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

송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발 ( Development of Transmission Price and Price Level Computation Package). 2002. 3. 기초전력공학공동연구소 전력경제연구센터. Component of Transmission Costs. 고정비용 초기투자비 변동비용 설비의 유지, 보수 비용 선로의 손실, 혼잡 비용 보조서비스 비용 전력계통의 신뢰도 및 안전도 유지 비용 (송전요금에서 통상 제외함). Introduction.

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

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  1. 송전망 이용가격 산정 및 전산모형 개발(Development of Transmission Price and Price Level Computation Package) 2002. 3. 기초전력공학공동연구소 전력경제연구센터

  2. Component of Transmission Costs • 고정비용 • 초기투자비 • 변동비용 • 설비의 유지, 보수 비용 • 선로의 손실, 혼잡 비용 • 보조서비스 비용 • 전력계통의 신뢰도 및 안전도 유지 비용 (송전요금에서 통상 제외함) Introduction Konkuk Univ. Energy System Lab. 1

  3. 연간회수비용의 결정 • 송전회사가 사용한 모든 비용을 회수할 것인가? • Yes ( No Regulation on Price. Optimum일 경우는 규제 불필요 ) • No (Regulation on Price) • 총괄비용법 적용시의 핵심 포인트 Introduction (Cont.) Konkuk Univ. Energy System Lab. 2

  4. KEMA 제안 Structure Introduction (Cont.) Konkuk Univ. Energy System Lab. 3

  5. KEMA 제안 Introduction (Cont.) Konkuk Univ. Energy System Lab. 4

  6. KEMA 제안 (연간회수비용의 결정) Introduction (Cont.) UONCt = ACUONt + MCUONt + RAUONt -  UONCt t기간에서의 TUoS로부터 회수한 총 수입 ACUONt t기간의 총 감가상각액 MCUONt t기간의 총 운전 유지 비용 RAUONt t기간의 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.). Konkuk Univ. Energy System Lab. 5

  7. Transmission Pricing Methods Introduction (Cont.) • Embedded Cost Based Approach • 평균비용 개념에 근거 • 탁송 서비스에 관련된 제반비용을 일괄하여 송전선 이용자에게 적절히 배분 • Key Point: Cost Allocation Between Users • Types - Postage Stamp Rule - Zoned Postage Stamp Rule - Contract Path Rule - Megawatt-Mile Rule(MW-Mile Method) • Marginal Cost Based Approach • 계통진입자의 경제적이득을 최대화 논리에근거 • 단위발전량증대에 소요되는 비용을 가지고 계산 • Key Point: Nodal Spot Price • Provide Locational Signal • Types - Short Run Marginal Cost - Long Run Marginal Cost Konkuk Univ. Energy System Lab. 6

  8. Transmission Pricing Principles Introduction (Cont.) • Economic Efficiency • Cost Recovery • Efficient Regulations • Simplicity and Transparency • Non-Discrimination Konkuk Univ. Energy System Lab. 7

  9. 송전 요금 산정 이론(1) • 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 • 방법1 • 방법2 • 방법3 - Where, P:탁송요금, C: 연금화된 송전비용, Q: 계통최대전력[MW], a: 탁송전력[MW], : 탁송요율 Konkuk Univ. Energy System Lab. 8

  10. 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 K에 포함된 모든 송전선, : 계약송전선의 당해연도 상각비용 : 연간비용, FCR : 연간경비계수 W: 송전최대요구량 : 송전비용 : 보정계수 Konkuk Univ. Energy System Lab. 9

  11. 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) u에게 부과되는 비용 u : 계통진입자 index k : 송전선 number : 송전선-k 의 총비용(투자비+운전유지비), : 송전선-k 에 대한 계통진입자-u의 전력조류 : 송전선-k 의 송전용량(line capacity) • MM 법(Modulus Method) where, : 계통진입자 u에 대한 비용배분계수 s : 송전선 k를 사용하는 계통진입자(u) index Konkuk Univ. Energy System Lab. 10

  12. 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- u에 대한 비용배분계수 : 최종전력조류의 방향에 영향을 주는 계통진입자index • DFM 법(Dominant Flow Method) where, : 사용량요금, : 예비력요금 • VAMM 법(Vector-Absolute MW-Mile Method), 선로손실법 Konkuk Univ. Energy System Lab. 11

  13. 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 i에서 전력 수요 : 선로 K의 전력조류 : 선로 K의 잠재비용 : 모선 i에서의 수요증가로 인한 증분선로손실 • 장기한계비용법(Long-Run Marginal Cost) • 1부제요율(단일요금제) • 2부제요율(Two-part Tariff) Konkuk Univ. Energy System Lab. 12

  14. 송전요금 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) Konkuk Univ. Energy System Lab. 13

  15. 우리나라 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 구성 • 접속비용 (발전기, 부하) • 우편요금 (발전기, 부하) : 원/kWh => 지역 비 차등요금 • 지역차등요금 (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) Konkuk Univ. Energy System Lab. 14

  16. 호주 송전요금 개요(1) • 호주 빅토리아주 송전계통 관련기관 • VPX (Victoria Power Exchange) • 전력거래소의 기능은 NEMMCO로 이관 • 현재, VenCorp이라는 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 Konkuk Univ. Energy System Lab. 15

  17. 호주 빅토리아주 송전요금 구성 호주 송전요금 개요(2) Konkuk Univ. Energy System Lab. 16

  18. 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 VPX의 공통비용 대상 전력계통운용과 관련된 설비 및 비용 송전망 계획과 관련된 수수료 제반 보험료 등 전년도의 과잉 징수분 혹은 과소 징수분 호주 송전요금 개요(3) Konkuk Univ. Energy System Lab. 17

  19. 호주 송전요금 개요(4) • 접속비용 산정 (샘플 시스템) • 5 Bus, 3 Generators, 4 Loads, 6 Lines (8 Circuits) Konkuk Univ. Energy System Lab. 18

  20. 호주 송전요금 개요(5) • 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 접속비용 - 면적 A에 해당하는 금액 - GEN. UNIT 1 (CB 2개) - GEN. UNIT 2 (CB 1 ½개) - GEN. UNIT 3 (CB 1 ½개) • 선로할당비용 - BUS10 - BUS20 (3회선) - 각 선로에 1 ½의 차단기비용을 각 선로의 비용으로 할당 - AREA C • COMMON COSTS - AREA E - (1 ½ CB) + STACOM • 부하접속비용 - AREA F • 자산의 분리 필요(모선 비용 중심) - 발전기접속자산, 선로의 할당비용, 공통비용 포함자산, 부하접속자산 Konkuk Univ. Energy System Lab. 19

  21. 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 DB를 구축할 필요 없음 Konkuk Univ. Energy System Lab. 20

  22. TUoS 송전비용(2) • 선로별 연간 회수비용의 산정 (1) • SAMPLE SYSTEM의 송전망 자산가치 - 총 자산가치 : $574.9 MILLION - 당 해연도 회수비용 : $57.49 MILLION (10년 동안 회수) - 부하 : 발전기 = 50 : 50 - 당 해연도 부하로부터의 회수비용 : $28.745 MILLION • SAMPLE SYSTEM의 선로별 당 해연도 회수비용 (부하) : $28.745 MILLION Konkuk Univ. Energy System Lab. 21

  23. LOAD 1 G1 LOAD 2 G2 LOAD 3 G3 LOAD 4 TRANSMISSION NETWORK TUoS 송전비용 알고리즘(1) • Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성(1) • 발전기와 부하의 Matching • 발전기와 부하의 전기적인 거리 Konkuk Univ. Energy System Lab. 22

  24. LOAD 1 42% G1 LOAD 2 36% G2 22% LOAD 3 G3 LOAD 4 TRANSMISSION NETWORK TUoS 송전비용 알고리즘(2) • Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성(2) • By Using Fault Current (Not Exact Method) • 연중 첨두부하를 기준으로 함. • 모든 발전기는 ON 하며, 정격대비로 발전력을 배분. • 모든 LOAD에 대해서 각각 삼상단락 (이때 발전기의 xd’, xd’’등은 고려하지 않음) • 전체 고장전류 가운데 각 발전기의 구성분 계산. • 정규화 31% 56% 13% Konkuk Univ. Energy System Lab. 23

  25. LOAD 1 LOAD 2 LOAD 3 LOAD 4 GEN 2 GEN 3 GEN 1 TUoS 송전비용 알고리즘(3) • Fault Level Contribution Matrix(FL) 생성(3) • 최종결과 : Konkuk Univ. Energy System Lab. 24

  26. TUoS 송전비용 알고리즘(4) • 발전력의 부하에의 할당행렬( CGLA Matrix ) • FL 행렬 기준 • Objective : 고장전류정보  유효전력정보(발전력과 부하와의 관계, MW) • CGLA Matrix Arrangement Step 1 : 기준 FL 행렬의 각 행을 기준으로 해당 부하량을 곱. Step 2 : 발전량이 동일한 열을 FL 행렬에서 제외 및 각 행의 합이 1이 되도록 보정 Step 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 Konkuk Univ. Energy System Lab. 25

  27. TUoS 송전비용 알고리즘(5) • CGLA Matrix Example for Sample System(1) • FL 기준 Step 1: 각 행에 해당 부하량을 곱 • 각 행의 합은 각 부하의 부하량과 일치, but 각 열의 합은 각 발전기의 발전량과 일치하지 않음 - 1행의 합 = 700 (LOAD 1과 동일), ….. - 1열의 합 = 539.93 MW (Generator 1 실제 출력 : 1012.7 MW), ….. • 발전량이 최대로 하는 발전기 선택 : Generator 2 • 발전량 초과 Scaling 계수 구함 :595.75/292.4=2.04 • 상기 Scaling 계수를 상기 행렬에 곱함. - 발전기 2의 출력 (열 2의 합) : 292.35 MW (실제 출력 : 292.35 MW)은 동일하지만 나머지 행과 열은 동일하지 않음 Konkuk Univ. Energy System Lab. 26

  28. TUoS 송전비용 알고리즘(6) • CGLA Matrix Example for Sample System(2) • Step 2 발전량이 동일한 열을 FL행렬에서 제외(Gen 2) 및 각 행의 합이 1이 되도록 Scaling • 잔여 부하량을 각 행에 곱함 • LOAD 1의 잔여 부하량 = 700 – 343.51 = 356.49 MW • LOAD 2의 잔여 부하량 = 250 – 122.68 = 127.32 MW • LOAD 3의 잔여 부하량 = 250 – 122.68 = 127.32 MW • LOAD 4의 잔여 부하량 = 300 – 147.21 = 152.78 MW • GENERATOR 1의 잔여 발전량 = 1012.7 - 264.96 = 747.7401 MW • GENERATOR 2의 잔여 발전량 = 292.35 - 292.35 = 0 MW • GENERATOR 3의 잔여 발전량 = 194.90 - 178.78 = 16.1154 MW Step1에서 생성 Konkuk Univ. Energy System Lab. 27

  29. * 0.0537 TUoS 송전비용 알고리즘(7) • CGLA Matrix Example for Sample System(3) • STEP 2 기준, 1열 합(GENERATOR 1) = 463.80 MW (MISMATCH = 747.74) • STEP 2 기준, 3열 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) • 일종의SUPERPOSITION METHOD + STEP 2 생성 STEP 1 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 Konkuk Univ. Energy System Lab. 28

  30. + + = TUoS 송전비용 알고리즘(8) • 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 첫째열의 각 요소에 해당하는 부하의 MISMATCH양을 삽입 Konkuk Univ. Energy System Lab. 29

  31. TUoS 송전비용 알고리즘(9) • Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(1) • 이전 CGLA 행렬은 손실 분배를 용량에 비례하여 생성 Konkuk Univ. Energy System Lab. 30

  32. TUoS 송전비용 알고리즘(10) • Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(2) • 손실재분배 과정(1) • 슬랙 모선 포함 : Nbus * Nbus • Jacobian 행렬 : Singular • 아래의 식과 같이 고유벡터가 존재 Konkuk Univ. Energy System Lab. 31

  33. TUoS 송전비용 알고리즘(11) • Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(3) • 손실재분배 과정(2) • 고유벡터 : • 에 고유벡터를 곱함 Konkuk Univ. Energy System Lab. 32

  34. TUoS 송전비용 알고리즘(12) • Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(4) • 손실재분배 과정(3) • 상태방정식 • 모선 전력방정식: • 변화된 상태 방정식 Konkuk Univ. Energy System Lab. 33

  35. TUoS 송전비용 알고리즘(13) • Penalty Factor를 고려한 새로운 CGLA 행렬 생성(5) • 손실재분배 과정(4) • 특정 발전기와 부하와의 관계 • 새로운 CGLA 행렬 생성 Konkuk Univ. Energy System Lab. 34

  36. Bus 1의 : 1 Bus 2의 :1/0.93027=1.074957 Bus 3의 :1/0.96105=1.040529 Bus 4의 :1/0.93242=1.072478 Bus 5의 :1/0.91420=1.093853 TUoS 송전비용 알고리즘(14) • New CGLA Matrix Example for Sample System(1) • Penalty Factor와 고유벡터의 관계 Konkuk Univ. Energy System Lab. 35

  37. TUoS 송전비용 알고리즘(15) • New CGLA Matrix Example for Sample System(2) • 1번 발전기(모선10)와 1번 부하(모선20)의 관계 • 새로운 CGLA Konkuk Univ. Energy System Lab. 36

  38. TUoS 송전비용 알고리즘(16) • 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 Generator라고 가정함 • Slack Dependent  송전비용의 변경 • 한계성 내포 - 가정 • 전압은 상수 • 선로의 SHUNT 무시 Konkuk Univ. Energy System Lab. 37

  39. TUoS 송전비용 알고리즘(17) • KEMA/VPX 선로 민감도 정식화 • 가정 : j-k선로의 충전용량 무시 • j-k선로에 흐르는 전류 • 전류의 크기(VPX 자료 수정 필요) • J-k선로에 흐르는 전류에 대한 i 모선 주입전력에 대한 선로 민감도 Jacobian 행렬의 H term으로부터 도출 Konkuk Univ. Energy System Lab. 38

  40. TUoS 송전비용 알고리즘(18) • 선로 민감도 계산 상 필요정보 • Y-Bus Matrix : Network Configuration • Vi, Vj, i, j : Power Flow Solution • 편미분 정보 => - Jacobian의 H 항으로부터 도출 - H항의 Inverse Matrix Konkuk Univ. Energy System Lab. 39

  41. TUoS 송전비용 알고리즘(19) • 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 Konkuk Univ. Energy System Lab. 40

  42. TUoS 송전비용 알고리즘(20) • KEMA/VPX 선로 민감도 DISCUSSION • 선로의 전류 민감도 사용 • 전류 민감도 사용시 => Shunt성분 무시 • 근본적인 한계점 : Slack Dependent • Why? - Jacobian/전압값이 변함 - 민감도 값의 변화는 송전비용에 영향을 미침 - 대안이 필요 Konkuk Univ. Energy System Lab. 41

  43. TUoS 송전비용 알고리즘(21) • 유효전력 선로 민감도(Proposed Method) - j모선에서 k모선에 흐르는 전력방정식 및 선로조류 - 전력조류 민감도(가정 : 전압일정) i 모선의 단위부하증가에 대한, j-k선로에서의 유효전력 증가량 Konkuk Univ. Energy System Lab. 42

  44. TUoS 송전비용 알고리즘(22) • 부하에 대한 유효전력 선로 민감도 • 발전기에 대한 유효전력 선로 민감도 Konkuk Univ. Energy System Lab. 43

  45. TUoS 송전비용 알고리즘(23) • 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 50에 위치. 모선 20과 모선 40에 "0" 벡터추가 • Step 2: 상기 Step 1의 행렬을 Transpose 하고, Base 값으로(우리의 경우, 100MVA) 나눔. Konkuk Univ. Energy System Lab. 44

  46. TUoS 송전비용 알고리즘(24) • 시스템 로딩 행렬(System Loading Matrix, L) (2) • 부하에 대한 시스템 로딩 행렬(2) • Step3:상기 Step 2에서 생성된 행렬 값에 모두 (-)를 취하고, 부하가 달려 있는 모선을 찾아서 그 값을 (+) 값으로 더함. 예를 들어 부하 1은 모선 20에 위치하고 상기 행렬의 (2,1) 요소에 (+)7을 준다. 이러한 과정을 반복하면 아래와 같은 행렬을 구할 수 있음. • 상기 행렬의 1열의 의미를 살펴보면, 모선 20에 위치하고 있는 부하 1(크기 : 7.0)에 전력을 공급하기 위하여, 모선 10에 위치하는 발전기 1이 5.32를 담당하고, 모선 30에 위치하는 발전기 2가 1.27을 담당하며, 모선 50에 위치하는 발전기 3이 0.79를 담당한다는 것을 의미한다. Konkuk Univ. Energy System Lab. 45

  47. TUoS 송전비용 알고리즘(25) • 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 10모선에 ‘0’벡터를 추가한다. • Step2: 상기 Step1의 행렬을 Base값으로 나누어 준다. Konkuk Univ. Energy System Lab. 46

  48. TUoS 송전비용 알고리즘(26) • 시스템 로딩 행렬(System Loading Matrix, L) (4) • 발전기에 대한 시스템 로딩 행렬(2) • Step3: 상기 Step2에서 생성된 행렬 값에 모두 (-)를 취하고, 발전기가 연결되어있는 모선을 찾아서 그 값을 (+)값으로 더하여 준다. • 최종 CGLA 행렬 Konkuk Univ. Energy System Lab. 47

  49. TUoS 송전비용 알고리즘(27) • 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) Konkuk Univ. Energy System Lab. 48

  50. TUoS 송전비용 알고리즘(28) • 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 0.903, 4번 부하가 1.479의 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 Konkuk Univ. Energy System Lab. 49

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