2025년 4월 이베리아 정전과 대형 AI 학습 시설의 부하 변동을 사례로, 회전 발전기 중심의 계통에서 쓰던 진동 대책이 인버터 기반 자원 시대에 어디까지 통하는지 정리한다.
교류 전력망에 연결된 화력·원자력·수력 발전기는 거대한 회전자를 돌려 전기를 만든다. 한국과 미국의 계통은 1초에 60번, 유럽 대륙의 계통은 1초에 50번 전압의 방향이 바뀐다. 이 횟수를 계통 주파수라 한다. 같은 계통에 연결된 발전기는 모두 이 주파수에 맞춰 회전해야 하며, 이 상태를 동기 운전이라 부른다. 수백 킬로미터 떨어진 발전기들이 서로 같은 속도로 도는 것은 송전선이 이들을 전기적으로 묶어 두기 때문이다.
발전기의 회전자 각도는 늘 조금씩 흔들린다. 어떤 지역에서 부하가 갑자기 늘거나 송전선 하나가 끊기면, 그 근처 발전기의 회전자는 잠깐 느려지고 먼 곳의 발전기는 상대적으로 앞서 나간다. 송전선을 통해 흐르는 전력은 두 지역 발전기의 각도 차이에 따라 정해지므로, 각도가 앞뒤로 흔들리면 송전선의 전력도 커졌다 작아지기를 되풀이한다. 전력 진동은 송전선에 흐르는 전력이 몇 초 주기로 커졌다 작아지기를 반복하는 현상이며, 진동이 줄지 않고 커지면 설비 보호 장치가 차례로 동작해 정전으로 번질 수 있다.
회전 발전기 중심의 계통에서 나타나는 진동은 크게 두 종류로 나뉜다. 한 발전소의 발전기가 주변 계통에 대해 흔들리는 지역 모드는 대개 1~2 Hz 안팎이고, 넓은 지역의 발전기 무리가 다른 지역의 무리와 서로 마주 보며 흔들리는 광역 모드는 1 Hz 아래의 느린 진동이다. 유럽 대륙 계통에는 서쪽의 이베리아 반도와 동쪽 지역의 발전기들이 서로 반대로 움직이는 0.2 Hz 안팎의 광역 모드가 있으며, ENTSO-E 최종 보고서에 따르면 2016년 12월 1일 이 모드의 진동 사건 뒤 스페인·프랑스 HVDC의 진동 억제 효과를 따지는 연구가 진행되었다. 이런 진동을 고유 모드 진동이라 부른다. 계통의 구조와 발전기 특성이 정하는 고유한 주파수에서, 외란이 생길 때마다 같은 모양으로 나타나기 때문이다.
고유 모드 진동을 다루는 방법은 정리되어 있다. 진동이 얼마나 빨리 줄어드는지를 감쇠비라는 값으로 나타내는데, 감쇠비가 양수이면 진동이 시간이 지나며 작아지고, 음수이면 커진다. 계통 운영자는 계통 해석 시뮬레이션으로 고유 모드와 감쇠비를 계산하고, 감쇠가 부족하면 PSS 조정, 송전 경로 변경, 지역 간 송전량 감축 같은 조치를 쓴다.
태양광 패널은 직류 전기를 만들고, 풍력 발전기도 대부분 전력 변환 장치를 거쳐 계통에 연결된다. 직류나 주파수가 맞지 않는 전기를 계통의 교류로 바꾸는 장치를 인버터라 하고, 인버터를 거쳐 계통에 연결되는 태양광·풍력·배터리를 묶어 인버터 기반 자원(IBR, Inverter-Based Resource)이라 부른다.
현재 계통에 연결된 인버터의 대부분은 계통 전압을 따라가며 전류를 넣는 방식으로 동작한다. 인버터는 먼저 위상 추종 회로(PLL, Phase-Locked Loop)로 계통 전압의 위상을 측정한다. 그다음 그 위상에 맞춰 얼마만큼의 전류를 넣을지 제어기가 계산하고, 내부의 반도체 스위치를 1초에 수천 번 켜고 끄면서 그 전류를 만든다. 이런 인버터를 계통 추종형이라 한다. 회전 발전기는 회전자의 질량과 자속이라는 물리량이 계통 변화에 대한 응답을 정하지만, 인버터는 측정 회로와 제어기의 설계가 응답을 정한다.
이 차이 때문에 진동의 종류가 늘었다. 인버터의 제어기는 대개 수 밀리초에서 수백 밀리초의 시간 범위에서 동작한다. 제어기의 이득이 계통 조건에 맞지 않거나, 계통이 약해 인버터가 측정하는 전압이 쉽게 흔들리면 제어기와 계통이 서로를 흔드는 진동이 생긴다. IEEE 전력·에너지 학회의 작업반은 2021년 IEEE Transactions on Power Systems 36권 4호에 실은 안정도 분류 개정 논문(Hatziargyriou 외, 「Definition and Classification of Power System Stability – Revisited & Extended」)에서 전력전자 설비의 빠른 응답이 만드는 안정도 문제를 기존 분류에 더했고, 이런 현상은 변환기 구동 안정도(converter-driven stability)라는 범주로 다뤄진다. 한 발전소의 제어 이상이 일정한 주파수의 전력 변동을 계통에 계속 밀어 넣는 경우는 강제 진동이라 부른다. 강제 진동은 바깥에서 계속 들어오는 일정한 자극이 만드는 진동이므로, 그 자극이 이어지는 동안 진폭이 유지된다.
두 진동은 대응 방법이 다르다. 고유 모드 진동은 감쇠를 키우면 줄어든다. 강제 진동은 감쇠를 아무리 키워도 진동원이 동작하는 동안 사라지지 않으며, 진동원을 찾아 제어를 바꾸거나 계통에서 분리해야 없어진다. 강제 진동의 주파수가 계통의 고유 모드 주파수와 가까우면 작은 자극으로도 계통 전체가 크게 흔들린다. 그래서 강제 진동 대응의 첫 단계는 진동원이 어디인지 찾는 일이다.
진동의 위험은 주파수에 따라 달라진다. 마이크로소프트·오픈AI·엔비디아 연구진이 2025년 8월 공개한 논문 「Power Stabilization for AI Training Datacenters」(Choukse 외, arXiv:2508.14318)는 계통에서 공진이 일어날 수 있는 대역을 세 가지로 나누어 정리했다. 1 Hz 아래는 장거리 송전선의 특성 때문에 공진이 나타나는 대역이고, 1~2.5 Hz는 같은 발전소 안이나 가까운 발전소의 발전기끼리 서로 흔들릴 수 있는 대역이며, 7 Hz부터 100 Hz 넘는 대역은 터빈과 발전기를 잇는 축이 비틀리는 진동이 일어나는 대역이다. 같은 논문은 공진 주파수가 대략 0.16 Hz부터 60 Hz 넘는 범위에 걸쳐 있다고 적었다.
이 지도에서 눈에 띄는 것은 두 가지다. 이베리아 정전 직전에 관측된 두 진동(0.2 Hz와 0.63 Hz)이 모두 장거리 송전선 공진 대역 안에 있다. 그리고 AI 학습 시설의 소비 전력 변동 에너지가 몰리는 0.2~3 Hz 대역이 송전선 공진 대역과 근접 발전기 간 진동 대역에 걸쳐 있다. 공급 쪽의 인버터 제어와 수요 쪽의 대형 부하가 모두 같은 대역에서 진동을 만들 수 있다는 뜻이다.
2025년 4월 28일 12시 33분, 스페인과 포르투갈의 전력망 전체가 멈췄다. 유럽 각국의 송전망 운영자들이 만든 협의체인 유럽 송전망 운영자 협의체(ENTSO-E, European Network of Transmission System Operators for Electricity)는 전문가 패널을 꾸려 원인을 조사했고, 2025년 10월 사실관계 보고서에 이어 2026년 3월 최종 보고서를 공개했다. 아래 서술의 시각과 수치는 이 최종 보고서를 따른다.
정전 당일 낮 스페인 남서부에는 태양광 발전이 몰려 있었다. 최종 보고서 그림 1-4는 12시 32분의 스페인을 세 지역으로 나누어 발전과 수요를 보여 준다. 남서부 지역의 총발전은 18,720 MW였고 그중 태양광이 12,860 MW였는데, 같은 지역의 수요는 8,260 MW였다. 남는 1만 MW 남짓의 전력은 송전망을 따라 다른 지역으로 흘러가야 했다.
정전 직전 30분 동안 두 번의 진동이 나타났다. 첫째는 12시 3분부터 8분까지 이어진 0.63 Hz 진동이었고, 둘째는 12시 19분부터 22분까지 나타난 0.2 Hz 진동이었다. 12시 32분이 되자 진동은 이미 가라앉아 있었다. 보고서는 그 시각 이베리아 계통의 400 kV 전압이 420 kV 아래였고, 진폭 20 mHz를 넘는 진동이 관측되지 않았다고 적었다. 그런데 그 뒤 80여 초 동안 전압이 급격히 올라 발전소들이 잇달아 계통에서 분리되었고, 12시 33분 19초 이베리아 계통은 유럽 대륙 계통과 동기를 잃었다.
정전의 직접 원인은 과전압이었다. 그런데 진동과 과전압은 따로 떨어진 사건이 아니다. 진동을 줄이려고 운영자가 취한 조치가 전압을 높이는 성질을 가졌고, 진동 직후의 계통은 전압을 낮출 수단이 부족한 상태였다. 이 연결을 이해하려면 두 진동을 하나씩 보아야 한다.
최종 보고서는 0.63 Hz 진동에 대해 다음 사실을 확인했다. 이 진동은 이베리아 반도 안에 국한되었고, 스페인의 카르모나와 알마라스 사이 지역에서 활동이 컸다. 고유값 해석에서는 0.4~0.8 Hz 대역에 감쇠가 약한 고유 모드가 나타나지 않았다. 계통에 원래 있던 진동이 아니라는 뜻이다. 또 진폭이 가장 크게 관측된 위치 바로 옆에 대용량 인버터 기반 발전소가 연결되어 있었다.
보고서는 진동원을 찾으려고 세 가지 방법을 썼다. 위상 측정 장치(PMU, Phasor Measurement Unit)의 자료에서 진동 에너지가 흘러나오는 방향을 추적하는 방법, 유효전력 신호에 나타나는 고조파의 분포를 보는 방법, 그리고 50 MW 이상 발전기 144기의 원방 감시 제어 시스템(SCADA, Supervisory Control and Data Acquisition) 자료를 통계적으로 분석해 가장 활발하게 흔들린 설비를 찾는 방법이다. 마지막 방법은 미국 전기전자기술자협회(IEEE)의 강제 진동 작업반이 개발한 기법으로, 보고서는 프랑스 송전망 운영자가 공개한 코드를 썼다고 밝혔다. 세 방법은 모두 바다호스주의 같은 변전소를 가리켰다.
그 발전소에는 눈여겨볼 조건이 둘 있었다. 하나는 이 발전소가 EU 발전기 연계 요건(RfG, Requirements for Generators)상 기존 발전기로 분류되어 최신 연계 요건이 적용되지 않았다는 점이다. 같은 연결점에 있던 다른 발전기는 2021년에 운전을 시작해 RfG 요건이 적용되었고, 진동에 대한 반응도 더 작았다. 다른 하나는 운전 상태다. 12시 3분부터 12시 15분 12초까지 이 인버터는 쓸 수 있는 태양광 에너지가 더 많았는데도 출력을 제한해 최대 출력보다 낮게 운전하고 있었다. 12시 16분에 출력 지령을 올리자 진동이 약해졌다.
보고서는 이 근거를 모아 0.63 Hz 진동을 인버터 제어가 일으킨 강제 진동으로 분류하는 것이 가장 타당하다고 결론지었다. 동시에 발전소의 제어기 사건 기록에는 진동과 관련된 경보나 이상이 남아 있지 않았다고 적었다. 설비는 스스로 이상을 알리지 않은 채 계통에 일정한 주파수의 전력 변동을 넣고 있었다. 오래된 인버터가 중간 출력에서 불안정해지는 사례가 실제 사고로도 확인되어 왔다는 점도 보고서는 함께 지적했다.
운영 측면에서 더 중요한 지적은 따로 있다. 진동원은 사고 뒤 분석으로 찾았다. 보고서는 사고 당일 운영 중에는 진동 감시·탐지 수단도, 준비된 대응책도 없었다고 밝혔다. 운영자는 진동이 있다는 것을 알았지만 어느 설비가 원인인지 몰랐고, 그래서 원래 광역 진동용으로 만든 대응 절차를 썼다. 보고서의 평가에 따르면 그 조치는 0.63 Hz 진동에는 효과가 작았다. 이 대역을 겨냥해 설계된 조치가 아니었기 때문이다.
12시 19분부터 나타난 0.2 Hz 진동은 성격이 달랐다. 보고서는 이를 유럽 대륙 계통의 동·중·서 광역 모드로 분류했다. 이베리아 반도의 발전기 무리와 유럽 동쪽의 발전기 무리가 서로 반대 방향으로 흔들리는 고전적인 고유 모드다. 보고서의 해석에 따르면 0.63 Hz 진동이 이 광역 모드를 자극하는 데 다른 요인과 함께 기여했다.
이 광역 모드에서 중요한 역할을 하는 설비가 스페인과 프랑스를 잇는 초고압 직류송전(HVDC, High Voltage Direct Current) 연계선 INELFE다. INELFE는 1,000 MW 링크 두 개로 이루어진 전압형 HVDC로, 스페인 쪽은 산타 요가이아 400 kV 변전소에, 프랑스 쪽은 박사스 400 kV 변전소에 연결된다. 이 설비에는 진동 억제 제어(POD, Power Oscillation Damping)가 들어 있다. 유효전력을 조절해 진동을 줄이는 POD-P와, 무효전력을 조절해 진동을 줄이는 POD-Q다.
정전 당일 POD-P는 내내 동작했다. 스페인 쪽 POD-Q는 첫째 진동이 시작된 뒤 약 50초가 지난 12시 3분 51초에 자동으로 꺼졌다. 제조사가 넣은 보호 논리 때문이었다. 이 논리는 POD-Q 제어기의 출력이 상하한(HVDC 극당 ±100 Mvar)에 너무 자주 닿으면 오동작을 막기 위해 기능을 끈다. 운영자는 설비를 보호하려면 자동 차단의 원인을 먼저 확인해야 했으므로 정전 때까지 이 기능을 다시 켜지 않았다. 프랑스 쪽 POD-Q는 정전 때까지 동작했다.
보고서는 모의해석으로 이 기능의 효과를 따져 보았다. 0.2 Hz 광역 모드의 감쇠비는 두 기능을 모두 끈 경우 -0.18%, 당일과 같이 POD-P만 켠 경우 0.28%, POD-Q만 켠 경우 1.91%, 두 기능을 모두 켠 경우 2.28%였다.
감쇠비 0.28%와 2.28%는 숫자로는 작아 보이지만 차이가 크다. 감쇠비가 0.28%이면 진폭이 한 주기마다 약 2%씩 줄고, 2.28%이면 약 13%씩 준다. 주기가 5초인 0.2 Hz 진동에서 앞의 경우는 진폭이 절반이 되기까지 약 40주기, 3분 넘게 걸리고, 뒤의 경우는 5주기 남짓, 30초가 채 걸리지 않는다. 보고서는 두 번째 진동 때 POD-Q가 켜져 있는 편이 바람직했다고 평가하고, 차단 경보, 자동 재가동, 상하한에 닿아도 꺼지지 않게 하는 방안 검토를 권고했다. 다만 보고서는 이 기능이 켜져 있었다면 정전을 막았을 것이라고 서술하지 않았다. 정전은 그 뒤의 과전압에서 일어났기 때문이다.
이 사례에서 확인되는 것은 HVDC 같은 전력전자 설비의 동작이 제조사가 설계한 제어·보호 논리에 따라 정해진다는 사실이다. 보호 논리는 설비를 지키려고 들어간 것이지만, 그 논리가 동작한 결과는 계통 전체의 진동 감쇠에 영향을 주었다. 운영자가 그 논리의 동작 조건을 이해하고 고칠 수 있는지가 진동 대응의 일부가 된다.
운영자들이 진동을 줄이려고 취한 조치는 세 가지였다. 스페인에서 프랑스로 보내는 전력을 줄였고, 스페인 남부의 송전선을 추가로 연결해 계통 임피던스를 낮췄으며, INELFE의 운전 방식을 바꾸고 링크당 송전량을 180 MW에서 500 MW로 늘렸다. 최종 보고서는 이 조치들이 진동을 효과적으로 줄였지만, 그 성질상 이베리아 계통의 전압을 높였다고 평가했다.
원리는 이렇다. 송전선은 전력이 많이 흐를수록 무효전력을 많이 소비하고, 무효전력 소비가 늘면 전압이 내려간다. 반대로 송전선의 부담이 줄면 무효전력 소비가 줄어 전압이 오른다. 수출을 줄이고 송전선을 추가로 연결하면 각 송전선에 걸리는 부담이 줄어든다. 진동에는 좋은 조치였지만, 전압 쪽에서 보면 전압을 끌어올리는 조치였다. 진동 동안 전압이 낮아지자 일부 분로 리액터를 분리한 것도 같은 방향으로 작용했다. 분로 리액터는 무효전력을 흡수해 전압을 낮추는 설비다.
문제는 전압이 오를 때 그것을 눌러 줄 수단이 부족했다는 점이다. 보고서가 정리한 요인은 이렇다. 당시 스페인 재생에너지 발전소는 고정 역률로 운전했다. 고정 역률 운전은 유효전력에 비례해 무효전력을 흡수할 뿐 전압 변화에 응답하지 않는다. 여러 동기 발전기는 무효전력 지령을 시간별 표본의 75%도 따르지 못했다. 분로 리액터는 수동으로 조작해야 해 판단과 조작에 시간이 걸렸다. 일부 발전 설비의 과전압 보호 설정은 적용 규정보다 낮게 잡혀 있었다.
12시 32분 이후의 연쇄는 이 조건에서 일어났다. 12시 32분부터 57초까지 대형 재생에너지 발전 출력이 약 500 MW 줄었고, 배전망의 소규모 발전 설비 분리와 전압 상승에 따른 부하 증가로 순부하가 약 317 MW 늘었다. 재생에너지가 고정 역률로 운전했으므로 출력이 줄면 무효전력 흡수도 함께 줄었고, 전압은 더 올랐다. 12시 32분 57초 그라나다 지역 변전소의 400/220 kV 변압기가 과전압 보호로 탈락해 355 MW가 빠졌다. 12시 33분 16초에는 바다호스 지역 두 변전소에서 727 MW가, 12시 33분 17~18초에는 다섯 개 주에서 928 MW가 잇달아 분리되었다.
약 2.5 GW의 발전 탈락과 순부하 증가가 80초 안에 쌓였고 전압은 435 kV를 넘었다. 12시 33분 19초 이베리아 계통은 유럽 계통과 동기를 잃었고, 저주파수 부하 차단이 동작했지만 붕괴를 막지 못했다. 12시 33분 24초에는 프랑스로 전력을 보내던 HVDC까지 분리되었다. 스페인 계통은 16시간 만에, 포르투갈 계통은 12시간 만에 완전히 복구되었다.
이 경과에서 진동 문제와 전압 문제는 하나로 이어진다. 인버터 제어가 만든 강제 진동이 운영자의 대응을 불렀고, 그 대응이 전압을 높였으며, 인버터 기반 발전소는 설정된 운전 방식 때문에 전압을 낮추는 데 기여하지 못했다. 회전 발전기였다면 여자 장치가 전압 변화에 자동으로 응답했을 자리다.
진동원은 발전 설비만이 아니다. 앞의 Choukse 외(2025) 논문은 대형 AI 학습 시설의 소비 전력이 진동원이 될 수 있다고 분석했다. 대형 언어 모델을 학습시킬 때는 수많은 그래픽 처리 장치(GPU, Graphics Processing Unit)가 계산을 나누어 하고, 일정 간격으로 결과를 서로 주고받는다. 계산 단계에서 GPU의 소비 전력은 설계 전력(TDP, Thermal Design Power) 근처까지 올라가고, 결과를 주고받는 통신 단계에서는 유휴 전력 근처로 내려간다. 수만 개의 GPU가 같은 박자로 이 동작을 되풀이하면 시설 전체의 소비 전력이 주기적으로 오르내린다.
논문에 따르면 이 변동의 주파수 성분은 0.2~3 Hz에 몰려 있다. 주기로 바꾸면 약 0.3~5초다. 시설 규모가 커지면 오르내리는 폭이 수십에서 수백 메가와트(MW)에 이른다. 논문은 이 변동이 계통의 공진 주파수와 맞으면 발전기 축의 피로나 파손으로 이어질 수 있다고 경고했다. 앞의 주파수 지도에서 보았듯 이 대역은 장거리 송전선 공진과 근접 발전기 간 진동 대역에 걸쳐 있다.
논문이 제안한 대응은 세 가지의 조합이다. 첫째는 소프트웨어로, 통신 단계에 전력을 많이 쓰는 보조 연산을 끼워 넣어 전력 하락을 메우는 방법이다. 시제품 실험에서 주 작업의 성능 저하는 5% 미만이었지만 CPU와 대역폭 비용이 컸다. 둘째는 GPU 자체의 전력 평활 기능으로, 엔비디아 GB200에 들어간 기능은 GPU마다 최소 전력 하한과 변동률을 설정할 수 있게 한다. 다만 최소 전력 하한의 최댓값이 설계 전력의 90%여서 조절 폭에 한계가 있다. 셋째는 랙 단위 에너지 저장 장치로, 에너지를 버리지 않고 변동을 흡수한다. 논문은 GPU 전력 평활로 변동률 요건을 맞추고 랙 단위 저장 장치로 나머지를 흡수하는 조합을 권했다.
이 논문이 계통 운영자에게 요구하는 것도 분명하다. 논문은 계통 쪽이 공진 주파수와 변동률 요건을 공개하고 데이터센터 운영자와 표준화된 방식으로 소통해야 한다고 썼다. 시간 영역에서는 메가와트 매초 단위의 변동률 한도가, 주파수 영역에서는 0.1~20 Hz 같은 회피 대역과 그 대역 안의 스펙트럼 크기 한도가 예로 제시되었다. 대형 부하도 발전 설비처럼 계통 연계 조건의 대상이 되어야 하며, 그 조건에는 주파수 영역의 요건이 들어가야 한다.
회전 발전기 중심의 계통에서 진동은 계통의 고유 모드였고, 대응 수단은 PSS 조정과 송전 운영 조정이었다. 이베리아 정전은 이 체계로 다루기 어려운 진동이 이미 운전 중인 계통에 있다는 것을 보였다. 첫째 진동은 한 인버터 발전소의 제어가 만든 강제 진동이었고, 계통에는 운영 중에 그 발원지를 찾을 수단이 없었다. 둘째 진동에서는 HVDC의 진동 억제 기능이 제조사의 보호 논리 때문에 꺼져 있었다. 그리고 진동을 줄인 운영 조치가 전압을 높였을 때, 고정 역률로 운전하던 인버터 발전소는 전압을 낮추는 데 기여하지 못했다. AI 학습 시설의 부하는 같은 위험 대역에서 수요 쪽 진동원이 될 수 있다.
세 가지 근거가 가리키는 방향은 같다. 진동의 원인이 회전자의 물리에서 변환기의 제어로 옮겨 가면서, 진동을 관리하려면 발전소·HVDC·대형 부하의 제어 동작을 계통 운영자가 관측하고 요건으로 정할 수 있어야 한다. ENTSO-E가 권고한 발원지 감시 강화, 개별 설비 단위의 고속 계측, 변환기 구동 불안정에 대한 실험실·현장 시험, 그리고 발전·부하·HVDC 모두에 대한 요건 강화가 그 내용이다.
전력 진동은 이제 발전소를 얼마나 더 짓느냐로 해결되는 문제가 아니라, 계통에 연결되는 모든 변환기의 제어 동작을 어떤 조건으로 허용하고 감시하느냐의 문제가 되었다. 같은 변화가 고장이 났을 때 보호 장치가 고장을 알아보는 방식에도 일어나고 있으며, 그 문제는 2편에서 다룬다.
송전선 고장을 찾아 끊어 내는 보호 장치가 회전 발전기의 전류 특성을 전제로 만들어졌다는 점에서 출발해, 인버터 기반 자원이 늘 때 무엇이 달라지는지와 각국 기준이 어떻게 대응하고 있는지 정리한다.
송전선에는 늘 고장이 난다. 낙뢰가 떨어지거나, 나무가 선로에 닿거나, 애자가 깨지면 전선과 대지 사이, 또는 전선끼리 사이에 전류가 비정상적으로 흐르는 길이 생긴다. 이 상태를 단락 고장이라 한다. 고장이 난 구간을 빨리 끊어 내지 않으면 설비가 손상되고, 전압이 무너지며, 발전기가 동기를 잃는다. 그래서 송전선 양 끝에는 보호 계전기가 달려 있다. 보호 계전기는 전압과 전류를 늘 측정하다가 고장이라고 판단하면 차단기에 열림 신호를 보낸다. 고장 구간만 정확히 끊고 나머지는 그대로 두는 것이 보호 계전의 목표다.
송전선은 전선 세 가닥으로 전기를 보낸다. 세 가닥의 전류는 크기가 같고 위상이 120도씩 어긋나 있어서, 평상시에는 셋을 더하면 0이 된다. 이 방식을 3상 교류라 한다. 고장은 세 가닥 모두에서 동시에 나기보다 그 가운데 일부에서 생기는 경우가 대부분이다. 미국 유타 대학교 전력공학 강의 자료는 송전선 고장 가운데 1선 지락이 70~80%, 선간 단락이 15~20%, 2선 지락이 5~10%, 3상 단락이 2~3%를 차지한다고 정리한다. 1선 지락은 세 가닥 가운데 하나가 대지와 닿는 고장이다.
보호 계전기가 고장을 알아보는 근거는 크게 세 가지다. 전류가 평소보다 훨씬 커졌는지, 측정한 전압과 전류의 비가 고장 지점까지의 선로 임피던스와 맞는지, 그리고 세 상의 균형이 깨지면서 나타나는 특정 성분이 어느 방향에서 흘러왔는지다. 이 세 근거는 모두 고장 순간 계통에 연결된 전원이 어떤 크기와 모양의 전류를 흘리는지에 따라 달라진다. 지금까지 그 전원은 대부분 회전 발전기였다.
동기 발전기는 회전자에 감긴 계자 권선이 만드는 자속으로 전압을 만든다. 발전기 단자 근처에서 고장이 나면 발전기는 내부 리액턴스로만 제한되는 큰 전류를 흘린다. 고장 직후 수 주기 동안의 리액턴스를 초기 과도 리액턴스라 하며 그 값이 작기 때문에, 고장 전류는 정격 전류의 몇 배까지 올라간 뒤 수백 밀리초에서 수 초에 걸쳐 줄어든다. 이 전류는 발전기의 전자기적 구조에서 나오는 물리 현상이며, 제어기가 따로 만들어 내는 것이 아니다.
보호 계전기는 이 큰 전류를 전제로 설계되었다. 과전류 계전기는 평상시 최대 부하 전류와 고장 전류 사이에 넉넉한 차이가 있다는 전제에서 동작값을 잡는다. 동기 발전기는 세 상의 균형이 깨진 고장에서도 저절로 반응한다. 발전기 안에는 반대 방향으로 도는 자계에 대한 리액턴스, 곧 역상 리액턴스가 있어서, 불평형 고장이 나면 그 리액턴스에 따라 역상전류가 흐른다. 방향 계전 요소는 이 역상전류의 방향을 보고 고장이 앞쪽인지 뒤쪽인지 가린다.
인버터는 전류를 반도체 스위치로 만든다. 반도체 소자는 짧은 시간이라도 정격을 크게 넘는 전류가 흐르면 파손되므로, 인버터 제어기는 고장 때 전류를 정격 근처로 제한한다. 미국 퍼시픽 노스웨스트 국립연구소(PNNL)의 기술 보고서 PNNL-34345는 인버터가 제어하는 발전의 고장 전류가 일반적으로 동기 발전기보다 작다고 정리했다. 같은 보고서에 따르면 고장 직후 4분의 1주기에서 2주기 동안은 정격의 2.5배까지 흐를 수 있지만, 그 뒤에는 제어가 전류를 제한한다.
고장 전류가 작아지면 보호 계전기의 판단 여유가 줄어든다. 과전류 계전기는 고장 전류와 평상시 부하 전류가 비슷해지면 둘을 구별하기 어렵다. 동작값을 낮추어 감도를 높이면, PNNL-34345가 지적한 대로 고장이 없을 때에도 계전기가 동작할 위험이 커진다. 거리 계전기는 전압과 전류의 비로 고장 지점까지의 임피던스를 계산하는데, 인버터가 내는 전류의 크기와 위상이 발전기처럼 물리 법칙으로 정해지지 않고 제어 규칙으로 정해지므로 측정 임피던스가 계전기 설계가 가정한 값과 달라질 수 있다. 결과는 보호 장치가 고장을 잘못 판단하거나 늦게 동작한다.
문제는 크기만이 아니다. 세 상의 균형이 깨진 고장에서 인버터가 어떤 성분의 전류를 내는지도 기존 발전기와 다르다. 이 차이를 이해하려면 대칭좌표법을 먼저 보아야 한다.
세 상의 크기와 위상이 제각각인 불평형 전류는 그대로는 해석하기 어렵다. 캐나다 출신 기술자 찰스 포테스큐는 1918년 미국전기학회(AIEE)에 발표한 논문 「Method of Symmetrical Co-ordinates Applied to the Solution of Polyphase Networks」에서, 어떤 불평형 3상 전류도 세 개의 균형 잡힌 성분의 합으로 나타낼 수 있음을 보였다. 이 방법을 대칭좌표법 또는 대칭 성분법이라 부르며, 지금도 고장 해석과 보호 계전의 기본 도구로 쓰인다.
정상분은 평상시처럼 a, b, c 상이 같은 크기로 120도씩 어긋나 정방향으로 도는 성분이다. 역상분은 크기는 같지만 회전 순서가 반대인 성분이다. 영상분은 세 상이 같은 크기와 같은 위상을 가지는 성분이며, 세 상을 더했을 때 0이 되지 않는 부분이 대지나 중성선으로 흐른다. 균형 잡힌 평상시 전류에는 정상분만 있다. 불평형 고장이 나면 역상분이 생기고, 대지가 관련된 지락 고장이면 영상분도 생긴다.
보호 계전기는 이 성분을 나누어 쓴다. 지락 고장은 주로 영상전류로 검출한다. 평상시에는 세 상 전류의 합이 0이므로, 그 합이 0이 아닌 값이 되면 대지로 전류가 빠져나간다는 뜻이다. 선간 단락처럼 대지로 전류가 흐르지 않는 불평형 고장에서는 영상분이 생기지 않으므로 역상분으로 판별한다. 지락 고장에서도 평행 2회선 선로처럼 선로 사이의 상호 결합 때문에 영상분의 방향이 흐트러지는 경우에는 역상분으로 방향을 판별한다.
인버터 기반 발전소에서 두 성분은 서로 다른 장치가 정한다. 영상전류의 경로는 발전소를 계통에 연결하는 변압기의 결선과 중성점 접지가 정한다. 대개 인버터 쪽 권선은 삼각형(Δ) 결선이고 계통 쪽 권선은 중성점을 접지한 성형(Y) 결선이다. 이 경우 계통 쪽에서 본 영상전류는 접지된 중성점을 통해 변압기에서 흐르고, 인버터는 여기에 관여하지 않는다. 그래서 인버터가 늘어도 영상전류의 크기와 방향은 크게 달라지지 않는다.
역상전류는 다르다. 동기 발전기는 역상 리액턴스에 따라 역상전류를 저절로 흘리지만, 일반적인 인버터 제어기는 세 상을 균형 있게 내는 정상분만 목표로 삼고 역상분은 0으로 억제하도록 짜여 있어서, 제어하지 않으면 역상전류가 거의 흐르지 않는다. 인버터 비중이 커질수록 계통 전체에서 역상전류를 공급하는 전원이 줄어든다.
국제 대전력망 회의(CIGRE)에 2026년 제출된 논문 B5-10193은 이 문제를 송전선 방향 보호의 관점에서 다루었다. 이 논문은 많은 송전선 보호 방식이 역상분이나 영상분을 기준으로 고장 방향을 판별하는 방향 계전 요소에 의존한다고 정리하고, 역상전류가 없으면 방향 요소의 기준 신호를 만들 수 없어 오동작이나 늦은 트립이 생길 수 있다고 지적했다.
앞의 내용을 보호 요소별로 정리하면 다음과 같다.
| 보호 요소 | 판단에 쓰는 양 | 인버터 기반 자원이 늘 때의 영향 |
|---|---|---|
| 과전류 계전 | 상전류 크기 | 고장 전류가 작아 감도 확보가 어렵다. 감도를 높이면 고장이 없을 때 오동작할 위험이 커진다. |
| 거리 계전 | 전압과 전류의 비 | 전류의 크기와 위상을 제어가 정하므로 측정 임피던스가 달라질 수 있다. |
| 역상 방향 요소 | 역상 전압·전류 | 역상전류가 없으면 고장 방향을 판정하지 못하거나 늦게 동작한다. |
| 지락 방향 요소 | 영상 전압·전류 | 경로를 변압기 결선과 접지가 정하므로 영향이 상대적으로 작다. |
실제 사례도 보고되어 있다. PNNL-34345는 캐나다 브리티시컬럼비아주의 전력회사 BC Hydro에서 풍력 발전소 인근 선로에 고장이 났을 때, 풍력 발전소 쪽 단자의 보호 장치가 트립하지 않은 사례를 소개했다. 같은 보고서는 불평형 고장에서 인버터가 역상전류를 내지 않으면 고장이 나지 않은 상, 곧 건전상에 일시적인 과전압이 생길 수 있다고 적었다. 고장 감지가 늦어지는 문제와 함께 설비가 과전압에 노출되는 문제도 생긴다.
인버터가 고장 때 어떻게 동작하는지는 보호 계전만의 문제가 아니다. 계통 어딘가에서 고장이 나면 넓은 지역의 전압이 순간적으로 떨어지는데, 이때 인버터가 계통에 머물며 운전을 계속하는지가 계통 안정에 직접 영향을 준다. 이 능력을 고장 시 운전 지속 능력이라 한다.
미국 텍사스주의 계통 운영자 ERCOT과 북미 전력 신뢰도 기관 NERC가 분석한 2022년 6월 4일 오데사 사고가 대표 사례다. 이날 12시 59분 25초 텍사스 서부 오데사 지역에서 피뢰기가 고장 나면서 송전 고장이 생겼다. 고장 자체는 정상적으로 제거되었지만, 그 순간 주변 태양광 발전소들의 출력이 합계 1,709 MW 줄었다. 출력이 10 MW 넘게 줄어든 태양광 설비는 14곳, 발전 단위로는 19기였다.
원인별로 보면 교류 과전류로 인한 감소가 445 MW(3개 설비), 전압 위상 급변에 대한 반응이 385 MW(3개 설비), 교류 과전압이 295 MW(1개 설비)였다. 고장 하나가 정상적으로 제거되었는데도 인버터의 보호·제어 설정 때문에 대형 발전소 한두 기에 해당하는 출력이 한꺼번에 빠졌다. 인버터가 고장 순간에 어떤 전류를 내고 언제 운전을 멈추는지는 설비마다 설정된 제어·보호 규칙이 정하며, 그 규칙이 계통의 요구와 맞지 않으면 정상적인 고장 하나가 대규모 출력 감소로 번진다.
한 해 전의 사고도 같은 문제를 보였다. NERC가 「2021년 5~6월 오데사 사고」로 묶어 분석한 2021년 사고에서는 태양광 출력 감소의 원인이 더 다양했다. 원인별로는 위상 추종 회로가 계통 전압을 놓친 동기 상실이 389 MW로 가장 컸고, 인버터 단의 순간 교류 과전압 269 MW, 순간 운전 정지와 발전소 단 출력 변화율 제한의 상호작용 153 MW, 집전 선로 단의 순간 교류 과전압 147 MW, 인버터 단의 저주파수 48 MW, 집전 선로의 저주파수 21 MW가 뒤를 이었다. 미국 엔지니어링 기업 TRC가 NERC 보고서를 정리한 자료의 집계다.
이 목록에서 '순간 운전 정지'는 따로 설명이 필요하다. 일부 인버터는 단자 전압이 정격의 0.9배 아래로 떨어지면 전류 출력을 잠시 멈추도록 설정되어 있다. 고장이 제거되어 전압이 돌아오면 다시 출력을 내지만, 발전소 제어기가 출력 변화율을 제한하고 있으면 원래 출력으로 돌아오는 데 시간이 걸린다. 그 사이 계통은 그만큼의 발전을 잃는다. 고장 순간 전류를 내지 않는 설비는 보호 계전에도 고장 전류를 주지 않으므로, 이 설정은 고장 감지 문제와 계통 안정 문제에 동시에 걸린다.
미국 연방에너지규제위원회(FERC)는 이런 사고들을 근거로 2023년 10월 19일 명령 901호(Order No. 901)를 냈다. 이 명령은 인버터 기반 자원이 정상적으로 제거된 송전 고장에 예상과 다르게 반응한 사건이 적어도 12건 기록되었다고 적고, NERC에 인버터 기반 자원에 대한 신뢰도 기준을 새로 만들거나 고치라고 지시했다. 대상은 고장 시 운전 지속, 고장 뒤 출력 회복률, 위상 추종 회로의 동기 유지 같은 성능 요건, 자료 공유, 모델 검증, 계획·운영 해석이다. 제출 기한은 성능 요건이 2024년 11월 4일, 자료 공유와 모델 검증이 2025년 11월 4일, 계획·운영 해석이 2026년 11월 4일이다.
역상전류 문제에 대한 기준의 대응은 두 갈래에서 나왔다. 북미에서는 2022년 4월 22일 IEEE Std 2800-2022, 정식 명칭 「IEEE Standard for Interconnection and Interoperability of Inverter-Based Resources (IBRs) Interconnecting with Associated Transmission Electric Power Systems」가 발행되었다. 송전망에 연결되는 인버터 기반 자원의 연계와 상호운용 요건을 정한 표준으로, 앞의 CIGRE B5-10193 논문에 따르면 불평형 고장 때 역상전류를 주입하라는 요건을 담고 있다. 이 요건은 인버터가 고장 때 기존 보호 방식이 판별에 쓰는 전류 성분을 내도록 한다.
IEEE Std 2800-2022가 다루는 범위는 역상전류에 그치지 않는다. 미국 전력협동조합 연합회(NRECA)가 2022년 7월 낸 해설 자료는 이 표준의 성능 영역을 무효전력, 주파수 변동 시 운전 지속과 주파수 응답·고속 주파수 응답, 전압 변동 시 운전 지속, 전력 품질, 보호 요건으로 정리했다. 적용 대상은 송전망과 그보다 한 단계 낮은 준송전망에 연결되는 태양광, 배터리 저장 장치, 이중여자 유도발전기를 쓰는 3형 풍력, 전력 변환기를 거쳐 연결되는 4형 풍력, 그리고 전압형 HVDC로 연결되는 자원이다. 배전망에 연결되는 발전 설비는 별도 표준인 IEEE 1547이 다루며, IEEE 2800은 배전용 표준이 송전망 연결 설비에까지 잘못 쓰이던 문제를 바로잡으려고 만들어졌다.
이 표준은 그 자체로 강제력을 갖지 않는다. NRECA 자료에 따르면 표준의 적용과 집행은 연계 요건을 정하는 기관, 곧 송전망 소유자나 운영자의 판단에 맡겨져 있다. 표준이 정한 것은 최소 요건이며, 실제 적용은 각 기관이 자기 연계 기준에 이 요건을 넣을 때 시작된다. 설비가 요건을 지키는지 시험하고 확인하는 방법은 후속 표준 IEEE P2800.2에서 다루도록 되어 있었고, 2022년 7월 기준으로 개발 중이었다. 요건과 확인 방법이 함께 갖추어져야 기준이 실제 설비의 동작을 바꾼다.
독일에서는 고압 계통 연계 기술 규칙 VDE-AR-N 4120이 역상 무효전류를 요구한다. PNNL-34345의 정리에 따르면 이 규칙은 불평형 고장 때 인버터가 역상 전압의 변화에 비례하는 역상 무효전류를 내도록 하고, 비례 계수 k를 2~6 범위에서 정한다. 계수 k가 1/k pu의 역상 리액턴스를 가진 동기 발전기처럼 보이게 만드는 값이라는 설명도 같은 보고서에 있다.
이 그래프에서 보듯 계수 k가 클수록 작은 역상 전압 변화에도 큰 역상전류를 낸다. 그러나 인버터의 전체 전류에는 한도가 있으므로, 역상전류를 많이 내면 그만큼 정상분 전류를 줄여야 한다. 정상분 전류는 고장 동안 계통 전압을 받쳐 주는 무효전류를 포함하므로, 어느 성분을 먼저 낼지는 계통 전체의 요구를 따져 정해야 한다.
인버터가 역상전류를 내게 하려면 제어기에 세 기능이 있어야 한다. 고장 때 측정한 전압에서 역상분을 분리하는 기능, 그 측정값에 맞춰 역상전류 지령을 정하는 규칙, 그리고 그 지령을 따라가는 전류 제어 루프다. 세 기능은 모두 제어기 안에 들어가는 연산이다. 반도체 스위치는 제어기가 계산한 대로 켜지고 꺼질 뿐이다.
하드웨어가 정하는 한계도 있다. 첫째, 앞에서 본 대로 전체 전류 한도 안에서 정상분과 역상분을 나누어야 한다. 둘째, 인버터가 역상전류를 내면 내부 직류 측 전압이 계통 주파수의 두 배로 맥동한다. 이 맥동을 견디려면 직류 측 커패시터의 용량에 여유가 있어야 한다. 셋째, 이미 설치된 설비는 측정·연산 성능이나 커패시터 여유가 부족할 수 있어, 제어 프로그램을 갱신하는 것만으로는 새 요건을 맞추지 못하는 경우가 생긴다.
그래서 역상전류 요건은 새로 연결되는 설비부터 적용하고, 기존 설비는 개별 검토를 거치는 방식으로 도입되는 경우가 많다. 요건을 정할 때는 계수 k의 범위, 정상분과 역상분의 우선순위, 응답 시간, 그리고 그 요건을 시험으로 어떻게 확인할지를 함께 정해야 한다. 계통 운영자가 보호 계전 설정을 다시 검토할 때도 인버터가 실제로 어떤 전류를 내는지에 대한 검증된 모델이 필요하다. FERC 명령 901호가 성능 요건과 함께 모델 검증과 자료 공유를 요구한 이유가 여기에 있다.
요건을 도입한 계통에서도 과제는 남아 있다. 텍사스 계통 운영자 ERCOT의 계통 안정 분석 담당자는 2026년 8월 17일 ERCOT 인버터 기반 자원 작업반에 역상전류 주입 성능에 관한 검토 결과를 발표했다. ERCOT은 IEEE 2800의 관련 요건을 운영 기준 개정안 NOGRR 245로 받아들여, 새로 연결되거나 개조되는 해당 설비에 역상전류 주입을 요구하고 있다. 그러나 발표 자료는 세부 성능 특성을 계통의 필요에 맞춰 따로 정해야 한다고 적었다.
이 발표는 송전 사업자 14곳을 조사한 결과를 담았다. 동기 발전기의 역상 응답은 기계와 계통의 임피던스가 대부분 정하지만 인버터 기반 자원의 응답은 제어 설계가 정하며, 발표 자료는 이 차이를 응답의 크기와 위상의 차이에 더해 예측 가능성의 차이라고 정리했다. 보호 해석에는 역상전류의 크기, 위상, 응답 시간, 지속 시간, 전류 우선순위가 정의된 성능 기준이 필요한데, 많은 송전 사업자가 공통 기준 대신 사업별 지침이나 제조사 안내에 의존하고 있었다. 역상 과전류 요소, 역상 방향 요소, 통신을 이용하는 보호 방식, 고장 상 선택, 후비 보호 협조가 모두 영향을 받는 기능으로 꼽혔다. 인버터 비중이 높은 지역에서는 약한 전원에서도 동작하는 보호 방식을 도입하는 사례가 늘고 있었다.
발표 자료의 권고는 보호 협조에 쓸 수 있을 만큼 예측 가능하고 인버터 설계로 구현할 수 있는 역상전류 성능 기준을 정하고, 기존 방향 요소의 전제를 다시 검토하며, 역상전류와 변환기 한계를 재현하는 모델을 갖추라는 것이었다. 제조사의 제품별 역상전류 능력과 검증 근거를 보호 요구와 비교해 송전 사업자의 성능 지침으로 만들고, 그 지침을 설정·모델·검증·사고 감시에 쓰라는 권고도 함께 나왔다.
보호 계전기의 동작값과 시한은 계통 해석 시뮬레이션으로 정한다. 보호 협조 검토에는 여러 종류의 해석이 쓰이며, 각각 답하는 질문이 다르다. 단락 전류 계산은 고장 지점별로 흐르는 고장 전류의 크기를 정상 상태에 가깝게 계산해 계전기 동작값을 정하는 데 쓴다. 실효값(RMS) 해석은 수 초에서 수십 초 동안 발전기 각도와 전압이 어떻게 움직이는지를 계산해, 고장 제거 시간이 계통 안정에 주는 영향을 본다. 전자기 과도(EMT) 해석은 전압과 전류의 순시 파형을 마이크로초 단위로 계산해, 고장 직후 수 주기 동안 인버터 제어기와 보호 장치가 실제로 어떻게 반응하는지를 본다.
회전 발전기 중심의 계통에서는 동기 발전기의 고장 전류를 리액턴스 몇 개로 나타낼 수 있었으므로 단락 전류 계산만으로도 보호 협조의 큰 틀을 잡을 수 있었다. 인버터는 고장 전류가 제어 규칙에 따라 정해지므로, 같은 계산을 하려면 인버터 제조사가 제공하는 제어 동작 모델이 필요하다. 그 모델이 실제 설비의 동작과 맞는지 검증되어야 계산 결과를 보호 설정에 쓸 수 있다. 오데사 사고처럼 고장 직후 수 주기 안에 벌어지는 보호 동작은 순시 파형 수준의 해석으로만 재현되는 경우가 많다. 고장 감지 문제를 다룰 때 해석 방법과 모델 검증이 함께 거론되는 이유다.
송전선 보호 장치는 고장 순간 회전 발전기가 정격의 몇 배에 이르는 전류를 흘리고, 불평형 고장에서는 역상전류를 저절로 흘린다는 전제 위에 만들어졌다. 인버터는 소자를 보호하려고 고장 전류를 정격 근처로 제한하고, 따로 제어하지 않으면 역상전류를 거의 흘리지 않는다. 그 결과 과전류 계전은 감도를, 거리 계전은 정확도를, 역상 방향 요소는 판정 근거를 잃는다. 지락 검출에 쓰는 영상전류는 변압기 결선과 접지가 경로를 정하므로 상대적으로 덜 영향을 받는다. 오데사 사고는 고장 순간 인버터의 보호·제어 설정이 계통 요구와 맞지 않으면 정상적으로 제거된 고장 하나가 1,709 MW의 출력 감소로 번질 수 있음을 보였다.
북미의 IEEE Std 2800-2022와 독일의 VDE-AR-N 4120은 인버터에 역상전류 주입을 요구하는 방식으로 대응했고, FERC 명령 901호는 성능 요건과 함께 모델 검증과 자료 공유를 요구했다. 이 기준들의 공통점은 고장 때 인버터가 내는 전류를 물리 현상에 맡기지 않고 요건으로 정한다는 데 있다.
인버터 기반 자원이 늘어난 계통에서 고장 감지가 동작하려면, 고장 때 인버터가 내야 할 전류의 크기·성분·우선순위를 연계 기준으로 정하고, 그 기준을 시험과 검증된 모델로 확인하는 체계가 있어야 한다. 이 체계는 설비가 제조사의 설계대로 동작한다는 신뢰 위에 서 있으며, 그 설계와 관리 경로가 공격을 받는 경우는 3편에서 다룬다.
2015년 우크라이나 배전망 공격과 2025년 12월 폴란드 재생에너지 발전소 공격을 비교해, 넓게 흩어진 재생에너지 설비가 같은 제품과 같은 원격 관리 경로로 묶일 때 계통에 어떤 위험이 생기는지와 EU의 공급망 대응을 정리한다.
발전소와 변전소에는 사무용 컴퓨터와 다른 종류의 컴퓨터가 있다. 차단기를 열고 닫고, 발전기 출력을 조절하고, 전압과 전류를 측정해 중앙으로 보내는 장치들이다. 이런 장치와 그것을 묶는 통신망을 산업 제어 시스템이라 부른다. 대표적인 구성 요소는 다음과 같다. 원격 단말 장치(RTU, Remote Terminal Unit)는 현장의 측정값을 모아 중앙 제어실로 보내고 중앙의 명령을 현장 설비에 전달한다. 현장 운전 화면(HMI, Human-Machine Interface)은 운전원이 설비 상태를 보고 조작하는 화면이다. 보호 계전기는 고장을 감지해 차단기를 연다. 원방 감시 제어 시스템(SCADA, Supervisory Control and Data Acquisition)은 이 장치들을 넓은 지역에 걸쳐 감시하고 제어하는 상위 체계다.
대형 화력·원자력 발전소는 한 부지에 발전기 몇 기가 모여 있고, 제어실에 운전원이 상주한다. 이런 발전소의 제어망은 인터넷이나 사무망과 물리적으로 떼어 놓는 방식으로 보호되어 왔다. 외부에서 들어올 통로를 아예 두지 않으면, 공격자는 현장에 직접 들어오거나 반입되는 저장 매체를 통하지 않고는 제어망에 닿기 어렵다. 이 방식은 설비가 한곳에 모여 있고 원격으로 조작할 필요가 적다는 전제 위에서 성립한다.
태양광·풍력 발전소는 이 전제와 맞지 않는다. 설비가 수백, 수천 곳에 흩어져 있고, 대부분 무인으로 운전한다. 출력을 감시하고, 계통 운영자의 출력 제한 지령을 받고, 고장을 원격으로 진단하려면 통신망 연결이 필수다. 넓게 흩어진 재생에너지 발전소는 원격 감시·제어용 통신망에 연결해야 하고, 많은 경우 인버터 제조사가 원격으로 상태를 감시하고 소프트웨어를 갱신한다.
이 구성에서 보호의 대상은 개별 발전소의 제어망만이 아니다. 같은 제조사의 같은 제품이 수만 대 설치되어 같은 관리 서버와 같은 갱신 경로로 관리된다면, 그 관리 경로 하나가 수많은 발전소에 동시에 닿는 통로가 된다. 회전 발전기 중심의 계통에서는 공격자가 발전소 하나하나를 따로 뚫어야 했지만, 공통 관리 경로가 있는 구성에서는 한 지점의 침입이 여러 지점의 동작으로 이어질 수 있다.
전력망 사이버 공격이 실제 정전으로 이어진 사례로 가장 자주 인용되는 것은 2015년 12월 23일 우크라이나 사건이다. 미국 전력 정보 공유·분석 센터(E-ISAC)와 보안 교육 기관 SANS는 2016년 3월 18일 공동 분석 보고서 「Analysis of the Cyber Attack on the Ukrainian Power Grid」를 냈다. 이 보고서에 따르면 현지 시각 오후 3시 35분 무렵부터 30분 안에 배전 회사 세 곳이 차례로 공격을 받았고, 고객 약 22만 5천 곳의 전기가 끊겼다. 변전소 정전은 처음 세 시간 동안 이어졌다.
공격은 오랜 준비 끝에 실행되었다. 공격자는 악성 오피스 문서를 첨부한 표적 피싱 메일로 사무망에 악성코드 BlackEnergy 3를 심었고, 계정 정보를 훔쳐 가상 사설망(VPN)으로 제어망에 들어갔다. 당일에는 운전 화면과 배전 관리 시스템을 원격으로 조작해 차단기를 열었다. 동시에 디스크를 지우는 악성코드 KillDisk로 작업용 컴퓨터와 서버, RTU의 운전 화면 카드를 망가뜨렸고, 변전소의 직렬 통신·이더넷 변환 장치에 악성 펌웨어를 올려 원격 복구를 막았다. 무정전 전원 장치의 차단을 예약해 두었고, 고객 상담 전화에는 서비스 거부 공격을 걸어 정전 신고를 받지 못하게 했다.
이 사건이 보인 것은 제어망에 들어간 공격자가 운전원이 쓰는 정상적인 조작 경로로 설비를 움직일 수 있다는 사실이다. 공격자는 새로운 공격 도구로 차단기를 열지 않았다. 운전원의 화면을 원격으로 조작해 차단기를 열었다. 그리고 복구를 늦추려고 통신 장비와 운전 화면을 의도적으로 파괴했다.
폴란드의 국가 컴퓨터 비상대응팀 CERT Polska는 2026년 1월 에너지 부문 사고 보고서를 공개했다. 보고서에 따르면 2025년 12월 29일 오전과 오후에 걸쳐 폴란드의 풍력·태양광 발전소 30곳 이상, 대형 열병합발전소 한 곳, 민간 제조업체 한 곳이 공격을 받았다. CERT Polska는 모든 공격이 순전히 파괴를 목적으로 했다고 적었다.
재생에너지 발전소에서 공격 대상은 계통 연결점의 변전소였다. 계통 연결점은 발전소가 배전망이나 송전망과 만나는 지점으로, 여기에 RTU, 현장 운전 화면, 보호 계전기, 직렬 포트 서버, 모뎀, 라우터, 네트워크 스위치가 있다. 공격자는 이 내부망에 들어가 제어기 펌웨어를 손상시키거나 시스템 파일을 지우거나 데이터 삭제용 악성코드, 이른바 와이퍼를 실행했다. 그 결과 해당 발전소의 RTU가 배전 운영자의 시스템과 통신하지 못하게 되었고 원격 제어도 끊겼다. 다만 CERT Polska에 따르면 이 공격은 진행 중이던 전력 생산에는 영향을 주지 않았다.
침입 경로에 대해서는 보도가 보고서의 일부 내용을 전했다. 보안 매체 The Hacker News는 CERT Polska가 계통 연결점 공격에 취약한 FortiGate 보안 장비의 악용이 관여했을 가능성이 높다고 보았다고 전했다. 같은 보도에 따르면 열병합발전소에서는 FortiGate 장비의 SSL 가상 사설망을 통해 장비 설정에 고정으로 등록되어 있고 2단계 인증이 걸리지 않은 계정이 쓰였다. 보도는 또 히타치 에너지가 낸 보안 권고에서 영향을 받은 RTU560 장비가 기본 계정 정보로 설정되어 있었다고 전했다.
열병합발전소에 대한 공격은 성격이 달랐다. CERT Polska에 따르면 이 발전소는 폴란드에서 50만 곳 가까운 고객에게 열을 공급한다. 공격자는 오랫동안 내부에 머물며 운영 정보를 빼냈고, 특권 계정을 확보해 시스템 사이를 자유롭게 움직였다. 계획된 파괴는 와이퍼로 내부 장치의 데이터를 되돌릴 수 없게 지우는 것이었지만, 엔드포인트 탐지·대응(EDR) 보안 도구가 와이퍼 실행을 막았다. 보고서는 이 공격이 최종 소비자에 대한 열 공급 중단이라는 목표를 이루지 못했다고 적었다. 제조업체에 쓰인 와이퍼는 열병합발전소에 쓰인 것과 같았다.
장비 쪽에서 드러난 약점은 대부분 오래된 것이었다. The Hacker News가 정리한 제조사 보안 권고와 분석 내용에 따르면, 히타치 에너지의 RTU560 원격 단말 장치는 취약한 방화벽 뒤에서 오래된 RTU500 계열 펌웨어로 운전되며 기본 계정 정보를 쓰고 있었고, 권고된 보안 기능도 켜져 있지 않았다. 히타치 에너지의 Relion 보호·제어 계전기는 기본 FTP 계정과 기본 계정 정보로, 미크로니카(Mikronika)의 RTU와 운전 화면은 기본 계정 정보로, 목사(Moxa)의 NPort 직렬 장치 서버는 외부에 노출된 웹 화면과 기본 계정 정보로 공격받았다. 오래된 펌웨어에 남아 있던 취약점 CVE-2024-2617은 2024년 4월 30일 공개된 것으로, 유효한 계정과 권한을 가진 사용자가 보안 갱신 확인을 건너뛰고 서명되지 않은 펌웨어를 올릴 수 있게 하는 결함이다. 기본 계정 정보가 그대로 남아 있으면 공격자도 그 유효한 계정을 쓸 수 있으므로, 두 약점이 겹치면 펌웨어를 바꾸거나 망가뜨리는 데 필요한 조건이 갖추어진다. 재생에너지 발전소의 운전 화면 컴퓨터에서는 보안 기업 ESET이 DynoWiper라고 이름 붙인 와이퍼가 직접 실행되었다. 공장 출하 때의 계정 정보를 바꾸지 않은 장비가 여러 제조사에 걸쳐 같은 방식으로 뚫렸다는 점에서, 이 사건의 약점은 개별 제품의 결함보다 설치와 운영 관행에 있었다.
열병합발전소 침입은 2025년 3월부터 시작된 것으로 분석되었다. 공격자는 회사 내부 계정으로 마이크로소프트 365 클라우드에도 접근해 운영 기술망 현대화와 SCADA 관련 자료를 내려받았다. 제조업체에서는 취약한 포티넷(Fortinet) 경계 장비로 처음 들어간 뒤, 파일을 무작위 바이트로 덮어쓰는 파워셸 와이퍼 LazyWiper를 도메인 컨트롤러 스크립트로 퍼뜨렸다.
CERT Polska는 침해된 가상 서버, 라우터, 트래픽 양상, 익명화 기반 시설이 겹친다는 점을 근거로, 이 공격 기반 시설을 시스코가 Static Tundra, 크라우드스트라이크가 Berserk Bear, 마이크로소프트가 Ghost Blizzard, 시만텍이 Dragonfly라 부르는 활동 집단과 연결했다. 보고서는 이것이 이 활동 집단의 소행으로 공개적으로 서술된 첫 파괴 활동이라고 덧붙였다. 귀속 판단은 하나로 모이지 않았다. 보안 기업 ESET과 드라고스(Dragos)는 중간 수준의 확신으로 이 활동을 다른 집단인 샌드웜(Sandworm)의 소행으로 보았다. ESET은 전술의 유사성과, 이 집단이 과거 BlackEnergy와 GreyEnergy 같은 도구로 폴란드를 포함한 지역의 에너지 기업을 노려 왔다는 점을 근거로 들었다.
폴란드 사건 이전에도 재생에너지 설비의 원격 관리 경로가 공격의 영향을 받은 사례가 있었다. 2019년 3월 5일 미국의 재생에너지 사업자 sPower는 서비스 거부 공격을 받았다. 전력 업계 매체 Utility Dive의 보도에 따르면 공격자는 보안 갱신을 하지 않은 시스코 방화벽의 알려진 취약점을 이용해, 12시간에 걸쳐 방화벽이 반복해서 재시작되게 만들었다. 그동안 사업자는 캘리포니아·유타·와이오밍주에 있는 풍력·태양광 설비 약 500 MW에 대한 원격 감시를 잃었다. 발전은 줄지 않았다. NERC는 이 사건을 사업자 이름을 밝히지 않고 공개하며 방화벽을 최신 상태로 유지하라고 권고했고, 사업자 이름은 이후 정보공개 청구로 확보한 문서를 근거로 E&E News가 밝혔다. 북미에서 풍력·태양광 설비를 겨냥한 사이버 사건이 처음 공개된 사례로 꼽힌다.
공통 경로의 위험이 더 분명하게 드러난 것은 2022년 2월 24일 사건이다. 러시아의 우크라이나 침공이 시작된 날 04시 25분(협정 세계시) 무렵, 위성 통신 회사 비아샛(Viasat)의 KA-SAT 망에 연결된 위성 모뎀들이 와이퍼 AcidRain의 공격을 받았다. 산업 보안 사고 데이터베이스 RISI의 정리에 따르면 모뎀 약 4만~4만 5천 대의 저장 장치가 덮어써져 영구히 쓸 수 없게 되었다. 이 모뎀을 원격 감시·제어에 쓰던 독일 풍력 터빈 제조사 에네르콘(Enercon)의 터빈 약 5,800기, 설비 용량으로 약 11 GW가 원격 감시와 제어를 잃었다. 터빈은 발전을 계속했지만 운영자는 며칠 동안 원격 계측과 원격 정지 기능을 쓸 수 없었다. 2022년 5월 10일 EU 이사회와 영국, 미국은 이 공격을 러시아의 소행으로 공식 지목했다.
이 사건에서 풍력 터빈 자체는 공격 대상이 아니었다. 공격은 위성 통신 사업자의 망을 겨냥했고, 그 망을 원격 관리 경로로 쓰던 수천 기의 터빈이 한꺼번에 영향을 받았다. 분산 발전 설비가 같은 통신 경로에 묶여 있으면, 설비를 직접 공격하지 않은 사건으로도 대규모 설비 용량의 원격 제어가 동시에 사라질 수 있다. 약 11 GW는 1 GW급 대형 발전기 열한 기를 합친 용량이다.
우크라이나와 폴란드의 두 사건은 10년 간격을 두고 일어났고, 둘 다 공격자가 제어망 안까지 들어갔다. 진행 단계를 나란히 놓으면 공통점과 차이가 함께 보인다.
공통점은 두 가지다. 두 사건 모두 공격자가 제어망 안에 들어간 뒤 현장의 통신 장비와 제어 장치를 일부러 망가뜨렸다. 우크라이나에서는 직렬·이더넷 변환 장치의 펌웨어가, 폴란드에서는 RTU의 펌웨어가 손상되었다. 장비를 망가뜨리면 운영자가 원격으로 상황을 보지도 고치지도 못하게 된다. 그리고 두 사건 모두 외부에서 제어망으로 들어오는 원격 접속 경로가 침입에 쓰였다.
차이는 표적에 있다. 우크라이나에서 공격자는 배전 회사의 중앙 시스템을 장악해 차단기를 열었고, 결과는 소비자 정전이었다. 폴란드에서 공격자는 재생에너지 발전소 30곳 이상의 계통 연결점을 같은 날 공격했다. 표적이 된 것은 발전 설비 쪽의 연결점이고, 공격 대상의 수가 많았다. 이번에는 발전이 계속되었지만, 같은 날 30곳 이상의 발전소가 계통 운영자와의 통신과 원격 제어를 잃었다는 사실은 공격자가 다수의 분산 발전 설비에 동시에 닿을 수 있음을 보였다.
전력망은 설비 하나가 갑자기 고장 나도 정전 없이 버티도록 설계하고 운영한다. 이를 N-1 기준이라 한다. N개의 설비 가운데 하나가 빠져도 나머지로 운전을 계속할 수 있어야 한다는 뜻이다. 계통 운영자는 가장 큰 발전기 하나, 가장 중요한 송전선 하나가 빠지는 경우를 상정 고장으로 놓고, 그 경우에도 주파수와 전압이 허용 범위 안에 머물도록 예비력과 운전 조건을 정한다. 이 기준은 고장이 서로 독립적으로 일어난다는 전제를 깔고 있다. 발전기 두 기가 우연히 같은 순간에 고장 날 가능성은 낮으므로, 가장 큰 단일 설비를 기준으로 삼는다.
공통 관리 경로를 통한 공격은 이 전제와 맞지 않는다. 같은 제조사의 같은 제품, 같은 관리 서버, 같은 소프트웨어 갱신 경로로 묶인 설비는 서로 독립적이지 않다. 한 번의 침입으로 여러 설비가 같은 시각에 멈추거나, 같은 시각에 잘못된 지령을 받을 수 있다. 이런 사건은 우연한 고장의 확률로 다룰 수 없고, 공격자가 고른 시각과 규모로 일어난다.
그 규모가 어느 정도면 계통이 위험해지는지는 다른 사건에서 가늠할 수 있다. 1편에서 다룬 이베리아 정전에서는 과전압 보호 동작으로 약 2.5 GW의 발전 탈락과 순부하 증가가 80초 안에 쌓였고, 스페인과 포르투갈 계통이 무너졌다. 원인은 사이버 공격이 아니었지만, 분산된 발전 설비가 짧은 시간에 잇달아 빠졌을 때 대규모 계통도 버티지 못한다는 사실을 보인 사례다. 공통 관리 경로로 묶인 분산 설비의 동시 탈락은 우연한 고장이 아니므로, 단일 설비 고장을 전제로 한 N-1 기준과 별도로 상정 고장에 넣어 검토해야 한다.
이 검토에는 여러 질문이 따른다. 한 제조사나 한 관리 서버에 묶인 설비 용량이 계통의 어느 지역에 얼마나 모여 있는지, 그 용량이 한꺼번에 빠지거나 한꺼번에 출력을 바꾸면 주파수와 전압이 어떻게 움직이는지, 원격 관리 경로가 끊겼을 때 현장 설비가 어떤 기본 동작으로 돌아가는지다. 폴란드 사례에서 발전이 계속된 것은 통신이 끊긴 뒤에도 현장 설비가 운전을 이어 가도록 되어 있었기 때문으로 볼 수 있다. 통신 상실 때의 기본 동작이 운전 정지로 설정되어 있었다면 결과가 달라질 수 있었다.
설비 단위의 보안 대책과 별도로, 누가 만든 설비가 계통에 들어오는지를 관리하는 대응도 나오고 있다. 유럽연합(EU) 집행위원회는 2026년 4월 잠정 지침을 채택해, 보안 위험을 이유로 고위험국 공급자의 인버터를 쓰는 사업에 EU 자금 지원을 제한하기로 했다. 유럽 태양광 제조업 협의회(ESMC)의 2026년 4월 24일 발표에 따르면 고위험국은 중국, 러시아, 이란, 북한 네 나라다. 제한 대상에는 이 나라들의 기업뿐 아니라 이 나라의 주체가 소유하거나 지배하는 기업의 제품도 들어가며, 북아프리카나 서발칸처럼 유럽 전력망에 연결되는 인접 지역의 사업도 포함된다.
에너지 저장 전문 매체 ESS News가 입수한 집행위원회 내부 문서에 따르면, 이 지침은 2026년 5월 1일부터 금융기관에 전달되어 적용 절차가 시작되었고, 진행 중인 사업 목록을 집행위원회에 통보하는 것이 첫 단계였다. 대상은 태양광, 풍력, 에너지 저장 사업이며 저장장치의 전력 변환 장치(PCS, Power Conversion System)도 명시적으로 포함된다. S&P Global의 2026년 8월 보도에 따르면 요건은 계통에 연결되는 사업에는 2026년 11월부터, 계통에 연결되지 않는 사업에는 2027년 4월부터 적용된다. ESS News는 EU 계통에 연결되지 않은 역외 사업의 퇴출 기한을 2027년 4월 15일로 전했다. 자금 창구로는 유럽투자은행(EIB)과 유럽투자기금(EIF)이 거론되었다.
이 조치는 판매를 금지하지 않는다. EU 자금 지원을 제한하는 조치다. 민간 자금으로 짓는 사업에는 직접 적용되지 않는다. 그럼에도 이 조치가 의미를 갖는 것은, 인버터를 전력 변환 부품이면서 원격 관리 경로를 가진 통신 설비로 보고 공급망 단계에서 위험을 관리하기 시작했다는 점이다. 인버터의 원격 관리 기능과 소프트웨어 갱신 경로는 설비가 설치된 뒤에도 제조사와 계통 사이에 남는 연결이고, 공급자를 고르는 결정은 그 연결의 상대를 고르는 결정이 된다.
대형 발전소 중심의 계통은 제어망을 외부와 떼어 놓는 방식으로 보호되었다. 재생에너지 설비는 넓게 흩어져 무인으로 운전되므로 원격 통신망에 연결해야 하고, 제조사의 원격 관리와 소프트웨어 갱신 경로로 묶인다. 2015년 우크라이나 공격은 제어망에 들어간 공격자가 정상 조작 경로로 차단기를 열고 통신 장비를 망가뜨려 복구를 늦출 수 있음을 보였다. 2025년 12월 폴란드 공격은 같은 날 30곳 이상의 재생에너지 발전소 계통 연결점에서 RTU를 손상시켜 통신과 원격 제어를 끊었다. 발전은 계속되었지만, 공격자가 다수의 분산 발전 설비에 동시에 닿을 수 있다는 사실이 확인되었다.
이 사실은 N-1 기준의 전제와 충돌한다. 같은 제품과 같은 관리 경로로 묶인 설비는 서로 독립적이지 않으므로, 그 설비들의 동시 탈락이나 동시 오동작은 공격자가 고른 시각과 규모로 일어날 수 있다. EU가 고위험국 인버터에 대한 자금 지원을 제한한 것은 이 위험을 공급망 단계에서 줄이려는 대응이다.
재생에너지 비중이 커질수록 계통의 사이버 보안은 발전소 하나의 방화벽 문제가 아니라, 같은 제품과 같은 관리 경로로 묶인 설비 용량 전체를 하나의 상정 고장 단위로 보고 관리하는 문제가 된다. 그 관리의 바탕에는 계통 핵심 설비의 기술을 누가 가지고 있는가라는 질문이 있으며, 대용량 직류 송전 설비에서 그 질문은 4편에서 다룬다.
호남의 재생에너지 전력을 수도권으로 보낼 대용량 직류 송전 설비가 무엇으로 이루어지는지 설명하고, 국산화가 설비 제작을 넘어 제어기 설계 역량과 기초 부품인 전력반도체까지 이어져야 하는 이유를 정리한다.
발전소에서 만든 전기는 대부분 교류로 보낸다. 교류는 변압기로 전압을 쉽게 바꿀 수 있어서, 높은 전압으로 올려 멀리 보낸 뒤 낮은 전압으로 내려 쓰기 편하다. 그러나 아주 먼 거리를 보내거나 바다 밑 케이블로 보낼 때는 교류가 불리해진다. 교류 송전선과 케이블은 전압의 방향이 바뀔 때마다 충전과 방전을 되풀이하는데, 거리가 길어질수록 이 충전 전류가 커져 실제로 보낼 수 있는 전력이 줄어든다. 장거리 교류 송전선은 1편에서 다룬 광역 진동의 통로가 되기도 한다.
초고압 직류송전(HVDC, High Voltage Direct Current)은 보내는 쪽 변환소에서 교류를 직류로 바꾸고, 받는 쪽 변환소에서 다시 교류로 바꾼다. 직류는 전압의 방향이 바뀌지 않으므로 케이블의 충전 전류 문제가 없고, 같은 송전선으로 더 많은 전력을 보낼 수 있다. 또 변환소가 보내는 전력의 크기와 방향을 직접 정하므로, 송전선에 흐르는 전력이 두 지역 발전기의 각도 차이에 따라 저절로 정해지는 교류와 달리 운영자가 송전량을 지령으로 정할 수 있다. 주파수가 다르거나 서로 동기를 맞추지 않는 두 계통을 잇는 데도 쓴다.
대가는 변환소다. 교류와 직류를 바꾸는 설비는 수많은 전력반도체 소자와 그것을 제어하는 제어기, 변압기, 필터로 이루어진 대형 전력전자 설비이며, HVDC 사업비에서 큰 몫을 차지한다. 국내 전력망 기자재 업계를 다룬 2026년 2월 딜사이트 보도는 서해안 HVDC 사업비 가운데 4조 8천억 원이 변환 설비 관련 예산으로 예상된다고 전했다.
HVDC 변환기는 쓰는 소자에 따라 두 종류로 나뉜다. 오래 쓰여 온 전류형 변환기(LCC, Line-Commutated Converter)는 사이리스터라는 소자를 쓴다. 사이리스터는 켜는 시점은 제어할 수 있지만 끄는 시점은 교류 계통의 전압이 바뀌는 시점에 맡긴다. 그래서 전류형 변환기가 동작하려면 접속점의 교류 계통이 충분히 강해야 하고, 변환 과정에서 무효전력을 소비하므로 별도의 보상 설비가 필요하다. 대신 소자 하나가 견디는 전압과 전류가 커서 초대용량 장거리 송전에 쓰인다.
전압형 변환기(VSC, Voltage Source Converter)는 절연 게이트 양극성 트랜지스터(IGBT, Insulated Gate Bipolar Transistor)처럼 켜고 끄는 시점을 모두 제어할 수 있는 소자를 쓴다. 전압형 변환기는 유효전력과 무효전력을 따로 조절할 수 있고, 약한 계통이나 발전원이 없는 계통에도 연결할 수 있다. 1편에서 다룬 스페인·프랑스 연계선 INELFE도 전압형이며, 유효전력과 무효전력을 각각 조절해 진동을 줄이는 기능을 갖추고 있었다. 해상풍력 연계처럼 계통이 약한 곳이나, 육지 계통 안에서 송전량을 세밀하게 제어해야 하는 곳에서 전압형이 주로 쓰인다.
국내 첫 HVDC는 1998년 운전을 시작한 해남~제주 연계선이다. 한국전력 HVDC팀장 이철휴가 대한전기협회 『전기저널』 2013년 3월호에 쓴 「HVDC 사업추진 전략」에 따르면 이 회선은 용량 300 MW, 전압 ±180 kV, 길이 100 km이고 GEC-알스톰이 공급했다. 두 번째 회선인 진도~제주 연계선은 용량 400 MW, 전압 ±250 kV, 길이 122 km로, 같은 글이 쓰일 당시 알스톰이 공급해 2013년 3월 준공을 목표로 건설 중이었다. 같은 글은 그 뒤의 계획으로 북당진의 1,000 MW급 연계 변환 설비, 제주 세 번째 연계선, 서남해 해상풍력 연계를 들었다. 두 회선 모두 해외 기업이 핵심 설비를 공급했다.
서해안 계획은 규모가 다르다. 계획의 배경은 발전과 수요의 지역 불균형이다. 수도권은 전력 수요가 빠르게 늘고 있는데 발전소는 주로 호남과 동남권에 있고, 기존 육상 송전망으로는 늘어나는 수요를 감당하기 어렵다. 2025년 2월 아시아경제 보도에 따르면 정부는 제11차 전력수급기본계획에서 서해안 HVDC의 노선과 일정을 정했다. 신해남~태안~서인천 430 km와 새만금~태안~영흥 190 km를 합쳐 총연장 620 km이고, 준공 목표는 2036년이다. 정부가 책정한 사업비는 7조 9천억 원이었고, 한국전력은 2029년 착공을 목표로 입찰 시기를 조율하고 있었다. 같은 보도는 서해안을 따라 대규모 HVDC 송전망을 짓는 것이 이번이 처음이라고 전했다. 2026년에는 이 가운데 1단계로 새만금~서화성 구간의 사업이 구체화되었다. 2026년 9월 헤럴드경제와 아이뉴스24 보도에 따르면 한국전력은 이 구간에 2 GW급 대용량 바이폴 전압형 HVDC를 구축하며 2030년 준공을 목표로 한다. 바이폴은 양극과 음극 두 회선으로 직류를 보내는 구성으로, 한 극이 고장 나도 다른 극으로 일부를 계속 보낼 수 있다.
서해안 1단계 한 구간의 계획 용량 2,000 MW는 기존 제주 연계선 두 회선을 합친 700 MW의 약 2.9배다. 이 규모의 설비는 수도권에 공급하는 전력의 한 경로가 되므로, 설비가 고장 나거나 제어가 잘못 동작하면 계통 전체에 미치는 영향도 커진다. 3편에서 다룬 공통 경로의 문제처럼, 단일 설비가 계통의 큰 몫을 맡을수록 그 설비를 누가 이해하고 고칠 수 있는지가 중요해진다.
헤럴드경제는 대용량 전압형 HVDC의 주요 기자재를 히타치, 지멘스, GE 등 소수 해외 기업이 공급해 왔다고 전했다. 한국전력은 2026년 7월 대용량 전압형 HVDC 국산화 및 실증사업의 밸브·제어기 분야 참여 기업을 공모했고, 전문가 평가를 거쳐 효성중공업을 선정했다. 같은 보도에 따르면 효성중공업은 이미 200 MW급 전압형 설비를 자체 개발해 양주변전소에 설치한 실적이 있고, 2025년부터 GW급 기술 고도화를 추진한 점이 평가에서 높게 반영되었다. 국산 핵심 기자재는 새만금~서화성 구간에 적용해 실제 계통에서 검증할 계획이다. 변환 설비의 다른 핵심 기자재인 변환용 변압기 쪽에서는 LS일렉트릭이 국내에서 개발된 전압형 변압기 가운데 가장 큰 500 MW급 제품 개발을 마쳤다고 딜사이트가 2026년 2월 전했다.
밸브는 변환기 안에서 실제로 전류를 켜고 끄는 부분으로, 수많은 전력반도체 소자와 그 보조 부품을 쌓아 만든 장치다. 제어기는 이 밸브가 언제 어떻게 동작할지를 정한다. 두 분야를 국내에서 만들고 실증하는 것은 HVDC 기술 의존을 줄이는 첫 단계다. 그런데 변환 설비의 구조를 보면, 국산화의 범위를 어디까지 잡느냐에 따라 의존이 남는 자리가 달라진다.
국산화가 왜 실증과 함께 가야 하는지도 설비의 성격에서 나온다. HVDC 변환 설비는 수십 년 동안 운전하는 설비이고, 고장 나면 수 GW의 송전이 한꺼번에 멈춘다. 그래서 계통 운영자는 새 공급자의 설비를 들일 때 시험 자료와 함께 실제 계통에서 쌓은 운전 실적을 요구한다. 소수 해외 기업이 시장을 차지해 온 이유 가운데 하나도 수십 년에 걸친 운전 실적이다. 새만금~서화성 구간이 국산 기자재의 실증 무대가 된다는 것은, 이 구간의 운전 결과가 이후 국내 HVDC 사업에서 국산 설비를 쓸 수 있는지를 가르는 근거가 된다는 뜻이다.
대용량 전압형 HVDC의 주류는 모듈형 다중레벨 변환기(MMC, Modular Multilevel Converter)다. 변환기의 각 암은 서브모듈이라 부르는 작은 단위를 수백 개 직렬로 쌓아 높은 직류 전압을 만든다. 하프브리지 구성의 서브모듈 하나에는 IGBT 두 개, 각 IGBT와 반대 방향으로 붙은 다이오드 두 개, 전압을 유지하는 커패시터, 그리고 고장 난 서브모듈을 회로에서 빼내는 바이패스 스위치가 들어 있다. 각 서브모듈을 켜고 끄는 조합을 바꾸면 계단 모양의 전압 파형이 만들어지고, 계단 수가 많을수록 파형이 매끄러운 교류에 가까워진다.
이 구조에서 가장 기초가 되는 부품이 전력반도체다. 제어기가 아무리 정교해도 그 명령을 실행하는 것은 서브모듈 안의 IGBT와 다이오드이며, 변환기의 손실, 수명, 고장 때의 동작은 이 소자의 특성이 정한다. 그래서 HVDC용 전력반도체에는 일반 산업용 소자에 없는 요건이 붙는다.
소자 하나가 견디는 전압이 높을수록 직렬로 쌓을 개수가 줄어든다. 히타치 에너지와 인피니언이 HVDC용으로 내놓은 IGBT는 4.5 kV급이다. 그런데 실제 운전 전압은 정격보다 크게 낮춘다. 우주에서 온 고에너지 입자가 대기와 부딪혀 만든 중성자가, 높은 직류 전압이 걸린 소자를 지나면 소자가 순간적으로 파괴될 수 있기 때문이다. 이 고장 확률은 인가 전압이 높을수록 급격히 커진다.
히타치 에너지가 2024년 PCIM Asia 학회에서 발표한 8 GW HVDC용 4.5 kV IGBT 개발 자료는 운전 전압 2.8 kV에서 우주방사선 고장률 100 FIT를 목표로 잡았다. FIT(Failures In Time)는 소자 10억 시간 운전당 고장 건수다. 정격 4.5 kV 소자를 정격의 약 62%인 2.8 kV에서 운전하도록 설계하는 것이 HVDC용 소자의 기본 조건이다. 인피니언이 HVDC용으로 내놓은 4.5 kV 칩 세트도 우주방사선에 대한 높은 내성을 설계 목표로 밝혔고, 직류 측 전압 약 3 kV에서 일반적인 고장률 100 FIT를 보고했다.
MMC에서는 소자 하나가 1초에 켜지고 꺼지는 횟수가 적다. 히타치 에너지 자료의 8 GW 설계 모의에서 소자 하나의 스위칭 주파수는 96 Hz였다. 1초에 수천 번 켜고 끄는 일반 인버터와 비교하면 수십 분의 1 수준이다. 그래서 켜고 끌 때 생기는 스위칭 손실보다, 켜져 있는 동안 소자 양단에 걸리는 전압 강하로 생기는 도통 손실의 비중이 크다. 인피니언의 HVDC용 칩 세트 설명도 HVDC에서는 개별 소자의 스위칭 주파수를 낮출 수 있으므로 낮은 도통 전압이 특히 중요하다고 적었다.
같은 자료의 모의에서 변환소 손실률은 정류 측 0.95%, 인버터 측 0.99%였다. 이 비율을 2 GW 송전에 그대로 적용하면 변환소 한 곳에서 약 19~20 MW, 두 곳을 합쳐 약 39 MW가 열로 사라진다. 소자의 도통 전압을 조금만 낮춰도 수십 년 운전 동안의 손실 전력량이 크게 달라지므로, 같은 4.5 kV급이라도 HVDC용 칩은 산업용과 다른 방향으로 설계된다. 인피니언은 같은 4.5 kV 칩 세트를 산업용과 HVDC용 패키지로 나누어 내놓았다.
서브모듈 수백 개 가운데 하나가 고장 나도 변환기는 운전을 계속해야 한다. 그래서 소자가 어떤 상태로 망가지는지가 중요하다. 영국 애스턴 대학교 연구진의 논문은 칩을 높은 압력으로 눌러 접촉시키는 압접형(press-pack) 소자가 고장 나면 안정된 단락 상태로 남도록 설계된다고 설명했다. 단락 상태로 남으면 직렬 회로가 끊기지 않는다. 반면 가는 금속선으로 칩을 잇는 일반 모듈은 고장 나면 회로가 열리기 쉬우므로, 바이패스 스위치가 고장 난 서브모듈을 단락시켜 회로에서 빼낸다. 같은 논문은 예비 서브모듈을 평소에도 함께 운전해, 일부가 빠져도 정격을 유지한다고 설명했다.
직류 고장 때 흐르는 전류도 요건을 만든다. 하프브리지 MMC는 직류 선로가 단락되면 IGBT를 꺼도 교류 계통이 다이오드를 통해 고장 전류를 밀어 넣는다. 다이오드는 교류 측 차단기가 열릴 때까지 이 전류를 견뎌야 한다. 히타치 에너지 자료의 5 kA급 다이오드는 10 ms 동안 75~100 kA를 견디도록 정격을 잡았다. 2019년 학술지 Applied Sciences에 실린 논문처럼 하단 다이오드 옆에 사이리스터를 병렬로 달아 고장 전류를 나눠 맡기는 방식도 연구되어 왔다.
전류형 변환기의 사이리스터에도 고유한 요건이 있다. 기술 매체 EEPower에 실린 히타치 에너지 연구진의 글에 따르면, 초고압 직류송전용 사이리스터는 6인치 웨이퍼 기반으로 7.2 kV급과 8.5 kV급이 있고 6,250 A급 정격을 목표로 개발되었다. 밸브 하나에 이런 사이리스터를 약 100개 직렬로 쓰므로, 소자를 끌 때 남는 전하량이 좁은 범위에 모여야 직렬 소자 사이에 전압이 고르게 나뉜다. 이 글은 인도의 ±800 kV 라이가르~푸갈루르 연계선(6 GW, 1,830 km)과 중국의 ±1,100 kV 창지~구취안 연계선(12 GW, 3,400 km)을 이 소자 개발의 배경으로 들었다. 인피니언은 빛으로 켜는 9.5 kV, 6,250 A급 사이리스터에 과전압·전압 급변·소호 직후 순방향 과도전압 보호 기능을 소자 안에 넣었다.
HVDC용 전력반도체는 수백 개를 직렬로 쌓아도 하나의 고장이 전체 운전을 멈추지 않도록 설계해야 하며, 이 요건과 수십 년 수명을 시험 자료와 운전 실적으로 입증한 기업은 세계적으로 소수다.
변환 설비는 수십 년 동안 거의 쉬지 않고 운전한다. 부하가 바뀔 때마다 소자의 온도가 오르내리고, 그때마다 칩과 배선, 땜납층이 늘었다 줄었다 하면서 피로가 쌓인다. 노르웨이 연구기관 SINTEF의 전력전자 수명 연구 발표는 일반 모듈의 대표적인 고장 원인으로 칩을 잇는 본딩 와이어가 들뜨는 현상과 칩 아래 땜납층의 피로를 들었다. 수명은 온도 변화의 폭, 최고 온도, 온도 변화 속도, 통전 시간, 부하 전류, 제어 방식에 따라 달라지며, 온도 이력을 세어 피로를 누적하는 방법으로 남은 수명을 추정한다. 압접형 소자는 본딩 와이어가 없어 이 고장 원인에서 자유롭다.
히타치 에너지의 4.5 kV StakPak은 IGBT 칩을 압접형으로 묶은 모듈로, 5 kA까지 확장할 수 있고 60~110 kN의 힘으로 눌러 고정한다. 개발 자료는 IGBT의 운전 접합부 온도를 150°C까지, 다이오드를 140°C까지 잡았고, 150°C에서 정격 차단 전압의 80%를 1,000시간 걸어 두는 고온 역바이어스 시험(HTRB)을 통과했다고 밝혔다. 또 정격 전류의 두 배가 넘는 전류를 3.6 kV에서 안전하게 끌 수 있도록 했다. 이런 시험 항목과 결과가 쌓여야 계통 운영자가 그 소자를 쓴 변환기를 받아들인다. 국산 소자가 HVDC에 들어가려면 같은 수준의 시험 자료와 운전 실적을 갖춰야 한다.
전력반도체가 변환기의 몸이라면 제어기는 그 동작을 정한다. 1편에서 다룬 INELFE 사례는 제어기 설계가 계통 운영에 어떻게 이어지는지를 보여 준다. 2025년 4월 28일 스페인 쪽 무효전력 진동 억제 기능(POD-Q)은 제어기 출력이 상하한(HVDC 극당 ±100 Mvar)에 자주 닿자, 제조사가 오동작을 막으려고 넣은 보호 논리에 따라 12시 3분 51초에 자동으로 꺼졌다. 운영자는 설비 보호를 위해 원인을 먼저 확인해야 했으므로 정전 때까지 다시 켜지 않았다.
ENTSO-E는 두 번째 진동 때 이 기능이 켜져 있는 편이 바람직했다고 평가하고, 차단 경보, 자동 재가동, 상하한에 닿아도 꺼지지 않게 하는 방안 검토를 권고했다. 뒤의 두 가지는 제어기의 논리를 바꾸는 일이다. 제어기의 논리를 국내에서 분석하고 고칠 역량이 없으면, 이런 개선은 해외 제조사에 맡길 수밖에 없다. 설비를 국내에서 제작하더라도 제어·보호 논리의 설계 근거와 변경 권한이 함께 확보되지 않으면, 운영 중에 드러난 문제를 고치는 일은 여전히 외부에 기대게 된다.
HVDC 국산화는 세 단계로 나누어 볼 수 있다. 첫째는 설비 제작이다. 밸브와 제어기를 국내에서 만들고 실증 구간에 적용하는 것으로, 현재 한국전력의 국산화 사업이 다루는 범위다. 둘째는 설계 역량이다. 제어·보호 논리를 국내에서 분석하고, 계통 조건에 맞춰 고치고, 그 결과를 시험으로 확인할 수 있어야 한다. INELFE 사례에서 ENTSO-E가 권고한 개선이 바로 이 역량을 요구한다. 셋째는 기초 부품이다. 전류를 켜고 끄는 고압 IGBT와 다이오드, 사이리스터를 국내에서 확보하는 일이다. 앞에서 본 대로 HVDC용 소자는 일반 소자와 다른 요건을 가지며, 이를 입증한 공급자가 소수다.
세 단계는 서로 이어져 있다. 소자를 해외에서 들여오면 그 소자의 특성과 공급 일정이 설비 설계와 유지보수를 제약한다. 제어 논리를 해외 제조사가 쥐고 있으면 국내에서 만든 설비라도 운영 중 개선이 외부에 묶인다. 국산화는 제어기와 함께, 전류를 켜고 끄는 가장 기초 부품인 전력반도체까지 범위에 넣어야 기술 의존이 실제로 줄어든다.
HVDC는 먼 거리와 바다를 건너 대용량 전력을 보내고, 송전량을 운영자가 직접 정할 수 있게 해 주는 설비다. 그 핵심인 변환소는 수백 개의 서브모듈과 그 안의 전력반도체, 그리고 그 동작을 정하는 제어기로 이루어진다. 국내 HVDC는 1998년 해남~제주 연계선부터 해외 기업이 핵심 설비를 공급해 왔고, 서해안 1단계 새만금~서화성 구간은 기존 두 회선을 합친 용량의 약 2.9배인 2 GW급으로 계획되었다. 한국전력은 이 구간에서 밸브와 제어기 국산화를 실증하려 한다.
HVDC용 전력반도체는 정격보다 크게 낮춘 전압에서 우주방사선 고장률을 관리하고, 낮은 스위칭 주파수에 맞춰 도통 손실을 줄이며, 고장 뒤에도 직렬 회로를 끊지 않아야 한다. 제어기 쪽에서는 INELFE 사례처럼 제조사의 보호 논리가 계통 운영에 직접 영향을 주며, 그 논리를 고칠 역량이 운영 개선의 조건이 된다.
따라서 HVDC 국산화의 성과는 국내에서 만든 설비의 수가 아니라, 제어·보호 논리를 국내에서 고칠 수 있는지와 기초 부품인 전력반도체를 국내에서 확보했는지로 판단해야 한다. 1편의 진동, 2편의 고장 감지, 3편의 사이버 보안에서 보았듯, 인버터와 변환기가 늘어난 전력망에서는 설비의 동작을 정하는 기술을 이해하고 통제하는 역량이 발전소를 얼마나 짓느냐와 함께 계통 안정을 좌우한다.