주파수추종 운전모드가  “ON" 상태

③ 고정운전(제약코드 20번대) 입찰이 없는 상태

3.1.4	(부족시 조치) 실시간 운영에 있어 주파수추종 예비력이 부족할 경우에는 발전기 상향운전을 해제하거나 발전기를 추가 기동하여 주파수추종 예비력을 확보해야 한다. 단, 계통수요의 변화추이상 불필요하다고 판단되는 경우는 제외한다.

3.2	자동발전제어서비스

3.2.1	(확보시점) 운영부서는 운영발전계획 수립시 주파수추종 예비력의 적정 확보여부를 검토하고 운영시스템을 이용하여 실시간으로 자동발전제어 예비력을 확보하고 제어하여야 한다.

① (하루전) 자동발전제어 예비력을 고려한 발전기 기동정지 결정

② (10분전) 매 5분주기로 수요예측 편차에 대한 조정

③ (실시간) 주파수 편차에 대한 실시간 발전기 제어

3.2.2	(제어기준) 주파수 조정을 위한 자동발전제어 요구량은 다음 식에 따라 결정하며 발전기별 참여율은 출력증가/감소율에 따라  배분한다.

ACE = 10B(Fs - Fn - TE)

▪ ACE(Area Control Error) : 발전기 제어 요구량

▪ B(System Bias) : 계통정수[MW/0.1Hz]

▪ Fs : 현재주파수, ▪ Fn : 기준주파수, ▪ TE : Time error

3.2.3	(계통정수 적용) 자동발전제어에 적용되는 계통정수(System bias)는 최근 계통특성(발전기 및 부하특성)과 부하수준을 고려하여 적용하여야 한다.

3.2.4	(감시) 운영부서는 계통운영시스템의 예비력 계산결과를 활용하여 자동발전제어 예비력의 적정 확보여부를 실시간으로 감시하여야 한다.

3.2.5	(예비력 계산) 자동발전제어 예비력은 자동발전제어 운전모드인 발전기 및 전기저장장치를 대상으로 5분동안 증가가능한 출력의 합으로 계산하되 매분단위 증가가능한 출력변화량도 계산하여 감시할 수 있어야 한다.

3.2.6	(부족시 조치) 실시간 운영에 있어 자동발전제어 예비력이 부족할 경우에는 발전기 상향운전을 해제하거나 발전기를 추가 기동하여 자동발전제어 예비력을 확보해야 한다. 단, 계통수요의 변화추이상 불필요하다고 판단되는 경우는 제외한다.

3.3	대기·대체 예비력서비스

3.3.1	(지정 조건) 대기·대체 예비력 발전기는 운영발전계획 수립시 기동형태별(열간, 온간, 냉간) 기동시간을 고려하여 지정하여 한다. 단, 발전계획시스템(RSC)에서 기동형태별 기동시간을 반영할 수 있기 전까지는 열간기동시간을 기준으로 예비력 발전기를 지정할 수 있다.

3.3.2	(지정 순서) 동일항목의 예비력은 연료비 순위에 따라 지정하고 항목별 예비력 초과량은 후순위 예비력으로 포함한다. 단, 정지중인 대기·대체예비력은 복합 또는 기력발전기를 우선 지정한다.

3.3.3	(지정 용량) 대기·대체예비력발전기 지정 용량은 입찰된 공급가능용량을 기준으로 정하며 2기 이상의 발전기를 하나의 발전기로 입찰하는 경우에는 단위발전기별 용량으로 분리하여 지정할 수 있다. 단, 복합발전기는 가스터빈 대수별 용량으로 분리하여 지정할 수 있다.

발전기	공급가능용량	대수	단위발전기용량	예비력 지정용량
평택#1	350	1	350	350
삼랑진	600	2	300	300 or 600
부산#1CC	500	3 (GT대수:2)	250	250 or 500

3.3.4	(대기·대체예비력 변경) 시장운영규칙 별표11에 따라 운영발전계획을 재수립할 경우에는 2시간 이내에 예비력 발전기를 재지정하여 발전회원사에 통지하여야 한다.

3.3.5	(대기·대체예비력 사용) 발전기 불시정지 또는 수요예측오차 등으로 전력공급이 부족한 경우에는 지정된 예비력 발전기를 우선 기동하여야 한다. 단, 계통주파수 급변시에는 예외적으로 운영할 수 있다.

3.3.6	(대기·대체예비력 감시) 운영부서는 계통운영시스템의 예비력 화면을 이용하여 예비력의 적정 확보여부를 실시간으로 감시하여야 한다.

① 대기·대체예비력은 급전지시 후 120분이내(동·하계 전력수급대책기간은 20분 이내)에 확보 및 이용 가능한 예비력으로서

운전상태와 정지상태로 구분

3.4	자체기동서비스

3.4.1	(자체기동발전기 지정) 관리부서는 다음 각호의 경우에 자체기동발전기를 신규로 지정하거나 또는 변경할 수 있다.

① 시송전계통 변경으로 자체기동발전기 추가 또는 대체시

② 기존 자체기동발전기 폐지로 대체발전기 필요시

3.4.2	(지정조건) 관리부서는 시장운영규칙 별표3의 5.0에 따라 자체기동발전기를 선정하여야 한다.

3.4.3	(지정절차) 관리부서는 발전사업자가 제출한 현장조작절차서를 검토하여 접수후 20일 이내에 승인여부를 통보하고 1개월 이내에 인증시험을 시행하며 인증시험 합격일로부터 5일이내에 자체기동발전기 지정내역을 정산관련 부서에 통보하여야 한다.

제4장 보조서비스 이행상태 평가

4.1	일반원칙

4.1.1	(담당부서) 운영부서 및 관리부서는 불시 또는 정기적으로 보조서비스 이행상태를 평가하여 적정 수준의 보조서비스가 확보될 수 있도록 하여야 한다.

4.1.2	(평가방법) 보조서비스 이행상태에 대한 평가방법은 다음 각호와 같다.

① 계통운영시스템을 통한 주파수추종 운전상태, 자동발전제어 운전상태 및 전압조정 확인

② 주파수추종성 분석시스템 또는 발전기 운전실적 분석시스템을 이용한 주파수추종 성능 확인

③ 계통운영시스템 또는 동일성능의 분석프로그램을 이용한 자동발전제어 성능확인

④ 급전지시에 의한 대기․대체 예비력 발전기 기동시간 확인

⑤ 현장시험을 통한 자체기동발전기 기동능력 확인

4.1.3	(불이행시 조치) 보조서비스 이행상태에 대한 평가결과는 전력거래시스템을 이용하여 기록, 관리하며 시장운영규칙 별표2에 따라 정산될 수 있도록 정산시스템 및 정보공개시스템(e-Power Market)과 연계되어야 한다.

4.2	주파수추종서비스

4.2.1	(평가항목) 발전기 및 전기저장장치의 주파수추종 성능은 다음 각호의 항목에 대하여 평가되어야 한다.

① 주파수주총 운전상태(on/off)

② 속도조정률 측정

③ 주파수추종 응답량 측정

4.2.2	(운전상태 확인) 주파수추종 운전상태는 계통운영시스템 화면으로 상시 감시하여야 하며 발전기 및 전기저장장치 운전가능 여부는 정보공개시스템(e-Power Market) 입찰결과에서 확인한다.

4.2.3	(속도조정률 측정) 전기사업자가 신고한 속도조정률은 자동발전제어 운전을 시행하지 않는 상태에서 주파수추종성 분석시스템을 이용하여 다음과 같이 측정한다.

① Threshold값 : 0.03Hz 이상 선택

② 시험시간 : 최소 4시간 이상(단, 수력, 양수는 2시간 이상)

③ 시험주기 : 분기 1회 이상

④ 판정기준 : 측정값이 신고값의 110% 이내면 합격

4.2.4	(주파수추종 응답량 측정) 관리부서는 계통주파수 급변시 발전기 및 전기저장장치의 주파수추종 성능을 비용평가세부운영규정절에 따라 평가한다.

4.2.5	(불이행시 조치) 주파수추종 운전이 가능함에도 불구하고 임의로 미시행하거나 4.2.3에 의하여 불합격된 발전기 및 전기저장장치는 전력거래시스템에 “주파수추종불이행”으로 관리한다.

4.3	자동발전제어서비스

4.3.1	(평가항목) 자동발전제어 성능은 계통운영시스템을 이용하여 발전기 및 전기저장장치의 출력증가/감소율을 측정하여 평가한다.

4.3.2	(평가조건) 발전기 및 전기저장장치 출력증가/감소율 시험은 조속기 운전을 하지 않는 상태에서 시행함을 원칙으로 한다. 단, 계통연결과 동시에 조속기 운전상태로 전환되는 발전기 및 전기저장장치는 예외로 한다.

4.3.3	(평가방법) 자동발전제어 운전모드 상태에서 EMS chart 또는 동일기능의 프로그램을 이용하여 수행한다.

4.3.4	(계산식) 자동발전제어는 다음 식에 따라 평가한다.

RURtest = [eqn: rm {P _{t1} -P _{t2}} over {T _{1} `-`T _{2}}]     RDRtest = [eqn: rm -( {P _{t1} -P _{t2}} over {T _{1} `-`T _{2}} )]

▪ RURtest : 증가율 측정결과[MW/분]

▪ RDRtest : 감소율 측정결과[MW/분]

▪ T1 : 시험 시작시간[분],  ▪ T2 : 시험 종료시간[분]

▪ Pt1 : T1시점 출력[MW],  ▪ Pt2 : T2시점 출력[MW]

4.3.5	(불이행시 조치) 측정된 출력증가/감소율이 신고값의 80% 미만인 경우에는 전력거래시스템에 “자동발전제어불이행“으로 관리한다.

4.4	대기·대체 예비력서비스

4.4.1	(평가시행) 예비력 이행상태는 수요증가 또는 발전기 정지 등으로 수급이 부족한 경우에 한하여 사전 예고 없이 불시에 시행함을 원칙으로 한다.

4.4.2	(평가항목) 예비력 발전기에 대한 평가는 기동소요시간 만족여부와 최소운전시간이상 운전 가능여부로 판정한다.

4.4.3	(불이행시 조치) 예비력으로 지정된 발전기 중 평가기준을 불만족시킨 발전기는 전력거래시스템에 “예비력 불이행”으로 관리한다.

4.5	자체기동서비스

4.5.1	(시험종류) 자체기동발전기 시험은 인증시험, 정기시험, 특별시험으로 구분하여 시행한다.

① 인증시험은 관리부서 담당자가 입회하여 시행한다.

② 정기시험은 발전사업자와 협의하여 확정된 연간 시험계획에 따라 순차적으로 시행한다.

③ 특별시험은 관리부서 담당자가 입회하여 불시 시행한다.

4.5.2	(시험시행) 자체기동발전기 시험은 다음 각호를 고려하여 시행한다.

① 시험전, 기동용 변압기 등 외부로부터의 전원공급은 사전에 차단되어야 한다.

② 시험시작 및 시험종료시에는 운영부서에 관련사항을 통보하여야 한다.

③ 시험순서는 승인된 현장조작절차서에 따라 시행한다. 단, 실제 정전상황을 재현할 수 없는 경우에는 시험용 현장조작절차서에 따라 시행한다.

④ 시험 중 천재ㆍ지변이나 계통의 긴급상황 발생시 자체기동 시험을 정지 또는 취소시킬 수 있다.

4.5.3	(판정기준) 시험지시 시점으로부터 주발전기가 정격속도에 도달하는 시간은 다음 각호와 같으며 30분 이상 안정적으로 운전이 가능해야 한다.

① 수력 및 양수발전기, 제주GT#3 : 30분 이내

② 가스터빈발전기 및 제주내연 : 60분 이내

4.5.4	(시험실패시 조치) 관리부서는 해당발전기가 자체기동 불이행으로 처리될 수 있도록 정산관련 부서에 통보하여야 한다.

4.5.5	(재시험실패시 조치) 재시험에 실패한 원인이 설비의 중대한 결함에 있는 경우, 자체기동발전기를 변경하여 지정하여야 한다. 단, 발전사업자가 설비의 교체 또는 보강계획을 제출하여 자체기동능력의 회복이 가능할 경우에는 예외로 할 수 있다.

부  칙 (2016년 4월 20일)

1. 이 기준은 2008. 11. 1부터 적용하며, 기존 “계통운영보조서비스 세부운영지침”은 본 기준 적용과 동시에 폐기한다.

2. 이 기준은 2010. 9. 6부터 적용한다.

3. 이 기준은 2014. 7. 31부터 적용한다.

4. 이 기준은 2016. 4. 20부터 적용한다.