1편. 20년 사이 전력시스템에서 바뀐 것 — 전원 구성이 운영·제어·시장의 전제를 바꾼 과정

2005년 무렵의 전력공학 교과서는 동기발전기가 계통을 움직인다는 전제 위에 쓰였다. 2025년에는 세계 발전량의 17.3%를 풍력과 태양광이 만들었고, 그 전제 위에 세운 해석·보호·운영·시장 제도가 하나씩 다시 설계되고 있다.

20년 전 대학에서 전력공학을 배운 사람은 페이저와 단위법으로 조류를 계산하고, 대칭좌표법으로 고장전류를 구하고, 동기기의 동요방정식으로 안정도를 따졌다. 이 계산들은 계통에 연결된 발전기 대부분이 큰 회전자를 가진 동기발전기라는 사실을 전제로 삼는다. 그 사이 계통에 들어온 새 발전원은 회전자가 없는 태양광과, 회전자가 있어도 전력변환기를 거쳐 계통에 연결되는 풍력이다.

태양광과 풍력의 급증은 연료를 바꾸는 데서 끝나지 않는다. 회전하는 발전기가 별도의 대가 없이 계통에 제공하던 관성, 고장전류, 전압 지지가 함께 줄어들고, 그 세 가지를 전제로 만든 계통의 해석·보호·운영·시장 제도 전체가 다시 설계되고 있다. 아래에서는 전원 구성의 숫자에서 출발해, 그 숫자가 계통의 물리를 어떻게 바꾸었고 운영자와 시장이 그 변화에 어떻게 대응하고 있는지를 차례로 확인한다.

재생에너지가 석탄을 앞선 2025년 — 숫자로 본 전원 구성의 변화

영국의 에너지 분석기관 엠버(Ember)는 2026년 4월 21일 낸 『세계 전력 리뷰 2026(Global Electricity Review 2026)』에서, 2025년 세계 발전량 가운데 재생에너지가 33.8%(10,730TWh)를 차지해 석탄(33.0%, 10,476TWh)을 앞섰다고 집계했다. 엠버는 215개국의 발전 통계를 모아 무료로 공개하는 비영리 연구기관이다. TWh(테라와트시)는 10억 kWh다.

재생에너지 묶음 안에서 가장 큰 전원은 지금도 수력이다. 20년 사이 크게 달라진 것은 풍력과 태양광이다. 엠버의 연도별 자료에서 두 전원의 합은 2005년 세계 발전량의 0.6%였고 2025년에는 17.3%가 되었다. 태양광 발전량은 2025년 2,778TWh로 전년보다 636TWh(30%) 늘었고, 이 증가분이 그해 늘어난 세계 전력수요의 75%를 채웠다. 엠버는 2025년 세계 태양광 설비와 발전량 증가분의 절반 넘게가 중국에서 나왔다고 밝혔다. 엠버는 2026년 5월 21일, 그해 4월 한 달 동안 풍력·태양광 합계(22%)가 가스 발전(20%)을 처음 넘었다고 발표했다.

세계 발전량에서 석탄(점선), 재생에너지 전체(가는 실선), 풍력·태양광(굵은 실선)이 차지한 비중. 엠버(Ember) 연도별 전력 자료(2026년 6월 갱신본)의 발전량 비중을 그대로 그렸다. 재생에너지 전체는 수력·풍력·태양광·바이오에너지·기타 재생에너지의 합이다.

중국 칭하이성 룽양샤 댐 태양광 발전단지의 위성 사진(2017년). 사진: USGS/NASA Landsat, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

이 변화를 끌어낸 것은 가격이다. 국제재생에너지기구(IRENA, International Renewable Energy Agency)는 2025년 7월 『2024년 재생에너지 발전비용(Renewable Power Generation Costs in 2024)』 보고서에서, 대규모 태양광의 세계 가중평균 균등화 발전비용이 2010년 kWh당 0.417달러에서 2024년 0.043달러로 90% 내려갔다고 밝혔다. 균등화 발전비용(LCOE, Levelised Cost of Electricity)은 발전소를 짓고 운영하는 데 드는 총비용을 수명 동안의 총발전량으로 나눈 값으로, 연료비 구조가 다른 전원의 단가를 한 기준으로 비교할 때 쓴다. 같은 기간 육상풍력은 70%, 해상풍력은 62% 내려갔다.

대규모 태양광, 해상풍력, 육상풍력의 세계 가중평균 균등화 발전비용. 2010년 값은 빈 원, 2024년 값은 채운 원이다. 출처는 국제재생에너지기구(IRENA) 『Renewable Power Generation Costs in 2024』(2025년 7월) 표 S1이며, 모두 2024년 미국 달러 실질 가격이다.

한국은 세계 평균보다 느리게 움직였다. 엠버 자료에서 한국 발전량 가운데 풍력·태양광 비중은 2005년 0.03%, 2015년 1.0%, 2025년 6.6%다. 2025년 한국의 발전량은 석탄 31.1%, 원자력 29.6%, 가스 28.0%로 세 전원이 비슷한 몫을 나누고 있다. 그러나 비중이 작아도 특정 지역에 몰리면 계통에 미치는 영향은 크다. 태양광은 호남과 제주에, 원자력과 대형 석탄 발전은 동해안과 서해안에 모여 있고, 수요는 수도권에 몰려 있다.

계획상의 목표는 더 빠르다. 전력수급기본계획은 정부가 2년마다 15년 앞을 내다보고 수요 전망과 발전설비 계획을 정하는 법정 계획이다. 산업통상자원부가 2025년 2월 21일 확정한 제11차 계획은 재생에너지 설비를 2023년 30GW에서 2030년 78GW, 2038년 121.9GW로 늘리고, 2038년 목표 최대수요를 129.3GW로 잡았다. 2026년 4월 국무회의에 보고된 '에너지 대전환 추진 계획'은 2030년 재생에너지 설비 목표를 100GW 이상으로 올렸다.

한국 발전량의 전원별 비중. 엠버 연도별 전력 자료 기준이다. 풍력·태양광은 막대 오른쪽 끝의 좁은 칸이며 값은 막대 오른쪽에 적었다. 기타에는 수력, 바이오에너지, 석유 등이 들어간다.

회전하는 발전기가 별도 대가 없이 주던 세 가지 — 관성, 고장전류, 전압 지지

교과서의 동기발전기는 증기터빈이나 수차가 돌리는 회전자와, 회전자 자계를 만드는 여자기(exciter)로 이루어진다. 회전자는 계통 주파수와 같은 속도로 돈다. 이 구조는 계통 안정에 필요한 세 가지 기능을 따로 설계하지 않아도 제공한다. 그래서 20년 전에는 이 기능들을 따로 이름 붙여 사고팔 필요가 없었다.

관성 — 주파수가 떨어지는 속도를 늦추는 회전 에너지

미국 국립재생에너지연구소(NREL)의 덴홀름(Paul Denholm) 등은 2020년 5월 보고서 『관성과 전력망(Inertia and the Power Grid: A Guide Without the Spin)』(NREL/TP-6A20-73856)에서 관성을 회전하는 발전기에 저장된 운동에너지로 정의한다. 큰 발전기가 갑자기 떨어져 나가면 공급이 수요보다 모자라고, 계통에 연결된 모든 회전자가 감속하면서 모자란 만큼을 운동에너지로 내놓는다. 회전자가 느려지면 주파수가 내려간다. 이때 주파수가 내려가는 속도를 RoCoF(Rate of Change of Frequency, 주파수 변화율)라고 하며 단위는 Hz/s다.

계통에 저장된 운동에너지가 클수록 RoCoF가 작고, 발전기 조속기와 예비력이 반응할 시간이 늘어난다. 보고서는 일반 발전소의 관성 상수가 2~7초라고 적는다. 관성 상수는 정격 회전속도에서 저장된 운동에너지를 발전기 정격용량으로 나눈 값으로, 발전기가 운동에너지만으로 정격출력을 몇 초 낼 수 있는지를 뜻한다. 계통 전체의 관성은 이 운동에너지의 총량으로 나타내며, 영국 계통운영자는 GVA·s 단위를 쓴다.

같은 보고서는 풍력·태양광·배터리를 인버터 기반 자원(IBR, Inverter-Based Resource)으로 분류하고, 이 자원들은 동기발전기로 전기를 만들지 않으므로 본래 관성을 제공하지 않는다고 설명한다. 인버터는 직류를 반도체 스위치로 잘게 끊어 교류로 바꾸는 전력변환 장치이며, 출력 전류의 크기와 위상을 제어 프로그램이 정한다. 보고서는 동시에, 인버터 기반 자원이 기계 설비보다 훨씬 빨리 출력을 바꿀 수 있어 필요한 관성의 양 자체를 줄일 수 있다고 덧붙인다. 관성을 줄이는 원인과 관성 부족을 메우는 수단이 같은 장비에 들어 있다.

벨기에 쿠트루아퐁 양수발전소 발전전동기의 회전자. 동기기 회전자는 계통 주파수에 맞춰 도는 큰 회전 질량이다. 사진: Olivier Cleynen, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

고장전류 — 보호계전기가 고장을 알아보게 하는 큰 전류

선로가 단락되면 동기발전기는 정격전류의 몇 배에 이르는 전류를 내보낸다. 노르웨이 연구기관 SINTEF의 레이그스타드(Tor Inge Reigstad)가 2016년 5월 북유럽 전력계통 보호·제어 워크숍에서 발표한 자료는 동기발전기 단락전류의 교류분 최댓값을 정격의 약 6배로 정리한다. 과전류·거리·차동 계전기는 이 큰 전류와 그 전류가 만드는 전압 강하를 보고 고장을 찾아낸다.

인버터는 반도체 소자가 과열로 손상되지 않도록 전류를 제한한다. 2026년 학술지 『에너지 과학과 공학(Energy Science & Engineering)』에 실린 파글리(Abdelrahman Farghly) 등의 고장전류 제한기 리뷰 논문은 인버터 기반 자원이 단락전류 기여를 정격의 1.0~1.5배로 제한한다고 쓴다. 미국 서부 계통의 신뢰도 기관 WECC는 2023년 12월 『계통 강도 변화 연구(Changes in Grid Strength Study)』에서, 인버터의 고장전류를 1.1pu로 제한해 모의하는 방식을 업계의 표준 관행으로 소개했다. pu(per unit)는 단위법의 값으로, 기준값에 대한 비율이다. WECC는 같은 보고서에서 제조사들이 인버터 고장전류 자료를 영업 비밀이라는 이유로 내놓지 않아 단락 해석 모델마다 결함이 있다고 밝혔다. 고장전류가 정격의 6배에서 1배 남짓으로 줄면, 큰 전류를 보고 고장을 판별하던 보호계전 설계의 기준값 자체가 바뀐다.

고장 직후 전원이 내보내는 전류를 정격전류의 배수로 비교했다. 동기발전기 값은 SINTEF 레이그스타드의 2016년 북유럽 보호·제어 워크숍 발표 자료, 인버터 범위는 파글리 등의 2026년 『Energy Science & Engineering』 리뷰 논문, 1.1배는 WECC 『Changes in Grid Strength Study』(2023년 12월)의 모의 기준이다. 동기발전기 값은 첫 사이클의 최댓값이며 시간이 지나면 줄어든다.

전압 지지와 제어 설정 — 거동을 정하는 주체의 변화

동기발전기의 여자기는 계자 전류를 바꿔 무효전력을 내거나 흡수하고, 그 결과 발전기 단자와 주변 계통의 전압을 유지한다. 고장으로 전압이 떨어지면 여자기가 계자 전류를 높여 전압 회복을 돕는다. 인버터도 무효전력을 낼 수 있다. 다만 언제, 얼마나, 어떤 조건에서 낼지는 제어 설정이 정한다.

설정이 계통 사고로 이어진 사례가 미국 텍사스에서 나왔다. 미국 전력신뢰도기관 NERC(North American Electric Reliability Corporation)가 2022년 공개한 오데사(Odessa) 교란 웨비나 자료에 따르면, 2021년 오데사 교란에서 태양광 출력이 줄어든 가장 큰 원인은 인버터의 'PLL 동기 상실 트립'이었다. 위상동기루프(PLL, Phase-Locked Loop)는 인버터가 계통 전압의 위상을 추적하는 제어 회로다. 고장으로 계통 전압의 위상이 갑자기 뛰자 인버터 보호 기능이 이를 동기 상실로 판단하고 설비를 멈췄다. NERC는 계통 위상 변화로 인버터가 트립되어서는 안 된다는 지침을 이미 몇 해 전에 냈다고 지적했다. 2022년 6월 4일의 두 번째 오데사 교란에서는 송전망에 연결된 태양광 1,711MW가 한꺼번에 줄었고, 같은 자료는 일부 인버터의 펌웨어 개선이 2021년과 2022년 사이에 적용되지 않았다고 적었다. 동기발전기에서는 물리 법칙이 정하던 고장 시 거동을, 인버터에서는 제조사의 펌웨어와 설정값이 정한다.

미국 대형 태양광 발전소의 중앙 인버터 네 대와 개폐 설비. 그늘막 아래에 모아 설치했다. 사진: Photo by Scott Ely. – U.S. Department of Energy fr, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

관성이 줄어든 계통의 운영 — 2019년 영국 정전과 최소 관성 기준

2019년 8월 9일 오후 영국에서 벼락이 송전선에 떨어진 직후 발전기 여러 대가 거의 동시에 떨어져 나갔다. 영국 정부 에너지비상위원회(E3C)가 2019년 10월 낸 중간 보고서에 따르면, 해상풍력단지 혼시 원(Hornsea One)은 육상 쪽 제어 시스템은 정상이었으나 해상 쪽 제어 시스템이 비정상 전압 변동에 제대로 반응하지 못해 정지했다. 리틀 바포드(Little Barford) 가스복합발전소에서는 증기터빈과 가스터빈 두 대가 1분 반에 걸쳐 차례로 멈췄다. 배전망에 연결된 소규모 재생에너지와 디젤 발전기도 보호장치에 따라 떨어져 나갔다.

초기 손실은 약 2,100MW였고, 계통운영자가 대비해 둔 응동 예비력은 1,000MW였다. 주파수는 법정 하한 49.5Hz 아래로 내려가 48.8Hz에 이르렀고, 저주파 부하차단(LFDD, Low Frequency Demand Disconnection) 1단계가 작동했다. 저주파 부하차단은 주파수가 정해진 값 아래로 떨어지면 미리 지정한 부하를 자동으로 끊어 계통 전체의 붕괴를 막는 최후 방어 장치다. 이때 약 973MW, 약 115만 고객의 전기가 끊겼다. 같은 순간 배전망의 분산형 발전 약 600MW도 떨어져 나가 순부하 감소는 350MW였다. 주파수는 약 5분 안에 정상으로 돌아왔고, 끊긴 고객은 45분 안에 모두 복구되었다.

영국 북해의 혼시 2 해상풍력단지를 하늘에서 본 모습. 사진: dom fellowes from UK, CC BY 2.0, 위키미디어 공용

이 사고 뒤 영국은 2020년 계통 보안·품질 기준(SQSS)에 '주파수 위험·제어 보고서(FRCR, Frequency Risk and Control Report)'를 해마다 내도록 넣었다. 계통운영자(현재 국가에너지시스템운영자 NESO)는 이 보고서에서 어느 크기의 발전 탈락까지 주파수를 지킬지, 그러려면 관성을 얼마나 확보해야 하는지를 비용과 위험으로 따져 정하고, 에너지 규제기관 Ofgem이 이를 승인한다.

최소 관성 요건은 140GVA·s였다가 2024년 2월 28일 130GVA·s, 6월 19일 120GVA·s로 내려갔다. NESO는 2025년 5월 FRCR 2025에서 이를 102GVA·s로 낮추자고 제안했다. 근거는 앞으로 계통에서 가장 큰 단일 탈락을 1,800MW로 놓을 때 RoCoF를 0.5Hz/s 안에 두려면 90GVA·s가 필요하고, 그 1,800MW 설비가 떨어질 때 함께 사라지는 관성 약 12GVA·s를 더한다는 계산이다. Ofgem은 외부 전문가 검토와 추가 의견 수렴을 거쳐 2026년 5월 이 안을 승인했다. NESO는 이 조정으로 연간 최대 9,600만 파운드를 아낄 수 있다고 추산했다.

영국 계통운영자가 정한 최소 관성 요건. 140에서 130·120으로의 인하일은 NESO 『Frequency Risk and Control Report 2025』(2025년 5월), 102 안의 승인은 Ofgem의 FRCR 2025 결정문(2026년 5월)에 따른다. 점선은 승인된 다음 단계 값이며 시행 일자는 표시하지 않았다.

요건을 낮출 수 있었던 근거는 관성을 대신하는 빠른 주파수 응답이다. Ofgem 결정문에 따르면 120GVA·s 기준에서 주파수가 49.2Hz 아래로 떨어질 위험은 7.3년에 한 번이었고, NESO는 102GVA·s로 운전해도 이 위험을 같은 수준으로 유지하려고 배터리처럼 빠르게 출력을 내는 자원의 주파수 응답 상품(동적 억제, Dynamic Containment)을 200MW 더 사들이기로 했다. NESO의 FRCR 2025는 시장 운전만으로 확보되는 관성이 하한에 못 미치는 시간대에 운영자가 추가 조치를 해 관성을 하한까지 끌어올린다고 설명한다. 관성은 회전기의 부산물이던 상태를 벗어나, 운영자가 필요한 양을 계산하고 비용을 치러 확보하는 대상이 되었다.

한국에서는 같은 문제가 섬 계통에서 먼저 나타났다. 한국전력은 2024년 8월 23일 ABB와 제주 계통에 고관성 플라이휠 동기조상기를 설치하는 양해각서를 맺었다. 동기조상기는 원동기 없이 계통에 연결되어 회전만 하는 동기기로, 무효전력과 단락전류를 내고 회전 관성도 제공한다. 발표에 따르면 이 설비는 50MVar 용량에 500MW·s의 관성에너지를 가지며, 제주 북부의 HVDC 변환소 근처에 설치되어 2026년 말 운영을 시작할 예정이다. HVDC(High Voltage Direct Current, 초고압 직류송전)는 교류를 직류로 바꿔 보내는 송전 방식으로, 제주와 육지를 해저케이블로 잇고 있다. 인버터 기반 자원이 늘어난 계통에 관성과 전압 지지를 공급하는 회전기를 다시 넣는 판단이 실제 설비 투자로 이어졌다.

전기가 남아 버리는 시간 — 제주와 호남의 출력제어

출력제어는 계통운영자가 수급 균형이나 송전 제약 때문에 발전기 출력을 강제로 줄이는 조치다. 수요보다 공급이 많으면 주파수가 올라가고, 어느 송전선에 흐를 수 있는 양보다 많이 보내려 하면 선로가 과부하된다. 산업통상자원부는 2021년 3월 제주의 재생에너지 출력제어가 2015년 3회에서 시작해 빠르게 늘었다고 밝혔다. 기후솔루션이 2025년 10월 낸 분석 보고서에 실린 국회 제출 자료에 따르면, 제주의 태양광·풍력 출력제어는 2021년 92회, 2022년 168회, 2023년 181회였다.

제주에서 태양광과 풍력의 출력을 강제로 줄인 횟수의 합. 출처는 기후솔루션 『제주 출력제어 사례로 본 최소발전용량 하향 조정의 편익』(2025년 10월) 표 1에 실린 국회 의원실 제출 자료다. 2024년 6월 재생에너지 입찰시장 도입 뒤에는 시장에서 빠지는 출력이 출력제어로 집계되지 않으므로 2024년 이후 값은 그리지 않았다.

제주도의 풍력발전기. 사진: gary4now, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

제주에서 전기가 남는 이유는 재생에너지가 많아서만은 아니다. 계통 안정을 위해 반드시 돌려야 하는 화력 발전기(필수운전 발전기)가 있고, 이 발전기에는 더 낮출 수 없는 출력의 하한, 곧 최소발전용량이 있다. 수요가 적은 봄·가을 낮에는 필수운전 발전기의 최소출력과 육지 전력을 채우고 남은 자리만큼만 재생에너지가 들어간다.

전력거래소는 2024년 4월 1일 제주 필수운전 발전기의 출력하한을 낮췄다. 예를 들어 남제주 1·2호기는 최소발전용량 60MW보다 낮은 39MW까지 운전할 수 있게 되었다. 기후솔루션 보고서는 2022년 9월부터 2024년 3월까지의 실제 출력제어 시점에 이 하한을 미리 적용했다면 누적 출력제어량의 약 17%(5,800MWh)를 피할 수 있었고, 하한을 발전기 정격의 25%까지 낮추면 약 48%, 20%까지 낮추면 약 70%를 피할 수 있었다고 계산했다. 출력제어의 크기는 재생에너지의 양과 함께, 다른 발전기의 출력을 얼마나 낮출 수 있는가라는 계통의 유연성이 정한다.

출력제어는 육지로 번졌다. 헤럴드경제가 2026년 4월 22일 보도한 기후에너지환경부의 국회 제출 자료에 따르면, 2025년 한 해 태양광 출력제어는 88회였고 그중 47회가 호남권에서 일어났다. 같은 해 원자력 발전도 37회 출력을 줄였는데, 2024년에는 3회였다. 출력을 자주 바꾸지 않던 원자력까지 출력을 줄였다는 것은 송전망과 유연성의 부족이 전원 종류를 가리지 않고 영향을 준다는 뜻이다.

계통을 보는 장치와 변전소의 통신 — 광역감시와 디지털 변전소

인버터가 늘어 계통의 거동이 빨라지면 운영자는 더 빨리, 더 넓게 보아야 한다. 20년 전 송전망 감시의 주력은 SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition, 원격감시제어시스템)였다. 북미 동기위상 연구협의체 NASPI가 2014년 10월 낸 설명 자료에 따르면, SCADA는 보통 4~6초마다 값을 보고하고 위상측정장치(PMU, Phasor Measurement Unit)는 초당 30~60회 측정값을 보낸다.

PMU는 GPS 시각 신호에 마이크로초 정밀도로 맞춰 전압·전류의 크기와 위상각을 잰다. 이런 페이저를 동기위상(synchrophasor)이라 한다. 같은 자료는 PMU 자료로 SCADA에서는 보이지 않는 계통 진동과 전압 불안정을 찾아낼 수 있다고 설명한다. 북미에는 2009년 연구용 PMU가 약 200대였고 2014년에는 운영용 PMU가 약 1,700대로 늘었으며, 대부분은 2009년 미국 경기부양법(ARRA)에 따른 연방 보조금 1억 6,500만 달러로 설치되었다. 한국에서는 한국형 광역계통감시시스템(K-WAMS) 개발 과제가 2004년부터 2009년까지 진행되었다고 『전기저널』 2013년 12월호가 소개했다.

변전소 내부의 신호 전달 방식도 바뀌었다. 20년 전 변전소의 보호계전기는 계기용 변류기(CT)와 변성기(VT)에서 나온 아날로그 신호를 구리선으로 받았고, 기기 사이의 신호도 접점과 배선으로 주고받았다. 국제전기기술위원회(IEC)는 2003년 『변전소의 통신 네트워크와 시스템(Communication networks and systems in substations)』이라는 제목으로 IEC 61850 1판의 여러 부(part)를 냈다. 2003년 7월 발행된 IEC 61850-5가 그 가운데 하나다. 이 표준은 변전소 기기의 기능을 공통 데이터 모델로 정의하고, 기기 사이의 신호를 이더넷 메시지로 주고받게 한다.

적용 범위가 변전소 밖으로 넓어지면서 표준 제목은 『전력 유틸리티 자동화를 위한 통신 네트워크와 시스템(Communication networks and systems for power utility automation)』으로 바뀌었다. IEC 웹스토어의 2026년 IEC 61850 전체 묶음에는 기술보고서와 개정판을 포함해 55개 문서가 들어 있다.

한국전력은 2015년 2월 디지털 변전설비 성능검증 시험기술인 'IEC 61850 클라이언트 시험시스템'을 미국 시험기업 퀄리티로직(QualityLogic)에 기술이전하면서, 최근 건설되는 변전소가 디지털 방식으로 전환되고 있고 그 통신 방법이 IEC 61850으로 규정되어 있다고 밝혔다. 디지털 변전소에서는 보호 기능이 통신망과 시각 동기에 의존하게 되므로, 통신 지연·시각 동기·사이버 보안이 보호 설계의 조건으로 들어왔다.

전력시장이 사고파는 것의 변화 — 실시간시장과 용량가격

20년 전 한국 전력시장은 하루 전에 다음 날 24시간의 발전계획을 한 번 정하는 하루전시장 하나였다. 이 방식은 수요 예측 오차가 작고 발전기가 계획한 출력을 그대로 낸다는 전제 위에서 작동한다. 풍력과 태양광이 늘면 하루 전 예측과 당일 발전량의 차이가 커지고, 하루 전에 정한 계획만으로는 당일의 수급을 맞추기 어려워진다.

산업통상자원부는 2023년 8월 '전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙'을 정해 제주에 실시간시장, 예비력시장, 재생에너지 입찰제도를 먼저 도입하기로 했다. 제주에서는 2024년 6월부터 15분 단위 실시간시장이 운영되고 있다. 실시간시장은 당일의 수급 상황을 15분 단위로 다시 반영해 가격과 발전량을 정하고, 예비력시장은 발전기가 전력을 팔지 않고 남겨 둔 예비 용량을 따로 거래한다.

법무법인 세종이 2023년 9월 정리한 운영규칙 내용에 따르면, 재생에너지 입찰제도에서는 설비용량 3MW를 넘는 태양광·풍력이 의무로 입찰에 참여한다. 입찰 가격의 상한은 0원/kWh이고 음수 가격 입찰도 허용된다. 연료비가 들지 않는 재생에너지는 음수 가격을 내서라도 발전하려 하므로, 출력을 줄이는 순서가 입찰 가격으로 정해진다. 기후솔루션 보고서는 입찰시장 도입 뒤 시장에서 빠지는 출력이 출력제어 통계에 잡히지 않는다고 지적했다.

파이낸셜뉴스의 2026년 9월 보도에 따르면 제주의 재생에너지 발전 비율은 2025년 말 24.3%다. 2026년 2차 제주 시범사업에는 30개 급전가능 재생에너지 자원(628.3MW)이 참여하고, 전력거래소는 2026년 4월부터 발전계획을 얼마나 정확히 지켰는지에 따라 용량정산금을 0.8684~1.1749배로 차등하는 계수를 적용하고 있다. 같은 태양광·풍력이라도 계통이 필요할 때 예측대로 발전하는 능력에 값이 매겨지기 시작했다.

전라남도 나주 빛가람 혁신도시의 전망대. 사진: 레이저마인드, CC0, 위키미디어 공용

시장의 다른 쪽에서는 설비 용량 자체의 가격이 올랐다. 용량시장은 몇 년 뒤 최대수요 때 공급할 수 있는 능력(MW)을 미리 사 두는 시장이다. 미국 동부와 중서부 여러 주의 송전망과 도매 전력시장을 운영하는 PJM의 기준 경매(BRA, Base Residual Auction) 청산가격은 2024/25 공급연도 MW·일당 28.92달러에서 2025/26 269.92달러로 뛰었다. 2026/27에는 329.17달러, 2027/28에는 333.44달러로 두 해 연속 상한가에서 결정되었다. 청산가격은 경매에서 필요한 물량을 채우는 마지막 낙찰 가격이며, 낙찰된 모든 설비가 이 가격을 받는다.

PJM 기준 경매(BRA)의 계통 전체(RTO) 청산가격. 단위는 설비용량 MW를 하루 동안 확보하는 데 드는 달러(UCAP 기준)다. 출처는 PJM의 2026/2027 BRA 보고서(2025년 7월)와 2027/2028 BRA 보고서(2025년 12월)다.

PJM은 2027/28 경매 보고서에서 예측 부하가 5,249.9MW 늘었고 그 대부분이 대형 부하(Large Loads)의 추가 때문이라고 적었다. 제주의 실시간시장과 PJM의 용량가격은 같은 방향을 가리킨다. 전기에너지(MWh)의 가격에 더해, 필요한 시점에 출력을 맞추는 능력과 최대수요 때 공급할 수 있는 능력이 따로 거래되는 상품이 되었다.

송전망이 따라가지 못하는 속도 — 건설 지연과 대형 부하

국제에너지기구(IEA)는 2023년 10월 『전력망과 안전한 에너지 전환(Electricity Grids and Secure Energy Transitions)』 보고서에서 새 전력망 인프라는 계획·인허가·건설에 5~15년이 걸린다고 적었다. 같은 보고서는 각국의 에너지·기후 목표를 이루려면 2040년까지 8,000만 km의 전력망을 새로 짓거나 교체해야 하는데, 세계 전력망 투자는 연 3,000억 달러 안팎에서 거의 변하지 않았고, 최소 3,000GW의 재생에너지 사업이 계통 접속을 기다리고 있다고 집계했다. 미국 로런스버클리 국립연구소(LBNL)가 2025년 12월 낸 『Queued Up 2025』는 2024년 말 미국 계통 접속 대기열의 활성 용량을 약 2,290GW로 집계했다. 미국 전체 발전설비(약 1,320GW)의 두 배에 가깝다.

한국의 송전선 건설 기간은 더 길었다. 북당진~신탕정 345kV 송전선로는 태안화력 단지의 전력 6.5GW를 아산·탕정 산업단지로 보내는 45km 선로다. 한국경제의 2025년 4월 2일 보도에 따르면 이 사업은 2003년 3월 시작해 2012년 6월 준공을 목표로 했으나 여섯 차례 연기 끝에 2024년 말 개통했다. 지연은 150개월이었다. 그동안 태안화력은 출력을 제한한 채 운전했고, 한국전력은 부족한 전력을 LNG 발전으로 대신하느라 1조 2,000억 원을 더 썼다. 같은 지역의 신당진~북당진, 당진화력~신송 선로는 2025년 4월 기준 각각 66개월, 90개월째 지연되고 있었다.

충청남도 당진 화력발전소의 항공 사진(2025년 11월). 사진: Rik Schuiling / TropCrop-TCS, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

동해안~수도권 HVDC는 동해안의 원자력·석탄 발전 전력을 직류 500kV로 수도권에 보내는 사업이다. 1단계 동해안~신가평 선로는 당초 2019년 12월 준공이 목표였으나, 산업통상자원부는 2025년 5월 23일 완공 시점을 2026년 6월에서 2027년 6월로 다시 늦췄다고 파이낸셜뉴스가 보도했다. 경인일보의 2025년 5월 27일 보도에 따르면 동해안의 발전설비는 2025년 17.9GW에 이르지만 송전 가능 용량은 14.5GW다. 마지막 수전 지점인 동서울변환소 증설은 하남시 인허가 문제로 늦어졌다. 기후에너지환경부는 2025년 11월 5일 이 증설(4,000MVA, 2027년 준공 예정)을 포함한 99개 설비를 '국가기간 전력망 설비'로 지정해 고시했다.

지정의 근거인 국가기간 전력망 확충 특별법은 2025년 2월 27일 국회 본회의를 통과했고, 공포 후 6개월이 지난 날부터 시행되었다. 법은 국무총리 소속 국가기간 전력망 확충위원회를 두고, 이 위원회의 심의를 거쳐 승인된 사업에 인허가 의제와 영향평가 특례를 적용한다. 발전원은 몇 년 안에 늘릴 수 있지만 송전망은 10년 넘게 걸리는 경우가 반복되었고, 그 속도 차이가 출력제어와 발전 제약으로 나타났다.

당초 준공 목표 대비 지연 기간. 북당진~신탕정과 신당진~북당진, 당진화력~신송은 한국경제 2025년 4월 2일 보도의 수치이고, 동해안~신가평은 당초 목표 2019년 12월과 2025년 5월 변경된 2027년 6월의 차이(90개월)로 계산했다. 아래 두 사업은 진행 중인 지연이다.

수요 쪽에서는 데이터센터가 새 변수가 되었다. IEA는 2025년 4월 『에너지와 AI(Energy and AI)』 보고서에서 세계 데이터센터 전력소비가 2024년 약 415TWh로 세계 소비의 약 1.5%였고, 2030년에는 약 945TWh로 두 배 넘게 늘 것으로 전망했다. 2017년 이후 연평균 증가율은 약 12%였으며, 미국에서는 2030년까지 늘어나는 전력수요의 거의 절반을 데이터센터가 차지할 것으로 보았다. 데이터센터는 수백 MW 단위의 부하가 짧은 기간 안에 한 지점에 들어온다. 앞의 PJM 용량가격 상승 배경에도 대형 부하 예측의 증가가 있었다.

데이터센터 서버실의 서버 랙 줄. 사진: BalticServers.com, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서의 전제와 2025년 계통의 상태

앞에서 확인한 변화를 교과서의 전제와 나란히 놓으면 다음과 같다. 왼쪽 열은 2000년대 중반 기초 전력공학이 깔고 있던 전제이고, 오른쪽 열은 위에서 인용한 기관 보고서와 통계로 확인한 지금의 상태다.

호주 멜버른 템플스토 변전소의 동기조상기 설비. 사진: Mriya, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

항목	20년 전 교과서의 전제	지금 확인되는 상태
전원 구성	석탄·가스·원자력·수력의 동기발전기가 대부분	2025년 세계 발전량의 17.3%가 풍력·태양광, 재생에너지 전체(33.8%)가 석탄(33.0%)을 앞섬
관성	연결된 회전기의 수만큼 자동으로 존재	영국은 최소 관성 요건을 정해 확보하며 102GVA·s 안을 2026년 승인, 제주는 플라이휠 동기조상기 도입
고장전류	동기기가 정격의 수 배를 공급, 보호계전 설계의 기준	인버터 기반 자원은 정격의 1.0~1.5배로 제한, 제조사 자료 비공개로 모의도 어려움
고장 시 거동의 근거	동기기의 전기·기계 방정식	인버터 펌웨어와 보호 설정(2021년 오데사 교란의 최대 원인은 PLL 동기 상실 트립)
계통 감시	SCADA가 4~6초마다 값을 보고	PMU가 GPS 시각에 맞춰 초당 30~60회 측정
변전소 내부 신호	아날로그 배선과 접점	IEC 61850 이더넷 메시지와 디지털 표본값
재생에너지의 계통 제약	다룰 일이 거의 없음	제주 출력제어 2023년 181회, 2025년 육지 태양광 88회·원자력 37회
전력시장	하루전시장 하나, 재생에너지는 입찰 없이 우선 구매	제주 15분 실시간시장·예비력시장·재생에너지 입찰, PJM 용량가격 MW·일당 28.92달러에서 333.44달러로
송전망 건설	수요 증가에 맞춰 계획대로 건설	북당진~신탕정 150개월 지연, 미국 접속 대기열 약 2,290GW
수요 전망	완만한 증가	세계 데이터센터 소비 2024년 약 415TWh에서 2030년 약 945TWh 전망

결론 — 회전기가 대가 없이 주던 기능이 설계·운영·거래의 대상이 되었다

20년 사이 바뀐 것은 발전량 비중의 숫자에 그치지 않는다. 확인한 근거는 세 묶음으로 정리된다. 첫째는 물리다. 관성, 고장전류, 전압 지지는 동기발전기의 구조에서 저절로 나오던 기능이었고, 인버터 기반 자원에서는 제어 설정과 전류 제한이 이 기능의 크기를 정한다. 동기발전기 고장전류가 정격의 약 6배인 데 비해 인버터는 1.0~1.5배이고, 2021년 오데사 교란은 펌웨어의 보호 기능 하나가 대규모 출력 감소를 일으킬 수 있음을 보였다.

둘째는 운영이다. 영국은 2019년 정전 뒤 최소 관성 요건을 숫자로 정하고 빠른 주파수 응답을 사들이는 방식으로 관성을 관리한다. 제주는 필수운전 발전기의 최소출력과 송전 제약 때문에 2023년 181회의 출력제어를 겪었고, 동기조상기를 다시 들여오고 있다. 감시는 몇 초 간격의 SCADA에서 초당 수십 회의 PMU로, 변전소 신호는 구리선에서 IEC 61850 메시지로 바뀌었다. 셋째는 제도다. 제주의 실시간시장과 재생에너지 입찰, PJM의 용량가격 급등, 한국의 전력망 특별법은 모두 유연성과 공급 능력과 송전 용량에 따로 값을 매기거나 건설 절차를 바꾸는 조치다.

결론적으로 태양광·풍력의 확대는 계통이 전제로 삼던 물리적 기능을 운영자가 계산하고 기술 기준으로 요구하고 시장에서 사는 대상으로 바꾸었고, 그 전환의 속도를 지금 가장 크게 제약하는 것은 발전원보다 늦게 지어지는 송전망과 아직 정비 중인 기술 기준이다. 이 기능들을 정량화하고 검증하는 해석 기법도 함께 필요해졌다.

이 전환은 계통을 해석하는 도구의 선택 문제로 곧바로 이어진다. 정상상태의 조류해석, 기본파 페이저로 동특성을 보는 실효값 해석, 순시값으로 전력전자 제어까지 모의하는 EMT 해석은 각기 다른 시간 범위의 질문에 답하며, 인버터 기반 자원이 늘수록 어느 질문에 어느 해석을 쓸지가 계통 계획의 조건이 되었다. 그 구분은 2편 「계통 해석 시뮬레이션 다시 배우기」의 주제다.

2편. 계통 해석 시뮬레이션 다시 배우기 — 조류해석·실효값(RMS) 해석·전자기 과도(EMT) 해석이 답하는 질문

조류해석, 실효값 해석, 전자기 과도 해석은 서로 다른 시간 범위의 질문에 답하는 도구다. 인버터가 늘어난 계통에서 세 해석의 역할이 어떻게 다시 나뉘었는지, 2016년 남호주 정전과 2021·2022년 텍사스 오데사 사고의 공식 보고서로 정리한다.

전력계통 엔지니어는 설비를 짓기 전에 계통 해석 시뮬레이션으로 그 설비가 계통에 들어왔을 때의 거동을 계산한다. 계통 해석 시뮬레이션은 계산하는 시간 범위와 표현하는 물리량에 따라 세 종류로 나뉜다. 정상상태 한 장면을 푸는 조류해석, 기본파 페이저로 수 초에서 수십 초의 동특성을 푸는 실효값(RMS, root mean square) 해석, 전압과 전류의 순시 파형을 마이크로초 단위로 푸는 전자기 과도(EMT, electromagnetic transient) 해석이다. 20년 전 대학 교과서는 앞의 두 해석을 계통 계획과 운영의 기본 도구로 가르쳤고, EMT 해석은 낙뢰 서지와 개폐 서지를 다루는 절연 협조용 도구로 소개했다.

이 분업은 회전기가 전력을 만드는 계통을 전제로 했다. 태양광, 풍력, 배터리 같은 인버터 기반 자원(IBR, inverter-based resource)은 반도체 스위치와 디지털 제어기로 전류를 만든다. 그 제어기와 보호 기능은 수 밀리초 안에 동작한다. 세 해석은 서로 다른 시간 범위의 질문에 답하도록 만들어졌으며, 인버터가 늘어난 계통에서는 실효값 해석만으로 놓치는 현상이 늘어 어떤 해석을 고를지와 그 해석에 넣을 모델이 현장 설비와 같은지가 계통 계획의 새 과제가 되었다.

2016년 남호주 정전 보고서가 기록한 모델과 측정값의 차이

2016년 9월 28일 오후 남호주에 시속 190~260킬로미터의 토네이도가 지나갔다. 호주 에너지시장운영기관(AEMO, Australian Energy Market Operator)은 호주 동부 전력시장의 계통과 시장을 함께 운영하는 기관이다. AEMO가 2017년 3월 낸 최종보고서에 따르면 토네이도 두 개가 약 170킬로미터 떨어진 275킬로볼트 송전선 세 회선을 거의 동시에 쓰러뜨렸다. 오후 4시 16분 무렵 2분 동안 고장이 이어지며 남호주 계통에 전압 강하가 여섯 번 생겼다.

이때 남호주 중북부의 풍력단지 아홉 곳이 출력을 줄인 채 회복하지 않았다. 그중 여덟 곳은 터빈 보호 설정이 2분 안에 허용하는 전압 강하 횟수를 미리 정해 두었고, 그 횟수를 넘자 보호 기능이 출력을 줄였다. 7초가 안 되는 사이에 456메가와트가 사라졌다. 부족분을 떠맡은 빅토리아·남호주 헤이우드 연계선은 약 700밀리초 뒤 특수보호계전방식으로 분리되었다.

분리된 남호주 계통은 수요 1,826메가와트에 비해 약 1,000메가와트가 모자라 오후 4시 18분 정전되었고, 약 85만 고객이 전기를 잃었다.

남호주 중북부의 핼릿 풍력단지(2010년). 사진: Ian Sutton from Collinsville and Oberon, Australia, CC BY 2.0, 위키미디어 공용

이 보고서의 부록 W는 모델의 정확도를 다룬다. AEMO는 평소 계통 계획에 쓰는 PSS/E 실효값 모델과 별도로, 남호주 계통 전체를 EMT 해석 도구인 PSCAD/EMTDC로 다시 만들었다. 풍력단지 모델은 제조사가 만든 상세 모델을 넣었다. 그리고 사고 때 고속 측정기(HSM, high-speed monitor)가 기록한 전압을 각 발전소 모델에 입력해 모델의 출력과 측정 출력을 겹쳐 보았다. 실효값 모델에는 정상분 실효 전압을, EMT 모델에는 세 상의 순시 전압을 넣었다.

결과는 세 가지로 정리된다. 동기발전기와 정지형 무효전력 보상기(SVC) 모델은 측정과 맞았다. 풍력단지 모델은 정확도가 제각각이었다. 마운트 밀러 풍력단지 모델은 고장 직후 출력을 거의 즉시 회복했으나, 측정된 단지는 고장 전 출력으로 돌아가는 데 최대 9초가 걸렸다. 모든 풍력단지에서 측정 유효전력은 고장 중에 모델보다 더 깊이 떨어졌고 고장 제거 뒤에 더 늦게 회복했다.

AEMO는 이 차이 때문에 헤이우드 연계선의 과도안정도 한계가 실제보다 낙관적으로 계산되었다고 판단했다. 정전을 일으킨 보호 기능, 곧 일정 횟수의 전압 강하 뒤 출력을 계속 줄이는 기능은 AEMO가 제출받은 어떤 시뮬레이션 모델에도 들어 있지 않았다. AEMO는 사고 재현을 위해 그 기능을 손으로 모델에 넣어야 했다. 보고서는 EMT 해석이 더 정확하지만 계산량이 커서 실행할 수 있는 연구 수가 제한된다고 적었다. 그래서 조사는 PSS/E로 넓게 살핀 뒤 눈에 띄는 결과만 PSCAD로 다시 확인하는 혼합 방식으로 진행되었다.

사고가 남긴 물음은 두 가지로 나뉜다. 어떤 해석이 어떤 현상을 표현할 수 있는가, 그리고 해석에 넣는 모델이 현장 설비의 제어와 보호를 담고 있는가다. 첫째 물음은 세 해석의 가정에서 출발한다.

세 해석을 나누는 기준은 시간 범위와 표현하는 물리량이다

2021년 IEEE 전력계통 논문지에 실린 하치아르기리우(N. Hatziargyriou) 등의 논문 「전력계통 안정도의 정의와 분류, 재검토와 확장」은 첫 그림에서 전력계통 동적 현상의 시간 범위를 10⁻⁷초부터 10⁵초까지 그렸다. 낙뢰 전파와 개폐 서지가 가장 빠른 쪽에 있고, 회전자각 동요, 조속기와 부하 주파수 제어, 전압 제어, 보일러 동특성이 차례로 느린 쪽에 놓인다. 이 논문은 인버터 제어가 수 마이크로초에서 수 밀리초 범위에 걸쳐 있어 파동 현상과 전자기 현상의 범위를 함께 차지한다고 설명한다.

해석 기법은 관심 있는 시간 범위만 남기고 나머지를 근사하는 방식으로 나뉘었다.

조류해석은 정상상태 한 장면을 푼다

조류해석은 발전량과 부하가 주어졌을 때 모선마다 전압의 크기와 위상각을 구하고, 그 값으로 선로마다 흐르는 유효전력과 무효전력을 계산한다. 모선은 세 종류로 나뉜다. 부하 모선(PQ 모선)은 유효전력과 무효전력을 정해 두고 전압을 구한다. 발전기 모선(PV 모선)은 유효전력과 전압 크기를 정해 두고 위상각과 무효전력을 구한다. 슬랙 모선은 전압 크기와 위상각을 정해 두고 손실을 포함한 나머지 전력을 떠맡는다. 미국 본빌전력청(BPA, Bonneville Power Administration)의 티니(W. F. Tinney)와 하트(C. E. Hart)가 1967년 11월 발표한 「뉴턴법에 의한 조류계산」은 텍사스 A&M 대학 강의 자료에 따르면 487모선 계통을 51초에 풀었다.

조류해석은 송전망 계획과 상정사고 해석의 출발점이며, 동적 해석도 조류해석이 만든 초기 상태에서 시작한다. 조류해석이 답하는 질문은 "이 운전점에서 과부하나 전압 위반이 있는가"다. "고장이 난 뒤 계통이 그 운전점으로 돌아오는가"에는 답하지 않는다.

실효값 해석은 기본파 페이저로 동특성을 푼다

페이저와 정상분전압과 전류가 50헤르츠나 60헤르츠의 사인파 하나로 이루어졌다고 가정하면, 파형 전체 대신 크기와 위상각 두 숫자로 나타낼 수 있다. 이 복소수 표현이 페이저다. 세 상의 페이저는 대칭좌표법으로 정상분, 역상분, 영상분으로 나뉜다. 정상분은 세 상이 균형 잡혀 있을 때 남는 성분이며, 세 상 전압의 평균에 가까운 값이다. 실효값 해석 프로그램 대부분은 계통을 정상분 페이저 하나로 계산한다.

실효값 해석은 송전망을 기본파 페이저로 표현하고, 발전기의 회전자 운동과 여자기, 조속기 같은 제어기만 미분방정식으로 푼다. 이렇게 하면 송전망의 빠른 전자기 현상이 계산에서 빠진다. 대신 계산 간격을 밀리초 단위로 늘릴 수 있다. 텍사스 A&M 대학 강의 자료는 과도안정도 해석의 계산 간격이 보통 수 밀리초이고, 60헤르츠 계통에서는 4분의 1주기인 4.167밀리초를 많이 쓴다고 정리한다. 미국 북미전력신뢰도공사(NERC, North American Electric Reliability Corporation)의 보고서들은 이 해석을 정상분 동적 해석이라고 부른다.

실효값 해석은 고장 뒤 발전기의 동기 유지, 주파수 하락 폭, 전압 회복 시간을 묻는 데 쓴다. 수천 개 모선을 수십 초 동안 계산할 수 있어 대규모 계통 해석에 쓰여 왔다.

EMT 해석은 순시 파형을 마이크로초 간격으로 푼다

EMT 해석은 페이저 가정을 쓰지 않는다. 인덕터와 커패시터의 미분방정식을 시간 영역에서 직접 적분해 세 상 전압과 전류의 순시값을 구한다. 이 방법의 기초는 헤르만 도멜(H. W. Dommel)이 놓았다. EMTP 개발사의 연혁에 따르면 도멜은 1964년 뮌헨 공과대학 박사학위 논문에서 인덕터와 커패시터를 저항과 전류원의 등가회로(companion model)로 바꾸고 절점해석으로 푸는 방법을 제시했다. 이 등가회로는 사다리꼴 적분 규칙에서 나온다. 도멜은 1966년 BPA에 초빙되어 전자기 과도 프로그램(EMTP) 개발에 참여했고, 1969년 IEEE 논문지에 「단상과 다상 회로망의 전자기 과도에 대한 디지털 계산」을 발표했다. 도멜의 볼로냐 대학 강연 초록에 따르면 1960년대 중반까지 과도현상 연구는 저항과 코일, 커패시터로 송전선을 흉내 낸 아날로그 과도현상 해석기(TNA)로 했고, 그 자리를 EMTP형 디지털 프로그램과 같은 알고리즘의 실시간 모의기가 이어받았다.

미국 컬럼비아강 본빌 댐 제2발전소 내부의 수차 발전기. 사진: Pauerbach08, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

아래 그림은 기관 기준에 적힌 EMT 해석과 실효값 해석의 계산 간격을 한 눈금에 올렸다. AEMO의 2018년 3월 「전력계통 모델 지침」 의견 수렴용 초안은 과도안정도용 EMT 모델이 10~50마이크로초의 정수 간격에서 동작해야 한다고 적었고, 실효값 모델의 최소 계산 간격을 1밀리초로 두었다. 2023년 7월 14일 시행된 지침 2.0판은 EMT 모델이 1마이크로초 이상의 간격에서 동작하면 되도록 바꾸었다. 영국 계통운영기관 NESO(National Energy System Operator)가 2025년 9월 낸 EMT 모델 안내서 2판은 10~20마이크로초를 권한다. EMT 해석의 계산 간격은 실효값 해석보다 백 배에서 수천 배 짧고, 같은 시간을 계산하는 데 그만큼 많은 계산 단계가 필요하다.

EMT 해석 간격은 호주 AEMO 「전력계통 모델 지침」 2018년 3월 의견 수렴용 초안(과도안정도용 10~50 µs, 실효값 모델 최소 1 ms)과 2023년 7월 2.0판(1 µs 이상), 영국 NESO 「EMT 모델 안내서」 2025년 9월 2판(10~20 µs)에 적힌 요구값이다. 실효값 해석의 4분의 1주기 4.167 ms는 60 Hz 계통의 통상 간격으로 텍사스 A&M 대학 강의 자료(ECEN 667, 2023)를 따랐다.

앞의 해석일수록 넓은 계통을 빨리 풀고, 뒤의 해석일수록 좁은 범위를 자세히 푼다. 인버터가 등장하기 전에는 실효값 해석이 다루는 범위 안에서 계통 안정도 문제가 대부분 설명되었다.

인버터 제어가 기본파 페이저 가정의 범위를 넘는다

하치아르기리우 등의 2021년 논문은 2004년 쿤더(P. Kundur) 등이 IEEE 전력계통 논문지 19권 2호에 발표한 안정도 분류를 다시 검토한 결과다. 원래 분류는 회전자각 안정도, 전압 안정도, 주파수 안정도 세 가지였다. 2016년 IEEE 전력계통 동적성능위원회가 만든 태스크포스는 여기에 컨버터 구동 안정도와 공진 안정도를 더했다. 2021년 논문은 원래 분류에 들어 있던 현상은 모두 페이저 근사로 제대로 모델링되지만, 새로 더한 두 종류는 대부분 페이저 근사로 다룰 수 없다고 적었다. 예외로 든 것은 컨버터 구동 안정도 가운데 저속 상호작용뿐이다.

같은 논문은 인버터 제어의 주파수 대역도 정리했다. 전력반도체의 스위칭 주파수는 킬로헤르츠 대역이고, 상위 제어 루프는 1~10헤르츠로 다른 계통 제어기와 비슷하다. 컨버터 구동 불안정은 10헤르츠 미만의 저속 상호작용과 수십에서 수백 헤르츠, 경우에 따라 킬로헤르츠에 이르는 고속 상호작용으로 나뉜다. 아래 그림은 이 대역과 AEMO가 EMT 모델에 요구하는 대역폭을 한 눈금에 놓았다. AEMO의 2023년 지침은 EMT 모델의 대역폭을 직류부터 10킬로헤르츠까지로 정했다.

인버터 상위 제어 루프(1~10 Hz)와 컨버터 구동 안정도의 저속(10 Hz 미만)·고속(수십~수백 Hz, 경우에 따라 kHz) 상호작용, kHz 대역 스위칭은 Hatziargyriou 등, IEEE Transactions on Power Systems 36권 4호(2021)의 서술을 따랐다. EMT 모델 요구 대역폭(직류~10 kHz)은 AEMO 「전력계통 모델 지침」 2023년 2.0판 4.3.6절이다. 범위는 논문이 적은 대표 범위이며 측정값이 아니다.

기본파 페이저는 50헤르츠나 60헤르츠 성분 하나만 남기는 표현이다. 그러므로 기본파에서 멀리 떨어진 성분이 결과를 좌우하는 현상은 실효값 해석에 나타나지 않는다. 국제대전력망기구(CIGRE)의 작업반 C4.56이 2022년 10월 낸 기술보고서 881호도 같은 판단을 한다. 이 보고서는 기존 도구가 단순화 때문에 인버터 사이의 차동기 상호작용을 예측하지 못한 사례들을 정리했다.

위상동기루프(PLL)계통에 전류를 맞춰 넣는 인버터는 계통 전압의 위상각을 계속 측정해야 한다. 이 일을 하는 제어 회로가 위상동기루프(PLL, phase-locked loop)다. 고장으로 전압 위상이 갑자기 바뀌면 PLL이 새 위상을 따라가는 동안 인버터 전류가 흔들린다. 일부 제조사는 위상이 일정 각도 이상 바뀌면 인버터를 멈추는 보호 기능을 PLL에 붙여 두었다.

두 번째 문제는 세 상을 하나로 합치는 정상분 표현에 있다. 인버터는 상마다 측정한 전압과 전류로 제어하고 보호한다. 남호주 보고서의 워털루 풍력단지 사례가 이 차이를 보여 준다. 이 단지의 터빈은 전압이 0.85퍼유닛 아래로 떨어지면 고장 시 운전 모드로 들어간다. 불평형 고장 때 정상분 전압은 이 값보다 충분히 높았다. 그래서 PSS/E 모델은 사고 전 어느 고장에서도 고장 시 운전 모드에 들어가지 않았다. 현장의 터빈은 들어갔다.

AEMO 「남호주 정전 최종보고서」(2017년 3월) 부록 W.2의 워털루 풍력단지 사례. 0.85 pu는 해당 풍력단지 터빈이 고장 시 운전 모드에 들어가는 전압 임계값이다.

EMT 모델도 이 사례를 완전히 재현하지는 못했다. 첫 번째 고장에서 집합 터빈 전압은 0.85퍼유닛 바로 아래로 내려가 측정과 같은 응답을 냈다. 두 번째 고장에서는 1퍼센트에 못 미치는 오차로 바로 위에 머물러 모드에 들어가지 않았다. AEMO는 터빈마다 전압을 정확히 계산하려면 터빈 하나하나와 집전 선로 임피던스를 따로 모델링해야 하는데, 터빈이 수백 대인 대규모 계통에서는 그런 모의가 실행하기 어렵다고 적었다. 고장 시 운전 기능은 켜고 끄는 스위칭 제어라서 임계값 근처의 작은 오차가 결과를 바꾼다.

남호주 토트힐 산맥을 따라 늘어선 워털루 풍력단지. 사진: Fairv8, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

정상분 실효값 해석은 상별 측정에 반응하는 인버터 보호를 표현하지 못한다. EMT 해석은 표현할 수 있지만, 결과의 정확도는 모델 안의 제어와 보호가 현장 설정과 같은지에 달려 있다. 이 조건이 어긋난 경우를 텍사스의 사고 보고서들이 기록했다.

텍사스 오데사 사고 보고서가 기록한 모델의 빈칸

2021년 5월 9일 오전 11시 21분, 텍사스주 오데사 부근 복합화력발전소의 승압 변압기에서 피뢰기가 고장 나 A상 지락이 생겼다. 차단기는 3사이클 안에 고장을 제거했다. 200마일 넘게 떨어진 태양광 발전소까지 출력을 줄였다. NERC가 2021년 9월 낸 「오데사 사고 보고서」에 따르면 복합화력 192메가와트, 태양광 1,112메가와트, 풍력 36메가와트, 합계 1,340메가와트가 줄었다. 고장이 태양광 발전소를 직접 끊은 경우는 없었다. 모든 감소는 인버터나 급전선 단위의 보호 동작, 또는 발전소 제어 거동에서 나왔다.

원인별로는 PLL 동기 상실이 389메가와트로 가장 컸다. 해당 인버터는 전압 위상이 10도 이상 바뀌면 멈추었다. 인버터 순시 교류 과전압이 269메가와트였다. 이 보호는 1.3퍼유닛의 순시 최대값으로 동작해 고장 중 수 밀리초 동안 생기는 전압 튐에 반응했다.

보고서 2장의 표 2.1은 태양광 탈락 원인 아홉 가지를 정상분 해석과 EMT 해석이 각각 정확히 모델링할 수 있는지로 나누었다. 정상분 해석으로 정확히 모델링할 수 있는 것은 위상 도약 탈락 하나였다. EMT 해석은 계전기 모델이 부족한 급전선 저주파수 보호 하나를 빼고 모두 모델링할 수 있다고 표시되었다. 각주는 대부분의 정상분 동적 모델이 PLL과 다른 빠른 내부 제어와 보호를 표현하지 않는다고 적었다.

현장에 제출된 EMT 모델이 그 기능을 담고 있었는지는 별개였다. 텍사스 전력계통운영기관 ERCOT는 2016년부터 인버터 기반 자원에 EMT 모델 제출을 요구했다. 영향을 받은 태양광 발전소 18곳 가운데 15곳이 EMT 모델을 냈고 3곳은 내지 않았다. NERC 보고서는 현장에서 관찰된 인버터 보호의 임계값, 시간 지연, 고정 응답 논리가 제출된 모델에 들어 있지 않아 보인다고 적었고, 이를 특히 EMT 모델에서 큰 모델링 공백이라고 평가했다.

미국 텍사스주 트래비스 카운티의 이스트 블랙랜드 태양광 발전소(2025년). 사진: RobertKixmiller, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

1년 뒤 같은 지역에서 비슷한 사고가 다시 났다. 2022년 6월 4일 오후 12시 59분, 오데사의 동기발전소에서 피뢰기가 고장 나 345킬로볼트 계통에 B상 지락이 생겼다. 고장은 3사이클에 제거되었다. 동기발전 844메가와트와 태양광 1,711메가와트, 합계 2,555메가와트가 줄었고 주파수는 59.7헤르츠까지 내려갔다. 당시 대기 중이던 응동 예비력은 2,442메가와트였다. NERC가 2022년 12월 낸 보고서는 이 감소가 텍사스 연계계통의 자원 상실 방호 기준에 거의 닿았다고 적었다. 사고 당시 태양광은 전체 발전의 15퍼센트였다.

NERC 「2022 Odessa Disturbance Report」(2022년 12월) 표 1.1의 원인별 감소량과 표 3.1의 정상분 해석 재현 가능 여부를 합쳤다. 감소량 130 MW 이상인 원인 여덟 가지만 실었다. 한 발전소에 원인이 여럿인 경우가 있어 합계가 사고 전체 감소량 1,711 MW와 같지 않다. EMT 해석으로는 급전선 저주파수 계전을 뺀 일곱 가지를 재현할 수 있다고 표시되었다.

2022년 보고서의 표 3.1은 원인 열두 가지를 다시 분류했다. 가장 큰 원인인 인버터 순시 교류 과전류 459메가와트, 순시 교류 과전압 295메가와트, 직류 링크 전압 불평형 211메가와트는 모두 정상분 해석으로 정확히 모델링할 수 없는 항목이었다. 보고서는 순시 과전류와 과전압 보호가 상별 순시값으로 동작하므로 정상분 모델로는 표현할 수 없고, EMT 모델에서도 보통 고정 코드로 들어가 있어 사용자가 볼 수 없다고 설명했다. 한 주요 인버터 제조사는 직류 측 보호를 정상분 모델에도 EMT 모델에도 넣지 않았다고 NERC에 확인해 주었다. 그 EMT 모델은 직류 링크를 이상적인 전압원으로 두었다.

두 보고서는 정상분 모델 쪽의 문제도 기록했다. 2021년 사고 때 태양광 발전소 18곳 가운데 16곳은 정상분 해석에서 표준 라이브러리 모델로 표현되어 있었다. 표준 라이브러리 모델은 여러 제조사의 제어를 하나의 정형화된 블록도로 나타낸 일반 모델이다. 두 제조사는 이 모델이 인버터 제어를 정확히 표현하지 못한다고 밝혔다. NERC는 일반화된 모델, 제조사가 검증한 사용자 정의 모델의 부재, EMT 모델 품질 점검의 부재, 모델의 낮은 정확도가 2021년과 2022년 오데사 사고에 함께 작용했다고 결론지었다.

NERC는 2016년부터 미국 서부와 텍사스에서 정상 제거된 송전 고장 뒤 태양광 출력이 함께 줄어든 사고를 잇달아 보고했다. 아래 그림은 NERC 보고서에 적힌 감소량을 모았다.

NERC 사고 보고서의 태양광 출력 감소량. 2016년 8월 16일 블루컷 화재, 2017년 10월 9일 캐니언2 화재의 두 번째 고장, 2018년 4월 20일 앤젤레스 포레스트와 5월 11일 팜데일 루스트(CAISO·LADWP·IID 합계), 2021년 5월 9일과 2022년 6월 4일 오데사.

NERC의 2023년 11월 「인버터 기반 자원 성능 문제 보고서」에 따르면 경보에 응답한 설비의 약 4분의 1이 정상 제거 고장에서도 탈락할 가능성이 큰 임계값으로 PLL 동기 상실 보호를 쓰고 있었다. 보고서는 이 보호가 정상분 해석에 모델링되지 않고 과거의 EMT 모델 상당수에도 들어 있지 않아, 계통연계 해석과 연간 계획 해석에서 이 위험이 잡히지 않는다고 적었다.

제조사 모델과 블랙박스 모델이 만드는 검증의 어려움

AEMO의 바박 바드르자데(B. Badrzadeh)가 NERC 회의에서 발표한 자료는 두 발전기의 모델 차이를 정리했다. 동기발전기는 AEMO가 소스 코드를 볼 수 있고, 같은 발전기의 실효값 모델과 EMT 모델 사이에 큰 차이가 없는 경우가 많다. 인버터 기반 발전기의 모델은 제조사에서 받아야 하고, 제조사마다 다르며 기밀로 다뤄진다. 같은 발전기라도 실효값 모델과 EMT 모델의 차이가 크다.

NERC가 2023년 3월 낸 신뢰도 지침 「대전력계통 연계 인버터 기반 자원의 EMT 모델링」은 EMT 모델을 세 종류로 정의했다. 투명 모델은 제어 구조와 코드를 사용자가 볼 수 있고, 주로 표준 블록으로 만들어진다. 블랙박스 모델은 제어의 일부나 전부를 제조사가 컴파일한 동적 연결 라이브러리(DLL) 파일에 넣어 사용자가 볼 수 없게 한 모델이다. 실코드 모델은 블랙박스 모델 가운데 현장 제어기의 펌웨어 코드를 그대로 쓰거나 거의 같은 코드를 쓰는 모델이다.

지침은 실코드 모델을 권장한다. 현장 설비의 제어 소프트웨어 판과 연결되어 있어 맞는 모델을 쓰고 있는지 확인할 수 있기 때문이다. AEMO의 2023년 지침도 실제 하드웨어 코드를 EMT 구성 요소에 넣고 암호화한 모델을 권장 유형으로 적었고, 2024년 7월 15일부터 컴파일된 코드를 32비트와 64비트 DLL로 함께 제공하게 했다. 실코드 모델은 제어 논리가 현장과 같다는 장점이 있다. 그러나 내부를 볼 수 없으므로 문제가 생겼을 때 해석자가 원인을 추적하기 어렵다.

풍력발전기 나셀 내부. 발전기와 전력 변환 장비가 이 안에 들어 있다. 사진: Lauri Veerde, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

CIGRE 기술보고서 881호는 이를 역할 분담의 문제로 정리했다. 광역 EMT 모델 전체를 보는 계통운영기관은 설비 제어 전문가가 아니고, 제품을 잘 아는 제조사는 다른 제조사의 모델을 볼 수 없어 인버터 사이의 상호작용을 풀기 어렵다.

2022년 오데사 보고서에서 제조사들은 모델 요구 문서가 무엇을 넣어야 하는지 정하지 않아 기대가 모호하다고 말했다. 현재 EMT 모델에 빠진 보호 기능 상당수는 명시적 요구가 없어서 구현되지 않았다는 설명도 덧붙였다. 제조사가 모델을 넘긴 뒤 조정된 파라미터와 활성화된 기능이 준공 과정에 반영되지 않는 경우도 많았다. 많은 발전소가 모델에 없는 기본 설정으로 준공되었다.

사고 뒤 조치도 모델 문제를 새로 만들었다. 2022년 보고서의 표 2.2에 따르면 여러 발전소가 고장 중 전류를 안정시키려고 동적 무효전력 계수를 2에서 1로 낮추었다. NERC는 이 조정이 무효전력 지원을 줄이는데도 계통 전체 해석 없이 진행된다고 적었다. 인버터 기반 자원의 모델은 펌웨어와 설정이 바뀔 때마다 다시 맞춰야 하는 대상이 되었다.

계통운영기관들이 정한 EMT 모델 요구와 검증 절차

남호주 정전 뒤 호주가 먼저 규정을 바꾸었다. AEMO의 2018년 「전력계통 모델 지침」 초안은 발전사업자가 모든 설비의 현장별 EMT 모델을 제출하게 하고, 계통 강도 영향 평가에는 실효값 모델만으로는 부족하다고 적었다. 2023년 지침 2.0판은 여기에 PSCAD/EMTDC 5.0 이상과의 호환, 모의 시작 후 3초 안의 자체 초기화, 공장 인수 시험과 대조한 검증을 더했다.

영국은 계통 규정(Grid Code)으로 EMT 모델 제출을 의무화했다. NESO의 2025년 안내서는 실효값 모델이 PLL을 충분히 표현하지 못해 차동기 진동 위험을 놓칠 수 있다고 설명하고, 모델이 10~20마이크로초 간격에서 동작하고, 4~6초 안에 스스로 초기화하며, 보호 기능을 켜고 끌 수 있어야 한다고 정했다.

북미에서는 NERC 지침과 연방 규제가 함께 움직였다. ERCOT는 2021년 3월 시행한 계획 지침 개정 요청 PGRR-085로 EMT 모델 검증, 모델 품질 시험, EMT 모델과 정상분 모델의 일치 시험, 현장 조정 설정과 모델 파라미터의 대조를 요구했다. 이 요구는 소급 적용되지 않아 기존 발전소에는 미치지 못했다. NERC의 2023년 EMT 지침은 같은 발전소의 EMT 모델과 정상분 모델을 서로 대조해 일치시키라고 권고했다. 해석에 쓴 모델이 현장 준공 설정과 일치함이 확인되기 전에는 발전소를 연계하지 말라는 권고도 담았다.

미국 텍사스 계통운영기관 ERCOT 급전실의 운영자. 사진: Dpysh w, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

미국 연방에너지규제위원회(FERC)는 2023년 10월 명령 901호로 NERC에 인버터 기반 자원의 신뢰도 기준을 새로 만들거나 고치도록 지시했다. 텍사스 신뢰도기관(Texas RE)의 2026년 3월 소식지에 따르면 NERC는 이 작업을 네 단계로 나누었다. 자료 공유와 모델 검증을 다룬 3단계 개정안(MOD-026-2 등)은 2026년 2월 19일 FERC 승인을 받았다. 계획·운영 해석 기준을 고치는 4단계는 2026년 11월 4일 제출을 목표로 진행 중이다. 계통연계 해석에 EMT 해석을 넣는 별도 과제(Project 2022-04)는 2025년 10~11월 FAC-002-5 초안의 1차 투표를 거쳤고, 2026년 8월 ERCOT 작업반 자료에는 보류 상태로 적혀 있다.

NERC 지침의 두 낱말이 세 나라 규정의 공통 요구를 나타낸다. 모델 충실도(fidelity)는 모델이 설비의 제어와 보호 기능을 충분히 담고 있는가이고, 모델 품질(quality)은 모델 파라미터가 현장의 준공 설정과 같은가다. 오데사 사고의 모델들은 두 조건을 모두 채우지 못했다.

광역 EMT 모델과 공동 시뮬레이션으로 계산량을 나누는 방법

EMT 해석을 계통 전체로 넓히면 계산 시간이 문제가 된다. AEMO의 바드르자데는 2020년 7월 미국 에너지시스템통합그룹(ESIG) 기고에서 AEMO의 광역 EMT 모델 작업을 정리했다. AEMO는 남호주 정전 조사를 계기로 2017년 광역 EMT 모델을 만들기 시작했고, 2019년 9월까지 전력시장 다섯 지역의 모델을 모두 완성했다. 2020년 6월에는 직류 연계로 분리된 태즈메이니아를 뺀 본토 전체 통합 EMT 모델을 완성했다. 모선 약 3,000개와 상세 EMT 동적 모델 약 200개로 이루어졌고, 30초 동안의 동적 모의에 3시간이 걸렸다.

이 수치는 AEMO 소속 엔지니어가 자기 기관의 성과로 쓴 글에 나오며, 정확도 비교의 사례 수와 오차 기준은 글에 없다. 다른 기관의 수치와 함께 읽어야 한다. 영국 NESO가 2023년 8월 등록한 혁신 과제 문서는 영국 전체 EMT 모델로 30초를 모의하는 데 PSCAD에서 수 시간이 걸린다고 적고, 35만 파운드를 들여 병렬 계산과 평균값 인버터 모델로 실행 시간을 줄이는 연구를 시작했다. CIGRE 기술보고서 881호는 대규모 광역 EMT 해석이 계통 크기와 계산 자원에 따라 1~10시간 걸리고, 해석 전체 기간을 최대 두 배까지 늘릴 수 있다고 정리했다.

호주 배스링크 HVDC 변환소의 사이리스터 밸브(2017년, 태즈메이니아 조지타운). 사진: Minze2810, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

계산량을 나누는 첫째 방법으로 지역과 발전기를 나눈다. 바드르자데의 NERC 발표 자료에 따르면 인버터 모델 가운데 1~2마이크로초 간격을 요구하는 것이 있고, AEMO는 그런 모델을 따로 돌려 전체 속도를 지켰다.

둘째는 공동 시뮬레이션이다. 관심 지역만 EMT 해석으로, 나머지는 실효값 해석으로 풀고 경계 모선에서 정보를 주고받는다. 지멘스는 PSS/E와 PSCAD를 잇는 모듈을 판매한다. 2017년 국제전력계통과도학회(IPST)에서 무둔코투와(K. Mudunkotuwa)와 필리자데(S. Filizadeh)는 IEEE 118모선 계통의 풍력단지 주변만 PSCAD로 풀고 나머지를 동적 페이저 해석으로 푸는 공동 시뮬레이션을 발표했다.

공동 시뮬레이션의 일반 구조. 지멘스 PSS/E-PSCAD 공동 시뮬레이션 모듈 설명서와 IPST 2017·2023 논문의 서술을 바탕으로 그렸으며, 경계 정보 교환 방식은 프로그램마다 다르다.

공동 시뮬레이션은 경계에서 새 오차를 만든다. 2023년 IPST에서 코나라(H. Konara), 안나카게(U. D. Annakkage), 위르크스(R. Wierckx)는 두 해석의 계산 간격이 크게 다르기 때문에 경계에서 생기는 시간 지연이 수치 불안정의 주원인이라고 지적했다. 이들은 경계 송전선을 진행파 모델로 표현해 두 계통을 분리했다.

그래서 기관들은 해석 기법을 고르는 절차부터 정한다. NERC 2023년 지침은 연계되는 모든 발전소를 상세 EMT 해석으로 검토하는 것은 현재 인력과 계산 자원으로 대개 불가능하므로, EMT 해석이 필요한 경우를 객관적 기준으로 걸러 내되 놓치지 않는 쪽으로 보수적으로 판단하라고 권고한다. 아래 그림은 이 판단을 질문 순서로 정리했다.

NERC 「Reliability Guideline: EMT Modeling for BPS-Connected Inverter-Based Resources」(2023년 3월) 4장의 선별 원칙과 2021·2022년 오데사 보고서의 모델링 가능 여부 표를 바탕으로 정리한 판단 순서다. 실제 선별 기준은 인버터 밀집도 같은 지표를 함께 쓴다.

CIGRE 기술보고서 881호에 따르면 EMT 해석 인력은 소수의 전문 컨설팅 회사에 몰려 있었고, 현장 계산 설비에는 수십만 달러가 든다. 해석 기법의 선택은 계산 시간과 인력, 모델 확보 비용을 함께 따지는 결정이 되었다.

20년 전 교과서의 해석 체계와 지금의 해석 체계 비교

아래 표는 20년 전 학부 전력공학이 전제한 해석 체계와 지금의 체계를 나란히 놓았다.

항목	20년 전 교과서	지금
계획·운영의 기본 동적 해석	정상분 실효값 해석(과도안정도 해석)	실효값 해석에 더해 인버터 밀집 지역은 EMT 해석, 일부 기관은 광역 EMT 모델 운용
EMT 해석의 용도	낙뢰·개폐 서지, 절연 협조, HVDC 설계	인버터 고장 시 운전, 약계통 안정도, 제어 상호작용, 연계 해석
발전기 모델의 근거	회전체 물리와 표준화된 여자기·조속기 블록도	제조사 제어 소프트웨어, 실코드·블랙박스 DLL 모델
계산 간격	실효값 해석 수 ms(60Hz에서 4분의 1주기 4.167 ms)	EMT 모델 1~50 µs(호주 2018·2023, 영국 2025 기준)
모델의 검증	발전기 정수 시험 위주	고속 측정 재생 검증, EMT·실효값 모델 대조, 준공 설정 대조
표현 단위	세 상을 정상분 페이저 하나로 표현	상별 순시값으로 보호 동작을 판정해야 하는 경우가 늘어남
규정	모델 제출 요구가 실효값 모델 중심	호주·영국 EMT 모델 의무 제출, 미국 FERC 명령 901호에 따른 기준 개정 진행

결론 — 해석 기법의 선택과 모델의 검증은 함께 풀어야 하는 과제다

조류해석은 정상상태 한 장면, 실효값 해석은 기본파 페이저로 본 수십 초, EMT 해석은 순시 파형으로 본 수 초를 계산한다. 회전기 중심의 계통에서는 안정도 문제 대부분이 실효값 해석의 범위 안에 있었다. 인버터는 이 범위 밖에서 움직인다. 제어는 수 마이크로초에서 수 밀리초에 걸쳐 동작하고, 보호는 상별 순시값으로 판정한다. 2021년 하치아르기리우 등의 안정도 분류 개정은 새로 더한 두 안정도가 대부분 페이저 근사로 다룰 수 없다고 정리했다. 남호주 워털루 풍력단지와 오데사의 순시 과전류·과전압 탈락은 그 판단이 사고 기록으로 확인된 사례다.

그러나 두 사고 보고서가 공통으로 기록한 원인은 해석 기법보다 모델 쪽에 있었다. 남호주 정전을 일으킨 보호 기능은 제출된 어떤 모델에도 없었다. 오데사의 EMT 모델들은 순시 보호와 직류 측 보호를 빠뜨렸고, 많은 발전소가 모델에 없는 기본 설정으로 준공되었다. EMT 해석은 실효값 해석이 표현하지 못하는 현상을 표현할 수 있지만, 그 결과는 현장 설비의 제어와 보호를 담은 모델이 있을 때만 믿을 수 있다. 그러므로 인버터 시대의 계통 해석은 질문에 맞는 해석 기법을 고르는 일과 모델이 현장과 같음을 측정으로 확인하는 일을 한 절차로 묶어야 한다. 호주와 영국의 모델 지침, ERCOT의 PGRR-085, NERC의 2023년 EMT 지침과 FERC 명령 901호에 따른 기준 개정이 모두 이 두 일을 함께 요구하는 쪽으로 움직였다.

EMT 해석이 실효값 해석을 대신하지는 않는다. 광역 EMT 모델로도 30초 모의에 수 시간이 걸린다. 조류해석은 모든 동적 해석의 초기 상태를 만들고, 실효값 해석은 넓은 계통의 수많은 경우를 빠르게 훑으며, EMT 해석은 인버터 보호와 제어가 결과를 좌우하는 자리를 자세히 확인한다. 공동 시뮬레이션과 광역 EMT 모델은 이 분업의 경계를 계산 자원에 맞춰 옮기는 방법이다. 인버터 기반 자원의 제어 원리, 곧 반도체 스위치와 PWM, dq 변환과 PLL이 무엇인지는 3편 「전력계통 엔지니어를 위한 전력전자」에서 다룬다.

3편. 전력계통 엔지니어를 위한 전력전자 — 반도체 스위치, 변환기, PWM, dq 제어, 위상동기루프

태양광·풍력·배터리·HVDC가 계통에 내보내는 전류는 반도체 스위치를 켜고 끄는 변환기와 그 제어기가 만든다. 이 편은 소자, 변환기 구조, 펄스폭변조, dq 변환, 위상동기루프의 원리를 계통 현상과 연결해 다시 설명한다.

2021년 오데사 사고에서 태양광 출력 1,112 MW를 줄인 것은 인버터 내부 기능이었다

2021년 5월 9일 오전 11시 21분(미국 중부 시간), 텍사스주 오데사 근처 복합화력발전소의 발전기 승압 변압기에서 A상 1선 지락 고장이 났다. 차단기는 3사이클 안에 고장을 제거했다. 발전소 자체의 출력 손실은 192 MW였다. 고장 지점과 연결된 345 kV 변전소의 전압은 순간적으로 0.72 pu까지 내려갔다가 몇 사이클 만에 원래 수준으로 돌아왔다.

북미전력신뢰도공사(NERC)는 북미 대륙의 송전 계통 신뢰도 기준을 만들고 큰 사고를 분석하는 기관이다. NERC와 텍사스 지역 신뢰도 기관(Texas RE)이 2021년 9월 낸 「Odessa Disturbance」 보고서에 따르면, 같은 순간 텍사스 전력망(ERCOT) 곳곳의 태양광 발전소가 출력을 합계 1,112 MW 줄였고 풍력도 36 MW를 줄였다. 일부 발전소는 고장 지점에서 200마일(약 320 km) 넘게 떨어져 있었다. 보고서는 이 감소 가운데 고장 자체 때문에 계통에서 떨어져 나간 설비는 하나도 없었다고 적었다. 모든 감소는 인버터나 발전소 내부 배전선(피더)의 보호 기능, 그리고 발전소 제어 동작이 만든 것이었다.

원인별로 보면 가장 큰 항목은 위상동기루프(PLL, phase-locked loop)의 동기 상실 트립으로 389 MW였다. 대형 발전소 두 곳이 각각 239 MW와 150 MW를 줄였다. 보고서는 이 두 곳의 인버터가 고장 순간 전압 위상이 10도 이상 튀면 오류 코드를 내고 멈추도록 설정되어 있었고, 멈춘 뒤 기본 5분이 지나야 다시 운전하도록 되어 있었다고 적었다. 두 번째 항목은 인버터의 순시 교류 과전압 트립(269 MW)이다. 이 인버터들은 기본파 실효값 대신 순간 최댓값을 재어 1.3 pu를 넘으면 멈췄다. 그래서 고장 순간 몇 밀리초 동안 생기는 전압 뾰족값에도 반응했다.

이런 일은 오데사가 처음이 아니었다. 2016년 8월 16일 캘리포니아 블루컷 산불 때 500 kV 선로 고장으로 태양광 1,178 MW가 출력을 멈췄다. NERC의 2017년 6월 보고서는 그 가운데 약 700 MW가 인버터의 PLL이 계통 주파수를 57 Hz 이하로 잘못 계산해 즉시 트립한 결과라고 분석했다. 그때 실제 계통 주파수의 최저값은 59.867 Hz였다. 2022년 6월 4일 오데사 지역에서 다시 일어난 고장에서는 태양광 1,711 MW가 줄었다.

2021년 5월 9일 오데사 고장 때 출력 변화가 10 MW를 넘은 태양광 발전소를 원인별로 나눈 값. '순간 출력 정지와 출력 변화율 제한'은 전압이 0.9 pu 아래로 내려가면 전류를 멈추는 구형 인버터가 발전소 제어기의 출력 증가율 제한과 겹쳐 늦게 회복한 경우다. 출처: NERC·Texas RE, Odessa Disturbance 보고서 표 1.1(2021년 9월).

미국 모하비 사막의 태양광 발전소. 사진: Photo by Reegan Moen. – U.S. Department of Energy, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

세 사고의 공통점은 계통 쪽 고장이 평범했다는 데 있다. 1선 지락 고장을 3사이클 안에 제거하는 것은 보호계전기가 늘 하는 일이다. 회전기 중심의 계통이었다면 근처 발전기 몇 대가 흔들리고 끝났을 사건이다. 출력을 끊은 것은 인버터 안에서 위상을 재는 PLL, 전압을 재는 방식, 그 측정값에 붙은 보호 설정이었다. 오늘의 인버터 기반 자원은 반도체 스위치를 켜고 끄는 변환기와 그 제어기가 전력의 거동을 정하므로, 계통 엔지니어도 스위칭 소자·변조·dq 변환·PLL의 원리를 알아야 계통 현상을 해석할 수 있다. 아래 절은 그 원리를 소자에서 제어까지 차례로 올라가며 설명한다.

전력 반도체 스위치는 끌 수 있느냐와 얼마나 빨리 끄느냐로 세대가 나뉜다

전력전자 변환기는 반도체 스위치로 회로의 연결을 빠르게 바꾸어 직류를 교류로, 교류를 직류로 바꾸는 장치다. 스위치는 완전히 켜진 상태와 완전히 꺼진 상태만 오가므로 이론상 손실이 없다. 실제 손실은 켜져 있을 때의 전압 강하(도통 손실)와 켜고 끄는 순간의 전압·전류 겹침(스위칭 손실)에서 생긴다.

사이리스터와 전류형 변환기

20년 전 전력공학 교과서가 다룬 전력전자는 대부분 사이리스터였다. 사이리스터는 게이트에 펄스를 주면 켜지지만, 한 번 켜지면 흐르는 전류가 0으로 내려가거나 전압이 반대로 걸릴 때까지 꺼지지 않는다. IEEE Spectrum이 정리한 B. 제이언트 발리가의 회고에도 사이리스터는 켜기는 쉽지만 전압 극성이 바뀌어야 꺼진다는 한계가 적혀 있다. 그래서 사이리스터 변환기는 교류 계통 전압이 스스로 전류를 다음 소자로 넘겨 주어야 동작한다. 이 방식을 전류형 변환기 또는 계통전류전환형 변환기(LCC, line-commutated converter)라고 부른다.

1972년 캐나다 뉴브런즈윅의 일 리버(Eel River) 변환소는 사이리스터만으로 밸브를 구성한 세계 첫 상업용 HVDC 변환소다. IEEE 이정표 지정 문서에 따르면 캐나다 제너럴일렉트릭과 NB Power가 지은 320 MW 설비로, 그 전까지 쓰던 수은 아크 밸브를 대체했다. 수은 밸브는 손실이 크고 고장 과도 때 역점호가 잦았다. 2013년 지멘스의 HVDC 기술 발표 자료는 LCC 방식의 약점으로 유효전력의 50~60퍼센트에 이르는 무효전력 소비, 저차 고조파를 거르는 대형 필터, 강한 교류 계통에 대한 의존, 전류 실패(commutation failure)를 꼽았다.

캐나다 매니토바주 로서의 넬슨강 HVDC 1·2극 종단 설비. 사진: J. Lindsay, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

IGBT와 전압형 변환기

꺼지는 시점을 제어기가 고를 수 있는 소자가 나오면서 변환기의 성격이 달라졌다. IEEE Spectrum에 따르면 발리가는 제너럴일렉트릭 연구소에서 1980년 무렵 절연게이트 양극성 트랜지스터(IGBT, insulated-gate bipolar transistor)를 고안했다. IGBT는 MOSFET처럼 게이트 전압으로 켜고 끄면서 양극성 트랜지스터처럼 큰 전류를 낮은 전압 강하로 흘린다. 제어기가 정한 순간에 끌 수 있으므로 변환기가 교류 계통에 기대지 않고 스스로 교류 전압 파형을 만든다. 이렇게 직류 커패시터 전압을 잘라 교류 전압을 만드는 방식을 전압형 변환기(VSC, voltage-source converter)라고 한다.

IGBT를 송전에 처음 쓴 사례는 1997년 3월 스웨덴 헬셰엔(Hällsjön)과 그렝에스베리 사이 10 km 구간에서 시험 운전을 시작한 3 MW, ±10 kV 설비다. 히타치 에너지(옛 ABB 송전 부문)의 사례 소개는 이 설비가 다른 전원이 없는 고립 부하에 전력을 공급하면서 전압과 주파수를 스스로 정했다고 적었다. 사이리스터 변환기로는 할 수 없던 일이다.

덮개를 벗긴 IGBT 모듈 . IGBT 칩과 환류 다이오드가 보인다 — 덮개를 벗긴 IGBT 모듈(Powerex CM600DU-24NFH). IGBT 칩과 환류 다이오드가 보인다. 사진: Pslawinski, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

탄화규소와 질화갈륨

규소(Si)보다 띠간격(밴드갭)이 넓은 반도체를 광대역 반도체라고 부른다. 띠간격이 넓으면 같은 두께로 더 높은 전압을 견디므로 소자를 얇게 만들 수 있고 도통 저항과 스위칭 손실이 줄어든다. 대표는 탄화규소(SiC) MOSFET과 질화갈륨(GaN) 고전자이동도 트랜지스터(HEMT)다. 2021년 『Micromachines』에 실린 마차오충·구전황의 검토 논문은 GaN 소자가 스위칭 속도와 효율에서 앞서고 SiC 소자가 전압·전류·온도 능력에서 앞선다고 정리했다. 같은 논문은 GaN을 1 kW 미만에서 10 kW 미만까지의 저·중전력 응용에, SiC를 10 kW 미만의 중전력부터 10 kW 초과의 고전력 응용에 쓴다고 적었고, 당시 상용 GaN HEMT의 최고 정격을 900 V와 650 V로 조사했다. 미쓰비시전기는 2023년 5월 철도와 전력 계통용 3.3 kV SiC MOSFET 모듈 시제품 출하를 발표하면서 기존 규소 모듈보다 스위칭 손실이 91퍼센트 적다고 밝혔다.

제품군별로 조사한 상용 제품의 최고 차단 전압. 사이리스터와 IGBT는 히타치 에너지 반도체 제품 목록(2026년 10월 조회, 위상제어 사이리스터 5STP 45Y8500, HiPak IGBT 6,500 V), SiC는 미쓰비시전기 2023년 5월 8일 보도자료, GaN은 마차오충·구전황(2021) 조사 기준. 소자 하나의 정격이며 변환기 전압은 소자를 직렬로 쌓아 올린다.

계통 쪽에서 이 그림이 뜻하는 바는 둘이다. 첫째, 가장 높은 정격의 소자도 8.5 kV 수준이므로 수백 kV 송전용 변환기는 소자 수백 개를 직렬로 쌓아야 하고, 그 쌓는 방식이 변환기 구조를 정한다. 둘째, 소자가 빠를수록 스위칭 주파수를 올릴 수 있고, 스위칭 주파수가 제어기의 속도와 출력 파형의 고조파를 정한다. 다음 두 절은 변환기 구조와 스위칭 주파수를 차례로 다룬다.

변환기 구조는 출력 전압의 계단 수를 정한다 — 2레벨, 3레벨, MMC

전압형 변환기의 한 상은 직류 커패시터의 양극과 음극 사이에 위아래 두 스위치를 직렬로 둔 회로다. 위 스위치를 켜면 교류 단자가 +Vdc/2에, 아래 스위치를 켜면 −Vdc/2에 연결된다. 출력 전압이 두 값만 가지므로 이를 2레벨 변환기라고 한다. 두 스위치가 동시에 켜지면 직류 커패시터가 단락되므로 제어기는 한쪽을 끈 뒤 짧은 휴지 시간(데드타임)을 두고 다른 쪽을 켠다.

1981년 일본의 나바에 아키라, 다카하시 이사오, 아카기 히로후미는 『IEEE Transactions on Industry Applications』에 중성점 클램프(NPC, neutral-point-clamped) PWM 인버터를 발표했다. 직류 커패시터를 둘로 나눈 중간점에 다이오드로 출력을 묶어 0 레벨을 하나 더 만든 구조다. 소자 하나가 견디는 전압이 절반으로 줄고 출력 파형이 사인파에 더 가까워진다. 3레벨 구조는 지금도 대형 태양광 인버터에 쓰인다. 일본 TMEIC의 중앙집중형 태양광 인버터 SOLAR WARE 3200은 직류 1,500 V 입력, 3,200 kW 정격에 3레벨 IGBT 구조를 쓰며 최고 효율을 98.9퍼센트로 표시한다.

모듈형 다중레벨 변환기(MMC, modular multilevel converter)는 이 생각을 끝까지 밀고 간 구조다. 공학기술사 위키(ETHW)의 인물 소개에 따르면 독일 뮌헨 연방군대학교의 라이너 마르크바르트가 2002년에 고안했다. MMC의 기본 단위는 서브모듈이라고 부르는 작은 회로로, IGBT 두 개와 커패시터 하나로 이루어진다. 서브모듈은 자기 커패시터 전압을 출력에 넣거나(삽입) 건너뛰는(우회) 두 상태만 가진다. 한 상의 위아래 팔(arm)에 서브모듈 수백 개를 직렬로 놓고 삽입되는 개수를 바꾸면 출력 전압이 작은 계단으로 오르내린다.

MMC를 처음 송전에 쓴 사례는 2010년 11월 완공된 미국 샌프란시스코만의 트랜스베이 케이블이다. 피츠버그와 샌프란시스코를 잇는 400 MW, 직류 200 kV 해저 연계선으로, 시공사 쿠퍼티노 일렉트릭은 두 변환소에 전력 모듈 2,580개를 설치했다고 밝혔다. 2013년 지멘스 발표 자료의 모의 결과는 400 MW급에서 변환기 한 다리(leg)에 서브모듈 약 200개를 쓰는 예를 보였다. ETHW 소개는 MMC가 전압형 HVDC에서 가장 흔한 구조가 되었다고 적었다.

같은 목표 사인파(점선)를 2레벨, 3레벨 NPC, 서브모듈 수를 줄인 9레벨 MMC로 근사한 개념도. 2레벨과 3레벨은 반송파 비교 PWM, MMC는 가장 가까운 레벨을 고르는 방식으로 그렸다. 파이썬으로 계산한 파형이며 실제 설비의 측정값이 아니다.

캐나다 노바스코샤주 우드바인 변환소 건설 현장(2016년). 사진: Ken Heaton, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

구조가 바뀌면 계통이 보는 변환기도 바뀐다. 2레벨 변환기는 수 kHz로 스위칭하며 큰 필터를 단다. MMC는 서브모듈 하나하나가 느리게 스위칭해도 전체 출력이 매끄러우므로 필터가 작아지고 스위칭 손실이 준다. 그 대신 서브모듈 커패시터 전압을 고르게 유지하는 제어와 팔 사이를 도는 순환전류 제어가 더해진다. 계통 해석 시뮬레이션에서 변환기를 얼마나 자세히 그려야 하느냐는 질문도 이 구조에서 나온다. 조류해석과 실효값 해석에서는 변환기를 전류원이나 전압원으로 줄여 쓰지만, 전자기 과도(EMT) 해석에서는 제어 루프와 필터까지, 필요하면 서브모듈 동작까지 그린다.

PWM은 펄스의 폭을 바꾸어 평균 전압으로 사인파를 만든다

변환기의 스위치는 두세 개의 전압 레벨만 낼 수 있다. 사인파 전압은 펄스폭변조(PWM, pulse-width modulation)로 만든다. 가장 기본적인 방식은 반송파 비교 PWM이다. 제어기가 원하는 출력 전압을 기준 사인파로 만들고, 이를 훨씬 빠른 삼각파(반송파)와 비교한다. 기준이 반송파보다 크면 위 스위치를, 작으면 아래 스위치를 켠다. 기준 사인파의 꼭대기 근처에서는 +Vdc/2 펄스가 넓어지고 골짜기 근처에서는 좁아진다. 이 펄스열을 반송파 한 주기마다 평균하면 기준 사인파와 같은 모양이 된다.

반송파 주파수를 기본파의 12배로 낮추어 펄스가 보이게 그린 개념도. 실제 계통연계 인버터는 수 kHz에서 수십 kHz로 스위칭하므로 기본파 한 주기 안에 펄스가 수백 개 들어간다. 변조지수는 기준 사인파 진폭을 반송파 진폭으로 나눈 값이다.

평균은 기준과 같지만 순간 파형은 펄스다. 그 차이가 고조파이며, PWM 고조파는 주로 반송파 주파수와 그 배수 근처의 측대파로 나타난다. 그래서 변환기 출력에는 리액터나 리액터·커패시터·리액터로 이루어진 LCL 필터를 달아 높은 주파수 성분을 거른다. 반송파 주파수가 높을수록 고조파가 높은 주파수로 밀려나 필터가 작아지지만, 스위칭 손실은 커진다. 광대역 반도체가 주목받는 이유가 여기에 있다.

계통 쪽은 그 결과를 공통 연결점의 고조파 한도로 관리한다. 미국 전기전자공학회(IEEE)의 고조파 제어 권고 표준 IEEE 519는 2014년판과 2022년판의 전압 왜형률 한도가 같다. 연결점 전압이 높을수록 한도가 엄격해진다.

IEEE 519-2022 표 1의 전압 등급별 총고조파 왜형률(THD) 한도. 개별 고조파 한도는 같은 등급 순으로 5.0, 3.0, 1.5, 1.0퍼센트다. 161 kV 초과 계통은 HVDC 변환소가 원인이고 사용자 연결 지점에서 감쇠된다면 THD 2.0퍼센트까지 허용한다. 출처: IEEE 519-2022 표 1을 옮긴 Comsys의 전력품질 해설(2023년 6월)과 MB Drive Services의 2014·2022년판 비교 해설.

고조파는 필터로 거르면 끝나는 문제가 아니다. 알보르대학교의 왕슝페이와 프레데 블라비에르는 2019년 『IEEE Transactions on Smart Grid』 논문에서 변환기 제어 루프와 계통 임피던스가 서로 작용해 준동기 주파수에서 수 kHz까지 공진이 커지는 현상을 고조파 불안정으로 정리했다. 이 논문은 같은 종류의 문제가 1961년 영국·프랑스 해협 횡단 HVDC 시운전 때 이미 보고되었다고 적었다. 제어기의 출력 어드미턴스가 어떤 주파수에서 음의 저항처럼 동작하면 수동 필터의 공진을 줄이지 않고 키운다.

MMC에서는 사정이 다르다. 2018년 알보르대학교 연구진(왕중쉬 등)은 가장 가까운 레벨을 고르는 변조에서 서브모듈의 등가 스위칭 주파수가 기본파의 몇 배까지 낮아질 수 있다고 적었다. 이들의 30 MW, 팔당 서브모듈 20개 모의 사례에서 서브모듈 평균 스위칭 주파수는 181 Hz였다. 2레벨 인버터의 수 kHz와 비교하면 열 배 이상 낮다.

뉴질랜드 벤모어 HVDC 변환소의 교류 개폐장. 사진: Pseudopanax at English Wikipedia, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

클라크·파크 변환은 세 상의 교류를 두 개의 직류 값으로 바꾼다

세 상 전류 i_a, i_b, i_c는 평형이면 합이 0이므로 독립 변수는 둘뿐이다. 클라크 변환은 세 상의 값을 서로 직교하는 정지 좌표 α와 β의 두 값으로 바꾼다. 이름은 제너럴일렉트릭 엔지니어 에디스 클라크에서 왔다. 클라크는 1943년과 1950년에 두 권짜리 『Circuit Analysis of A-C Power Systems』를 냈고 1948년 미국전기학회(AIEE)의 첫 여성 펠로가 되었다.

전력계통 해석에 클라크 변환을 남긴 전기공학자 에디스 클라크. 사진: Unknown author Unknown author, CC0, 위키미디어 공용

파크 변환은 여기서 한 걸음 더 나간다. α·β 좌표를 계통 전압 위상 θ에 맞추어 함께 돌리면, 정상 상태에서 60 Hz로 회전하던 전류 벡터가 회전 좌표 위에서는 멈춰 있는 두 값 i_d와 i_q로 보인다. 로버트 파크는 1929년 AIEE 논문 「Two-Reaction Theory of Synchronous Machines」에서 동기기의 회전자 자속에 맞춘 이 좌표를 도입했다. 20년 전 교과서에서 dq 변환은 동기기의 직축·횡축 리액턴스를 다루는 해석 도구였다. 오늘의 인버터에서는 같은 변환이 디지털 제어기 안에서 한 제어 주기마다 계산된다.

a·b·c상 전류(위)와 계통 전압 위상에 맞춰 도는 dq 좌표에서 본 같은 전류(아래). 0.04초에 d축 지령을 0.6에서 1.0으로 바꾸자 세 상 교류는 진폭과 위상이 함께 바뀌지만 dq 좌표에서는 한 값만 계단처럼 오른다. 파이썬으로 계산한 개념 파형이다.

제어기가 굳이 이 변환을 쓰는 이유는 비례적분(PI) 제어기의 성질에 있다. 정밀 측정·제어 장비 업체 imperix의 기술 노트는, 교류 신호를 직접 따라가는 PI 제어기는 이득을 아무리 키워도 정상상태 오차가 남지만, 회전 좌표에서는 교류 전류가 직류 값 두 개로 바뀌므로 적분 동작이 오차를 0으로 만든다고 설명한다. dq 좌표에서 유효전력은 P = (3/2)·V_d·I_d, 무효전력은 Q = −(3/2)·V_d·I_q로 쓴다(d축을 전압에 맞춘 경우). 전압 위상에 좌표를 맞추면 유효전력은 d축 전류로, 무효전력은 q축 전류로 따로 지령할 수 있다. 계통 엔지니어가 아는 P-Q 독립 제어가 인버터 안에서는 두 개의 전류 제어 루프로 구현된다.

dq 식에는 ω·L·i_q, ω·L·i_d 같은 교차 항이 생긴다. 두 루프가 서로 영향을 주지 않게 제어기는 이 항을 미리 계산해 더하거나 빼는 비간섭(디커플링) 보상을 넣는다. 그리고 전류 지령에는 한도가 있다. 2021년 IEEE·CIGRE 안정도 분류 개정 논문(하치아르기리우 등)은 인버터형 전원의 단락전류 기여를 0(근접 3상 단락 때 변환기 차단)에서 1.5 pu 범위로 적었다. 미국 국립재생에너지연구소(NREL)의 2020년 「Research Roadmap on Grid-Forming Inverters」(린야선 등)는 동기기가 10 pu의 고장전류를 낼 수 있는 반면 기존 계통추종형 제어는 정상상태에서 2 pu 이하를 낸다고 비교했다. 반도체는 과전류를 견디는 시간이 짧으므로 제어기가 전류를 자른다. 고장 순간 인버터 전류의 크기와 위상은 소자 물성보다 이 제한 논리가 정한다.

위상동기루프는 계통 전압의 위상을 추정하고, 약한 계통에서 그 추정이 흔들린다

dq 변환에는 계통 전압의 위상각 θ가 필요하다. 동기발전기는 회전자 자체가 위상을 기억하지만, 인버터는 단자 전압을 측정해 위상을 계산해야 한다. 이 일을 하는 것이 PLL이다. 가장 널리 쓰는 동기 좌표 PLL(SRF-PLL)은 세 부분으로 이루어진다. 측정 전압을 추정 위상으로 파크 변환한 뒤 q축 전압 V_q를 본다. 추정 위상이 실제와 같으면 V_q는 0이다. PI 제어기가 V_q를 0으로 만드는 방향으로 주파수 보정값을 내고, 적분기가 그 주파수를 쌓아 위상을 낸다.

PLL의 속도는 대역폭으로 나타낸다. imperix의 PLL 기술 노트(TN103)는 실제 계통용 대역폭의 전형적인 값으로 약 30 Hz를 제시하면서, 대역폭이 높으면 위상을 빨리 따라가지만 측정 잡음과 왜곡에 민감해진다고 적었다. 2021년 하치아르기리우 등은 변환기의 상위 제어 루프 대역을 1~10 Hz 범위로, 스위칭 주파수를 kHz 범위로 적었다. 2026년 5월 arXiv에 공개된 장이판 등의 논문(2605.05932)은 안쪽 전류 제어 대역폭 1 kHz, 스위칭 10 kHz, PLL 15 Hz를 사례 값으로 썼다.

계통추종형 인버터 제어의 층 구조와 대역폭 예. 상위 제어 대역은 하치아르기리우 등(2021), PLL은 imperix 기술 노트 TN103, 전류 제어는 장이판 등(2026)의 사례 값, 스위칭 10 kHz는 같은 논문과 타울 등(2022)의 실험 조건이다. 제조사와 설비마다 값이 다르다.

인버터와 계통에 공존하는 주파수들을 로그 눈금으로 비교한 그림. 서로 다른 문헌의 사례 값을 모은 것이며 한 설비의 측정값이 아니다. MMC 서브모듈 값은 왕중쉬 등(2018)의 30 MW 모의 사례, 상위 제어는 하치아르기리우 등(2021)이 적은 범위의 상한이다.

이 그림에서 PLL과 상위 제어의 대역은 기본파 60 Hz와 같은 자릿수에 있다. 회전기의 기계적 동특성과 계통의 전자기 현상 사이의 주파수 범위에 인버터 제어 루프가 들어와 있다. 2021년 개정 안정도 분류가 컨버터 구동 안정도라는 범주를 새로 만들고 이를 느린 상호작용(10 Hz 미만)과 빠른 상호작용(수십~수백 Hz, 경우에 따라 kHz)으로 나눈 것도 이 때문이다. 같은 논문은 중국 신장에서 직접구동 영구자석 풍력발전기와 약한 교류 계통의 상호작용으로 2014년부터 20~40 Hz의 지속 진동이 관측되었다고 적었다.

약한 계통은 단락비(SCR, short-circuit ratio)가 낮은 계통이다. 단락비는 연결점의 단락용량을 그 지점에 붙은 발전 설비의 정격으로 나눈 값으로, 값이 작을수록 설비가 넣는 전류에 따라 연결점 전압이 크게 움직인다. 하치아르기리우 등은 단락비가 대략 1.5~2 아래로 내려가면 PLL과 안쪽 전류 제어의 응답이 진동할 수 있다고 적었다. 원리는 이렇다. 인버터가 전류를 넣으면 그 전류가 계통 임피던스를 지나며 연결점 전압의 위상을 바꾼다. PLL은 바뀐 위상을 따라가고, 제어기는 새 위상에 맞춰 전류를 다시 넣는다. 계통이 약하면 이 되먹임이 커져 PLL이 계통 입력 어드미턴스에 병렬로 음의 어드미턴스를 더한 것처럼 동작한다. 고장 중에는 전압이 낮아져 위상 정보 자체가 약해진다.

2022년 『IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics』에 실린 타울 등의 논문은 실제 계통 고장의 95퍼센트 이상이 비대칭 고장이라는 점을 지적했다. 비대칭 고장 때 측정 전압에는 역상분이 섞여 dq 좌표에서 120 Hz 맥동으로 나타난다. PLL은 정상분만 골라내는 전처리 필터를 거쳐야 한다. 오데사 사고의 출발점도 1선 지락이라는 비대칭 고장이었다.

이제 첫 절의 사고들을 다시 읽을 수 있다. 블루컷 산불 때 인버터는 고장으로 일그러진 파형에서 PLL이 추정한 주파수를 그대로 보호 기능에 넣었다. 그 추정값이 57 Hz 아래로 떨어지자 10밀리초 만에 멈췄다. 오데사의 인버터 일부는 PLL이 본 위상 변화가 10도를 넘자 '동기 상실'로 판정해 멈췄다. 두 사고 모두 계통 주파수와 위상은 정상 범위에 있었다. 인버터가 멈춘 이유는 계통 상태가 아니라 PLL이 순간적으로 추정한 값과 거기에 붙은 보호 설정이었다. 장이판 등(2026)은 계통추종형 인버터의 과도 불안정이 PLL 동기 상실 외에 직류 전압 제어와 PLL의 상호작용, 전압 불안정에서 시작되는 경우가 많다고 분석했다. 같은 논문은 PLL 대역폭이 크면 위상 급변 고장에 강해지지만 다른 루프와의 상호작용 조건이 바뀐다고 적었다. 대역폭 하나를 올리거나 내리는 것으로 끝나지 않는 이유다.

대책은 보호 설정과 연계기준, 모델로 나뉜다

첫째 대책은 보호 설정이다. NERC 오데사 보고서는 NERC 인버터 기반 자원 작업반의 지침 문구를 다시 실었다. 그 지침은 PLL 동기 상실이 인버터 트립으로 이어져서는 안 된다고 권고하며, PLL은 몇 전기 사이클 안에 다시 동기를 잡을 수 있다는 것을 근거로 들었다. 문제의 제조사는 PLL 동기 상실 보호를 기존 설비에서는 요청 시에만 끄고 새 제품에서는 꺼서 출하한다고 밝혔다. 2022년 NERC 웨비나 자료에 따르면 2022년 6월 고장에서는 PLL 동기 상실로 트립한 인버터가 없었다. 대신 고립 운전 검출 기능의 하나인 위상 급변 보호(인버터 전압·전류 위상차가 500밀리초 안에 15도 넘게 바뀌면 동작)와 인버터 순시 교류 과전류 보호가 출력을 끊었다. 2021년 보고서도 한 설비가 두 차례 고장에서 서로 다른 이유로 트립했다고 적고, 보호 기능 하나를 끄면 다른 보호가 트립할 수 있다고 우려했다.

둘째 대책은 연계기준이다. 2022년 제정된 IEEE 2800은 송전망에 연결하는 인버터 기반 자원의 성능 기준이다. ERCOT 작업반의 2023년 10월 검토 자료는 이 표준이 1사이클 이내에 일어나는 정상분 전압 위상 변화가 25도 이하이면 발전소가 운전을 유지하도록 요구하고, 그동안 전류 차단(순간 출력 정지)을 허용하지 않는다고 정리했다. NERC의 신뢰도 기준 PRC-029-1은 인버터 기반 자원의 주파수·전압 고장 시 운전 유지 의무를 정하면서, 각주에 운전 유지의 뜻에 'PLL 동기 상실과 관련된 트립이 없는 것'이 포함된다고 명시했다. 위상에 관한 예외는 고장이 아닌 개폐 조작으로 위상이 25전기도 넘게 바뀐 경우로 한정했다. 인버터 내부의 PLL 동작이 연계기준 문서에 직접 등장하게 되었다.

고장 순간 동기발전기와 계통추종형 인버터가 전류를 만드는 원리를 대비한 개념도. 인버터 쪽 단계는 NERC 오데사 보고서(2021)와 NREL 계통형성형 인버터 연구 로드맵(2020)의 설명을 따랐다.

셋째 대책은 모델이다. 2022년 NERC 웨비나 자료는 과전류 트립을 줄이려고 제조사가 고장 중 스위칭 논리를 바꾸는 소프트웨어를 만들었으며, 그에 맞춰 EMT 모델도 바뀌어야 한다고 적었다. 인버터의 계통 거동은 펌웨어 판본에 따라 달라지고, 계통 운영자가 쓰는 모델이 현장 펌웨어와 같은 판본인지가 해석 결과를 좌우한다. 2021년 보고서는 출력 변화가 10 MW를 넘어 분석 대상이 된 발전소 대부분에 인버터 단위의 고장 파형 기록이 없고 연계점 기록만 있어 원인 분석이 제한되었다고 적고, 고속 기록과 그 보존을 개선 과제로 꼽았다.

마지막 대책은 PLL에 기대지 않는 제어다. NREL 로드맵은 계통추종형 인버터를 PLL로 측정한 위상에 맞춰 전류를 내는 전류원으로, 계통형성형 인버터를 단자 전압을 직접 만들고 PLL이 필요 없는 제어로 정의했다. 계통형성형 제어의 원리와 시장 제도는 「4편. 인버터 기반 자원과 계통」에서 다룬다.

폴란드 국가급전소 급전원이 주파수 기록계 앞에서 일하는 모습. 사진: Vallenty, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서와 지금 — 전력전자가 바꾼 기초 개념

아래 표는 20년 전 기초 전력공학에서 배운 개념이 인버터 중심 계통에서 어떻게 달라졌는지를 이 편에서 확인한 문헌으로 정리했다.

항목	20년 전 교과서의 전제	지금 확인되는 사실
대표 전력 반도체	사이리스터. 게이트로 켜고 전류가 0이 되어야 꺼진다	IGBT 기반 전압형 변환기가 HVDC와 대형 인버터에 쓰이고, 철도·계통용 SiC MOSFET 3.3 kV 모듈이 나왔다
HVDC 변환기	LCC. 무효전력을 소비하고 강한 교류 계통이 필요하다	MMC 기반 전압형 변환기가 전압형 HVDC의 주류이며 고립 부하에 전압을 직접 만든다
dq 변환	동기기 직축·횡축 해석 도구(파크, 1929)	인버터 제어기가 매 제어 주기마다 계산하는 실시간 연산
계통과의 동기	발전기 회전자가 기계적으로 위상을 유지한다	PLL이 측정 전압에서 위상을 추정하며 약계통·비대칭 고장에서 추정이 흔들린다
고장전류	동기기는 정격의 수 배를 낸다	인버터는 대략 0~1.5 pu이며 크기와 위상을 제어기의 제한 논리가 정한다
고조파	정류기의 특성 고조파를 필터로 거른다	PWM 측대파와 제어·임피던스 상호작용 공진이 준동기~수 kHz에 걸친다
안정도 분류	회전자각·전압·주파수 안정도(2004년 분류)	컨버터 구동 안정도와 공진 안정도가 추가되었다(2021년 개정)
발전기 연계 요건	전압·주파수 범위와 보호 협조	PLL 동기 상실 트립 금지, 25도 이하 위상 급변 운전 유지가 기준 문서에 들어갔다

ASEA가 만든 HVDC용 수은 아크 밸브가 운전 위치에 설치된 모습. 사진: Marshelec, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

결론 — 인버터의 계통 거동은 소자 물성보다 제어기와 설정이 정한다

이 편의 논지는 하나다. 태양광·풍력·배터리·HVDC가 계통에 내보내는 전류의 크기와 위상, 그리고 고장 때 출력을 유지할지 멈출지는 반도체 스위치를 켜고 끄는 변환기와 그 제어기가 정한다. 근거는 세 가지로 묶인다. 첫째, 소자의 세대 변화가 변환기의 성격을 바꾸었다. 끌 수 없는 사이리스터의 LCC는 교류 계통에 기대어 동작했고, 끌 수 있는 IGBT의 전압형 변환기와 MMC는 스스로 전압 파형을 만든다. 둘째, 그 파형을 만드는 PWM과 dq 전류 제어는 유효·무효전력을 독립적으로 지령하게 해 주지만, 전류 한도와 필터·제어 상호작용이라는 새 제약을 함께 들여왔다. 셋째, 모든 dq 연산의 기준인 위상을 PLL이 측정으로 추정하므로, 약한 계통과 비대칭 고장에서 그 추정이 흔들리면 계통이 정상이어도 인버터가 멈춘다. 블루컷(2016년, 약 700 MW)과 오데사(2021년, PLL 동기 상실 389 MW) 사고가 그 사례다.

대규모 인버터 기반 자원의 계통 거동은 소자 물성보다 제어 구조와 보호 설정, 펌웨어 판본이 정하므로, 계통 해석과 연계기준은 PLL과 전류 제한 논리까지 다루는 쪽으로 바뀌었다. 연계기준 문서에 PLL과 위상 급변 각도가 직접 적히고, 고장 분석 보고서가 펌웨어 갱신과 EMT 모델 수정을 함께 요구하는 것이 그 결과다. 20년 전 교과서에서 전력전자는 HVDC와 전동기 구동의 한 장이었지만, 지금은 계통의 동기·고장전류·고조파·안정도를 설명하는 기초 과목에 들어갔다. 계통추종형 제어가 PLL에 기대는 한계는 계통형성형 제어라는 다른 설계로 이어지며, 이 전환이 관성·주파수 응답·약계통 운영과 어떻게 연결되는지는 4편의 주제다.

전력 반도체 제조에 쓰는 지름 150mm 탄화규소 웨이퍼 두 장 — 전력 반도체 제조에 쓰는 지름 150mm 탄화규소(SiC) 웨이퍼 두 장. 사진: FDominec, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

4편. 인버터 기반 자원과 계통 — 계통추종형과 계통형성형, 관성, 주파수 응답, 약계통

회전기가 주던 관성과 전압 기준을 인버터가 넘겨받는 과정을 2019년 영국 정전과 텍사스 오데사 사고에서 출발해 정리한다.

태양광·배터리·풍력은 전력전자 변환기, 곧 인버터를 거쳐 교류 계통에 연결되며, 이런 설비를 인버터 기반 자원(IBR, Inverter-Based Resource)이라고 부른다. 지금 계통에 붙어 있는 인버터 대부분은 계통이 이미 만들어 놓은 전압을 측정하고 그 위상에 맞춰 전류를 흘려보내는 방식으로 동작한다. 이 방식을 계통추종형(GFL, Grid-Following)이라고 한다. 계통추종형 인버터는 계통이 만든 전압을 따라가기만 하므로, 회전하는 동기발전기가 줄어든 계통에서는 계통형성형(GFM, Grid-Forming) 인버터가 관성과 전압원의 역할을 대신 맡아야 하며, 이 전환이 지금 각국 기술 기준과 시장 제도의 쟁점이다.

복습 — 동기발전기의 회전 에너지가 주파수를 지키는 원리

교류 계통의 주파수는 발전기 회전자가 도는 속도로 정해진다. 화력·원자력·수력 발전소의 동기발전기는 회전자가 계통 주파수와 같은 전기적 속도로 돈다. 한국과 북미는 60 Hz, 유럽·영국·호주는 50 Hz 계통을 쓴다.

큰 발전기 하나가 갑자기 꺼지면 부하가 남은 발전기들이 내는 것보다 많은 전력을 가져가고, 모자란 에너지는 남은 발전기 회전자의 운동 에너지에서 빠져나온다. 회전자 속도가 떨어지므로 주파수가 내려간다. 이 과정에는 제어기가 끼어들지 않는다. 계통 해석에서는 이 성질을 관성이라고 부르고, 회전자의 가속과 감속을 기술하는 식을 동요방정식(swing equation)이라고 부른다.

관성 상수 H와 주파수 변화율 RoCoF 관성 상수 H는 발전기가 정격 속도로 돌 때 저장한 운동 에너지를 그 발전기의 정격 피상전력으로 나눈 값이며 단위는 초다. 500 MVA 발전기의 H가 5초이면 저장 에너지는 2,500 MW·s다. 유럽 송전망운영자협회(ENTSO-E)가 2020년 12월 낸 「Inertia and Rate of Change of Frequency」 보고서는 대륙 유럽에서 쓰는 평균값으로 원자력 5.9초, 가스 4.2초, 석탄 4.2초, 양수 3.5초를 제시하고 풍력과 태양광은 0초로 둔다. 계통 전체의 회전 에너지를 E, 갑자기 사라진 전력을 ΔP, 정격 주파수를 f라고 하면 사고 직후 주파수가 떨어지는 속도는 근사적으로 ΔP·f/(2E)이다. 이 값을 주파수 변화율(RoCoF, Rate of Change of Frequency)이라 하고 단위는 Hz/s다.

관성은 주파수가 떨어지는 속도를 늦출 뿐이며 떨어진 주파수를 되돌리지는 못한다. 되돌리는 일은 제어가 맡는다. 첫 단계는 1차 주파수 응답이다. 발전기 조속기가 회전 속도 저하를 감지하고 증기나 연료 공급을 늘린다. 미국 연방에너지규제위원회(FERC)는 Order 842로 새 발전기에 5퍼센트 드룹, ±0.036 Hz 불감대의 1차 응답 능력을 의무화했다. 5퍼센트 드룹은 60 Hz의 5퍼센트인 3 Hz가 변하면 출력을 정격만큼 바꾼다는 뜻이다. 영국 계통에서는 1차 응답을 10초 안에, 2차 응답을 30초 안에 내도록 서비스 조건을 정해 두었다.

그래도 주파수가 계속 떨어지면 정해진 주파수에서 부하 일부를 자동으로 끊는 저주파수 부하 차단(UFLS 또는 LFDD)이 동작한다. 영국은 48.8 Hz, 남호주는 49 Hz에서 첫 단계가 동작한다. 호주 에너지시장운영자(AEMO)의 2017년 3월 남호주 정전 최종 보고서에 따르면 남호주 부하 차단 계전기의 측정·동작 지연은 150~250 ms였다.

시간으로 늘어놓으면 부하 차단 계전기는 0.2초 남짓, 빠른 주파수 응답 서비스는 1초, 1차 응답은 10초 안에 동작하도록 정해져 있다. 그 사이 주파수 저하 속도를 정하는 것은 남아 있는 회전 에너지뿐이다.

주파수 저하에 대응하는 수단의 동작 시간 비교. 출처: AEMO 남호주 정전 최종 보고서(2017년 3월), 영국 계통운영자 동적 억제 시험 지침(2020년 7월), Ofgem 정전 보고서(2020년 1월), 영국 계통운영자 기술 보고서(2019년 9월).

보수 중인 미국 후버 댐 수력발전기의 회전자. 사진: Ratwod, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서는 회전하는 발전기가 충분하다는 전제로 쓰였고, 관성은 발전기를 돌리면 저절로 따라오는 성질이었다. 인버터 기반 자원은 회전자가 계통과 직접 묶여 있지 않으므로 이 성질을 주지 않는다. 다음 절의 영국 사고는 그 차이가 운영 기록에 어떻게 나타났는지 보인다.

2019년 8월 9일 영국 정전 — 낙뢰 한 번에서 부하 차단까지 76초

2019년 8월 9일 16시 52분 33초, 잉글랜드 동부의 400 kV 송전선(이턴 소컨·와이먼들리 구간)에 낙뢰가 떨어졌다. 보호계전기는 70~74 ms 만에 한 상 지락 고장을 제거했다. 낙뢰 고장은 계통 설계에서 늘 예상하는 사건이다. 영국 계통운영자(National Grid ESO, 현재 NESO)는 1,000 MW 탈락까지 견딜 주파수 응답을 확보해 두고 있었다. 계통 수요는 29 GW, 계통 관성은 210 GVA·s였다.

고장 제거 직후 북해의 혼시(Hornsea) 1 해상풍력단지가 799 MW에서 62 MW로 출력을 줄였다. 같은 순간 고장 지점 근처 리틀 바퍼드(Little Barford) 가스복합발전소의 증기터빈이 244 MW 출력에서 멈췄다. 배전망의 소형 발전기 약 150 MW가 벡터 시프트 보호로, 약 350 MW가 RoCoF 보호로 떨어져 나가 1초 남짓 사이에 1,481 MW가 사라졌다. 대비해 둔 1,000 MW를 넘는 규모였다.

영국 혼시 2 해상풍력단지의 육상 케이블 매설 공사(2021년, 호스슈 포인트). 사진: Chris, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

응답 설비가 출력을 늘려 주파수는 사고 25초 뒤 49.1 Hz에서 멈췄고 45초 무렵 49.2 Hz까지 올라왔다. 이때 리틀 바퍼드의 첫째 가스터빈이 증기 우회 계통 압력 상승으로 210 MW에서 트립했다. 주파수는 사고 76초 뒤 48.8 Hz에 닿았고 배전사업자들의 저주파수 부하 차단이 931 MW의 수요를 끊었다. 둘째 가스터빈도 187 MW에서 정지되었다. 주파수는 사고 약 4분 42초 뒤인 16시 57분 15초에 50 Hz로 돌아왔다.

2019년 8월 9일 영국 계통 주파수의 기록 지점. 영국 계통운영자 기술 보고서(2019년 9월) 시간표(Table 1)의 시각과 주파수만 옮겼다.

약 110만 고객이 15~45분 동안 전기를 쓰지 못했다. 영국 정부 에너지비상위원회(E3C) 중간 보고서에 따르면 열차 60편이 주파수 저하로 스스로 멈춰 371편이 취소되었다.

운영사 외르스테드가 계통운영자 보고서 부록으로 낸 기술 보고서가 혼시의 원인을 밝혔다. 당시 혼시 내부망은 변압기와 해상 송전 회로 하나씩이 정비로 빠져 약한 상태였고, 터빈 제어기는 제조사 기본 설정이었다. 고장 전압이 회복되는 순간 동기 주파수보다 낮은 대역(아동기 주파수 대역)의 전기 공진이 충분히 감쇠되지 않았고, 터빈 제어기가 이 공진에 잘못 반응해 발전소 내부 전압이 떨어지자 터빈들이 멈췄다.

에너지 규제기관 Ofgem의 2020년 1월 보고서에 따르면 혼시 1 운영사와 리틀 바퍼드 운영사 RWE는 각각 450만 파운드를 배상기금에 내기로 했다. 같은 보고서는 계통운영자의 관성 관리도 짚었다. 당일 확보한 관성과 주파수 응답은 여유가 적었다. 1차 응답 사업자는 약속한 양보다 17퍼센트, 2차 응답 사업자는 14퍼센트 적게 냈다.

발전 탈락이 대비 수준을 넘었을 때 주파수가 떨어지는 속도를 정한 것은 회전 에너지 210 GVA·s였고, 그 속도가 빠르면 배전망 소형 발전기의 RoCoF 보호가 동작해 탈락이 커진다. 혼시가 빠진 원인은 인버터 제어와 약한 내부망의 상호작용이었다. 다음 두 절은 이 두 문제를 차례로 다룬다.

관성이 줄어든 계통에서 주파수 변화율이 커지는 이유

앞의 근사식에 영국 사고의 숫자를 넣어 본다. 계통을 하나의 등가 발전기로 단순화하고 부하의 주파수 의존성을 빼면, 210 GVA·s 계통에서 1,481 MW가 빠질 때 초기 RoCoF는 약 0.18 Hz/s다. 계통 일부 지점은 0.125 Hz/s 이상을 겪었는데, 당시 배전망 옛 소형 발전기 다수의 RoCoF 보호가 바로 이 값에 맞춰져 있었다. 계통 전체가 견딜 수 있는 탈락이 배전망 보호 설정 때문에 더 큰 탈락으로 번진 구조다.

계통 회전 에너지와 초기 주파수 변화율의 관계. 동요방정식의 근사식 RoCoF = ΔP·f/(2E)에 50 Hz와 두 탈락 규모를 넣어 계산했다. 210 GVA·s는 2019년 8월 9일 사고 당일 값(영국 계통운영자 기술 보고서), 102 GVA·s는 NESO가 2025년 주파수 위험 관리 보고서(FRCR 2025)에서 제안한 최소 관성 기준이다. 실제 RoCoF는 지점마다 다르다.

도식에서 보듯 회전 에너지가 절반으로 줄면 같은 탈락에서 RoCoF는 두 배가 된다. 각국 계통운영자는 보호 설정을 RoCoF에 덜 민감하게 바꾸는 일과 관성을 따로 확보하는 일로 대응했다.

보호 설정 변경은 영국과 아일랜드에서 대규모로 진행되었다. Ofgem은 2019년 8월 5일 배전 규정 개정안 DC0079를 승인해 기존 5 MW 미만 분산전원의 RoCoF 보호 설정을 1 Hz/s, 지연 500 ms로 바꾸고 벡터 시프트 보호를 쓰지 못하게 했다. 같은 문서에 따르면 2018/19 회계연도에 RoCoF 위험 관리로 생긴 제약 비용이 1억 4,360만 파운드였다. 보호 계전기 교체를 지원한 가속 계통 분리 보호 변경 사업(ALoMCP)이 끝난 뒤, NESO는 0.125 Hz/s 설정으로 남은 용량을 약 54 MW로 추정했다.

아일랜드 섬 계통을 운영하는 EirGrid는 같은 일을 더 일찍 시작했다. EirGrid가 2024년 1월 발표한 자료에 따르면 2010년 연구에서 비동기 전원 순간 점유율(SNSP, System Non-Synchronous Penetration) 75퍼센트까지는 가능하지만 ±0.5 Hz/s RoCoF 한계가 제약이 된다는 결론이 나왔다. SNSP는 특정 순간 계통 전력 가운데 동기기가 아닌 설비가 공급하는 비율이다. 아일랜드는 분산전원 약 800곳의 RoCoF 보호를 0.4 Hz/s에서 1 Hz/s로 바꾸고 SNSP를 75퍼센트까지 올린 뒤 2023년 5월 ±1 Hz/s를 정식 운영 한계로 정했다.

호주 시드니 서부의 송전 철탑. 사진: Chris.sherlock, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

RoCoF 한계를 무한히 넓힐 수는 없다. ENTSO-E 2020년 보고서는 세계 여러 대형 사고의 광역 측정 기록을 비교해, 계통이 버틴 사고는 모두 RoCoF가 0.5 Hz/s 아래였고 1 Hz/s를 넘은 사고는 모두 빠른 붕괴로 끝났다고 정리했다. 2016년 9월 28일 남호주 정전에서는 풍력 456 MW가 연속 고장으로 출력을 줄인 뒤 빅토리아주와 잇는 헤이우드 연계선이 끊어졌고, 주파수가 49 Hz에서 47 Hz 아래로 떨어지는 속도가 부하 차단 계전기의 지연보다 빨랐다. AEMO는 그 뒤 헤이우드 연계선이 끊어져도 남호주 RoCoF가 3 Hz/s를 넘지 않도록 연계선 조류를 제한하고, 남호주에서 동기발전기를 최소 대수 이상 돌리도록 요구했다.

관성이 줄어드는 계통의 대책은 보호 설정을 완화하는 쪽과 관성을 새로 확보하는 쪽으로 나뉘며, 앞의 것은 한계가 정해져 있어 결국 관성 공급원이 필요하다. 관성 공급 수단에는 동기조상기, 회전 대기하는 양수발전기, 계통형성형 인버터가 있다. 인버터가 이 목록에 들어갈 수 있는지는 인버터가 고장에 어떻게 반응하는지에 달렸고, 텍사스의 두 사고가 그 반응을 기록으로 남겼다.

텍사스 오데사 사고 — 계통추종형 인버터가 고장 뒤 스스로 빠진 기록

북미전력신뢰도공사(NERC)는 북미 송전망의 신뢰도 기준을 만들고 대형 사고를 조사하는 기관이다. 텍사스 계통은 ERCOT(텍사스 전력신뢰도위원회)이 운영한다. NERC와 텍사스 지역 신뢰도기관(Texas RE)은 2021년 9월과 2022년 12월 텍사스 서부 오데사 일대에서 일어난 두 사고의 보고서를 냈다.

2021년 5월 9일 11시 21분, 오데사 근처 복합화력발전소의 승압 변압기에서 피뢰기가 고장 나 한 상 지락이 생겼다. 차단기는 3사이클 안에 고장을 제거했다. 고장 지점 345 kV 전압은 0.72 pu까지 떨어졌다가 몇 사이클 안에 회복되었다. 그런데 태양광 발전소들이 합계 1,112 MW의 출력을 줄였다. NERC 보고서에 따르면 감소는 모두 발전소 내부의 인버터 보호, 집전 선로 보호, 제어 동작에서 비롯되었다.

2021년 5월 9일 오데사 사고의 태양광 출력 감소 원인별 크기. NERC·Texas RE 「Odessa Disturbance」 보고서(2021년 9월) Table 1.1. 사고 직전 발전량 비중은 태양광 9퍼센트, 풍력 34퍼센트였다.

가장 큰 원인은 위상동기루프(PLL, Phase-Locked Loop) 동기 상실 트립으로 389 MW였다. PLL은 계통 전압의 위상과 주파수를 추정하는 제어 블록이다. 계통추종형 인버터는 PLL이 알려 준 위상에 맞춰 전류를 낸다. 고장 순간 전압 위상이 급히 바뀌면 PLL 추정이 잠깐 계통을 놓친다. 한 제조사의 인버터가 그 순간을 고장으로 판단해 멈추도록 설정되어 있었다. 다음으로 큰 원인은 인버터 교류 과전압 트립 269 MW, 고장 중 출력을 잠깐 멈추는 순간 출력 중지(momentary cessation) 153 MW였다.

미국 텍사스주 배스트럽 카운티의 빅스타 태양광 발전소(2025년). 사진: Larry D. Moore, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

2022년 6월 4일에는 오데사의 다른 동기 발전소에서 피뢰기가 고장 나 345 kV 계통에 지락이 생겼다. 동기 발전소 탈락이 844 MW, 인버터 기반 자원 감소가 1,711 MW로 합계 2,555 MW가 빠졌다. 주파수는 59.7 Hz까지 내려갔다. 당시 확보된 응동 예비력은 2,442 MW였다. NERC는 태양광이 전체 발전량의 16퍼센트일 때 일어난 사고가 계통 설계 기준을 거의 넘을 뻔했다고 평가했다.

2022년 사고의 원인은 2021년과 달랐다. 문제의 제조사 인버터는 PLL 동기 상실 트립을 꺼 두었으나, 이번에는 수동 단독운전 방지 기능이 고장 회복 순간의 위상 점프를 단독운전으로 오인해 385 MW가 빠졌다. 이 기능은 인버터 전압과 전류 페이저의 각도 차이가 500 ms 안에 15도 넘게 바뀌면 동작했다. 가장 큰 원인은 인버터 순시 교류 과전류 트립으로 459 MW였다. 고장 전류가 커지는 순간 인버터가 자기 보호를 위해 멈췄다. 발전소 제어기 상호작용 146 MW, 고장 시 운전 유지 설정 오류 135 MW도 새로 나타났다. 2021년의 설정을 고친 뒤에도 다른 보호 기능이 비슷한 규모의 감소를 일으켰다.

계통추종형 인버터는 계통 전압을 측정해 위상을 추정하고, 그 추정이 맞다는 전제에서 전류를 낸다. 고장은 그 전제가 가장 흔들리는 순간이고, 그때 개입하는 보호 기능의 설정은 제조사와 발전소마다 다르다. 이 동작 원리를 인버터 제어 구조에서 확인한다.

전류원과 전압원 — 계통추종형과 계통형성형 제어의 원리

NERC가 2021년 12월 낸 백서 「Grid Forming Technology」는 계통추종형 인버터를 빠른 전류 제어 루프와 PLL로 이루어진 제어 전류원으로 설명한다. 전류 루프는 인버터 출력 전류를 지령값에 빠르게 맞추고, PLL은 계통 전압과 동기를 맞추며 전류 루프에 위상 정보를 준다. PLL의 위상 추정과 전압 계산에는 지연이 있으므로 계통추종형 인버터는 유효·무효 전류를 순간적으로 바꾸지 못한다. 그래서 성능이 계통 세기와 제어 이득에 좌우된다.

계통형성형 인버터는 출발점이 다르다. AEMO가 2023년 5월 낸 「계통형성형 인버터 자율 규격(Voluntary Specification for Grid-forming Inverters)」은 계통형성형 인버터가 정상 운전 중 임피던스 뒤의 전압원처럼 동작해야 한다고 규정한다. 1사이클보다 짧은 시간 범위에서 주된 제어 목표는 전압 파형이고, 내부 전압원의 크기와 위상은 외란 직후 과도 시간 동안 거의 일정해야 한다. NERC 백서도 계통형성형 제어의 주목표를 내부 전압 페이저를 아과도·과도 시간 범위에서 일정하게 유지하는 것으로 정의했다.

계통 고장 때 두 인버터가 반응하는 순서. NERC 「Grid Forming Technology」 백서(2021년 12월) 비교 표와 AEMO 자율 규격(2023년 5월) 2.3.1절을 바탕으로 구성했다.

미국 캘리포니아주 스탠턴의 배터리 저장 발전소(2024년). 사진: Sig. Chiocciola, CC0, 위키미디어 공용

전압원이 관성을 주는 원리는 동기발전기와 같다. 동기발전기는 리액턴스 뒤의 내부 기전력이라는 전압원이어서, 계통 전압 위상이 갑자기 바뀌면 측정이나 계산 없이 그 순간 유효전력이 흐른다. 계통형성형 인버터도 내부 전압의 위상을 붙잡고 있으므로, 계통 쪽 위상이 바뀌면 같은 원리로 전력이 즉시 흐른다. AEMO 규격은 이 응답이 측정이나 계산 없이 저절로 시작되어야 한다고 적었다. 2024년 1월 시험 체계 문서는 100 MW 발전소가 50 MW 운전 중 전원 위상이 10도 바뀌면 출력이 일시적으로 70 MW 이상 올라야 한다는 판정 기준을 예로 들었다.

NERC 백서가 정리한 계통형성형 제어 방식은 세 가지다. 드룹 방식은 유효전력에 비례해 내부 전압 주파수를, 무효전력에 비례해 전압 크기를 낮춘다. 가상 동기기(VSM, Virtual Synchronous Machine) 방식은 동기발전기의 동요방정식을 제어기 안에서 풀어 회전자처럼 반응하게 만든다. 가상 발진기 제어(VOC)는 비선형 발진기들이 서로 동기를 맞추는 성질을 이용한다. 세 방식 모두 PLL 없이도 동기를 유지할 수 있다.

합성관성과 고속 주파수 응답의 차이 고속 주파수 응답(FFR, Fast Frequency Response)은 주파수를 측정한 뒤 정해진 문턱을 넘으면 출력을 늘리는 서비스다. 계통추종형 인버터도 제공할 수 있으나 측정과 판단에 시간이 걸린다. 합성관성(synthetic inertia)은 계통형성형 인버터가 내부 전압원으로 사고 첫 순간부터 내놓는 응답이다. NERC 백서는 계통추종형이 측정 지연을 거친 FFR을 제공하는 데 그치고, 계통형성형은 관성 시간 범위에서 에너지를 저절로 주입한다고 구분했다.

계통형성형 인버터에도 물리 한계가 있다. 동기발전기는 단시간에 정격의 몇 배 전류를 흘릴 수 있지만 반도체 스위치는 정격을 조금만 넘어도 손상된다. 그래서 계통형성형 인버터는 전류 한계에 닿는 순간 전압원 성질을 잠시 잃는다. 관성 응답을 내려면 직류 측에 에너지 여유도 있어야 한다. AEMO 규격은 계통형성형으로 인정받으려면 짧은 시간이라도 즉시 쓸 수 있는 에너지 완충을 갖추도록 요구한다. 최대 출력으로 운전하는 태양광은 이 여유가 없다.

약계통과 단락비 — 계통추종형 인버터가 불안정해지는 조건

계통추종형 인버터의 약점이 가장 크게 드러나는 곳은 약계통이다. NERC가 2017년 12월 낸 지침 「Integrating Inverter-Based Resources into Low Short Circuit Strength Systems」는 계통 세기를 인버터가 주입하는 전류 변화에 대해 접속점 전압이 얼마나 민감하게 변하는지로 정의한다. 강한 계통에서는 전류를 바꿔도 전압 크기와 위상이 거의 그대로이고, 약한 계통에서는 크게 바뀐다.

단락비 SCR 단락비(SCR, Short Circuit Ratio)는 접속점에서 3상 단락이 났을 때의 단락 용량(MVA)을 그 지점에 연결하는 인버터 기반 자원의 정격(MW)으로 나눈 값이다. 인버터 자신의 고장 전류 기여는 분자에서 뺀다. 원래 전류형 HVDC 변환소 설계에서 쓰던 지표다. SCR이 낮으면 인버터 전류 변화가 접속점 전압을 크게 흔든다. 같은 지역에 인버터 기반 자원이 여럿 있으면 서로 영향을 주므로 NERC 지침은 이를 반영한 가중 단락비(WSCR) 같은 변형 지표를 함께 소개한다.

약계통에서는 인버터가 전류를 늘리면 접속점 전압의 크기와 위상이 바뀐다. PLL은 바뀐 위상을 다시 추정하고, 전류 제어기는 새 위상에 맞춰 전류를 다시 조정한다. 이 되먹임이 계통이 강할 때는 작아서 문제가 되지 않지만, 계통이 약하면 커져서 진동이나 발산으로 이어진다. NERC 지침에 따르면 ERCOT은 텍사스 북부 팬핸들 지역의 풍력 집중 연계를 검토하면서 전자기 과도(EMT) 해석으로 WSCR 1.5를 운영 기준으로 정했고, 송전선 하나와 동기조상기 두 대를 추가했다. 같은 지침은 WSCR이 1.5 이상일 때는 실효값(RMS) 동특성 해석 모델과 EMT 모델이 모두 적절히 동작했으나 그 아래로 내려가면 상세 EMT 모델이 더 필요하다고 적었다.

계통 해석 시뮬레이션 가운데 조류해석은 정상상태를, 실효값 해석은 기본파 페이저로 수 초~수십 초의 동특성을, EMT 해석은 순시 파형과 제어기 동작을 마이크로초 간격으로 계산한다. PLL과 전류 제어기의 상호작용은 빠른 현상이라 약계통 검토에서는 EMT 해석의 비중이 커진다. EirGrid가 2026년 2월 낸 「All-Island Grid Forming Strategy」는 해외 송전망운영자들이 EMT 모델은 과도·약계통 검토에, 실효값 모델은 넓은 계통 해석에 함께 필요하다고 보았다고 정리했다.

계통형성형 인버터는 약계통에서 반대로 동작한다. NERC 백서의 비교 표는 계통추종형의 안정 운전 영역이 SCR 1보다 큰 범위에서 끝나는 반면 계통형성형은 SCR 1 미만에서도 안정 운전이 가능하다고 적었다. AEMO 규격의 예시에서는 SCR을 2에서 1.1로 낮춰 진동을 일으킨 계통에 계통형성형 인버터 세 종과 동기조상기를 차례로 넣어 보았다. 계통추종형 두 종은 불안정해져 트립했고, 계통형성형 인버터와 동기조상기는 모두 계통을 안정시켰다.

호주 멜버른 템플스토 변전소의 동기조상기. 사진: Mriya, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

계통추종형 인버터의 안정성은 주변 계통이 얼마나 강한 전압 기준을 주느냐에 달려 있고, 회전기가 줄면 그 기준을 다른 설비가 만들어야 한다. 그 설비를 어떻게 확보하느냐가 각국 제도의 문제로 넘어왔다.

계통형성형 인버터가 기술 기준과 시장 제도에 들어온 경로

영국 — 계통 규정과 안정도 조달 시장

영국 계통운영자는 2019년 12월 10일 계통 규정 개정안 GC0137을 제안했다. Ofgem은 2022년 1월 31일 이를 승인했고 2월 14일 시행되었다. GC0137은 영국형 계통형성(GBGF) 능력의 최소 사양을 정의한 의무 아닌 규정이며, 응답의 종류를 정의하되 크기의 최솟값은 정하지 않았다. Ofgem 결정문은 이 사양이 안정도 서비스 시장의 기준이 될 것이라고 설명했다.

조달은 안정도 패스파인더(Stability Pathfinder) 입찰로 시작되었다. 2020년 1월 1단계에서 계통운영자는 12건, 3억 2,800만 파운드의 계약으로 관성 12.5 GVA·s를 2026년 3월까지 확보했다. 2022년 4월 발표된 2단계는 스코틀랜드를 대상으로 10건, 3억 2,300만 파운드였고 단락 용량 11.55 GVA와 관성 6.75 GVA·s를 계약했다. 이 가운데 다섯 건이 계통형성형 배터리였다.

영국 계통운영자가 조달 회차별로 계약한 관성. 프런티어 이코노믹스 「Evolution of the GB inertia market」(2026년 5월) 표 1. 3단계는 2025년 3월 해지된 계약을 뺀 값이다.

2025년 3월 2단계 첫 사업인 스코틀랜드 블랙힐록(Blackhillock)의 계통형성형 배터리(200 MW/400 MWh)가 운전을 시작했다. 프런티어 이코노믹스 분석에 따르면 2단계에서 계통형성형 배터리 다섯 곳이 따낸 관성은 4.4 GVA·s로, 같은 단계 동기조상기의 2.2 GVA·s보다 많았다. 그러나 1단계부터 최근 시장까지 전체를 합치면 계약 관성 47 GVA·s 이상의 대부분은 동기조상기가 차지했다. 1단계와 3단계 입찰은 물리적 관성을 내는 설비로 한정되었다.

스코틀랜드 모레이의 블랙힐록 변전소. 사진: Des Colhoun, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

호주 — 자율 규격과 정부 지원 입찰

남호주의 혼스데일 파워 리저브(Hornsdale Power Reserve)는 2016년 남호주 정전 뒤 100 MW/129 MWh로 지어져 150 MW/194 MWh로 증설된 배터리다. 운영사 네오엔은 호주 재생에너지청(ARENA) 지원으로 가상기계 모드(VMM)라는 계통형성 제어를 시험했고, 2022년 7월 설비 전체에 상시 적용했다. 2024년 2월 낸 사업 요약 보고서에 따르면 혼스데일은 관성 상수 11.02초에 해당하는 설정에서 약 2,070 MW·s의 관성을 제공한다. 같은 보고서는 남호주에서 관성이 가장 큰 단일 발전기인 160 MW 펠리컨 포인트 가스터빈이 정격 운전 때 1,625 MW·s를 낸다고 적었다. AEMO는 2018년 송전망 계획에서 남호주의 안전 운전에 필요한 관성을 6,000 MW·s로 제시했다.

태양광 지붕 아래 설치한 테슬라 메가팩 배터리 4기. 사진: Wikideas1, CC0, 위키미디어 공용

AEMO는 2023년 5월 계통형성형 인버터 자율 규격을, 2024년 1월 그 핵심 요건의 시뮬레이션 시험 체계를 냈다. 자율 규격은 강제력이 없지만 기술 기준과 조달 절차를 바꿀 근거로 쓰인다. ARENA는 2022년 12월 계통형성형 인버터를 갖춘 배터리 8개 사업에 1억 7,600만 호주달러를 조건부로 지원한다고 발표했다. 8개 사업 합계는 2.0 GW/4.2 GWh로, 당시 호주 동부 전력시장의 계통형성형 저장 용량의 10배였다.

미국·유럽·한국 — 의무화로 가는 단계

NERC는 2023년 9월 백서 「Grid Forming Functional Specifications for BPS-Connected Battery Energy Storage Systems」에서 새로 연계하는 대규모 배터리 전부를 계통형성형으로 설계하라고 권고했다. 배터리는 직류 측에 에너지 완충이 있어 제어 소프트웨어만 바꾸면 된다는 이유였다. 백서에 따르면 2022년 말 미국 연계 대기열에 있던 배터리 용량은 680 GW였고, 요구나 보상이 없는 상태에서 모두 계통추종형으로 계획되어 있었다. 텍사스에서는 ERCOT 운영 규정 개정안 NOGRR272가 2025년 11월 6일 텍사스 공공요금위원회 승인을 받아 12월 1일 시행되었다. 2026년 4월 1일 이후 연계 계약을 맺는 에너지 저장 자원은 계통형성과 비슷한 고급 계통 지원(AGS) 기능을 모델 시연과 품질 시험으로 입증해야 한다.

북미의 인버터 기반 자원 연계 성능 표준 IEEE 2800-2022는 표준 작업반의 2022년 5월 설명에 따르면 계통추종형을 염두에 두고 만들어졌고, IEEE는 2025년 12월 이를 대체할 개정 작업을 승인했다. 유럽에서는 발전기 연계 규정인 EU 규정 2016/631(RfG)의 개정이 진행 중이다. EirGrid 전략 문서에 따르면 유럽 에너지규제기관협력청(ACER)은 2023년 12월 일부 발전 설비 유형에 계통형성 요건을 의무로 넣은 개정안을 유럽위원회에 제출했고, 개정 규정은 2026년 초 공포될 예정이었다.

한국에서는 기후에너지환경부가 2026년 6월 24일 한국전력공사, 전력거래소와 함께 국내 송전계통에 맞춘 그리드포밍 성능 요건을 마련했다고 발표했다. 적용 대상은 중앙계약시장을 거쳐 2027년 12월부터 상업 운전하는 장주기 배터리 에너지저장장치(BESS)다. 중앙계약시장은 계통 안정에 필요한 설비를 장기 계약으로 들이는 제도다. 제11차 전력수급기본계획의 도입 물량은 2027년과 2028년 각각 540 MW(육지·제주), 2029년 600 MW(육지)다. 영국은 시장 조달로, 호주는 자율 규격과 정부 지원으로, 텍사스와 한국은 새로 연계하는 저장장치의 의무 요건으로 계통형성형을 들이고 있으며, 출발점은 모두 배터리다.

계통형성형 배터리 사업의 정격 출력. 출처: NERC 계통형성형 배터리 백서(2023년 9월) 표 I.1, ARENA 혼스데일 보고서(2024년 2월), 바르질라 발표(2025년 3월), 기후에너지환경부 발표(2026년 6월).

남은 과제 — 전류 한계, 시험 방법, 최소 관성 기준

첫째 과제는 고장 전류다. 동기기는 고장 때 정격의 몇 배 전류를 내지만 인버터는 그보다 훨씬 적게 낸다. 계통형성형 인버터도 전류 한계에 닿으면 전압원 성질을 잠시 잃으므로 고장 직후 거동은 제조사의 전류 제한 방식에 따라 달라진다. 오데사 2022년 사고의 최대 원인이 인버터 순시 과전류 트립이었다는 사실은 전류 한계 근처의 거동이 실제 사고 규모를 좌우한다는 점을 보인다. 보호계전에 미치는 영향은 6편에서 다룬다.

둘째 과제는 시험과 모델이다. EirGrid 전략 문서는 면담한 해외 송전망운영자들 사이에 계통형성형의 통일된 정의가 없고 대부분 기능·성능 중심으로 요건을 쓰는 추세라고 정리했다. 그래서 계통형성형 응답은 위상 점프, 주파수 변화율, 약계통 조건에서 제조사 모델을 돌려 검증하며, 이 시험에는 EMT 해석이 필요하다. NERC 2023년 백서는 넓은 지역의 EMT 해석이 인력과 계산 능력 부족으로 아직 어렵다고 적었다.

셋째 과제는 계통형성형이 내는 관성을 최소 관성 기준에 어떻게 세느냐다. NESO의 최소 관성 기준은 2023년 140 GVA·s에서 120 GVA·s로 낮아졌고, FRCR 2025는 102 GVA·s를 권고했다. NESO 계산으로는 102 GVA·s에서도 빠른 주파수 응답 서비스를 충분히 사면 48.8 Hz 사고 빈도가 약 26년에 한 번으로 120 GVA·s와 거의 같고, 연간 비용은 2억 6,600만 파운드에서 1억 7,000만 파운드로 준다. Ofgem은 2025년 12월 12일 가정 설명이 부족하다며 추가 자료를 요구했다. 관성을 줄이고 빠른 응답을 늘리는 운영과 관성을 다른 설비로 채우는 운영의 배분은 영국에서 결정 단계에 있다.

전시 영국 중앙전력위원회 의 계통 운영 업무를 보여 주는 사진 — 전시 영국 중앙전력위원회(CEB)의 계통 운영 업무를 보여 주는 사진. 사진: Ministry of Information Photo Division Photographe, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

넷째 과제는 이미 설치된 계통추종형 설비다. 영국과 아일랜드에서 보호 설정을 바꾸는 데 수년이 걸렸다. EirGrid 전략은 새 의무 요건을 기존 설비에 소급하지 않는다고 밝혔고, ERCOT은 2026년 3월 기존 설비가 고급 계통 지원 기능을 갖추면 MW당 1,500달러를 주는 보상안을 제안했다.

발전기가 주던 성질을 구매 대상으로 바꾼 20년

웨일스의 디노르윅 양수발전소. 페리스 호수 건너편에서 본 모습. 사진: Albie Niedojadlo, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

주제	20년 전 교과서의 전제	지금 계통운영자 문서의 내용
관성	동기발전기 운전에 따라오는 성질이며 따로 셀 필요가 없다	영국은 최소 관성 기준을 두고 계약으로 사들인다
주파수 변화율	동요방정식의 중간 결과로 다룬다	보호 설정과 운영 한계(아일랜드 1 Hz/s)를 정하는 운영 지표다
주파수 응답	조속기 드룹과 AGC 두 단계로 설명한다	1초 이내 전량 출력하는 서비스와 합성관성이 추가되었다
발전기 모델	내부 기전력이 리액턴스 뒤에 있는 전압원	계통추종형 인버터는 PLL로 동기를 맞추는 제어 전류원이다
계통 세기	단락 용량은 차단기 정격과 보호 협조의 계산 대상이다	단락비(SCR·WSCR)가 인버터 연계 가능 여부를 판정하는 지표다
해석 도구	조류해석과 실효값 안정도 해석이 중심이다	약계통과 계통형성형 검증에는 EMT 해석과 실효값 해석을 함께 쓴다
연계 기준	발전기 연계 기준은 동기기를 전제로 한다	영국 GC0137, AEMO 자율 규격, ERCOT NOGRR272, 한국 장주기 BESS 요건이 계통형성 능력을 정의한다

결론 — 전압 기준을 만드는 설비를 따로 확보하는 계통으로 바뀌었다

이 편의 논지는 계통추종형 인버터가 계통이 만든 전압을 따라가기만 하므로, 회전기가 줄어든 계통에서는 계통형성형 인버터가 관성과 전압원을 대신 제공해야 한다는 것이었다. 첫째, 관성은 주파수가 떨어지는 속도를 정하며, 2019년 영국 사고에서 회전 에너지 210 GVA·s 계통에 1,481 MW 탈락이 겹치자 배전망 RoCoF 보호까지 동작해 76초 만에 부하 차단에 이르렀다. 둘째, 계통추종형 인버터는 PLL로 위상을 추정한 뒤 전류를 내는 구조라서 고장 순간 그 추정이 흔들리면 보호 기능이 개입하며, 오데사의 두 사고에서 1,112 MW와 1,711 MW가 그렇게 빠졌다. 셋째, 계통형성형 인버터는 내부 전압원으로 사고 첫 순간에 전력을 내고 SCR이 낮은 곳에서도 안정 운전이 가능하며, 혼스데일과 블랙힐록은 이 기능을 상용 설비로 운전하고 있다.

쟁점은 계통형성형의 필요 여부보다 확보 방식에 있다. 영국은 시장 조달로 시작해 동기조상기와 배터리가 경쟁하게 했고, 호주는 자율 규격과 보조금으로 배터리 물량을 늘렸으며, 텍사스와 한국은 새 저장장치에 요건을 걸었다. 어느 경우든 첫 대상은 직류 측에 에너지 여유가 있는 배터리다.

20년 전에는 발전기를 돌리면 관성과 전압 기준이 함께 따라왔다. 지금은 계통운영자가 그 두 성질을 따로 세고, 정의하고, 사들이거나 연계 조건으로 요구한다. 이 변화는 주파수 문제에 그치지 않는다. 인버터 제어와 계통의 상호작용이 기존 안정도 분류로 설명되지 않는 진동을 만들면서 안정도의 정의 자체도 바뀌었고, 그 과정은 5편 「전력계통 안정도의 재정의」에서 이어진다.

5편. 전력계통 안정도의 재정의 — 컨버터 구동 안정도와 공진 안정도가 추가된 이유

2004년 IEEE·CIGRE 안정도 분류는 회전자각·전압·주파수 세 범주였다. 2021년 개정판은 여기에 공진 안정도와 컨버터 구동 안정도를 더했다. 2009년 텍사스에서 2025년 이베리아까지 이어진 진동 사고가 기존 세 범주로 설명되지 않은 이유와, 새 범주가 요구하는 해석과 대책을 정리한다.

대학에서 배운 안정도는 동기발전기 회전자의 흔들림에서 출발한다. 고장 뒤 회전자의 흔들림이 몇 초 안에 잦아들면 안정하다고 판정한다. 그런데 2009년 텍사스 남부 풍력단지, 2015년 중국 신장 하미 화력발전소, 2019년 영국 Hornsea One 해상풍력, 2025년 스페인·포르투갈 계통의 진동은 이 틀로 설명되지 않았다. 진동을 키운 쪽은 인버터와 변환기의 제어기였다.

IEEE와 CIGRE가 2021년 안정도 분류에 공진 안정도와 컨버터 구동 안정도를 추가한 것은, 전력전자 변환기의 제어와 직렬 커패시터·약계통이 맞물려 생기는 진동이 회전자각·전압·주파수 안정도 어느 범주에도 들어가지 않는 사고를 반복해서 일으켰기 때문이다. 이 편은 사고 경위와 물리 현상을 보고, 새 분류가 해석 방법과 연계 심사에 준 변화를 정리한다.

복습 — 동기화 토크와 제동 토크, 진동 모드의 감쇠비, 직렬보상 선로의 공진

2004년 분류와 2021년 개정판은 안정도를 같은 문장으로 정의한다. 개정판은 이 정의가 인버터가 많은 계통에도 그대로 적용된다고 밝히고 문구를 바꾸지 않았다.

Power system stability is the ability of an electric power system, for a given initial operating condition, to regain a state of operating equilibrium after being subjected to a physical disturbance, with most system variables bounded so that practically the entire system remains intact.

전력계통 안정도는 주어진 초기 운전 상태에서 물리적 외란을 겪은 전력계통이, 대부분의 계통 변수가 한계 안에 머물러 계통 거의 전체가 온전히 유지되는 상태로, 운전 평형 상태를 되찾는 능력이다.
N. Hatziargyriou 외, “Definition and Classification of Power System Stability – Revisited & Extended”, IEEE Transactions on Power Systems 36권 4호(2021), III-B절. 크리에이티브 커먼즈 저작자표시 4.0

동기발전기가 계통과 보조를 맞추려면 두 토크가 필요하다. 동기화 토크는 벌어진 회전자 각도를 되돌리는 힘이고, 모자라면 각도가 한 방향으로 벌어져 탈조한다. 제동 토크는 속도 편차에 비례해 흔들림을 잦아들게 하는 힘이고, 모자라면 흔들림이 커진다. 2004년 분류는 오늘날 소신호 회전자각 문제가 대부분 제동 토크 부족이라고 설명했다.

진동 모드와 감쇠비 계통 방정식을 운전점 근처에서 선형화하면 고유값이 나온다. 고유값이 σ ± jω 꼴이면 계통은 주파수 f = ω/2π로 진동하고 진폭은 e^σt에 비례한다. σ가 음수면 진동이 잦아들고 양수면 커진다. 감쇠비 ζ = −σ/√(σ² + ω²)가 5퍼센트면 한 주기마다 진폭이 약 27퍼센트 줄고, 1퍼센트면 약 6퍼센트만 줄어 진동이 오래 남는다.

고전적인 안정도 해석은 전압과 전류를 50 Hz 또는 60 Hz 기본파 하나로 표현한다. 이 페이저 근사 위에서 실효값(RMS) 해석이 수 초에서 수십 초의 회전자 운동을 계산한다. 수십 Hz의 전기 공진이나 제어기의 밀리초 응답은 이 근사에서 보이지 않고, 순시 파형을 계산하는 전자기 과도(EMT) 해석이 다룬다. 조류해석은 단락용량을 계산해 계통이 약한 곳을 알려 준다.

직렬보상은 긴 송전선로에 커패시터를 직렬로 넣어 유도성 리액턴스를 상쇄하는 기술이다. 같은 전압에서 더 많은 전력을 보낼 수 있지만, 선로가 RLC 직렬 회로가 되어 고유 공진 주파수가 생긴다. 선로 리액턴스만 보면 공진 주파수는 기본파 주파수에 보상률의 제곱근을 곱한 값으로, 60 Hz 계통을 50퍼센트 보상하면 약 42 Hz다. 북미전력신뢰도협의회(NERC)는 2011년 교훈 보고서에서 이 공진이 대개 10~50 Hz에 있고 터빈·발전기 샤프트의 비틀림 고유진동수도 같은 범위에 있다고 설명했다.

계통 강도는 접속점 단락용량을 설비 정격으로 나눈 단락비(SCR)로 표시한다. 단락비가 작으면 접속점 전압이 인버터 전류에 따라 크게 흔들린다. 2021년 논문은 인버터의 위상동기루프(PLL)와 전류 제어 루프가 단락비 1.5~2 아래에서 진동하기 시작하는 경우가 많다고 적었다. 위상동기루프는 계통 전압의 위상을 추적해 인버터 전류의 기준 각도를 만드는 제어기다.

벨기에 잔트블리트 변전소의 150kV, 75Mvar 커패시터 뱅크. 사진: Philippe Mertens, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

2004년 분류의 세 범주와 그 분류가 다루지 않은 시간 범위

2004년 분류는 IEEE 전력계통 동특성위원회와 CIGRE 연구위원회 38(현재 C4)의 공동 작업반이 만들었고, P. Kundur 외 11명이 IEEE Transactions on Power Systems 19권 1387~1401쪽(2004)에 발표했다. 회전자각 안정도는 소신호와 과도로, 전압 안정도는 외란 크기와 시간 범위로, 주파수 안정도는 단기와 장기로 나뉜다. 작업반이 적은 관심 시간은 소신호 10~20초, 과도 3~5초(대규모 계통은 10~20초)였다. 모두 발전기 회전자의 전기기계적 운동이 주인공인 시간 범위다.

개정은 2016년 IEEE 동특성위원회가 꾸린 작업반(의장 N. Hatziargyriou)이 맡았다. 작업반은 2020년 5월 13일 기술 보고서 TR-77을 냈고, 요약 논문이 IEEE Transactions on Power Systems 36권 4호 3271~3281쪽(2021년 7월)에 실렸다. 논문은 차동기 공진이 원래 분류가 고려한 시간 범위 밖에 있어 2004년 분류에 들어가지 않았고, 전력전자 제어가 들어오면서 안정도의 시간 범위가 전자기 과도까지 내려왔다고 적었다. 기존 세 범주의 정의는 그대로 두고 두 범주를 새로 넣었다.

2004년 분류(Kundur 외, 2004)와 2021년 확장 분류(Hatziargyriou 외, 2021, 그림 2)를 겹쳐 그렸다. 진하게 칠한 두 범주가 2021년에 추가되었다. 전압 안정도의 하위 구분은 외란 크기 구분과 시간 구분을 한 상자에 적었다.

개정판은 페이저 근사의 한계도 명시했다. 2004년 분류의 현상은 모두 페이저 근사로 모델링되지만, 새 두 범주는 저속 상호작용 컨버터 구동 안정도를 빼면 이 근사를 대부분 쓸 수 없다고 적었다. 새 범주의 추가에는 그 현상을 보려면 실효값 해석에 더해 EMT 해석이나 주파수 영역 해석이 필요하다는 판단이 함께 들어 있다.

출처: Mohave는 ERCOT 워크숍 자료(2017), 텍사스는 NERC(2011), 하미는 Hatziargyriou 외(2021), West Murray는 AEMO(2025), Hornsea One은 Ofgem(2020), 스코틀랜드는 NESO의 ESIG 발표 자료, 이베리아는 ENTSO-E(2026).

50MW 융스트룀 증기터빈의 회전자. 사진: Unknown author Unknown author, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

2009년 텍사스 남부 풍력단지에서 직렬 커패시터 공진이 200밀리초 만에 설비를 손상시킨 경위

직렬 커패시터와 발전기의 공진은 오래된 문제다. 1970년과 1971년 미국 네바다주 Mohave 발전소에서 직렬보상 선로의 전기 공진과 샤프트 비틀림 진동이 겹친 차동기 공진(SSR)으로 터빈·발전기 샤프트가 손상되었다. 2021년 분류는 이 현상을 공진 안정도의 비틀림 공진으로 분류했다.

2009년 10월 22일 오전 6시 4분 44.92초, 텍사스 남부 AEP Texas 계통의 345 kV Ajo와 Nelson Sharpe 사이 선로에서 가공지선이 끊어져 1선 지락 고장이 났다. 차단기는 약 2.5사이클 만에 고장을 제거했다. 그 결과 두 풍력단지(485 MW, 이중여자 유도발전기 DFIG 약 300대)가 Rio Hondo 직렬 커패시터가 달린 345 kV 선로 하나에만 매달린 방사상 구조가 되었다. 남은 선로는 길이 80마일(약 129 km), 보상률 50퍼센트였다.

NERC의 2011년 7월 26일 교훈 보고서와 L. C. Gross가 2010년 서부보호계전학회에서 발표한 분석은 경과를 같은 순서로 적는다. 고장 제거 뒤 200밀리초 안에 직렬 커패시터와 풍력발전기 제어 사이의 진동이 커져 전압이 1.5 pu(520 kV)를 넘었고, 직렬 커패시터가 바이패스될 때까지 약 1.5초 동안 2 pu 가까이 올랐다. 풍력발전기의 크로바 회로가 다수 고장 났고 분로 리액터와 다른 송전설비도 트립되었다.

이 사고에서는 발전기 샤프트가 진동하지 않았다. 이중여자 유도발전기는 고정자가 계통에 직접 붙어 있고 회전자 쪽 변환기가 전류를 제어한다. 유도발전기는 차동기 주파수에서 등가 저항이 음수가 되고, 변환기 제어가 이 음의 저항을 더 키웠다. 선로의 양의 저항보다 음의 저항이 커지자 직렬 커패시터와 발전기 인덕턴스의 전기 공진이 감쇠 없이 커졌다. 문헌은 이를 차동기 제어 상호작용(SSCI)이라 불렀다. 2021년 논문은 바탕이 유도발전기 효과라는 순수 전기 공진이고 변환기 제어는 감쇠를 깎은 요인이라며, 이 사고를 공진 안정도의 전기적 공진에 넣었다. 비슷한 현상은 미국 미네소타의 Xcel Energy 계통에서도 관측되었다.

1970년대 비틀림 공진과 2009년 텍사스 사고의 진행 순서. 공진 주파수 범위는 NERC 교훈 보고서(2011), 2009년 경과는 같은 보고서와 Gross(2010)에서 가져왔다.

중국 화북 풍력단지에서도 같은 종류의 공진이 관측되었다. L. Wang, X. Xie 등은 IEEE Transactions on Power Systems 30권 5호(2015)에 공진 주파수가 약 6~8 Hz로 텍사스보다 훨씬 낮고 발생 중에 계속 변했다고 보고했다. 풍력단지에서 본 등가 보상률은 6.67퍼센트였다. 저자들은 낮은 보상률에서도 공진이 생긴 이유를 풍속, 운전 중인 발전기 대수, 변환기 제어가 감쇠를 좌우했기 때문으로 분석했다.

현장 대책은 빨랐다. Gross(2010)에 따르면 2010년 1월 차동기 주파수를 검출하는 계전기 알고리즘이 준비되었고 5월 두 곳에 발전기 후비 보호로 설치되었다. 제도 정비는 오래 걸렸다. 텍사스 계통운영자 ERCOT의 차동기 공진 평가 규약 개정안 NPRR562는 2013년 8월 12일 제출되었고, 비용 분담과 평가 방법을 두고 의견 수렴을 거쳐 2017년 3월 9일 규약개정소위원회가 만장일치로 승인을 권고했다.

미국 텍사스 사우스플레인스 부근의 풍력발전기. 사진: Leaflet, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

직렬 커패시터가 없는 중국 하미와 호주 West Murray의 차동기 진동

2015년 7월 신장 하미의 사고에는 직렬 커패시터가 없었다. Z. An 등이 Journal of Modern Power Systems and Clean Energy 7권(2019)에 정리한 경위에 따르면, 하미의 한 화력발전소에서 샤프트 비틀림 진동 계전기가 여러 발전기를 트립시켰고 인근 HVDC 송전 전력이 급히 줄었다. 동기위상측정장치(PMU) 기록을 분석하자 차동기 전류가 북쪽 직구동 영구자석 풍력발전기(4형) 단지에서 왔음이 드러났다. Yan 등(Frontiers in Energy Research, 2023)은 진동이 20~40 Hz였고 35~750 kV 계통으로 퍼져 약 300 km 떨어진 화력발전기를 트립시켰다고 정리했다. 2021년 분류 논문은 신장 사례를 2014년부터 이어진 지속 진동으로 소개하며 저속 상호작용 컨버터 구동 안정도의 예로 들었다.

하미 사고에서는 인버터 제어와 약계통의 상호작용(컨버터 구동)이 멀리 떨어진 동기발전기의 비틀림 공진을 일으켰다. 두 새 범주는 한 사고 안에서 이어질 수 있다.

호주 빅토리아주 북서부 West Murray 지역은 동기발전기에서 멀고 인버터 기반 설비가 몰려 있다. 호주 에너지시장운영자(AEMO)의 2025년 7월 기술 보고서에 따르면 2018년 태양광 다섯 곳이 8 Hz 전압 진동을 일으켰고, AEMO는 EMT 해석으로 원인을 찾아 제조사와 제어 설정을 다시 맞췄다. 2020년에는 17 Hz 진동이 나타났다. 진폭은 220 kV Red Cliffs 변전소에서 최대 2.2퍼센트(첨두 간)였고, 일부는 뚜렷한 외란 없이 시작되었다.

AEMO의 2023년 6월 업계 공지에 따르면 이 진동은 실효값 기록으로 15~20 Hz였지만 고해상도 파형에서는 50 Hz 외에 33 Hz와 67 Hz 성분으로 나타났다. 진폭이 17 Hz로 흔들리는 50 Hz 파형은 순시값으로 50 − 17과 50 + 17 Hz 성분이 된다. 같은 공지에서 AEMO는 이 진동이 동기조상기 샤프트 손상에 관여했을 수 있다는 가설을 전달받았다고 밝히고, 그 지역 동기기 소유자에게 비틀림 감시를 권했다.

중국 신장 지역의 풍력단지. 란신 철도에서 본 모습. 사진: taylorandayumi, CC BY 2.0, 위키미디어 공용

2019년 Hornsea One 해상풍력의 제어 진동과 스코틀랜드의 8 Hz 진동

2019년 8월 9일 오후 4시 52분 33초, 영국 400 kV Eaton Socon과 Wymondley 사이 선로에 낙뢰가 떨어졌고 고장은 약 80밀리초 만에 제거되었다. 요크셔 해안에서 120 km 떨어진 Hornsea One 해상풍력은 799 MW에서 62 MW로 출력을 떨어뜨렸다. Little Barford 발전소 증기터빈 244 MW와 분산전원 약 150 MW도 탈락해, 약 1초 안에 1,130 MW 넘는 발전이 사라졌다. 주파수는 48.8 Hz까지 내려갔고 저주파수 부하 차단으로 고객 115만 곳이 정전되었다.

Ofgem의 2020년 1월 3일 조사 보고서는 Hornsea One의 원인을 이렇게 적었다.

The offshore wind turbine controllers, however, reacted incorrectly to voltage fluctuations on the offshore network following the fault. This caused an instability between the onshore control system and the individual wind turbines.

그러나 해상 풍력발전기 제어기는 고장 뒤 해상 계통의 전압 변동에 잘못 반응했다. 이 반응이 육상 제어 시스템과 개별 풍력발전기 사이에 불안정을 일으켰다.
Ofgem, “9 August 2019 power outage report”(2020년 1월 3일), 3.21항. 영국 오픈 거버먼트 라이선스

운영사 Ørsted의 기술 보고서는 경과를 밀리초 단위로 기록했다. 단지의 무효전력 제어는 고장 직후 무효전력을 내보내다가 큰 진동에 들어가 300 MVAr 넘게 흡수하기를 되풀이했고, 고장 210밀리초 뒤에는 약 560 MVAr를 흡수했다. 34 kV 집전 케이블 전압이 20 kV까지 떨어지자 풍력발전기들이 과전류 보호로 238~345밀리초 사이에 멈췄다. Ørsted는 원인을 차동기 대역에서 감쇠가 부족한 전기 공진으로 결론지었다. 변압기 하나와 해상 송전 회선 하나가 정지 중이어서 풍력단지 내부 계통이 약한 상태였고, 풍력발전기 설정은 제조사 표준값이었다.

텍사스는 NERC(2011)와 Gross(2010)의 시각 기록(고장 06:04:44.92, 커패시터 바이패스 06:04:46.46), Hornsea One은 Ørsted 기술 보고서(National Grid ESO 기술 보고서 부록 D, 2019)의 시각 기록(고장 16:52:33.490)을 고장 시각 기준으로 옮겼다. 텍사스의 1.5 pu 초과 시점은 고장 제거 뒤 약 200밀리초라는 추정치다.

Ofgem은 같은 진동이 사고 약 10분 전에도 있었고, Ørsted와 제조사가 사고 전 모델링에서 전압 제어 성능 문제를 예상했지만 계통운영자와 공유하지 않았다고 확인했다. 제조사의 소프트웨어 개선은 8월 13일 예정이었다가 사고 다음 날 적용되었다.

스코틀랜드에서는 진동이 반복되었다. 영국 계통운영자(2024년부터 NESO)의 Xiaoyao Zhou가 에너지시스템통합그룹(ESIG)에서 발표한 자료에 따르면, 2021년 8월 24일 스코틀랜드 북부에서 약 8 Hz 전압 진동이 400 kV 기준 최대 ±35 kV로 20~25초씩 두 차례 나타났다. 2023년 6~7월에는 5~9 Hz 진동이 닷새에 걸쳐 발전기, 연계선, HVDC 연계, 송전 회선을 트립시켰다. 원인 설비 소유자가 제어 설정을 바꾼 뒤 감쇠되지 않는 진동은 다시 나타나지 않았다. 계통운영자는 진동과 관성, 단락용량, 풍력 출력 사이에서 연관을 찾지 못했고, 원인은 특정 설비의 제어 설정에 있었다.

영국 크로스비 해변에서 본 버보 해상풍력단지. 사진: Sudzie, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

2025년 이베리아 정전 전 30분의 0.63 Hz 강제 진동과 0.2 Hz 광역 진동

2025년 4월 28일 현지 시각 12시 33분, 스페인 본토와 포르투갈 계통 전체가 정전되었다. 유럽 송전계통운영자 연합(ENTSO-E)은 유럽 송전운영 지침(규정 2017/1485) 15조 5항에 따라 49명의 전문가 패널을 꾸렸고, 2026년 3월 20일 최종 보고서를 냈다. 복구에는 포르투갈 12시간, 스페인 16시간이 걸렸다.

정전 전 30분 동안 진동이 두 차례 있었다. 12시 3분부터 8분까지의 0.63 Hz 진동은 스페인 Carmona와 Almaraz 사이에 몰려 있었고, 계통의 고유 모드에는 이 주파수가 없었다. 진폭이 가장 큰 지점 옆에 바다호스주의 인버터 기반 발전소가 있었다. 이 발전소는 유럽 발전기 연계 규정(RfG, 규정 2016/631)이 적용되지 않는 기존 발전기였고, 같은 모선에서 2021년 준공되어 RfG가 적용된 발전기는 진동에 덜 반응했다. 문제의 인버터는 가용 자원보다 낮은 출력으로 제한 운전 중이었고, 12시 16분 출력 설정을 올리자 진동이 약해졌다. 패널은 이 0.63 Hz 진동을 컨버터 구동 안정도에 속하는 강제 진동으로 분류했다.

12시 19분부터 22분까지의 0.2 Hz 진동은 유럽 대륙 동기계통의 동부·중부·서부가 서로 반대로 흔들리는 광역 모드였다. 패널은 Carmona와 S. Llogaia 사이 송전 위상각 약 80도, 일부 선로 정지, 일부 대형 발전기의 전력계통안정화장치(PSS) 부재와 감쇠 부족을 조건으로 들었고, 0.63 Hz 모드가 0.2 Hz 모드를 들뜨게 하는 데 기여할 수 있음을 시뮬레이션으로 보였다.

ENTSO-E 전문가 패널 최종 보고서(2026년 3월 20일) 1장의 시각 기록. 시각은 중부유럽 하계시간이다. 프랑스와의 교류 연계는 12시 33분 21.535초에 탈조 보호로 먼저 분리되었다.

운영자들이 진동을 줄이려고 프랑스로 보내는 전력을 줄이고 남부 선로를 다시 연결하자 진동은 줄었지만 전압이 올랐다. 12시 32분 이후 전압 상승과 발전기 연쇄 탈락이 이어졌고, 12시 33분 19초 이베리아 계통이 유럽과 동기를 잃었다. 보고서는 정전을 여러 요인이 맞물린 결과로 결론지었고 진동을 그 요인 가운데 하나로 들었다.

보고서는 원인 분석 앞에 2021년 안정도 분류도를 싣고 인버터 기반 설비가 늘면서 두 범주가 필요해졌다고 적었다. 계통운영자들이 대정전의 공식 분석에서 2021년 분류를 판정 틀로 쓴 사례다. 보고서가 설명한 지역 진동, 즉 발전소 한 곳이 계통 나머지와 흔들리는 진동은 0.8~2 Hz 범위다. 0.63 Hz 진동은 주파수로는 회전자 진동 대역에 있었지만 진동을 만든 장치가 인버터 제어였기 때문에 컨버터 구동 안정도로 분류되었다. 2021년 분류의 기준은 진동을 일으키는 장치와 메커니즘이다.

2025년 4월 28일 이베리아 정전 당시 마드리드 카야오 광장. 지하철역 입구가 닫혀 있다. 사진: Danieltarrino, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

2021년 분류의 두 범주가 묶은 현상과 주파수 대역

The term resonance stability encompasses subsynchronous resonance (SSR), whether it be associated with an electromechanical resonance or an entirely electrical resonance.

공진 안정도라는 용어는 차동기 공진(SSR)을 포괄하며, 그 공진이 전기기계적 공진이든 순수한 전기 공진이든 모두 포함한다.
N. Hatziargyriou 외(2021), IV-B4절. 크리에이티브 커먼즈 저작자표시 4.0

공진 안정도의 비틀림 공진은 직렬보상 선로와 동기발전기 샤프트가 에너지를 주고받는 현상이다. HVDC, 정지형 무효전력보상기(SVC), STATCOM, 안정화장치 같은 빠른 제어 장치가 인근 발전기의 비틀림 모드와 상호작용하는 장치 의존 차동기 진동도 여기 들어간다. 논문은 이 상호작용이 비틀림 감쇠를 높이기도 해서 SVC가 대책으로 쓰인다고 적었다. 전기적 공진은 샤프트가 관여하지 않는 순수 전기 공진이며 2009년 텍사스가 대표 사례다.

컨버터 구동 안정도는 변환기 제어가 계통의 다른 부분과 상호작용해 생기는 불안정이다. 저속 상호작용은 대개 10 Hz 미만이며 동기발전기의 전기기계적 동특성과 얽힌다. 약계통에서 위상동기루프가 큰 위상 변화를 빨리 따라가려다 틀린 각도를 내고, 그 각도로 주입한 전류가 전압을 더 떨어뜨리는 현상이 예다. 고속 상호작용은 대개 수십~수백 Hz이고 kHz까지 올라가며 송전망과 다른 변환기의 빠른 동특성과 얽힌다. 전력전자 분야가 고조파 불안정이라 부르는 수백 Hz~수 kHz 진동, 전압형 HVDC로 연결된 해상풍력의 500 Hz~2 kHz 진동이 예다.

광역 진동은 AEMO(2025), 지역 진동은 ENTSO-E(2026) 2.5.3절, 컨버터 구동 안정도의 두 대역과 고조파 불안정·HVDC 연계 해상풍력 진동은 Hatziargyriou 외(2021), 호주 인버터 차동기 진동은 AEMO(2025), 직렬보상 공진은 NERC(2011)에서 가져왔다. 막대 끝은 문헌이 '대개'라고 적은 범위이며 엄밀한 경계가 아니다.

CIGRE는 2023년 8월 공동작업반 C4/B4.52의 기술 브로슈어 909 「전력전자 중심 계통의 차동기 진동 연구 지침」에서 차동기 진동을 더 잘게 나눴다. 차동기 공진은 전기적 공진과 비틀림 공진(샤프트 토크 증폭, 계통과의 비틀림 상호작용, 다른 장치와의 비틀림 상호작용)으로, 새로 둔 전력전자 장치 상호작용(PEDI)은 계통과의 제어 상호작용과 다른 장치와의 제어 상호작용으로 나뉜다. IEEE 분류의 기준이 불안정의 물리적 성질이라면, CIGRE 분류의 기준은 진동에 관여한 장치의 짝이다.

정지형 무효전력 보상장치 의 액체 냉각 설비 — 정지형 무효전력 보상장치(SVC)의 액체 냉각 설비. 사진: MTfilip22, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

인버터와 계통을 두 임피던스로 나누어 진동을 판정하는 방법

고전적 판정 방법은 계통 전체를 선형화해 고유값과 참여 인자를 구하는 소신호 해석이다. 그런데 인버터 제조사는 제어 알고리즘을 공개하지 않고 내부를 감춘 EMT 모델을 준다. 이런 블랙박스 모델은 시간 영역에서 돌릴 수 있지만 선형화할 수 없다. CIGRE 브로슈어 909가 EMT 해석이 가장 널리 쓰이는 이유로 든 것이 이 점이다.

임피던스 기반 해석은 인버터를 접속점에서 본 임피던스 Z_i(s)로, 계통을 같은 지점에서 본 임피던스 Z_g(s)로 나타낸다. 두 임피던스는 EMT 시뮬레이션에 작은 신호를 주파수별로 주입하고 응답을 재서 얻으므로 모델 내부를 몰라도 된다. 그다음 Z_g/Z_i에 나이퀴스트 판별법을 적용한다. 어떤 주파수에서 두 리액턴스가 상쇄되고 저항의 합이 음수면 그 주파수의 진동이 커진다. Jian Sun(렌슬러 공과대학)이 2014년 IEEE 에너지변환 학술대회(ECCE) 강좌에서 설명한 대로, 이 방법은 DC-DC 변환기와 입력 필터의 불안정 판정에서 나왔고 3상 인버터에는 정상분·역상분 임피던스로 나누는 고조파 선형화로 확장되었다.

AEMO는 미국 국립재생에너지연구소(NREL)와 이 방법으로 West Murray의 17 Hz 진동을 분석했다. 태양광 두 곳은 일사량이 낮을 때 감쇠가 충분한 23 Hz 모드를 만들었는데, 세 번째 태양광이 낮은 일사량에서 연결되자 그 모드가 17 Hz로 옮겨 가고 감쇠가 음수가 되었다. 각 설비를 따로 시험하면 안정하지만 함께 연결되면 서로가 보는 계통 임피던스가 바뀌었다. AEMO는 단락비가 기본파 주파수만 보는 지표여서 이런 상호작용을 잡지 못하며, 넓은 주파수 범위의 임피던스 스캔이 그 한계를 보완한다고 결론지었다.

해석 방법은 진동의 대역에 따라 고른다. 이베리아 패널은 0.2 Hz와 0.63 Hz 진동을 전기기계 모델, 즉 실효값 해석 모델로 재현했다. West Murray와 스코틀랜드의 차동기 진동은 EMT 모델과 임피던스 스캔으로 분석했다. 조류해석은 설비 정지 조합마다 단락용량과 방사상 연결 여부를 계산해 어디부터 자세히 볼지 정한다.

CIGRE 브로슈어 909는 연구 절차를 선별, 상세 연구, 완화 대책, 감시와 보호로 나누고, 선별 단계는 거짓 경보를 허용하되 놓치는 경우를 피하라고 정했다. ERCOT의 NPRR562 절차가 이 구조를 따른다.

ERCOT이 2017년 1월 30일 NPRR562 워크숍에서 발표한 절차. 이중 회선은 설비 2개 정지로 센다. ERCOT은 과거 정지 기록으로 계산하면 설비 5~6개 동시 정지가 2,000년에 한 번 미만이라고 설명했다. 재생에너지 설비는 주파수 스캔에서 우려가 없어도 상세 평가가 필요할 수 있다.

영국 NESO는 2025년 9월 「인버터 기반 설비의 진동 평가 지침」 2판에서 계단 변화 시험, 소신호 주입 시험, 능동 주파수 스캔, 고유값 해석을 정하고, 송전망 직접 연결 대형 설비에는 소신호 주입 시험과 주파수 스캔을 필수로 했다. 시험은 적합성 절차에 제출한 것과 같은 EMT 모델로, 발전단지 제어기와 통신 지연까지 넣어 수행한다.

진동을 줄이는 대책과 각 대책이 만드는 새 조건

가장 많이 쓰인 대책은 제어 설정의 재조정이다. West Murray의 8 Hz 진동은 제조사와 설정을 다시 맞춰 없앴고, 17 Hz 진동은 직류 링크 제어를 개선한 설정을 단계적으로 적용해 줄였다. Hornsea One과 스코틀랜드도 제어 설정 변경으로 해소했다. 원인 설비를 찾으면 비용이 가장 적은 대책이다.

직렬보상 계통에는 장비 대책이 함께 쓰인다. NERC는 2011년 보고서에서 사이리스터 제어 직렬 커패시터(TCSC)로 교체, 차동기 공진 필터, 차동기 주파수 검출 바이패스 계전기, 계통 위상에 따른 바이패스, 보상률 제한, 계통 강도 보강을 들었다. 2021년 논문은 이중여자 유도발전기 제어에 보조 감쇠 제어기를 넣는 방법을 적었다.

계통 강도를 올리는 대표 수단은 원동기 없이 계통에 연결해 도는 동기조상기다. 단락전류와 관성을 공급하므로 2021년 논문도 약계통 대책으로 들었다. 그런데 AEMO의 2023년 공지가 전한 가설처럼, 동기조상기 샤프트도 차동기 진동에 노출될 수 있다. 컨버터 구동 진동을 줄이려고 넣은 회전기가 비틀림 공진에 노출될 수 있으므로, 두 범주는 대책을 세울 때도 함께 검토해야 한다.

광역 진동에는 기존 대책이 여전히 쓰인다. 이베리아 패널은 유럽 대륙 전체에서 광역 진동 감쇠를 감시하고, 동적 모델을 공유하고, 안정화장치를 다시 조정하라고 권고했다. AEMO는 인버터 기반 설비가 퇴역 동기발전기 용량의 약 4배 규모로 들어오고 있다고 밝혔다. 안정화장치를 단 동기발전기가 줄면 광역 진동을 감쇠시킬 수단도 줄어든다. 패널과 NESO는 PMU 같은 고분해능 측정을 늘려 진동을 실시간으로 검출하라고도 권고했다.

미국 시애틀 노스 변전소의 15,000kVA 동기조상기(20세기 전반). 사진: Unknown author Unknown author, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

제조사 모델, 기존 설비, 측정 해상도에 걸린 남은 과제

첫째 과제는 모델이다. 진동 사고는 대부분 특정 설비의 제어 설정에서 시작되었고, 그 설정은 제조사 모델 안에 있다. 계통운영자가 받은 모델이 현장 설비의 펌웨어와 설정을 반영하지 않으면 심사가 진동을 놓친다. 영국이 기존 설비에도 EMT 모델 제출을 요구하는 계통연계기준 개정을 추진하고 NESO 지침이 제출 모델로 시험하라고 명시한 것은 이 간극을 줄이려는 조치다.

둘째 과제는 기존 설비다. 이베리아의 0.63 Hz 진동이 가장 크게 나타난 발전소는 RfG가 적용되지 않는 기존 발전기였다. 계통연계기준은 대개 새로 접속하는 설비에 적용되므로, 기준이 강화되어도 운전 중인 설비는 이전 기준으로 남는다.

셋째 과제는 측정과 분류의 해상도다. West Murray 진동은 실효값 측정에서 17 Hz, 순시 파형에서 33 Hz와 67 Hz로 기록되었다. 분류 체계도 기관마다 다르다. IEEE는 텍사스형 공진을 공진 안정도에 넣었고, CIGRE는 장치 간 상호작용으로 더 잘게 나눴으며, 이베리아 패널은 0.63 Hz 진동을 컨버터 구동 안정도로 분류하면서 강제 진동이라는 개념을 함께 썼다. 강제 진동은 외부 신호원이 계통을 흔드는 현상이어서, 고유 모드의 감쇠를 따지는 안정도 판정과 방법이 다르다.

풍력발전기 나셀 내부의 발전·변환 설비. 사진: Lauri Veerde, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서와 지금 안정도 교과서가 다루는 범위 비교

항목	2004년 분류 시기의 교과서	2021년 분류 이후
안정도 범주	회전자각, 전압, 주파수	회전자각, 전압, 주파수, 공진, 컨버터 구동
불안정의 주체	동기발전기 회전자와 여자·조속 제어, 부하	여기에 인버터 PLL·전류 제어, HVDC·FACTS 제어, 직렬 커패시터 공진
관심 시간 범위	과도 3~5초, 소신호 10~20초, 장기 수 분	여기에 밀리초 이하의 전자기 과도
진동 대역	광역 0.5 Hz 미만, 지역 0.8~2 Hz	여기에 차동기 5~50 Hz, 고속 상호작용 수십 Hz~kHz
모델 표현과 도구	기본파 페이저, 고유값·실효값 시뮬레이션	여기에 EMT 해석, 임피던스 스캔과 나이퀴스트 판별
계통 강도 지표	단락용량	단락비와 주파수별 계통 임피던스
차동기 공진 대책	샤프트 보호, 보상률 제한, 필터	여기에 인버터 제어 재조정, 감쇠 제어기, 연계 심사의 주파수 스캔
대표 사고	1970·71년 Mohave 샤프트 손상	2009년 텍사스, 2015년 하미, 2019년 Hornsea One, 2025년 이베리아

결론 — 안정도 분류에 두 범주가 더해진 것은 진동을 일으키는 주체가 회전기에서 제어기로 넓어졌기 때문이다

2004년 분류의 세 범주는 동기발전기 회전자와 부하가 계통의 동특성을 정한다는 전제 위에 있었다. 텍사스, 하미, West Murray, Hornsea One, 스코틀랜드, 이베리아의 진동은 이 전제 밖에서 일어났다. 진동을 키운 것은 이중여자 유도발전기의 변환기 제어, 직구동 풍력과 태양광의 위상동기루프와 전류 제어, 해상풍력단지의 전압 제어였다. 사고들은 진동이 직렬 커패시터 없이도 약계통에서 일어난다는 것, 0.63 Hz처럼 회전자 대역의 진동도 인버터가 만들 수 있어 주파수만으로 범주를 정할 수 없다는 것, 해법이 대부분 특정 설비의 제어 설정에 있다는 것을 보여 주었다.

2021년 분류가 공진 안정도와 컨버터 구동 안정도를 추가한 것은 진동을 만드는 주체가 회전기에서 전력전자 제어기로 넓어졌음을 분류 체계에 반영한 결정이며, 그 결과 안정도 판정에는 실효값 해석과 함께 EMT 해석과 주파수 영역 임피던스 해석이 필요해졌다. 정의 문장을 그대로 둔 것도 이 판단과 맞는다. 외란 뒤 평형을 되찾는가라는 질문은 같고, 답하려면 들여다볼 설비와 시간 범위가 넓어졌다.

안정도의 정의가 넓어지자 계통연계기준, 모델 제출 규정, 측정 설비가 차례로 바뀌고 있다. 텍사스는 사고 4년 뒤 차동기 공진 평가 규약 개정안을 냈고, 영국은 진동 평가 지침과 기존 설비 EMT 모델 제출 의무를 만들었으며, 이베리아 패널은 진동 감시와 기존 설비 성능을 권고 대상으로 삼았다. 인버터가 고장 때 어떤 전류를 내야 하는지를 정하는 계통연계기준의 변화는 6편 「인버터 시대의 보호와 계통연계기준」의 주제다.

6편. 인버터 시대의 보호와 계통연계기준 — 작은 고장전류, 고장 시 운전 유지, IEEE 2800과 유럽 RfG

고장전류가 작은 전원이 늘어날 때 보호계전기와 계통연계기준이 각각 무엇을 바꾸고 있는지를 2016년 남호주, 2021·2022년 텍사스 오데사, 2025년 이베리아 사고를 따라 정리한다.

송전선에 낙뢰가 떨어지거나 애자가 파손되면 그 자리에 단락 고장이 생기고, 보호계전기는 수십 밀리초 안에 고장 구간을 찾아 차단기를 연다. 이 동작은 발전기가 고장 지점으로 정격의 몇 배에 이르는 전류를 흘려보낸다는 전제 위에서 설계되었다. 태양광·풍력·배터리처럼 전력전자 변환기를 거쳐 계통에 붙는 전원은 그 전제를 따르지 않는다. 변환기의 반도체 소자는 과전류를 오래 견디지 못하므로 제어기가 고장 중에도 전류를 정격 근처로 묶어 두고, 그 전류의 위상과 역상분 성분은 제조사가 짠 제어 알고리즘이 정한다.

2016년 남호주에서는 풍력발전소의 보호 설정이 연속된 전압 강하에 반응해 출력을 내려놓았고, 2021년과 2022년 미국 텍사스 오데사에서는 정상적으로 제거된 지락 고장 하나에 여러 태양광 발전소가 동시에 출력을 잃었다. 2025년 4월 이베리아반도에서는 고정 역률로 운전하던 재생에너지 발전소가 전압 상승에 대응하지 못했고, 과전압 보호가 연쇄로 동작했다. 인버터의 고장전류는 정격의 약 1.1~1.5배로 제한되고 크기와 위상이 제어 방식에 따라 달라지므로, 회전기의 큰 고장전류를 전제로 만든 보호계전 방식이 흔들리고 있으며, 각국의 계통연계기준은 인버터가 고장 중에 무엇을 해야 하는지를 시간 단위로 정밀하게 규정하는 방향으로 바뀌고 있다.

복습 — 고장전류, 대칭좌표, 보호계전기가 고장을 알아보는 방법

동기발전기는 회전자 권선에 흐르는 계자 전류가 만든 자속을 지닌 채 돈다. 단자에 단락이 생겨도 이 자속은 곧바로 사라지지 않으므로, 발전기는 고장 직후 몇 주기 동안 내부 기전력을 거의 그대로 유지한 채 작은 리액턴스를 통해 큰 전류를 흘린다. 교과서는 이 구간의 리액턴스를 준과도 리액턴스(X″d)라고 부르고, 그 뒤 수십 주기에 걸친 과도 리액턴스(X′d), 정상 상태의 동기 리액턴스(Xd) 순으로 고장전류가 줄어든다고 가르친다. 텍사스 계통운영자 ERCOT이 2026년 10월에 낸 백서는 동기발전기가 준과도 구간에 정격 전류의 약 5~7배를 공급한다고 정리한다.

단락 계산은 발전기를 리액턴스 뒤에 있는 전압원으로 놓고 계통 임피던스를 합쳐 고장점 전류를 구한다. 선형 계산이고 전원의 내부 제어를 따질 필요가 없다. 차단기 정격 선정과 계전기 정정이 모두 이 모델에서 출발한다.

대칭좌표와 정상분·역상분·영상분 불평형 3상 전압과 전류를 세 개의 평형 성분으로 나누어 계산하는 방법이다. 정상분은 a·b·c 순서로 도는 평형 성분, 역상분은 반대 순서로 도는 평형 성분, 영상분은 세 상에 똑같이 실린 성분이다. 평형 상태의 계통에는 정상분만 있다. 1선 지락이나 선간 단락 같은 불평형 고장이 나면 역상분과 영상분이 생기므로, 계전기는 이 두 성분이 나타났는지를 보고 불평형 고장을 알아본다. 동기발전기는 역상분 전류가 흐를 수 있는 작은 임피던스 경로를 제공하고, 접지된 변압기는 영상분 경로를 제공한다.

보호계전기는 몇 가지 원리로 고장을 알아본다. 과전류 계전기는 전류가 설정값을 넘으면 동작하며, 설정값은 최대 부하 전류보다 크고 최소 고장전류보다 작게 잡는다. 거리 계전기는 계전기 위치에서 잰 전압을 전류로 나눈 임피던스가 보호 구간의 선로 임피던스보다 작으면 고장이 구간 안에 있다고 판단한다. 방향 요소는 전압과 전류의 위상 관계를 보고 고장이 앞쪽(순방향)인지 뒤쪽(역방향)인지 가린다. 전류 차동 계전기는 선로 양단 전류의 합이 0에서 벗어나면 내부 고장으로 본다. 앞의 세 방식은 고장전류가 부하 전류보다 충분히 크고, 고장전류의 위상이 선로 임피던스 각에 따라 일정하게 뒤진다는 가정을 깔고 있다.

배전계통용 보호계전기. 사진: Zen 38, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

남호주 2016년과 오데사 2021·2022년 — 보호 설정이 정상 고장에서 발전소를 떼어 낸 사례

2016년 9월 28일 오후 4시 16분 무렵, 남호주에서는 토네이도를 동반한 폭풍이 275kV 송전선 세 회선을 쓰러뜨렸다. 호주 에너지시장운영기관 AEMO의 2017년 3월 최종보고서에 따르면 다섯 번의 선로 고장이 약 2분 사이에 여섯 번의 전압 강하를 만들었다. 이때 중북부의 풍력발전소 아홉 곳이 7초가 안 되는 사이에 출력을 합계 456MW 내려놓았다. 그중 여덟 곳은 일정 시간 안에 고장 시 운전 유지 동작이 정해진 횟수를 넘으면 터빈을 세우거나 출력을 줄이도록 설정된 보호 기능 때문이었다. 풍력 출력이 빠진 만큼 빅토리아주와 잇는 헤이우드 연계선에 전력이 몰렸고, 약 700밀리초 뒤 특수보호장치가 연계선을 끊었다. 고립된 남호주 계통은 주파수를 지키지 못해 오후 4시 18분에 전역 정전에 이르렀고, 약 85만 고객과 1,826MW의 수요가 공급을 잃었다.

같은 보고서에 따르면 다른 한 풍력발전소는 단자 전압이 0.8pu 아래로 떨어지면 약 40밀리초 뒤 변환기를 차단해 출력을 0으로 만들고, 전압 회복 뒤 초당 8MW로 출력을 되올렸다. AEMO는 10월 3일부터 여러 풍력발전소의 동시 탈락을 상정고장으로 다루고 출력을 제한하다가, 각 발전소가 보호 설정의 허용 횟수를 올린 뒤 제한을 풀었다. 발전소 하나하나를 지키려고 넣은 설정이 계통 전체에서는 동시 탈락을 만든다는 점이 이 사고에서 드러났다.

2022년 5월 캐나다 온타리오·퀘벡 지역의 강풍 으로 부러진 송전 철탑 — 2022년 5월 캐나다 온타리오·퀘벡 지역의 강풍(데레초)으로 부러진 송전 철탑. 사진: Finley St-Denis, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

2021년 5월 9일 오전 11시 21분, 텍사스 오데사 부근 복합화력발전소의 승압 변압기에서 피뢰기가 파손되어 1선 지락이 생겼다. 차단기는 3주기 만에 고장을 제거했다. 북미전력신뢰도협의회 NERC가 2021년 9월에 낸 보고서에 따르면 이 정상적인 고장 하나에 복합화력 192MW, 태양광 1,112MW, 풍력 36MW가 출력을 잃었다. 태양광 감소분의 가장 큰 원인은 위상동기루프(PLL) 동기 상실 판정에 따른 트립 389MW였다. 한 제조사의 인버터는 전압 위상이 10도 이상 순간적으로 바뀌면 고장 코드를 내고 멈춘 뒤 기본값으로 5분을 기다려 재기동했다. 두 번째 원인은 인버터 순시 교류 과전압 트립 269MW였다. 이 설정은 수 밀리초 동안의 순시 첨두값을 1.3pu와 비교했다.

위상동기루프(PLL) 계통 전압의 위상각과 주파수를 실시간으로 추정하는 제어 회로다. 계통추종형 인버터는 PLL이 알려 준 위상에 맞추어 전류를 내보낸다. 고장이나 선로 개폐로 전압 위상이 순간적으로 뛰면 PLL은 몇 주기 동안 새 위상을 따라잡는다. 이 과도 구간을 고장으로 판정해 인버터를 세우도록 설정하면, 계통에 아무 결함이 없는 상황에서도 발전소가 빠진다. NERC의 신뢰도 지침은 PLL 동기 상실만으로 인버터를 트립해서는 안 된다고 권고해 왔다.

1년 뒤인 2022년 6월 4일 오후 12시 59분, 같은 지역의 다른 발전소에서 피뢰기가 파손되어 345kV 계통에 1선 지락이 났고 역시 3주기 만에 제거되었다. 이번에는 동기발전기 844MW와 인버터 기반 자원 1,711MW가 함께 빠져 합계 2,555MW가 사라졌고, 주파수는 59.7Hz까지 내려갔다. 당시 확보된 응동예비력은 2,442MW였다. NERC의 2022년 12월 보고서는 태양광 비중이 15퍼센트였던 시점에 이 규모의 탈락이 일어났다고 지적한다.

미국 네바다주 넬리스 공군기지의 태양광 발전소. 사진: U.S. Air Force photo/Airman 1st Class Nadine Y. Ba, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

그림 1. 2021년 5월 9일과 2022년 6월 4일 오데사 사고에서 태양광 발전소의 출력 감소 원인. NERC 「2022 Odessa Disturbance Report」(2022년 12월) 표 1.1의 값이다. 한 발전소에 원인이 둘 이상 겹친 경우가 있어 원인별 합계는 사고 전체 감소량과 같지 않다. 2022년 급전선 저주파수 148MW는 인버터 단위 트립과 별도로 집계된 값이다.

2022년 사고에서 가장 큰 원인은 인버터 순시 교류 과전류 트립 459MW였다. 가장 많은 용량이 빠진 제조사의 인버터는 정격 교류 전류의 1.4배와 1.5배에 두 단계 과전류 보호를 두었고, 이 값은 사용자가 바꿀 수 없었다. 보호는 시간 지연 없이 0.2밀리초 안에 동작했다. 고장 순간 단자 전압의 크기와 위상이 급변하자 인버터 제어기가 이를 따라가며 전류를 정격 이상으로 밀어 올렸고, 그 전류가 자기 보호를 건드렸다. NERC는 이 원인이 그전 사고들에서 드러나지 않은 이유를 같은 제조사 인버터의 PLL 트립이 먼저 동작했기 때문으로 보았다. 1년 전 사고의 주원인이던 PLL 트립이 그사이 많은 발전소에서 해제되자 그 뒤에 있던 과전류 보호가 동작했다. 설정 하나를 고치면 다음 보호가 드러나므로, 고장 중 인버터의 거동 전체를 기준으로 묶어야 한다.

인버터의 고장전류가 작고 제어에 따라 달라지는 물리적 이유

태양광 인버터나 배터리 전력변환장치의 주 회로는 절연 게이트 양극성 트랜지스터(IGBT) 같은 반도체 스위치로 이루어진다. 이 소자는 접합부 온도가 허용값을 넘으면 짧은 시간 안에 파손된다. 동기발전기의 권선과 철심과 달리 반도체 칩은 열용량이 작으므로, 제조사는 정격 근처에서 전류를 제한하도록 제어기를 설계한다. 미국 컨설팅사 Commonwealth Associates의 Tuladhar와 Banerjee가 2019년 CIGRE 미국위원회 심포지엄에서 발표한 논문은 인버터 기반 자원의 고장전류를 정격의 1.1~1.5배로 정리했고, 2024년 1월 Quanta Technology와 뉴욕전력청(NYPA), National Grid의 공동 발표는 1.0~1.5배, ERCOT의 2026년 백서는 약 1.1~1.4배로 적는다.

그림 2. 고장 중 전원이 공급하는 전류의 크기. 동기발전기 값과 인버터 첫 막대는 ERCOT 「Implementation Considerations for Negative Sequence Current Injection Requirements for Inverter-Based Resources in ERCOT」(2026년 10월), 둘째 막대는 Tuladhar·Banerjee, CIGRE US National Committee 2019 Grid of the Future Symposium 논문, 셋째 막대는 Quanta Technology·NYPA·National Grid 발표 자료(2024년 1월)에서 가져왔다. 동기발전기 값은 준과도 구간 기준이다.

전류의 위상도 다르다. 오늘날 대부분의 인버터는 계통이 만든 전압을 PLL로 읽고 그에 맞추어 전류를 주입하는 계통추종형이다. 제어 루프 안쪽에서 전류를 직접 조절하므로, 계통에서 보면 이 인버터는 전압원보다 전류원에 더 가깝게 행동한다. 고장 중 Tuladhar와 Banerjee는 인버터의 고장전류가 제어 설정에 따라 전압보다 어떤 각도로도 뒤질 수 있다고 지적했다. 동기발전기의 고장전류가 계통 리액턴스 때문에 전압보다 거의 90도 뒤지는 것과 대조된다.

역상분은 더 크게 다르다. ERCOT 백서는 동기발전기의 역상 임피던스가 작고 유도성이어서, 선간 단락 같은 불평형 고장에서 큰 역상분 전류가 흐르고 그 전류가 역상분 전압보다 약 90도 앞선다고 설명한다. 반면 역상분 전류를 따로 제어하지 않는 인버터는 제어 루프가 역상분을 억제하므로 역상분 전류가 거의 흐르지 않는다. 미국 전력연구소 EPRI가 2026년 9월 ERCOT 인버터 작업반 회의에서 발표한 모의 결과가 이 차이를 숫자로 보여 준다.

그림 3. 같은 불평형 고장 조건에서 전원 종류별로 흐른 정상분 전류(I1)와 역상분 전류(I2). EPRI가 2026년 9월 18일 ERCOT 인버터 기반 자원 작업반 회의에서 발표한 「Inverter-Based Resource Negative Sequence Current Injection」 자료의 모의 결과다. k는 역상분 전압에 비례해 역상분 전류를 주입하는 비례 계수로, 독일 고압 연계 규정 VDE-AR-N 4120(2018)이 2~6 범위로 정한 값이다.

역상분 제어가 없는 4형 풍력(전 용량 변환기를 거쳐 연계되는 풍력 터빈)은 역상분 전류가 0.05pu에 그쳤고, 그 전류의 위상은 역상분 전압보다 95도 뒤졌다. 동기발전기는 1.10pu를 90도 앞선 위상으로 냈다. 비례 계수 k를 2나 6으로 주고 역상분을 주입하게 하면 각도는 동기발전기와 같은 90도 앞섬으로 돌아오지만, 전류 한도 안에서 역상분을 늘린 만큼 정상분 전류가 0.82pu나 0.66pu로 줄었다. 인버터 전류의 총량에 상한이 있으므로 한 성분을 늘리면 다른 성분이 줄어든다.

계통형성형 인버터는 내부에 전압원을 두고 그 전압의 크기와 위상을 스스로 만든다. 고장 직후에는 동기발전기처럼 전압원 뒤의 임피던스를 통해 전류를 내므로 위상 관계가 동기발전기와 비슷해진다. 그러나 반도체 소자의 열 한계는 그대로이므로 전류 크기는 여전히 제한된다. 유럽 송전망운영자협회 ENTSO-E의 계통형성 능력 2단계 기술보고서(2025년 11월)도 전류 한도에 이르면 벡터 합의 크기만 줄이라고 적는다. 계통형성형으로 바꾸면 고장전류의 위상과 역상분 거동은 동기발전기에 가까워지지만, 크기가 작다는 문제는 남는다.

미쓰비시전기의 IGBT 모듈. 사진: Sthdhk, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

과전류·거리·방향·차동 계전기에서 생기는 일

과전류 계전기부터 보면 문제가 단순한 산술로 드러난다. Tuladhar와 Banerjee의 예시는 상 과전류 요소를 최소 고장전류의 75퍼센트에 설정하는 관행을 그대로 적용한 경우다. 인버터만 공급하는 계통에서 최소 고장전류가 1.1pu라면 설정값은 0.825pu가 되어 정격 부하 전류 1.0pu보다 낮다. 그러면 계전기가 정상 부하에서 동작하고, 설정값을 부하 전류 위로 올리면 고장을 놓친다. 인버터 비중이 높은 계통에서는 과전류 계전기가 부하와 고장을 전류 크기로 구분하지 못한다. 인버터가 영상분 경로를 제공하지 않고 역상분을 억제하므로 역상·영상 과전류 요소도 감도를 잃는다.

거리 계전기는 더 미묘하게 흔들린다. Quanta Technology 등이 인버터 기반 발전소가 몰린 230kV 선로를 실시간 디지털 모의기에 옮겨 상용 계전기를 하드웨어 연동 시험한 2024년 1월 발표는 몇 가지를 확인했다. 계통 강도가 약한 쪽 단자에서는 모든 불평형 고장에서 역상분 전류가 줄었다. 계전기가 고장 상을 고르는 알고리즘은 동기발전기의 전류 관계를 전제로 짜여 있어, 그 전제가 깨지면 잘못된 상을 골라 보호 구간을 짧게 보거나 길게 본다. 가장 큰 영향은 보호 구간 안의 고장을 밖으로 보는 부족 도달이었고, 전압과 전류의 비정상적인 각도 관계가 주원인이었다. National Grid는 전원 임피던스와 선로 임피던스의 비(SIR)가 30을 넘으면 거리 요소를 믿기 어렵다고 보는데, 인버터 비중이 늘수록 이 비가 커진다.

방향 요소는 순방향 고장이면 역상분 전류가 역상분 전압보다 약 90도 앞선다는 규칙을 많이 쓴다. 역상분 제어가 없는 인버터에서는 이 규칙이 성립하지 않는다.

그림 4. 역상분 전압·전류 각도로 고장 방향을 판정하는 방향 요소(67Q·32Q 계열)가 전원 종류에 따라 다르게 동작하는 과정. ERCOT 백서(2026년 10월) 2.1~2.3절과 Quanta Technology 등의 발표(2024년 1월)를 바탕으로 정리했다. IEEE 2800-2022 7.2.2.3.4항은 전 용량 변환기 인버터에 90~100도, 3형 풍력 터빈에 90~150도의 앞섬 범위를 정했다.

이 문제는 현장 오동작으로 나타났다. ERCOT 백서는 미국 전력회사 Dominion Energy에서 2022년 9월 22일에 일어난 사례를 정리한다. 인버터 기반 발전소가 붙은 방사상 선로에서 1선 지락이 났고, 강한 계통 쪽 단자는 차단기를 열고 전송 차단 신호를 보냈다. 발전소 쪽 약한 단자의 계전기는 영상분·역상분 전류 각도로 고장 종류를 판별하고 역상분 방향 요소로 방향을 정했는데, 측정 각도가 흔들려 고장 종류를 잘못 분류했고 순방향 판정이 켜졌다 꺼지기를 반복했다. 약한 단자의 차단기는 열리지 않았고, 발전소는 고장이 남은 선로와 함께 고립 운전 상태가 되었다. 고장은 2선 지락으로 커진 뒤에야 상 거리 요소로 제거되었다.

전류 차동 계전기는 상대적으로 견고하다. 선로 양단 전류를 통신으로 비교하므로, 한쪽 단자 전류가 작아도 반대쪽 강한 단자 전류와 합한 값이 동작 기준을 넘으면 내부 고장을 판정한다. Quanta 등의 시험에서도 전류 차동 보호에서는 뚜렷한 악영향이 보이지 않았다. IEEE 전력에너지소사이어티 계전기위원회 작업반 C32의 2020년 7월 기술보고서 TR-81은 인버터 고장전류가 작고 제조사 설계에 따라 달라지므로 기존 선로 보호가 외부 고장에 오동작하거나 내부 고장을 놓칠 수 있다고 정리했다.

프랑스 퐁라베 고압 변전소의 피뢰기와 변류기. 사진: PtiBzh, CC0, 위키미디어 공용

고장 시 운전 유지 — 저전압·고전압 곡선과 무효전류 주입

보호와 함께 따져야 할 문제는 고장 순간 인버터가 계통에 남아 있느냐다. 초기의 분산형 전원 연계기준은 작업자 안전과 고립 운전 방지를 위해 계통 이상 때 발전기를 빨리 분리하게 했다. 발전원 비중이 커지자 송전선 고장 하나에 수백 MW가 동시에 빠지는 일이 생겼다. 그래서 등장한 요건이 고장 시 운전 유지(ride-through)다. 전압이나 주파수가 정해진 범위를 벗어나도 정해진 시간 동안은 계통에 붙어 있으라는 요구다. 전압이 낮아지는 쪽을 저전압 운전 유지(LVRT), 높아지는 쪽을 고전압 운전 유지(HVRT)라고 부른다.

순간 출력 정지(momentary cessation) 인버터가 계통에 접속된 채로 전류 출력을 0으로 내리는 동작이다. 차단기를 열지 않으므로 형식상으로는 탈락이 아니지만, 계통 쪽에서는 그 시간 동안 발전원이 사라진 것과 같다. 2016년 남호주의 한 풍력 그룹이 쓴 0.8pu 이하 출력 0 방식과 2021년 오데사 사고의 153MW 감소가 이 동작에서 나왔다. 미국 NERC의 PRC-029-1은 전압 이탈 때 이 동작을 전압이 0.1pu 미만인 허용 운전 영역에서 허용하고, 그 구간을 벗어나면 다섯 주기 안에 전류를 다시 내도록 정했다.

북미의 송전 연계 인버터에 적용되는 요건은 NERC의 신뢰도 기준 PRC-029-1이다. NERC 이사회가 2024년 10월 8일 승인했고 2026년 10월 1일 시행되었다. 태양광·배터리 등에 적용되는 표 2는 주 변압기 고압 측 전압이 0.9pu 미만이면 6초, 0.7pu 미만이면 3초, 0.5pu 미만이면 1.2초, 0.25pu 미만이면 0.32초 동안 운전을 유지하게 한다. 1.1pu를 넘는 과전압에서도 1초를 버텨야 한다. 이 수치는 IEEE 2800-2022 7절의 표와 같다.

그림 5. 전압 이탈 중 운전을 유지해야 하는 영역의 경계. 실선은 NERC PRC-029-1 첨부 1 표 2(태양광·배터리 등, 2024년 10월 승인)이며 IEEE 2800-2022 7절의 보조 부하 제한 없는 발전소 표와 같다. 점선은 IEEE 1547-2018 범주 II의 저전압 쪽 경계로, 0.65~0.88pu 구간은 0.65pu에서 3초, 0.88pu에서 5초를 잇는 직선이다. 시간은 누적 지속시간 기준이다.

운전 유지는 붙어 있기만 하면 끝나는 요건이 아니다. PRC-029-1의 요건 R2는 전압이 의무 운전 영역에 있을 때 인버터가 최대 능력까지 전류를 내어 전압을 지지하되, 대칭 고장뿐 아니라 비대칭 고장에서도 고장이 난 상에 전류를 내라고 정했다. 기본은 무효전력 우선이다. 전압이 회복된 뒤에는 1초 안에 고장 전 유효전력을 되찾아야 한다. 각주에는 PLL 동기 상실에 따른 트립을 허용하지 않는다는 문장이 들어갔고, 한 주기(16.6밀리초)보다 짧은 필터로 계산한 순시 전압에 따른 트립 설정도 금지했다. 오데사 보고서가 지적한 두 원인이 기준 문장에 들어갔다.

배전 연계 분산형 전원에는 IEEE 1547이 적용된다. 2018년 개정판은 발전원 기술에 따라 운전 유지 성능을 범주 I·II·III으로 나누었다. 범주 I은 회전기 기반 발전기, 범주 II는 전력전자 기반 발전기, 범주 III은 분산형 전원 비중이 높은 배전선용이다. 범주 II는 0.65~0.88pu 구간에서 3~5초 동안 운전을 유지하게 하고, 0.65pu 아래는 0.32초나 0.16초 동안 접속은 유지하되 전류 출력을 멈출 수 있는 허용 운전 영역으로 둔다. 미국 전력협동조합연합회 NRECA의 2022년 7월 안내서는 IEEE 1547을 송전 연계 설비에 잘못 적용하던 관행을 IEEE 2800이 생긴 이유로 든다.

한국에서는 기후에너지환경부 고시 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」 제55조가 신재생발전기에 인근 계통 고장 때 순시 전압 저하에도 연계 운전을 유지하는 성능을 요구하고, 구체적인 기준은 전력거래소가 계통 검토와 보호 협조를 고려해 제시하도록 정했다. 제54조는 풍력발전기의 무효전력 제공 범위를 정격출력 기준 뒤진 역률 0.95에서 앞선 역률 0.95까지로 정했다. 운전 유지 곡선은 한국전력의 「송·배전용 전기설비 이용규정」에 들어 있다. LS산전 연구진은 2019년 전력전자학술대회에서 이 곡선을 2MW급 배터리 전력변환장치에 적용해 계통 전압을 0%, 50%, 70%로 떨어뜨린 실증 시험에서 트립 없이 무효전류를 주입한 결과를 발표했다. 전력시장운영규칙 별표 32는 배전 연계 태양광 등이 분산형 전원 배전계통 연계 기술기준의 계통 이상 시 분리·재병입 조항(제13조)과 계통연계 유지 조항(제24조)을 갖추었다는 증빙을 내도록 2022년 12월에 신설했다.

미국 텍사스 크루거빌의 2MW 태양광 발전소에서 인버터를 점검하는 작업자. 사진: Photo by Ken Oltmann/CoServ. – U.S. Department of, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

이베리아 2025년 — 고정 역률 운전과 과전압 보호 설정이 만든 연쇄

2025년 4월 28일 오후 12시 33분(중부유럽 여름시간), 스페인 본토와 포르투갈 본토 계통에서 광역 정전이 일어났다. ENTSO-E가 꾸린 49명의 전문가 패널은 2025년 10월 3일 사실 보고서를, 2026년 3월 20일 최종보고서를 냈다. 최종보고서는 이 사고를 유럽에서 20여 년 만에 가장 큰 정전이자 처음 보는 유형으로 규정했다. 앞선 사고들이 주로 저전압과 주파수 저하에서 시작했다면, 이 사고는 전압이 빠르게 오르고 발전기들이 과전압 보호로 연쇄 탈락하면서 진행되었다.

최종보고서가 첫째로 든 요인은 재생에너지 발전소의 무효전력 운전 방식이다. 당시 스페인 규정에 따라 재생에너지 발전소는 고정 역률로 무효전력을 냈다. 고정 역률 방식에서는 무효전력이 유효전력에 비례해 움직이고 전압 변화에는 반응하지 않는다. 당시 발전소들은 유도성 역률, 곧 무효전력을 흡수하는 쪽으로 운전했다. 12시 32분부터 48초 사이 5MW를 넘는 대형 재생에너지 발전소의 출력이 약 500MW 줄었는데, 유효전력이 줄자 발전소가 흡수하던 무효전력도 함께 줄었고 그만큼 전압이 올랐다.

그림 6. 2025년 4월 28일 스페인에서 일어난 주요 발전 탈락과 순부하 증가. ENTSO-E 「Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025 · Final Report」(2026년 3월 20일) 그림 1-7의 값이며 시각은 중부유럽 여름시간이다. 둘째 막대는 그라나다 지역 변압기 트립 직전 그 변압기가 송전망으로 보내던 출력이다. 보고서는 12시 32분부터 12시 33분 18초까지의 누적 손실이 2.5GW를 넘었다고 적는다.

12시 32분 57초 직후, 태양광·풍력·태양열 발전소가 모인 그라나다 지역 변전소의 400/220kV 변압기가 220kV 측 과전압 보호로 트립했다. 이 변압기는 트립 직전 355MW를 송전망으로 보내며 165Mvar를 흡수하고 있었다. 400kV 측 전압은 417.9kV로 운용 허용 범위 안이었다. 12시 33분 16초에는 바다호스 지역의 두 400kV 변전소에서 태양광과 태양열 727MW가 과전압 보호로 빠졌고, 첫 트립 시점의 전압은 간접 계산으로 432.4kV로 추정되었다. 이어 12시 33분 18초까지 세고비아, 우엘바, 바다호스, 세비야, 카세레스에서 풍력과 태양광 928MW가 빠졌다. 보고서는 일부 발전기의 과전압 보호 설정이 적용 요건이 정한 전압 한계보다 낮게 잡혀 있었다고 적었다.

그림 7. 스페인 400kV 계통의 운용 전압 범위와 사고 당일 주요 트립 시점의 전압. ENTSO-E 최종보고서(2026년 3월 20일) 1.3절과 권고 R250428_4에서 가져왔다. 유럽 송전계통 운영 지침(SO GL)의 공통 범위는 380~420kV이고, 스페인은 국내 운영 절차 P.O. 1.4(1998)에 따라 435kV까지 운용할 수 있었다. 발전기는 설치 시기에 따라 435kV 또는 440kV까지 접속을 유지하면 되었다.

전압 운용 범위도 여유를 줄였다. 스페인은 400kV 계통을 435kV까지 운용할 수 있었는데, 발전기에 요구된 접속 유지 상한은 435kV나 440kV였다. 최종보고서는 허용 운용 전압과 발전기가 분리될 수 있는 전압 사이의 여유가 아주 작거나 없었다고 판단했다. 무효전력을 흡수하던 발전기가 빠지면 전압이 더 오르고, 오른 전압이 다음 발전기를 떼어 내는 순환이 만들어졌다. 12시 33분 19초에 이베리아 계통은 유럽 대륙 계통과 동기를 잃기 시작했고, 12시 33분 21초에 프랑스와 스페인을 잇는 교류 선로가 동기 상실 보호로 분리되었고, 남은 계통은 붕괴했다.

보고서의 모의 해석은 관성이 훨씬 컸더라도 동기 상실을 막지 못했겠지만 무효전력 여유가 컸다면 붕괴를 막을 수 있었다고 결론지었다. 권고 R250428_1은 발전기가 가능한 한 전압 제어 모드로 운전하도록 하고, 유럽 발전기 연계 규정(RfG) 이전에 접속한 기존 설비에도 같은 요건을 넓히는 방안을 각국이 검토하라고 했다. R250428_8은 접속점이 아닌 곳에서 잰 전압으로 동작하는 과전압 보호와 시간 지연 없는 순시 트립을 불필요한 탈락의 원인으로 지목하고, 송전망운영자와 배전망운영자가 발전기와 발전소 송출 설비의 보호 설정을 점검해 계통 동특성과 측정 오차에 맞춘 최소 지연(예를 들어 100밀리초 이상, 경우에 따라 1초 초과)을 두게 하라고 권고했다. 이베리아 사고는 저전압 쪽 운전 유지만큼 고전압 쪽 운전 유지와 전압에 반응하는 무효전력 제어가 중요하다는 점을 보였다.

스페인 안달루시아의 솔노바 태양열 발전소. 사진: kallerna, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

IEEE 1547·IEEE 2800·PRC-029·RfG — 기준이 개정된 순서

기준 개정은 사고 뒤에 이어졌다. 북미에서는 2018년 IEEE 1547 개정으로 배전 연계 전원의 운전 유지와 전압 지지 기능이 표준 기능이 되었다. 송전 연계 인버터용 IEEE 2800은 2022년 4월 22일에 발간되었다. IEEE 2800은 무효전력, 주파수·전압 운전 유지, 고장 중 동적 전압 지지, 역상분 전류 주입, 보호를 다루지만, 표준 자체는 강제 규정이 아니다. 어느 계통에 얼마나 적용할지는 연계 요건 결정 주체(송전망 소유자나 계통운영자)가 정한다. 그래서 미국 연방에너지규제위원회 FERC는 2023년 10월 명령 901로 NERC에 인버터 관련 신뢰도 기준을 만들라고 지시했고, 그 결과물인 PRC-028·PRC-029·PRC-030이 2025년 7월까지 모두 승인되었다.

그림 8. 이 편에 나온 사고와 북미·유럽 기준의 순서. 사고 일자는 각 사고 보고서, IEEE 2800 발간일은 NRECA 안내서(2022년 7월), PRC-029-1 승인일과 시행일은 NERC 기준 문서와 PJM 발표 자료(2026년 7월), IEEE 2800.2 발간일은 IEEE 표준협회 누리집, RfG 발효일과 ACER 권고 시점은 ACER 누리집, 계통형성 2단계 보고서 공개일은 ENTSO-E 보도자료(2025년 11월 4일) 기준이다. 점의 가로 위치는 월 단위로 근사했다.

개별 계통운영자는 IEEE 2800을 직접 채택하는 길을 택하고 있다. ERCOT은 운영 지침 개정안 NOGRR 245로 IEEE 2800의 5절(무효전력·전압 제어), 7절(이상 상태 대응과 고장 시 운전 유지), 9절(보호)을 채택했고, 2024년 8월 1일 이후 연계 계약을 맺거나 변경을 시작한 송전 연계 인버터에 역상분 전류 주입을 의무로 했다. 미국 동부의 계통운영자 PJM은 2027년 6월 22일 이후 신규 연계 요청에 IEEE 2800을 적용하는 안을 2026년 7월 위원회에 올렸다. 적합성 시험 절차인 IEEE 2800.2는 2026년 6월 30일 발간되었고, 계통형성 장비 요건을 다룰 P2800.1은 작업 중이다.

IEEE 2800의 역상분 조항은 주입 방향만 정하고 크기는 정하지 않았다. ERCOT 백서에 따르면 7.2.2.3.4항은 불평형 고장 때 인버터가 정상분 무효전류에 더해 역상분 전류를 주입하되 그 전류가 역상분 전압보다 전 용량 변환기는 90~100도, 3형 풍력은 90~150도 앞서게 하라고 정한다. 전류 한도에 이르면 정상분과 역상분 증가분을 같은 비율로 줄이는 것을 선호하고, 정상분 증가분이 역상분 증가분보다 작아지면 안 된다. 크기, 지속시간, 응답 시간은 송전사업자가 계통 사정에 맞게 정하도록 남겨 두었다. ERCOT이 2025년 12월 송전사업자에게 돌린 설문에 답한 14곳은 지역별 기준과 단락 모델 보완을 요구했다.

유럽의 발전기 연계 규정은 위원회 규정 (EU) 2016/631로, 2016년 5월 17일 발효되었다. 연계 전압과 용량으로 발전설비를 A형(0.8kW 이상)부터 D형(110kV 이상 연계)까지 나누고, B형 이상에 고장 시 운전 유지를 요구한다. 제14조는 전압-시간 곡선의 형태만 정하고, 인버터 계열 발전설비의 고장 중 잔류 전압은 0.05~0.15pu, 고장 제거 시간은 0.14~0.15초(필요하면 0.25초까지), 회복 완료 시점은 1.5~3.0초 범위에서 각 송전망운영자가 고르게 했다. 제20조는 대칭 고장 때 빠른 고장전류 공급과 비대칭 고장 때 비대칭 전류 주입을 요구할 권리를 계통운영자에게 주었다. 범위만 정하고 값은 각국이 고르는 구조이므로 국가마다 곡선이 달라졌다.

유럽 에너지규제기관협력청 ACER는 2023년 12월 이 규정의 개정 권고(Recommendation 03/2023)를 유럽연합 집행위원회에 냈다. 개정 이유서는 A형 인버터 계열 발전설비에도 고장 시 운전 유지를 요구하고 그 곡선을 미리 정한 공통 곡선으로 통일하자고 제안했다. 국가마다 다른 곡선이 대량 보급된 소형 설비의 동시 탈락 위험을 키운다는 이유였다. 고전압 운전 유지와 계통형성 능력도 새 요건으로 넣었다. ENTSO-E는 이 개정안(이른바 RfG 2.0)의 계통형성 요건을 구체화한 2단계 기술보고서를 2025년 11월에 공개했다. 이 보고서는 전압 크기나 위상이 급변하면 10밀리초 안에 기대 전류의 90퍼센트에 이르는 전압원 거동을 요구하고, 0.1~10Hz 범위의 유효전력 진동에 5퍼센트 이상의 감쇠비를 권고한다. ENTSO-E는 공개 당시 이 보고서의 내용을 이베리아 정전에 바로 적용할 수 없다고 따로 밝혔다.

일본 군마현 이세사키의 니라즈카 배터리 저장 발전소. 사진: Qurren, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

보호 쪽의 대책 — 계전 방식, 단락 모델, 기록 장치

연계기준이 인버터의 고장 거동을 예측 가능하게 만드는 방향이라면, 보호 기술자들은 예측이 어긋나도 오동작하지 않는 계전 방식을 찾고 있다. ERCOT 설문에 응한 송전사업자들은 인버터가 붙은 선로에 전류 차동 보호와 허용 과도달 전송 차단(POTT) 방식을 쓰거나 쓰려 한다고 답했다. 거리·방향 요소는 남겨 두되 어떤 대칭 성분으로 분극할지와 동작 문턱을 다시 검토한다. Quanta 등은 지락 방향 판정의 분극 우선순위를 영상분 전압, 영상분 전류, 역상분 전압 순으로 두고 역상분 방향 요소의 감도를 낮추는 대책을 하드웨어 연동 시험으로 검증했는데, 오동작이 줄었지만 모두 없어지지는 않았고 일부 계전기는 그 설정을 지원하지 않았다.

미국 국립재생에너지연구소(NREL) 등이 2025년 국제 전력계통 과도현상 학회(IPST)에 낸 논문은 고장 중 역상분 전류를 조절해 주입하면 거리 요소의 판단이 나아지지만 문제 전체를 해결하지는 못한다고 결론지었다. 대안으로는 고장 직후 변화분만 쓰는 시간 영역 보호, 진행파 보호, 동기조상기로 고장전류 자체를 늘리는 방법이 거론된다.

단락 해석 모델도 바뀌어야 한다. 기존 단락 프로그램은 발전기를 리액턴스 뒤의 전압원으로 놓고 부하 전류를 무시하는데, 인버터는 전압에 따라 출력 전류를 바꾸는 제어된 전류원이다. ERCOT은 단락 모델에서 인버터를 전류 한도를 둔 동기기로 근사해 왔고, 역상분 주입을 표현하려면 제조사 제어를 담은 새 모델과 데이터가 필요한데 그 데이터를 모으는 데만 여러 해가 걸린다고 백서에 적었다. 전자기 과도(EMT) 모델은 제조사가 비공개로 보유해 보호 기술자에게 넓게 제공되지 않는다는 점도 Tuladhar와 Banerjee가 지적했다.

사고 조사에 쓸 기록도 부족했다. 이베리아 조사 패널은 발전소 소유자들이 고장 기록 파일이 없다고 답해 사고 전 일부 트립의 원인을 특정하지 못했고, 1MW 미만 소형 태양광의 탈락량은 인버터 제조사 두 곳의 집계로 추정했다. 북미의 PRC-028이 인버터 발전소의 고장 감시 기록을 다루고, PRC-029-1이 운전 유지 이행 증거로 실제 고장 기록을 보관하게 한 것도 같은 문제에 대한 답이다. 한국에서는 머니투데이가 2026년 7월 12일, 한국전력이 송·배전용 전기설비 이용규정을 개정해 재생에너지 원격 감시·제어 의무 대상을 90kW 이상에서 50kW 이상으로 넓히고 그달 시행할 예정이라고 보도했다. 같은 보도에 따르면 배전망에 연계된 재생에너지 29.7GW 가운데 감시·제어 체계를 갖춘 설비는 11.1퍼센트인 3.3GW였다.

미국 래드너 변전소에 설치된 초기 동기조상기(1917년 무렵). 사진: 저작자 미상, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

20년 전 교과서의 보호·연계 전제와 지금의 전제

표의 왼쪽은 동기발전기 중심 계통에서 보호와 연계를 설계할 때 쓰던 가정이고, 오른쪽은 이 편에서 확인한 현재 상태다.

항목	20년 전 교과서의 전제	지금 확인되는 상태
고장전류 크기	발전기가 정격의 수 배를 공급하므로 고장전류가 부하 전류보다 훨씬 크다	인버터는 정격의 약 1.1~1.5배로 제한되어 부하 전류와 구분이 어려운 경우가 생긴다
고장전류 위상	계통 리액턴스가 정하므로 전압보다 약 90도 뒤진다	인버터 제어 설정이 정하며 제조사마다 다르다
역상분·영상분	발전기와 접지 변압기가 경로를 제공해 불평형 고장 판별의 근거가 된다	역상분 제어가 없는 인버터는 역상분을 거의 내지 않는다. IEEE 2800과 독일 VDE 규정이 주입을 요구한다
단락 계산 모델	리액턴스 뒤의 전압원, 선형 계산	전압에 따라 전류를 바꾸는 제어된 전류원, 제조사 모델과 데이터가 필요하다
고장 때 분산형 전원의 행동	빨리 분리한다	정해진 전압·시간 범위 안에서는 운전을 유지하고 무효전류를 주입한다
고장 중 행동을 정하는 문서	발전기 정격과 여자기 사양	IEEE 1547-2018, IEEE 2800-2022, NERC PRC-029-1, EU 2016/631과 개정 권고, 각국 연계기준
전압 제어 주체	동기발전기의 자동전압조정기와 조상설비	인버터의 전압 제어 모드 여부가 계통 전압 안정을 좌우한다(이베리아 2025)
사고 조사 자료	변전소와 발전소의 고장 기록	수천 개 인버터의 트립 코드와 고장 기록이 필요하며 보관 의무가 새로 생기고 있다

1980년대 히타치가 만든 유도원판형 과전류 계전기. 사진: Darklanlan, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

결론 — 인버터의 고장 중 거동이 기준 문서로 정해지면서 보호계전과 연계기준이 하나의 설계 문제가 되었다

인버터의 고장전류가 작고 제어에 따라 달라지므로 회전기 중심의 보호 전제가 흔들리고, 연계기준은 인버터의 고장 중 거동을 정밀하게 규정하는 방향으로 바뀌고 있다. 근거는 세 가지로 묶인다. 첫째, 반도체 소자의 열 한계 때문에 인버터 고장전류는 정격의 약 1.1~1.5배로 묶이고, 역상분 전류와 위상은 제어 설정이 정한다. 역상분 제어가 없는 인버터의 역상분 전류는 동기발전기의 20분의 1에도 못 미쳤다. 둘째, 보호계전 쪽의 근거다. 과전류 설정은 부하 전류와 겹치고, 거리 요소는 부족 도달을 보이며, 역상분 방향 요소는 오판하고, 2022년 Dominion Energy의 오동작처럼 현장에서도 나타났다. 전류 차동 보호는 상대적으로 견고하다. 셋째, 운전 유지 쪽의 근거다. 남호주, 오데사, 이베리아의 사고는 발전소를 지키려는 보호 설정이 정상 고장이나 전압 상승에서 대규모 동시 탈락을 만든다는 점을 반복해서 보였고, PRC-029-1의 PLL 트립 금지와 순시값 트립 금지, ENTSO-E 권고의 최소 지연 시간은 그 사고들의 원인을 기준 문장으로 옮겼다.

기준이 발전소의 고장 중 전류와 운전 유지를 시간 단위로 규정할수록 보호계전과 연계기준은 하나의 설계 문제가 된다. IEEE 2800이 역상분 주입 방향만 정하고 크기를 송전사업자에게 맡긴 것, ERCOT이 송전사업자 설문으로 그 값을 찾고 있는 것, 유럽이 국가별 곡선을 공통 곡선으로 통일하려는 것은 모두 같은 사정에서 나온다. 인버터의 거동은 소프트웨어 설정이므로 바꿀 수 있지만, 바꾸려면 어떤 값으로 바꿀지 계통 쪽에서 먼저 정해야 한다. 그 값은 계통형성형 인버터가 늘어나도 전류 한도라는 물리 조건 안에서 정해진다. 다음 편에서 다룰 직류 송전과 전압형 변환기도 같은 전류 한도와 제어 의존성을 안고 있으므로, 보호와 연계기준을 함께 설계하는 방식은 교류 계통의 인버터 연계를 넘어 직류망에서도 되풀이될 과제다.

7편. HVDC — 전류형(LCC)과 전압형(VSC), MMC, 해저 케이블, 다단자 직류망

고압 직류 송전(HVDC)이 장거리·해저·비동기 연계에서 교류보다 나은 이유, 사이리스터 변환기와 IGBT 변환기의 원리 차이, 모듈형 멀티레벨 변환기와 케이블 기술이 해상풍력 연계를 가능하게 한 과정, 그리고 여러 단자를 묶는 직류망에서 생기는 차단과 상호운용 문제를 국내외 사업을 따라 정리한다.

2024년 12월 6일 제주시 동제주변환소에서 완도와 제주를 잇는 세 번째 해저 직류 연계선의 케이블 건설 사업 준공식이 열렸다. 앞선 두 연계선과 달리 이 선로는 전압형 변환기를 썼고, 한국에서 전압형 기술을 쓴 첫 HVDC 연계선이 되었다. 같은 해 7월에는 경기도 양주변전소에서 국내 기업이 독자 개발한 200MW 전압형 변환설비가 준공되었다. 그리고 동해안의 발전력을 수도권으로 보낼 500kV 직류 선로는 2026년 6월에 2단계 구간의 케이블 공급사를 정했지만, 1단계 구간의 완공 시점은 2027년 6월로 다시 밀렸다.

HVDC는 섬 연계 설비에서 국가 송전망의 간선으로 바뀌고 있다. HVDC는 장거리·해저·비동기 연계에서 교류보다 유리하며, 전압형 모듈형 멀티레벨 변환기(MMC)가 등장하면서 해상풍력과 약한 교류계통에도 연결할 수 있게 되었지만, 여러 단자를 하나의 직류망으로 묶는 단계에서는 직류 고장 차단과 제조사 간 상호운용이 다음 과제로 남아 있다.

복습 — 교류 송전의 한계를 정하는 선로 리액턴스와 충전전류

교류 송전선로 하나로 보낼 수 있는 유효전력은 기초 전력공학에서 배운 송전 전력 식으로 정해진다. 송전단 전압을 V_s, 수전단 전압을 V_r, 두 전압의 위상차를 δ, 선로 리액턴스를 X라 하면 유효전력은 P = V_sV_r sin δ / X이다. 선로가 길어지면 X가 거리에 비례해 커지고 같은 전력을 보내는 데 필요한 위상차 δ도 커진다. 위상차가 90도에 가까우면 작은 외란에도 동기를 잃으므로 운영자는 위상차를 작게 묶어 둔다. 장거리 교류 선로에 직렬 커패시터를 다는 이유다.

케이블에서는 문제가 반대쪽에서 생긴다. 케이블은 도체와 접지 차폐층 사이가 얇은 절연체뿐이어서 단위 길이당 정전용량이 가공선로보다 훨씬 크다. 교류 전압을 걸면 이 정전용량을 매 주기 충전하고 방전하는 전류, 곧 충전전류가 흐른다. 충전전류는 유효전력을 나르지 않고 도체 용량만 차지한다. 드라간 요비치(Dragan Jovcic)와 칼레드 아메드(Khaled Ahmed)가 2015년 와일리에서 낸 교과서 『High-Voltage Direct-Current Transmission』은 교류 해저 케이블이 40~70km를 넘으면 무효전력 순환을 받아들일 수 없게 된다고 정리한다.

직류에서는 정상상태 주파수가 0이므로 리액턴스와 충전전류가 송전 용량을 제한하지 않는다. 대신 양 끝에 정류기와 인버터를 갖춘 변환소를 지어야 하므로, 직류 송전의 득실은 선로에서 아끼는 비용과 변환소 비용의 비교로 정리된다.

단락비(SCR)와 약한 교류계통단락비는 변환소가 연결되는 교류 모선의 3상 단락용량을 변환소 정격 직류 전력으로 나눈 값이다. 단락용량이 크다는 것은 그 모선 전압이 외란에도 잘 흔들리지 않는다는 뜻이다. 2019년 학술지 『Renewable and Sustainable Energy Reviews』에 실린 알라시(Alassi) 등의 HVDC 기술 검토 논문은, 지금은 철회된 IEEE 1204-1997 지침이 단락비 3 미만을 약한 계통으로, 2 미만을 그보다 더 약한 계통으로 분류했다고 소개한다. 회전기가 줄면 단락비가 낮아지므로 이 값은 변환기 방식을 고르는 기준이 된다.

교류로 연결된 두 계통은 같은 주파수로 동기 운전해야 한다. 직류 연계는 양쪽 교류계통의 주파수와 위상을 떼어 놓으므로 비동기 연계에 쓰인다. 한 변환소 안에 정류기와 인버터를 함께 두고 직류 선로 없이 연결하는 방식을 BTB(back-to-back)라고 한다.

러시아 상트페테르부르크 에서 출발하는 750kV 교류 송전선 철탑 — 러시아 상트페테르부르크(레닌그라드)에서 출발하는 750kV 교류 송전선 철탑. 사진: Alexander Yastrebov/yast1963, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

제주에서 동해안까지 — 국내 HVDC 사업이 보여 주는 쓰임새의 변화

한국의 HVDC는 제주에서 시작되었다. 해남과 제주를 잇는 제1연계선(300MW)은 1990년대에, 진도와 제주를 잇는 제2연계선(400MW)은 2010년대에 들어 운전을 시작했다. 두 연계선 모두 2015년 GE가 인수한 프랑스 알스톰이 사이리스터를 쓰는 전류형으로 지었다. 에너지경제신문의 2024년 보도에 따르면 1·2연계선 700MW는 제주 전력 공급량의 40%를 넘는다.

세 번째 연계선은 성격이 다르다. 히타치 에너지가 공개한 사업 개요에 따르면 완도-동제주 3연계는 대칭 단극 구성, 직류 전압 ±150kV, 송전 용량 200MW의 전압형 HVDC로 2024년에 운전을 시작했고, 한국에서 전압형 기술을 쓴 첫 HVDC 연계선이다.

제주도가 3연계에 기대한 것은 양방향 실시간 송전이다. 제주의 재생에너지 출력제한은 2015년 풍력에서 처음 시작되었고 2021년에는 태양광까지 대상이 넓어졌다. 3연계 준공 뒤 2021년부터 계통 연계를 기다리던 도내 태양광 555개소(217MW)가 순차적으로 가동을 시작했다. 재생에너지가 남을 때 육지로 보내고 모자랄 때 받아 오려면 송전 방향을 빠르게 바꿀 수 있어야 하며, 이 요구가 전압형 변환기를 고른 직접적인 이유였다.

같은 2024년 7월 9일에는 경기도 양주변전소에서 200MW 전압형 HVDC 준공식이 열렸다. 산업통상자원부 발표에 따르면 이 설비는 2013년부터 한전, 효성중공업, 한국전기연구원 등 20개 산·학·연 기관이 참여한 국책과제의 결과이며, 송전선로 없이 한 변전소 안에서 교류-직류-교류로 변환하는 BTB 방식이다. 설치 목적은 경기 북부의 고장전류와 선로 과부하를 줄이는 데 있다.

장거리 대용량 송전에는 전류형이 먼저 쓰였다. GE의 한국 합작법인 KAPES가 2014년 수주한 북당진-고덕 HVDC는 단계당 1.5GW로, 당진 발전단지의 전력을 약 35km 떨어진 평택 고덕으로 보낸다. 1단계는 2020년 12월에 준공되었고, 2023년 8월 산업통상자원부는 2단계가 그해 12월 가동을 앞두고 있으며 두 단계를 합치면 서해안 발전력 3GW가 수도권 남부로 공급된다고 밝혔다.

동해안-수도권 HVDC는 국내 최대 직류 송전 사업이다. GE는 2018년 500kV 쌍극 4GW 변환설비를 수주했다. 경북 울진의 동해안변환소에서 경기 가평의 신가평변환소까지 가는 1단계는 길이 230km 안팎, 철탑 440기 규모의 가공선로다. 그러나 경과지 주민 반대로 공사가 거듭 멈췄고, 산업통상자원부는 2025년 5월 23일 1단계 완공 시점을 2026년 6월에서 2027년 6월로 1년 늦춘다고 고시했다. 당초 목표는 2019년 12월이었다. 경기일보는 2025년 7월 송전선로 지연으로 동해안 신규 석탄화력 세 곳(합계 5.4GW)의 가동률이 10%를 밑돈다고 보도했다.

2단계는 동해안에서 하남의 동서울변환소까지 가는 구간이다. 2026년 6월 9일 마감한 지중 케이블 입찰에서 500kV 전력선 두 공구는 LS전선과 대한전선이, 70kV 중성선 공구는 일진전기가 맡았고 총연장은 약 256km다. 종착지인 동서울변전소는 변환설비 증설 인허가를 두고 하남시와 오래 갈등을 겪었다. HVDC 사업이 거리보다 경과지와 수용성 문제에 먼저 부딪힌 사례다.

국내 HVDC 설비와 계획의 송전 용량. 북당진-고덕은 1단계 기준(2단계 합계 3GW). 출처는 에너지경제신문(2024), 히타치 에너지 사업 개요, 산업통상자원부 발표(2023·2024·2025), GE 수주 발표, 딜사이트(2025), 뉴데일리(2026년 2월 13일) 보도.

다음 단계는 서해안 에너지고속도로다. 국정기획위원회는 2025년 8월 13일 2030년대 서해안 에너지고속도로 건설, 2040년대 U자형 한반도 에너지고속도로 완성이라는 일정을 내놓았다. 호남의 재생에너지 전력을 해저 직류 선로로 수도권에 보내는 계획이다. 1단계는 전북 새만금에서 경기 화성까지 약 220km 구간에 해저 케이블 왕복 2회선을 깔아 2GW를 보내는 사업으로, 2030년 준공이 목표다. 뉴데일리가 인용한 기후에너지환경부 자료에 따르면 전체 사업은 4개 선로, 총 1,090km, 송전 용량 8GW 이상이다.

국내 사례를 순서대로 놓으면 변환 방식은 전류형에서 전압형으로 옮겨 가고, HVDC를 쓰는 이유는 섬 연계에서 고장전류 제한, 조류 제어, 재생에너지 수송으로 넓어졌다. 230km 남짓한 동해안-신가평 선로를 직류로 건설한 이유도 거리만으로는 설명되지 않는다.

직류를 택하는 세 조건 — 송전 거리, 케이블, 비동기 연계

교류와 직류의 비용을 거리에 따라 그리면 두 직선의 모양이 다르다. 직류는 양 끝 변환소 때문에 고정 비용이 크다. 대신 도체 수가 적고, 철탑이 작고, 무효전력 보상이 필요 없어 거리당 비용과 손실이 작다. 교류는 시작 비용이 작지만 거리가 늘수록 비용이 더 가파르게 오른다. 그 교점을 넘으면 직류가 싸다.

송전 거리에 따른 교류·직류 총비용의 개념도. 기울기와 절편은 설명용 상대값이다. 총비용이 같아지는 구간(가공선로 600~800km)은 Jovcic·Ahmed(Wiley, 2015) 1장을 따랐다.

두 선이 만나는 거리는 문헌마다 다르다. 요비치와 아메드는 가공선로 600~800km, 해저 케이블 40~70km를 제시한다. 알라시 등의 2019년 검토 논문은 여러 문헌을 모아 가공선로 약 300~800km, 해저·지중 케이블 약 50~100km로 정리하고, 이 폭이 사업의 전력·전압 정격, 지형, 각국 정책에 따라 달라진다고 설명한다. 범위가 넓은 것은 비교 대상이 송전 거리 하나가 아니기 때문이다.

동해안-신가평 230km와 북당진-고덕 35km는 이 그림으로는 교류가 싸야 할 거리다. 요비치와 아메드는 HVDC가 교류계통의 단락용량을 키우지 않아 기존 변전소 차단기를 교체할 필요가 없다는 점을 새 선로를 직류로 짓는 중요한 근거로 든다. 수도권처럼 촘촘한 계통에 교류선로를 더 붙이면 고장전류가 차단기 정격을 넘을 수 있지만, 직류 연계는 고장전류를 늘리지 않고 송전량도 운영자가 정한 값으로 고정한다. 수도권 전력망이 HVDC를 고른 이유는 거리보다 고장전류와 조류 제어에 있다.

비동기 연계는 거리와 무관하게 직류만 할 수 있는 일이다. 교과서는 50Hz인 우루과이와 60Hz인 브라질을 잇는 500MW 멜로(Melo) BTB를 예로 든다. 이때 직류를 택하는 근거는 주파수이며 비용 그림은 판단에 쓰이지 않는다.

IEEE가 2017년 이정표로 지정한 스웨덴 고틀란드 연계는 1954년 운전을 시작한 첫 상업용 HVDC다. 수은 아크 밸브로 20MW, 100kV를 보냈고 96km 해저 케이블은 함침지(MI) 케이블이었다. 2018년 12월 완공된 중국 창지-구취안 선로는 ±1,100kV로 3,324km를 가공선로로 잇고 12GW를 보낸다.

세계 주요 HVDC 사업의 송전 용량(로그 눈금). 출처는 IEEE 이정표 문서(고틀란드), 알라시 등(2019), Jovcic·Ahmed(2015), POWER 매거진(바이킹 링크), CIGRE 『Electra』 321호(2022), 독일 연방네트워크청(2025), NS Energy(창지-구취안). 쥐트링크는 2GW 두 회선의 합, 장베이는 4단자 직류망의 최대 송전 용량이다.

전류형 변환기 — 사이리스터는 켤 수만 있고 끄는 일은 교류계통이 한다

1970년대 이후 HVDC의 주력은 사이리스터를 쓰는 전류형 변환기다. 영어로는 LCC(line-commutated converter)라고 부른다. 사이리스터는 게이트 신호로 켤 수는 있지만 끌 수는 없다. 흐르던 전류가 0으로 떨어지고 역방향 전압이 걸려야 꺼진다. 3상 브리지에서 이 일을 해 주는 것이 교류계통 전압이다. 다음 순서의 사이리스터를 켜면 두 상 전압의 차이 때문에 전류가 앞 사이리스터에서 뒤 사이리스터로 옮겨 가는데, 이 과정을 전류(轉流)라고 한다.

이 원리에서 전류형의 특징이 세 가지 나온다. 첫째, 직류 전류의 방향이 한쪽으로 정해져 있다. 그래서 송전 방향을 바꾸려면 양 끝의 직류 전압 극성을 뒤집어야 한다. 둘째, 점호 시점을 교류 전압보다 늦추며 제어하므로 전류가 전압보다 뒤처지고 변환기가 무효전력을 소비한다. 문헌은 그 크기를 정격의 50~60%로 제시한다. 이를 고조파 필터와 커패시터 뱅크가 공급한다.

셋째가 가장 중요하다. 수전단 교류 전압이 고장으로 떨어지거나 일그러지면 전류를 넘겨줄 전압이 부족해져 사이리스터가 제때 꺼지지 않는다. 그러면 두 개를 넘는 사이리스터가 동시에 도통해 직류 전압이 급락하고 송전이 순간적으로 끊긴다. 이를 전류실패(commutation failure)라고 한다. 알라시 등은 약한 계통에 연결된 수전단에서 전류실패가 생기기 쉽다고 설명한다. 대책 가운데 하나가 변환용 변압기와 사이리스터 밸브 사이에 직렬 커패시터를 넣는 커패시터 전류형 변환기(CCC)다. 알라시 등에 따르면 이 방식은 교류계통에서 본 변환소의 무효전력 소비를 10~15%까지 낮추고 전류실패 가능성을 줄인다. 다만 제어가 복잡해 적용 사업은 적다.

전류형의 장점도 분명하다. 사이리스터는 개당 전압·전류 정격이 크고 손실이 작다. 교과서는 전류형 변환소 손실을 전력의 0.5~1%로, 알라시 등은 0.6~0.8%로 제시한다. 직류 쪽에 큰 평활 리액터가 있고 전류가 한 방향으로만 흐르므로 직류 선로에 낙뢰가 쳐도 고장전류가 천천히 오르고 변환기 제어로 빠르게 소멸시킬 수 있다.

뉴질랜드 남북섬 HVDC 연계의 헤이워즈 변환소 2극 사이리스터 밸브 홀. 사진: Marshelec, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

전압형 변환기와 MMC — 끌 수 있는 스위치가 바꾼 것

전압형 변환기(VSC, voltage-source converter)는 IGBT처럼 켜고 끄기를 모두 게이트 신호로 할 수 있는 반도체를 쓴다. 전류를 넘길 때 교류계통 전압을 빌리지 않으므로, 변환기가 스스로 원하는 크기와 위상의 교류 전압 파형을 만든다. 알라시 등에 따르면 HVDC에 전압형을 처음 쓴 곳은 1997년 스웨덴 헬스셴-그렝예스베리 사이의 3MW 시험 선로였다. 송전 방향은 직류 전압 극성을 그대로 두고 전류 방향만 바꿔 뒤집는다.

전류형(LCC)과 전압형(VSC) 변환기의 동작 차이. 무효전력 소비 비율은 알라시 등, 「HVDC Transmission: Technology Review, Market Trends and Future Outlook」, 『Renewable and Sustainable Energy Reviews』(2019)와 Jovcic·Ahmed(2015) 기준.

전압형은 유효전력과 무효전력을 따로 제어하므로, 직류 선로가 끊겨도 정지형 무효전력 보상장치(STATCOM)처럼 교류 모선 전압을 지지할 수 있다. 교류계통 전압 없이 스스로 전압을 세울 수 있으므로 회전기가 하나도 없는 해상풍력단지의 교류 집전망에 전압과 주파수를 만들어 주고, 정전된 계통을 다시 살리는 블랙스타트에도 쓸 수 있다. 해상풍력단지처럼 회전기가 없는 계통에 연결하려면 계통 쪽 전압 없이도 전류를 끊고 넘길 수 있는 변환기가 필요했고, 그 조건을 충족한 것이 전압형 변환기다.

초기 전압형 변환기는 직렬로 쌓은 IGBT를 한 몸처럼 켜고 끄는 2레벨 방식이었다. 출력은 두 값만 오가는 펄스열이고, 펄스 폭을 바꾸는 PWM으로 평균값을 정현파에 맞춘다. 손실이 크고 필터가 필요했다. 알라시 등은 전압형 변환소 손실을 1% 안팎으로 제시한다.

이 문제를 푼 것이 모듈형 멀티레벨 변환기(MMC, modular multilevel converter)다. 유럽특허청 자료에 따르면 독일 뮌헨 연방군대학의 라이너 마르크바르트(Rainer Marquardt) 교수가 2001년에 고안했다. MMC는 IGBT 두 개와 커패시터 하나로 된 서브모듈을 수백 개 직렬로 이어 한 팔을 만든다. 제어기가 매 순간 몇 개의 서브모듈을 넣을지 정하면 팔 전압이 계단 모양으로 바뀌고, 단계 수가 수백 개면 계단이 정현파와 거의 구분되지 않는다.

MMC 한 상의 구조와 출력 전압의 개념도. 팔당 서브모듈 4개로 다섯 단계 전압을 보였다. 실제 수백 kV급 변환기는 팔당 수백 개를 쓴다.

MMC는 서브모듈마다 스위칭이 드물어 손실이 작고, 출력이 정현파에 가까워 고조파 필터가 거의 필요 없으며, 일부 서브모듈이 고장 나도 여분 모듈로 운전을 이어 간다. MMC를 처음 상업 운전에 쓴 HVDC는 2010년 11월 완공된 미국 샌프란시스코만의 트랜스베이 케이블(400MW, ±200kV)다.

전압형의 약점은 직류 고장이다. 직류 선로가 단락되면 서브모듈 커패시터가 방전되고, IGBT와 병렬로 붙은 다이오드를 통해 교류계통에서도 고장전류가 흘러든다. 알라시 등은 전압형 직류 회로가 임피던스가 낮고 전류 상승을 늦추는 리액터가 작아 고장전류가 급격히 오른다고 설명한다. 그래서 지금까지 건설된 전압형 HVDC의 상당수는 낙뢰 고장이 잦은 가공선로를 피해 케이블이나 BTB로 구성되었다. 고장이 나면 교류 쪽 차단기를 열어 변환소 전체를 멈추는 방식으로 보호한다. 두 단자를 잇는 선로 하나라면 이 방식으로 충분하지만, 여러 단자를 잇는 직류망에서는 문제가 된다.

뉴질랜드 남북섬 HVDC 연계의 헤이워즈 2극 변환기 밸브 홀 건물. 사진: Marshelec, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

해저·지중 케이블 — 함침지 케이블과 XLPE 케이블, 그리고 525kV

직류 케이블은 절연 방식에 따라 두 종류로 나뉜다. 함침지(MI, mass-impregnated) 케이블은 종이 테이프를 겹겹이 감고 점도 높은 절연유를 먹여 만든다. 1954년 고틀란드에서 처음 쓰였고, 전류형과 전압형 모두에 쓸 수 있다. 알라시 등에 따르면 2019년 기준 최대 정격 케이블 사업은 영국 웨스턴 링크(2,200MW, ±600kV, 전류형, MI 케이블)였고, 최장 케이블 사업은 노르웨이-네덜란드 노르네드(580km)였다.

XLPE(가교 폴리에틸렌) 케이블은 플라스틱 절연체를 압출해 씌운 압출형 케이블이다. 직류 송전에는 1999년 같은 고틀란드에서 80kV로 처음 쓰였다. 가볍고 제조가 빠르며 기름이 새지 않는다. 그런데 XLPE 절연체에는 직류 전압이 오래 걸리면 내부에 전하가 쌓이는 공간전하 문제가 있다. 이 상태에서 극성을 갑자기 뒤집으면 쌓인 전하와 새 전계가 겹쳐 절연체 일부에 국부적으로 강한 전계가 걸린다. 알라시 등은 이 때문에 XLPE 케이블이 주로 전압형에 쓰인다고 정리한다.

전압형 변환기는 극성을 뒤집지 않고 송전 방향을 바꾸므로 XLPE 케이블과 짝을 이루고, 이 결합이 해상풍력 연계와 장거리 지중 송전을 확산시켰다. 남은 제약은 전압이었다. 테네트의 알렉스 알레프라기스(Alex Alefragkis)와 세르트칸 카불(Sertkan Kabul)은 2022년 4월 CIGRE 회보 『Electra』 321호에 실은 글에서, 육상에서는 525kV 전압형 변환기가 이미 실현되었지만 해상 연계에서는 XLPE 해저 케이블이 병목이었다고 썼다. 그래서 테네트는 케이블 제조사들과 사전 자격 프로그램을 따로 운영했다.

같은 전류에서 전압을 올리면 보낼 수 있는 전력이 비례해 커진다. 테네트의 독일 해상 연계 표준은 320kV 대칭 단극 900MW였는데, 525kV 쌍극으로 바꾸며 한 연계 계통당 2GW가 되었다. 도체 허용 온도를 올려도 용량이 늘어난다. LS전선은 동해안-신가평 1단계에 허용 온도를 70℃에서 90℃로 올린 500kV 케이블을 넣어 송전 용량을 최대 50% 늘렸다고 발표했다.

케이블 포설선 일드브레아 호 — 케이블 포설선 일드브레아(Île de Bréhat)호. 사진: Gordon Leggett, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

육상 지중 직류 송전의 대표 사례가 독일의 쥐트링크(SuedLink)다. 독일 연방네트워크청은 2025년 10월 10일 마지막 구간의 계획 승인을 마쳤다고 발표하면서, 쥐트링크가 각각 2GW, 525kV인 직류 선로 두 회선으로 구성되고 전 구간을 지중 케이블로 깔아 2028년까지 계통에 연결할 예정이라고 밝혔다. 북부의 풍력 전력을 약 700km 남쪽으로 보내며, 유로뉴스는 2026년 8월 운전 시작이 처음 계획보다 6년 늦어졌다고 보도했다. 지중 케이블은 가공선로보다 비싸지만, 교류 지중 케이블은 충전전류 때문에 700km를 보낼 수 없으므로, 지중화를 결정하면 직류 외에 고를 방식이 없다.

해저 쪽 기록은 2023년 12월 29일 운전을 시작한 영국-덴마크 바이킹 링크가 갖고 있다. 영국 내셔널그리드와 덴마크 에너지넷이 지은 ±525kV, 1.4GW 연계선으로, POWER 매거진은 길이 475마일(약 765km)의 육상·해저 연계선이 세계 최장 기록으로 기네스 세계 기록에 올랐다고 전했다. 케이블은 프리스미안, 변환소는 지멘스 에너지가 맡았다.

점과 점을 잇는 선로에서 직류망으로 — 해상풍력과 다단자 HVDC

지금까지 건설된 HVDC는 대부분 송전단과 수전단 두 단자만 있는 점대점 선로다. 해상풍력이 커지면 이 구조의 비효율이 드러난다. 풍력단지마다 육지까지 따로 선로를 깔면, 바람이 약할 때 그 선로는 놀게 된다. 해상 변환소 여러 곳을 직류로 서로 잇고 여러 나라 육상 계통에도 연결하면, 한 선로가 풍력 송전과 국가 간 전력 거래를 함께 맡을 수 있다. 이것이 다단자(multi-terminal) HVDC이고, 고리나 그물 모양으로 넓히면 직류망이 된다.

다단자 운전에는 전압형이 맞는다. 전류형은 한 단자의 송전 방향을 바꾸려면 직류 회로를 공유하는 모든 단자의 극성을 함께 뒤집어야 하지만, 전압형은 직류 전압을 유지한 채 각 단자의 전류 방향만 바꾸면 된다. 알라시 등은 이 때문에 다단자 직류망에서 전류형의 역할이 혼합형 구성에 한정된다고 정리한다.

중국이 먼저 직류망을 지었다. 2013년 난아오(3단자), 2014년 저우산(5단자)에 이어 베이징 동계올림픽에 재생에너지 전력을 공급할 장베이 직류망을 건설했다. 네 변환소를 ±500kV 직류 선로로 고리처럼 묶은 이 망은 2020년 6월 처음 가압되었다. 칭화대학에 따르면 최대 송전 용량은 4,500MW다. 각 변환소는 반브리지 MMC를 쓴 쌍극 구성이고, 사업 전체에 직류 차단기 16대(변환소마다 4대)가 들어갔다.

중국 장베이 ±500kV 4단자 직류망의 구성 개념도(지리 배치 미반영). 변환소 정격과 차단기 수는 NS Energy 사업 개요, 송전·변환 용량은 칭화대학 2020년 6월 발표 기준.

유럽에서는 히타치 에너지가 스코틀랜드의 케이스니스-머리-셰틀랜드(CMS) 연계를 유럽 첫 다단자 전압형 HVDC로 소개한다. 블랙힐록(1,200MW)이 직류 전압을, 셰틀랜드의 커고드(600MW)가 풍력단지의 주파수와 교류 전압을 맡고, 스피털(800MW)은 계통형성 제어로 교류계통을 지지한다. 다단자 직류망에서는 이처럼 직류 전압을 정할 단자와 교류 쪽을 지지할 단자를 미리 나누어 정해야 한다.

크레인선 파이어니어링 스피릿이 북해에서 해상 HVDC 변환 플랫폼 BorWin 엡실론을 설치하는 모습. 사진: MikeTango, CC0, 위키미디어 공용

북해에서는 테네트가 다단자를 염두에 둔 표준을 만들었다. 『Electra』 321호의 글에 따르면 테네트는 연간 약 1GW였던 해상 연계 건설 속도를 2030년부터 연 4GW로 높여야 한다. 그래서 525kV, 2GW 연계 계통을 표준화했다. 표준은 금속 귀로(metallic return) 케이블을 둔 쌍극 구성을 택했다. 한 극을 정비할 때도 다른 극으로 1GW를 받을 수 있고, 2GW가 한꺼번에 끊기는 사고 확률이 낮아진다. 변환소에는 나중에 다른 단자를 붙일 자리를 비워 두었다. 테네트는 2023년 3월 30일 이 표준으로 네덜란드 8건, 독일 3건의 2GW 연계 계통을 2031년까지 짓는 약 230억 유로 규모 계약을 히타치 에너지·페트로팩, GE·셈코프 마린, GE·맥더멋 컨소시엄과 맺었다.

직류 고장을 끊는 문제 — 전류 영점이 없는 차단과 하이브리드 차단기

교류 차단기는 전류가 한 주기에 두 번 0을 지나는 순간을 이용한다. 접점이 벌어지며 생긴 아크가 전류 영점에서 꺼지면 그 사이에 절연이 회복된다. 알라시 등에 따르면 교류 차단기의 동작 시간은 2~3사이클, 50Hz 계통에서 40~60ms다. 직류에는 전류 영점이 없다. 접점을 벌려도 아크가 꺼지지 않으므로, 차단하려면 전류를 강제로 0으로 만들거나 반대 전압을 걸어 줄여야 한다.

시간도 문제다. 다단자 전압형 직류망은 임피던스가 낮아 선로 하나가 단락되면 몇 ms 안에 고장전류가 망 전체로 퍼진다. 모든 변환기의 다이오드로 고장전류가 흘러들면 고장과 무관한 변환소까지 멈춘다. 알라시 등은 직류 차단기에 요구되는 동작 시간이 평균 3~10ms라고 정리하고, 유럽 송전계통운영자연합(ENTSO-E)의 기술 해설은 고장 구간 밖의 변환기가 2~10ms 안에 운전을 이어 갈 수 있어야 한다고 쓴다. 교류 차단기보다 열 배 가까이 빨라야 한다.

교류 차단과 직류 차단에 걸리는 시간(로그 눈금). 출처는 알라시 등(2019), ENTSO-E 기술 해설 「HVDC Circuit Breakers」, ABB 2012년 11월 발표, 칭화대학 2020년 6월 발표.

ENTSO-E는 직류 차단기를 세 종류로 나눈다. 기계식은 공진 회로로 전류 영점을 만들어 끊지만 느리고, 반도체식은 가장 빠르지만 평상시 손실이 크다. 하이브리드 차단기는 평상시에는 기계식 초고속 개폐기로 전류를 흘려 손실을 줄이고, 고장 때는 전류를 반도체 쪽으로 돌려 끊은 뒤 피뢰기로 에너지를 흡수한다. ABB는 2012년 11월 하이브리드 HVDC 차단기를 개발했다고 발표하면서, 대형 발전소 한 기 출력에 해당하는 전류를 5ms 안에 끊을 수 있다고 밝혔다.

장베이 직류망은 이 장치를 실계통에 처음 대규모로 넣은 사례다. ENTSO-E 해설은 장베이에 500kV, 25kA 하이브리드 차단기가 설치되었다고 기록한다. 칭화대학과 베이징전력설비그룹이 공동 개발한 535kV 결합 부전압 방식 차단기는 2020년 6월 9일 캉바오 변환소의 인공 직류 단락 시험에서 3ms 안에 차단과 재폐로를 마쳤다.

알라시 등은 직류 차단기가 제어가 복잡하고 반도체 소자가 많아 교류 차단기보다 훨씬 비싸다고 지적한다. 다른 방법은 차단기를 줄이고 변환기가 고장전류를 스스로 막게 하는 방식이다. 반브리지 서브모듈은 직류 단락 때 다이오드로 전류가 흐르는 것을 막지 못하지만, 전브리지 서브모듈은 반대 전압을 내서 고장전류를 0으로 만들 수 있다. 대신 서브모듈마다 IGBT가 두 개에서 네 개로 늘어난다. ENTSO-E 해설은 유럽 해상망 개발계획이 차단기가 있는 직류망과 없는 직류망 모두 가능하다고 보며, 먼저 정해야 할 것은 차단기의 성능과 변환기 간 상호운용 조건이라고 정리한다.

옥외 변전소의 3상 115kV, 1200A SF6 교류 차단기. 사진: Wtshymanski at en.wikipedia, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

제조사가 다른 변환기를 한 직류망에 묶는 문제 — InterOPERA와 제어 상호작용

점대점 HVDC는 한 제조사가 양 끝 변환소와 제어·보호 시스템을 모두 공급하므로 직류 쪽 문제는 그 제조사 내부의 설계 문제다. 다단자 직류망은 수십 년에 걸쳐 단자가 붙으므로, 서로 다른 제조사의 변환기가 같은 직류 회로를 공유하게 된다. 각 변환기의 제어 응답은 직류 전압으로 얽히지만, 제조사끼리는 서로의 제어 코드를 알지 못한다.

이 문제를 다루려고 유럽연합은 2023년 1월 InterOPERA 사업을 시작했다. 유럽 기후·인프라·환경 집행기관(CINEA)에 따르면 총사업비 6,900만 유로 가운데 5,000만 유로를 호라이즌 유럽이 지원한다. 송전계통운영자 8곳과 HVDC 제조사 4곳을 포함해 20개가 넘는 기관이 참여한다. 사업은 서로 다른 제조사의 HVDC 시스템이 설계 단계부터 함께 동작하도록 기술 틀과 표준을 정하고, 실시간 물리 시연 장치로 검증한다.

EU 연구정보 서비스(CORDIS)의 산출물 목록에서 이 사업이 정하려는 것은 대부분 규칙이다. 직류망 각 모듈의 기능 요건과 접점, 제조사가 제출할 EMT 해석 모델과 제어·보호 장치 복제품의 표준, 제조사 간 상호작용을 따지는 절차, 모델과 파라미터를 공유하는 협력 계약의 틀이 그 대상이다. 2024년 1월 공개된 산출물 D2.2는 HVDC 변환소와 직류 연결 풍력단지의 계통형성 기능 요건을 다룬다. 계통형성 제어와 직류 전압 드룹 제어를 함께 돌리는 조건이 핵심이다.

상호작용이 실제로 문제를 일으킨 사례가 있다. 독일 북해의 첫 해상 HVDC 연계 보르빈1(BorWin1, 400MW, 2012년)의 운전 경험은 변환기가 지배하는 계통의 고조파 상호작용을 다룬 VDE 출판 학회 논문으로 보고되었다. 5편 「전력계통 안정도의 재정의」가 다루는 제어 상호작용 안정도가 직류망에서는 변환기와 변환기 사이에서도 생긴다. 계통 해석 시뮬레이션 가운데 조류해석과 실효값 해석은 이런 고조파·고속 제어 현상을 담지 못하므로, 실제 제어 코드를 담은 EMT 해석 모델과 실시간 시뮬레이터가 필요하다. 다단자 직류망의 기술 과제는 차단기 하나를 개발하는 문제에서 끝나지 않고, 서로 다른 제조사의 제어기를 함께 검증할 모델과 절차와 계약을 만드는 문제로 넓어졌다.

국내 서해안 에너지고속도로도 같은 문제를 안고 있다. 한전은 새만금-서화성 선로를 국산 대용량 전압형 기자재의 실증 선로로 쓰겠다고 밝혔다. 변환용 변압기는 효성중공업·LS일렉트릭·HD현대일렉트릭·일진전기가, 밸브와 제어기는 효성중공업이 개발하며, HD현대일렉트릭은 히타치 에너지와, LS일렉트릭은 GE 버노바와 협력한다. 네 선로가 2040년대 U자형 망으로 이어지면 여러 제조사의 변환기가 같은 직류 회로에 붙는다. 그 전에 서로 다른 제어기가 같은 직류 전압을 공유하며 안정하게 동작하는지 확인할 공통 모델 규격과 시험 절차가 있어야 한다.

캐나다 노바스코샤의 발전소 제어실. 사진: Dennis G. Jarvis, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서와 지금의 HVDC 비교

2000년대 초 전력공학 교과서의 HVDC 장은 사이리스터 브리지, 점호각 제어, 고조파 필터를 중심으로 썼고 전압형은 짧게 소개했다. 지금 계획되는 사업은 대부분 전압형 MMC이며 논의의 중심은 직류망 운영으로 옮겨 갔다.

뉴질랜드 남북섬 HVDC 연계 송전선의 철탑 — 뉴질랜드 남북섬 HVDC 연계(벤모어-헤이워즈) 송전선의 철탑. 사진: DB Thats-Me, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

항목	20년 전 교과서의 전제	2026년의 실제
주력 변환 방식	사이리스터 전류형(LCC). 전압형은 소용량 시험 단계	초고압 장거리 가공선로는 전류형, 해상풍력·케이블·도심 연계는 전압형 MMC가 주류
변환기 구조	6펄스·12펄스 브리지, 2레벨 PWM	서브모듈 수백 개를 쌓은 MMC(2001년 고안, 2010년 첫 상업 운전)
교류계통 조건	단락비가 큰 계통에 연결	회전기 없는 해상 계통에도 연결, 변환기가 전압을 세운다
케이블	함침지(MI) 케이블 중심, XLPE는 시험 단계	525kV XLPE 해저·지중 케이블 상용화, 도체 허용 온도 90℃급 등장
최대 규모	±500kV급 가공선로(미국 퍼시픽 인터타이 1,360km, 3.1GW 등)	±1,100kV, 12GW, 3,324km(창지-구취안)
계통 구성	두 단자 점대점	장베이 4단자 고리망, CMS 3단자
직류 고장 처리	교류 차단기를 열어 변환소를 멈춤	하이브리드 직류 차단기(3~5ms), 전브리지 서브모듈의 고장전류 차단
해석과 검증	한 제조사가 양 끝을 공급	다제조사 상호운용 규칙과 모델 표준(InterOPERA)
국내 쓰임새	제주 섬 연계	수도권 간선(북당진-고덕, 동해안-수도권), BTB, 서해안 해저 간선 계획

결론 — HVDC의 다음 과제는 변환기 성능보다 직류망을 함께 운영하는 규칙이다

교류 송전은 선로 리액턴스와 케이블 충전전류 때문에 거리와 용량에 한계가 있고, 서로 동기화되지 않은 계통을 묶을 수 없다. 직류 송전은 변환소 비용을 치르는 대신 이 세 가지 제약을 벗어난다. 거리가 길면 총비용에서 앞서고, 고장전류가 차단기 정격에 다가간 계통에서는 거리가 짧아도 직류가 선택된다. 전류형 변환기는 교류계통 전압을 빌려 사이리스터를 끄므로 대용량에 강하지만 약한 계통에서 전류실패를 겪는다. 전압형 MMC는 스스로 전압을 만들기 때문에 해상풍력과 약한 계통에 연결할 수 있고, 극성 반전이 없어 XLPE 케이블과 결합해 525kV 해저·지중 송전을 열었다. 제주 3연계에서 테네트의 2GW 표준까지 최근의 섬·해상 연계가 전압형을 쓰는 이유다.

점대점 선로가 직류망으로 바뀌는 단계에서는 문제의 성격이 달라진다. 전류 영점이 없는 직류 고장을 3~10ms 안에 끊어야 하고, 장베이 직류망이 그 장치를 실계통에서 처음 보였다. 그러나 차단기 가격이 높고, 제조사마다 해법이 서로 호환되지 않는다. 다단자 직류망을 실제로 확산시키는 조건은 더 빠른 차단기 하나보다, 서로 다른 제조사의 변환기와 제어기가 같은 직류 회로에서 안정하게 동작함을 사전에 검증할 공통 모델·시험 절차·계약 체계다. 유럽이 InterOPERA로 정하려는 것이 바로 그 규칙이다.

한국은 전류형 간선 두 개와 전압형 설비 두 개를 운영하는 단계에서 여러 해저 직류 선로를 U자형으로 잇는 계획으로 넘어가고 있다. 동해안-신가평이 경과지 문제로 7년 넘게 늦어진 경험은 직류 송전의 병목이 기술보다 입지와 수용성에서 먼저 나타난다는 사실을 보여 주었다. 서해안 선로가 바다를 지나 그 병목을 일부 피하더라도, 2040년대에 여러 선로를 하나의 직류망으로 묶으려면 다제조사 상호운용과 직류 보호의 규칙을 그보다 앞서 마련해야 한다. 직류 송전은 망으로 운영할 대상이 되었고, 이 시리즈의 다음 편이 다루는 중전압 직류(MVDC)도 같은 보호·표준 문제를 더 낮은 전압에서 마주한다.

8편. MVDC — 중전압 직류가 쓰이는 곳과 반도체 변압기

중전압 직류(MVDC)는 대략 1.5~100 kV의 직류로 전력을 보내는 방식이다. 영국은 2020년 섬과 본토를 잇는 33 kV 교류 배전 선로를 ±27 kV 직류로 바꾸어 같은 도체로 23% 더 많은 전력을 보낼 수 있게 했다. 중전압 직류가 쓰이는 곳, 반도체 변압기의 현재, 보호와 표준이 정립 중인 이유를 정리한다.

복습 — 직류와 교류의 차이, 전압 등급, 변환기가 하는 일

교류는 전압과 전류의 방향이 1초에 수십 번 바뀌는 전기이고, 직류는 방향이 바뀌지 않는 전기다. 한국 전력망은 60 Hz, 영국과 유럽은 50 Hz 교류를 쓴다. 교류 전압을 말할 때 쓰는 22.9 kV나 33 kV는 실효값이다. 실효값은 같은 저항에서 같은 열을 내는 직류 전압의 크기를 뜻한다. 사인파의 꼭대기 값인 첨두값은 실효값의 √2배, 곧 약 1.41배다.

전력망이 교류로 자리 잡은 이유는 변압기다. 변압기는 철심에 감은 두 코일 사이에서 자속이 변할 때 생기는 유도 전압을 이용한다. 자속이 변해야 작동하므로 교류에서만 쓸 수 있다.

교류에는 차단이 쉽다는 이점도 있다. 교류 전류는 1초에 100번 또는 120번 0을 지나므로 차단기는 접점을 벌린 뒤 그 순간 아크가 꺼지기를 기다리면 된다. 직류 전류에는 0을 지나는 순간이 없어서 아크는 누군가 전류를 0으로 끌어내리기 전까지 꺼지지 않는다.

전압 등급도 정리해 둔다. 한국 배전은 22.9 kV 교류이고, 영국 배전망에는 33 kV 교류 선로가 있다. 이 범위를 중전압이라 부른다. 송전은 154 kV, 345 kV, 765 kV 같은 고전압이다. 직류에도 같은 구분이 생기고 있다. 수백 kV 이상의 고전압 직류(HVDC, High Voltage Direct Current)는 7편에서 다루었고, 1.5 kV 이하의 저전압 직류(LVDC, Low Voltage Direct Current)는 9편에서 다룬다. 이 편은 그 사이를 다룬다.

교류와 직류를 오가게 하는 장치가 변환기다. 3편에서 설명했듯 오늘의 변환기는 IGBT(Insulated Gate Bipolar Transistor) 같은 반도체 스위치를 수 kHz로 켜고 끄며 원하는 전압 파형을 만든다. 전압형 변환기(VSC, Voltage Source Converter)는 직류 쪽 커패시터 전압을 기준으로 교류 전압의 크기와 위상을 마음대로 정한다. 그 결과 유효전력과 무효전력을 따로 조절할 수 있다. 작은 모듈을 직렬로 쌓아 계단 모양 파형을 만드는 모듈형 멀티레벨 변환기(MMC, Modular Multilevel Converter)가 그 대표다.

앵글시 섬의 33 kV 교류 선로를 직류로 바꾼 Angle-DC 사업

영국 웨일스 북서쪽 앵글시 섬은 메나이 해협을 사이에 두고 본토와 떨어져 있다. 섬에는 풍력과 태양광 발전소가 몰렸고, 2016년까지 연계했거나 연계 계약을 맺은 재생에너지 설비가 약 150 MW에 이르렀다. 섬과 본토를 잇는 배전망은 33 kV 교류였다. 그 가운데 섬의 Llanfair PG 변전소와 본토의 Bangor Grid 변전소를 잇는 2회선 선로는 가공선 0.5 km와 케이블 2.5 km로 이루어져 있었고, 일부 구간은 해협을 건너는 브리타니아 다리를 따라 놓였다. 케이블 한 가닥은 40년 된 종이 절연 케이블이었다. SP Energy Networks와 카디프 대학 연구진(Abeynayake, Liang, Moon, Yu)이 사업 운영과 제어를 정리한 논문에 나오는 내용이다.

발전량이 늘자 이 선로의 조류가 도체의 열 한계를 넘는 시간대가 생겼다. 통상의 해법은 선로를 새로 깔거나 변전소를 증설하는 방식이다. 배전 사업자 SP Energy Networks(SPEN)는 다른 방법을 택했다. 기존 선로의 양 끝에 변환소를 짓고 교류 대신 직류를 흘렸다. 영국 에너지 규제기관 Ofgem은 2015년 배전망 혁신 경쟁 제도(NIC, Network Innovation Competition)로 이 사업을 선정했다. 예산은 1,480만 파운드였고, GE Power Conversion이 변환기를, 카디프 대학이 해석과 제어 연구를 맡았다. 사업명은 Angle-DC다.

2017년 5월 GE가 발표한 계획에 따르면 두 변전소에 MV7000 변환기 모듈을 12개씩 설치해 33 kV 교류를 ±27 kV 직류로 바꾼다. 앞의 논문은 각 모듈이 4.5 kV IGBT를 쓰는 3레벨 중성점 클램프(NPC, Neutral Point Clamped) 회로이고, 극마다 6개 모듈을 직렬로 쌓았다고 적었다. 2020년 7월 SPEN이 낸 설치 보고서에는 변환소마다 17 MVA 변압기 2대와 6 mH 직류 리액터 2대가 들어갔다는 사실과, 변환기 중성점에 접지 저항을 달아 대지 기준을 잡았다는 사실이 기록되어 있다.

Angle-DC 직류 연계의 구성. 출처: SPEN 「Installation of the MVDC Circuit」(2020년 7월), Abeynayake 등.

웨일스 메나이 해협과 브리타니아 다리. 사진: Jeff Buck, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

변환소 설치는 2020년 7월에 끝났다. 원래 2019년 4월이 목표였으나 2018년 가격 검토에서 변환소 건물 공사비가 처음 예상의 두 배로 나오자 SPEN은 건물을 다시 설계했고, Ofgem은 15개월 연장을 승인했다. SPEN이 Ofgem에 낸 성과 보상 신청서(Ofgem 2026년 2월 공개)는 최종 사업비가 1,506만 2천 파운드로 예산보다 1.5% 많았고, 그 가운데 중전압 직류 설비비가 960만 파운드였다고 정리했다. 같은 문서에는 처음 해 보는 사업에서 생긴 문제들이 적혀 있다. 브리타니아 다리 위로 철도가 지나므로 직류 케이블이 철도 신호에 전자기 간섭을 일으키는지 추가 측정을 했고, 결과는 허용 범위 안이었다. 변환기 스위칭이 만든 고조파 전류 때문에 변압기 소음이 공장 시험에서 예상한 수준을 넘어 방음벽을 세웠다.

성과도 같은 문서에 수치로 남아 있다. SPEN은 새 선로와 변전소를 짓는 통상의 보강안과 비교해 자본비를 210만 파운드, 많게는 290만 파운드 줄였다고 산정했다. 비교 기준이 된 보강 목표는 연계선 용량 5.7 MW 증가였다. SPEN은 직류 연계로 전압과 무효전력을 조절하면 주변 배전망 손실을 약 20% 줄일 수 있고, 이는 연간 63만 파운드에 해당한다고 산정했다. SPEN은 같은 방식을 영국 전역의 적합한 선로에 적용하면 2050년까지 최대 3억 9,600만 파운드를 아낄 수 있다고 추산했다. 이 사업은 국제대전력망회의(CIGRE, 세계 전력 기술자들이 작업반을 꾸려 기술 보고서를 내는 국제기구)의 기술 보고서 TB 875 「중전압 직류 배전 시스템」(2022)의 바탕이 되었다.

같은 선로로 더 많은 전력을 보내는 원리 — 첨두 전압과 도체 배분

왜 같은 도체에 직류를 흘리면 더 많은 전력을 보낼 수 있는가. 답은 절연이 견디는 전압과 전력을 나르는 전압이 교류에서는 다르다는 데 있다. 케이블 절연체와 애자는 순간적으로 걸리는 가장 높은 전압, 곧 첨두값을 견디도록 만든다. 선간 33 kV 교류 선로에서 도체 한 가닥과 대지 사이에 걸리는 상전압은 실효값 19.1 kV, 첨두값 26.9 kV다. 전력을 나르는 것은 실효값 19.1 kV다. 절연은 26.9 kV까지 견디는데 전력 전달에는 그 71%만 쓴다.

직류는 전압이 일정하므로 첨두값과 평균값이 같다. Angle-DC가 ±27 kV를 고른 것은 교류 상전압의 첨두값 26.9 kV와 거의 같은 값이기 때문이다. 절연이 받는 최대 스트레스는 그대로 두고 전력을 나르는 전압만 1.41배로 올렸다.

선간 33 kV 교류의 상전압(실효값 33/√3 = 19.1 kV, 첨두값 26.9 kV)과 직류 한 극의 대지 전압 +27 kV. 영국 계통 주파수 50 Hz로 그렸다.

도체를 어떻게 배분하는지도 결과를 바꾼다. 기존 2회선 교류 선로에는 도체가 6가닥 있다. 교류로 쓰면 3가닥씩 두 회선이고, 한 회선이 보내는 전력은 √3 × 33 kV × 전류다. 직류로 쓰면 6가닥을 양극에 3가닥, 음극에 3가닥씩 나눈다. 각 극의 도체 3가닥은 대지에 대해 27 kV이고 셋이 함께 전류를 나르므로, 두 극을 합하면 2 × 27 kV × 3 × 전류를 보낸다. 같은 전류에서 직류 쪽 값은 162 kV × 전류, 교류 쪽은 114.3 kV × 전류로 계산되고, 비는 약 1.42다.

SPEN이 사업 설명 자료에서 밝힌 이론상 최대 증가폭 43%가 이 계산과 맞는다. 교류 운전 때 24.8 MVA였던 선로를 직류로 바꾸면 이론상 35.5 MVA까지 보낼 수 있다. 실제 운전값은 30.5 MVA로 정했다. 직류 전류를 188 A로 낮춰 케이블 최고 온도를 65°C에서 50°C로 내렸기 때문이다. 40년 된 종이 절연 케이블에 처음으로 직류를 거는 만큼 온도를 낮춰 여유를 두었고, 그렇게 해도 용량은 23% 늘었다.

Angle-DC 2회선의 교류·직류 운전 용량. 출처: SPEN 사업 설명 자료, Abeynayake 등. 교류는 케이블 65°C, 직류 운전은 188 A·50°C 기준이고 35.5 MVA는 이론값이다.

낡은 케이블이 직류를 견디는지는 사업의 걱정거리였다. SPEN은 2017년 케이블 양 끝에 부분방전 감시 장치를 달았다. 부분방전은 절연체 안의 작은 틈에서 생기는 미세한 방전으로, 절연 열화의 신호다. 2021년 4월 이전에 낸 회로 상태 보고서에서 두 기간의 자료를 비교한 결과 교류 운전과 직류 운전 모두 부분방전 첨두 수준이 낮음에서 중간 사이였고, 직류 쪽이 감시 기간 내내 더 낮았다.

CIGRE의 작업반 C6.31이 2020년에 낸 기술 보고서 TB 793 「중전압 직류 배전망 타당성 연구」는 설치 방식과 도체 단면적이 비슷하면 중전압 직류 회로의 공급 능력이 중전압 교류 회로의 1.63배라고 계산했다. Angle-DC의 이론값 1.42배와 운전값 1.23배는 이미 깔린 2회선 도체를 그대로 쓴 조건의 값이다.

직류 연계의 이점은 용량 하나로 끝나지 않는다. 변환기는 보낼 유효전력을 정해진 값으로 맞추므로 교류 선로처럼 임피던스에 따라 조류가 저절로 나뉘지 않는다. 양 끝 교류망에 무효전력을 따로 넣고 빼서 전압도 조절한다. SPEN의 편익 보고서는 이 제어 기능이 북웨일스 배전망 전체의 발전 수용 여유를 얼마나 늘리는지 계통 해석으로 계산했다. 기준 운전에서 145.7 MW이던 여유가 계절별 설정값을 쓰면 169.6 MW, 실시간 제어를 쓰면 185.7 MW로 늘었다. 실시간 제어를 쓰면 배전망 손실도 2030년에 연간 8.8 GWh, 2040년에 연간 35.2 GWh 줄어든다는 결과다. 선로 하나의 직류 전환이 그 선로의 용량보다 큰 범위에서 발전 수용 여유를 늘린 것은 직류 연계가 조류를 원하는 대로 보내는 제어 설비이기 때문이다.

운전 방식별 북웨일스 배전망의 발전 수용 여유. 출처: SPEN 「Angle-DC Benefits Report」 v1.01의 계통 해석 결과.

15kV급 종이 절연 납피복 케이블 — 15kV급 종이 절연 납피복(PILC) 케이블. 사진: Nova ryan, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

중전압 직류의 전압 구간은 기준마다 다르게 정해져 있다

교류에는 전압 등급을 정한 국제 표준이 오래전부터 있었지만, 중전압 직류의 경계는 기관과 용도마다 다르다.

아래쪽 경계부터 보면 유럽연합의 저전압 지침(2014/35/EU) 제1조는 직류 75~1,500 V에서 쓰는 전기 기기를 저전압 기기로 규정한다. 1,500 V를 넘는 직류는 이 지침의 저전압 범위 밖이다. CIGRE 작업반 C6.31은 TB 793에서 연구 범위를 1.5 kV(±750 V)부터 100 kV(±50 kV)까지로 정했다. 이 구간을 CIGRE의 고전압 직류 연구위원회(B4)와 국제전기기술위원회(IEC)의 저전압 직류 체계위원회가 다루는 범위 사이의 빈자리로 규정한 것이다. 같은 보고서는 설문 결과를 토대로 선호 전압 계열을 100 kV, ±50 kV, 35 kV, ±10 kV, 1.5 kV로 제시했다. 여기서 ±50 kV는 양극과 음극이 대지에 대해 각각 +50 kV와 −50 kV라는 뜻이고, 두 극 사이 전압은 100 kV다.

미국 전기전자공학회(IEEE)는 용도별로 범위를 정했다. IEEE 1709는 「선박의 1 kV~35 kV 중전압 직류 전력 시스템 권고 실무」로 2010년에 처음 나왔고 2018년 개정판이 현행이다. 2025년 2월 발행된 IEEE 2892-2024는 「중전압(1.5 kV~35 kV) 직류 변압기 권고 실무」로, 배전에 쓰는 직류-직류 변환 장치의 기능과 시험 요건을 정했다.

IEC는 2023년 12월 기술 시방서 IEC TS 63471 「HVDC 그리드의 직류 전압」을 냈다. 이 문서는 1.5 kV를 넘는 직류 그리드에 권장 공칭 전압 계열을 제시하면서 서문에 중전압 직류 수집망과 배전망이 재생에너지 연계와 전기차 충전, 데이터센터 연결에 쓰일 것이라고 적었다. 그러면서 이 계열을 표준 직류 전압을 향한 첫 기여로 보고 관련 기술위원회, 예컨대 전력 공급 체계를 다루는 TC 8이 더 다듬어야 한다고 밝혔다. 문서를 만든 TC 115는 100 kV 초과 HVDC를 맡는 위원회다.

각 문서가 다루는 직류 전압 범위. 출처: 2014/35/EU 제1조, EN 50163, IEEE 1709-2018, IEEE 2892-2024, CIGRE TB 793(2020), IEC TS 63471:2023.

철도는 이 논의보다 훨씬 먼저 직류를 썼다. 유럽 철도 급전 전압 규격 EN 50163은 직류 750 V, 1,500 V, 3,000 V를 표준 급전 방식으로 둔다. 서울 지하철은 직류 1,500 V, 한국철도공사 간선 전철은 교류 25 kV를 쓴다. 1,500 V와 3,000 V 직류 급전은 CIGRE가 정한 중전압 직류 구간의 아래 끝에 걸쳐 있다. CIGRE는 TB 875(2022)에서 중전압 직류에 관한 국제 표준이 아직 없으므로 HVDC 시험 절차와 교류 배전 접속 기준을 함께 참조해야 한다고 정리했다. SPEN이 변환기 공장 시험에 쓴 규격은 HVDC 전압형 변환기 밸브 시험 규격(IEC 62501)과 1 kV 초과 35 kV 이하 교류 가변속 구동장치 규격(IEC 61800-4) 같은 것들이었다.

이탈리아 E.464 전기기관차의 팬터그래프. 직류 1.5kV·3kV 가선에서 전기를 받는다. 사진: Al*from*Lig, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

중전압 직류가 쓰이는 곳 — 배전 연계, 선박, 해상풍력 집전

배전 연계와 시범 사업

교류 선로를 직류로 바꾸어 쓴 사례는 Angle-DC가 처음이 아니다. ABB(현 Hitachi Energy)는 1997년 3월 스웨덴 중부 Hällsjön과 Grängesberg 사이 10 km에서 첫 전압형 HVDC 시험 송전을 했다. 정격은 3 MW, ±10 kV였고 잠시 쓰지 않던 교류 선로를 빌려 썼다. 전압으로 보면 중전압 직류였다. CIGRE TB 793의 이정표 목록에는 2000년 덴마크 Tjaereborg의 ±9 kV, 7.2 MW 풍력 연계와 2014년 영국 배전 사업자의 33 kV, 20 MVA 교류-직류-교류 연계 장치도 올라 있다. 마지막 장치에는 직류 케이블이 없다.

2017년 10월 Siemens는 30~150 kV 교류망용 중전압 직류 연계 제품 MVDC PLUS를 출시했다. 직류 20~50 kV에서 약 50, 100, 150 MW 세 가지 용량이 있는 MMC 구조다.

중국은 시범 사업을 여러 곳에서 벌였다. 칭화대 연구진(Qu 등)은 2019년 「Frontiers in Energy」에 광둥성 주하이의 중국 첫 중전압 직류 배전망 시범 사업 설계를 실었다. 직류 차단기와 직류 변압기, MMC를 포함한 설계다. 2020년 5월 에너지 시스템 통합 그룹(ESIG) 웨비나에서 중국전력과학연구원 Chi Yongning이 발표한 자료는 주하이 탕자완의 다단자 직류 사업이 ±10 kV, ±375 V, ±110 V 세 전압을 쓴다고 소개했다. 국가전망 장쑤성 전력은 쑤저우 우장 개발구에 직류 중심 변전소 두 곳을 짓고 2021년 6월 그 가운데 Pangdong 변전소를 열었으며, 10 kV, 750 V, 375 V 직류로 합계 10.5 MW의 직류 부하에 전력을 공급한다고 발표했다.

한국전력 전력연구원은 22.9 kV 배전 선로에 ±35 kV 직류를 얹는 실증을 진행했다. 한국기술교육대 연구진이 2022~2024년 한국산학기술학회논문지에 낸 논문들에 따르면 실증 계통은 전남 나주 지역의 태양광 발전단지, 22.9 kV 교류 배전선로, 하프브리지 MMC를 쓴 30 MW급 변환소, 실증용 직류 선로, 배전용 변전소로 이루어진다. 태양광이 연결된 배전선로의 허용 용량이 15 MW라 30 MW 정격 시험을 위해 변환소 안에 순환 선로를 따로 두었다. 같은 연구진의 2024년 경제성 평가는 태양광 30 MW를 추가로 연결할 때 선로 길이가 13 km를 넘으면 교류와 직류를 섞은 배전망이 교류 증설보다 유리하고, 60 MW를 추가할 때는 모든 선로 길이에서 유리하다고 계산했다. 한국전력은 2024년 4월 직류 배전 발전 포럼을 열어 관련 업체들과 'DC 얼라이언스'를 출범시키겠다고 밝혔고, 2017~2019년 도서 지역에 지은 직류 독립 섬이 교류 대비 에너지 효율을 10% 이상 높였다고 발표했다.

중전압 직류 설비의 정격 전력. 출처: ABB 리뷰 2012년 1호, Hitachi Energy, CIGRE TB 793, 국가전망 장쑤성 전력(2021년 6월), 한국산학기술학회논문지 24권 5호(2023), SPEN 사업 설명 자료, Siemens(2017년 10월). 정격의 정의가 설비마다 달라 크기의 차수만 비교한다.

선박

선박은 발전기와 부하가 한 몸에 있는 고립된 전력계통이다. 배의 추진 전동기와 보조 기기는 대부분 변환기를 거쳐 전력을 받으므로 교류 모선 대신 직류 모선을 두면 변환 단계가 줄어든다. ABB는 2013년 4월 노르웨이의 해양 플랜트 지원선 Dina Star에 선내 직류 배전 시스템을 처음 설치했다. ABB는 발전기를 가변속으로 돌릴 수 있어 연료를 최대 20% 아낀다고 밝혔고, 미국선급(ABS)은 이 개념을 원칙 승인했다.

중전압 직류는 해군 함정에서 검토된다. 미 해군 해상체계사령부(NAVSEA)는 2007년 차세대 통합 전력 체계 기술 개발 로드맵에서 미래 수상함과 잠수함에 중전압 직류 통합 전력 체계를 도입한다는 목표를 세웠다. 해군 함정 기술자 Doerry와 Amy는 그 과제로 새로운 고장 검출·분리 기법, 정전력 부하가 있는 계통의 안정도, 발전기 사이 부하 분담 제어, 접지 방식을 꼽았다. 정전력 부하는 전압이 내려가면 전류를 더 끌어가는 부하로, 변환기를 거친 부하가 이렇게 동작한다. 미 해군은 2016년 소기업 기술 이전 연구(STTR) 과제로 중전압 직류 접지 방식 개발을 공고하면서, 만 톤 미만 수상함에 전기 무기와 고출력 센서를 넣으려면 중전압 직류가 필요하다고 설명했다.

선내 직류 배전 계통을 갖춘 해양 플랜트 지원선 Dina Star. 사진: Nor-Shipping, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

해상풍력 집전망

해상풍력 단지는 풍력 터빈들을 66 kV 교류 케이블로 이어 해상 변전소로 모으고, 거기서 전압을 올려 육지로 보낸다. 터빈 내부의 발전기 출력은 이미 변환기를 거치므로 단지 안의 집전망을 직류로 바꾸면 변환 단계와 해상 플랫폼을 줄일 수 있다는 제안이 오래전부터 나왔다. 프랑스 Paimpol-Bréhat 조류 발전 시범 단지는 2 MW 조류 터빈 두 기의 출력을 10 kV 직류로 바꾸어 16 km 직류 케이블로 육지에 보냈다.

그러나 대형 단지에서 비용이 맞는지에 관해서는 연구 결과가 서로 다르다. 영국 스트래스클라이드 대학과 Siemens Gamesa 연구진(Timmers 등)은 2022년 IET 「재생에너지 발전」에 200~1,500 MW 단지가 해안에서 20~200 km 떨어진 경우를 비교한 결과를 실었다. 기준 조건에서는 해안에서 80 km까지 모든 규모에서 교류만 쓰는 방식이 가장 싸고, 150 km를 넘는 대형 단지는 교류 집전에 HVDC 송전을 붙인 방식이 가장 쌌다. 중전압 직류만으로 육지까지 보내는 방식은 모든 경우에 더 비쌌다. 그 방식이 중소형 원거리 단지에서 가장 싸지려면 집전 전압을 ±100 kV 이상으로 올리거나 케이블 시공비를 절반 이하로 줄여야 했다. 중전압 직류 집전에 HVDC 송전을 붙이는 방식은 해상 직류-직류 변환기 값이 같은 용량 MMC의 90% 아래로 내려가고 직류 플랫폼 비용이 25% 줄면 교류 집전에 HVDC 송전을 붙인 방식보다 싸졌다.

하얼빈공업대와 스트래스클라이드 대학 연구진(Li 등)은 2026년 IEEE 「산업 응용」에 15 MW 터빈과 100 km 송전 거리를 놓고 비교한 결과를 냈다. 이들은 터빈 출력을 병렬 또는 직렬로 묶은 ±100 kV 중전압 직류가 고전압 교류보다 수명 주기 비용이 낮다고 보고했다. 두 연구의 차이는 집전 전압과 비교 대상에 있다. 이름은 중전압 직류여도 경제성이 나오는 전압은 ±100 kV 근처로, CIGRE 구간의 위 끝이다. 해상풍력 집전에서 중전압 직류의 경제성은 직류-직류 변환기의 가격과 집전 전압이 정한다.

캐나다 펀디만에 설치된 오픈하이드로 조류발전 터빈. 사진: British high commission, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

반도체 변압기와 직류-직류 변환기 — 철심 변압기를 전력전자로 바꾸는 장치

중전압 직류망을 저전압 부하나 다른 전압의 직류망과 이으려면 직류 전압을 바꾸는 장치가 필요하다. 교류에서는 변압기가 이 일을 했지만 직류에는 변압기를 쓸 수 없다. 해법은 직류를 일단 높은 주파수의 교류로 바꾸고, 작은 변압기로 전압을 바꾼 뒤 다시 직류로 되돌리는 것이다. 이렇게 반도체 스위치와 고주파 변압기를 묶은 장치를 반도체 변압기(SST, Solid-State Transformer) 또는 전력전자 변압기라 부른다. 입력과 출력이 모두 직류면 직류-직류 변환기, 입력이 교류면 교류 배전 변압기를 대신하는 장치가 된다.

주파수를 높이면 변압기가 작아지는 이유는 변압기 기전력 식에 있다. 코일 한 바퀴에 유도되는 전압은 주파수와 철심 단면적, 자속 밀도의 곱에 비례한다. 자속 밀도는 철심 재료가 정하는 상한이 있으므로, 같은 전압을 얻으려면 주파수를 10배 올릴 때 철심 단면적을 약 10분의 1로 줄일 수 있다.

이 발상은 1968년 4월 General Electric의 William McMurray가 출원해 1970년 6월 등록된 미국 특허 3,517,300 「고주파 연결을 가진 전력 변환 회로」로 거슬러 올라간다. 1989년에는 Rik De Doncker, Deepak Divan, Mustansir Kheraluwala가 두 개의 능동 브리지를 고주파 변압기로 잇는 직류-직류 변환 장치를 출원했다(미국 특허 5,027,264, 1991년 등록). 이 이중 능동 브리지(DAB, Dual Active Bridge) 회로는 양쪽 브리지 전압의 위상차로 전력의 크기와 방향을 정한다. 뒤에서 볼 조지아공대 연구진도 반도체 변압기 연구가 진전된 회로 구조로 이중 능동 브리지를 열거했다.

철심 변압기와 반도체 변압기의 변환 경로. 효율은 Zheng 등(2022)이 정리한 값이다.

반도체 변압기가 실물로 먼저 쓰인 곳은 철도 차량이다. 15 kV, 16.7 Hz 교류로 급전하는 유럽 철도의 차량 변압기는 주파수가 낮아 철심이 크고 무게가 많이 나간다. ABB는 2008년부터 개발한 전력전자 견인 변압기(PETT, Power Electronic Traction Transformer)를 스위스 연방철도의 Ee 933 입환 기관차에 달아 2012년 2월 제네바 코르나뱅 역에서 운행을 시작했다. 2012년 ABB 리뷰에 실린 설명에 따르면 정격 1.2 MW, 단시간 1.8 MW이고, 직렬로 쌓은 모듈 9개 가운데 8개로 운전하며 1개는 예비다. 무게는 냉각 장치를 포함해 4,500 kg이고 출력은 직류 1.5 kV다. 모듈 안의 공진형 직류-직류 변환기는 1.75 kHz로 동작한다. ABB는 기존 차량 변압기와 정류기 조합의 효율이 88~90%인 데 비해 이 장치가 95% 이상이라고 밝혔다.

스위스 연방철도 Ee 3/3형 전기 입환기관차(오버빈터투어). 사진: Kabelleger / David Gubler ( http://www.bahnbilder., CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

배전망에서는 사정이 다르다. 배전용 철심 변압기는 이미 효율이 99%에 이르고 30~40년을 쓴다. 미국 조지아공대 연구진(Zheng, Divan 등)은 2022년 IEEE 「전력전자 신흥·선별 주제 저널」에 7.2 kV, 50 kVA 시제품을 기준으로 세 종류의 변압기를 비교했다. 모든 전력이 변환기를 거치는 반도체 변압기는 효율이 약 97%, 단가가 kVA당 86.2달러로 철심 변압기(25달러)의 3.4배였다. 전력의 5~20%만 변환기로 처리하는 혼합형 변압기는 효율 98.6~98.9%, 단가 31.7달러였다. 연구진은 반도체 변압기가 전압 변동을 억제해 태양광을 더 받고 저장장치를 붙여 첨두 부하를 깎을 수 있음을 계산으로 보였다. 그러나 그 사례에서 순현재가치는 음수였고, 자본비가 60% 줄거나 수입이 150% 늘어야 경제성이 생겼다. 서지 전압과 과전류에 약한 반도체를 지키는 보호 설계도 철심 변압기보다 어렵다고 정리했다.

7.2 kV, 50 kVA 시제품 기준 변압기 종류별 추정 단가. 출처: Zheng, Divan 등, IEEE 전력전자 신흥·선별 주제 저널, 2022.

반도체 변압기는 무게와 부피가 비용을 정하는 철도 차량에서는 먼저 실물이 되었지만, 효율 99%의 철심 변압기와 겨루는 배전망에서는 아직 비용과 보호가 확산을 막고 있다. 중전압 직류망에서는 사정이 조금 다르다. 직류끼리 전압을 바꾸는 데에는 철심 변압기라는 대안이 없으므로 직류-직류 변환기가 필수 설비다. IEEE 2892-2024가 중전압 직류 변압기를 따로 다룬 것도 그 때문이다. CIGRE TB 875가 소개한 절연형 모듈 멀티레벨 직류-직류 변환기는 중전압 쪽을 MMC로 구성하고 고주파 변압기로 저전압 쪽과 절연하는 구조다.

직류 고장 전류와 접지 — 중전압 직류 보호가 정립 중인 이유와 대책

중전압 직류가 배전 설비로 퍼지는 데 가장 큰 걸림돌은 보호다. 교류 배전망의 고장은 변전소 변압기와 발전기가 고장 전류를 공급하고, 계전기가 그 크기와 방향을 보고 차단기를 연다. 대칭좌표법으로 고장 전류를 계산하고 시간차를 두어 계전기를 협조시키는 방법은 수십 년 동안 다듬어졌다.

직류 선로에서 단락이 나면 순서가 다르다. 먼저 변환기 직류 쪽 커패시터가 고장점으로 방전하면서 수 ms 안에 큰 전류가 흐른다. 그다음에는 변환기 제어와 교류망이 전류를 공급한다. 한국기술교육대 연구진(한병길 등)은 2022년 나주 ±35 kV 실증 계통을 순시값을 계산하는 전자기 과도 해석 프로그램 PSCAD/EMTDC로 모의했다. 양극 사이 단락에서는 고장 지점에 따라 합계 6.45 kA와 8.49 kA의 전류가 태양광 쪽과 변전소 쪽에서 고장점으로 흘렀고, 극과 대지 사이 지락에서는 MMC 제어가 비정상 상태에 빠지면서 음극 전류가 −4 kA에서 5 kA 사이를 진동했다. 이런 전류는 교류 고장 계산에 쓰는 대칭좌표법으로는 구할 수 없다. 계통 해석 시뮬레이션 가운데 정상상태를 보는 조류해석과 기본파 페이저로 동특성을 보는 실효값 해석은 계획과 운영 검토를 맡고, 커패시터 방전과 제어기 동작이 정하는 직류 고장 전류는 순시값을 다루는 전자기 과도(EMT) 해석으로 구한다.

차단 장치도 새로 필요하다. 영국 바스 대학 연구진(Pei 등)은 2016년 IEEE 산업전자학회 학술대회에서 중전압 직류 차단기 기술을 검토했다. 기계식 접점과 반도체 스위치를 병렬로 둔 혼합형 직류 차단기는 보조 전류 전환 회로를 쓰면 손실을 낮게 유지하면서 2~5 ms 안에 고장을 끊을 수 있다는 결과다. 앞의 Li 등 2026년 논문은 변환기를 차단한 뒤에도 남는 직류 고장 전류를 빨리 없애는 회로를 제안해 값싼 직류 개폐기로 고장 구간을 분리하는 시간을 약 500 ms에서 62 ms로 줄였다.

보호 협조는 더 남은 과제다. 같은 연구진의 2023년 논문(이후동 등)은 나주 실증 계통에서 변전소 쪽 계전기와 직류 변환소 쪽 보호기기 사이에 구체적인 운용 기준이 없다는 점을 지적했다. 변환소 안에서 고장이 났을 때 변전소 차단기가 먼저 열리면 같은 배전선로의 다른 고객까지 정전된다. 연구진은 세 가지 정정 방식을 비교해 협조 방안을 제시했다.

접지는 직류 보호의 다른 쟁점이다. 접지는 계통의 어느 점을 대지와 이어 평상시 전압 기준을 정하고, 지락 때 고장 전류의 크기와 경로를 정한다. Angle-DC는 변환기 중성점을 고저항으로 접지하고 양극과 음극을 늘 함께 쓰는 쌍극 구성으로 운전한다. 고저항 접지는 지락 전류를 작게 묶는 대신 지락이 나도 건전한 극의 대지 전압이 올라간다. CIGRE TB 793은 접지 방식에 따라 극간 단락과 극-대지 지락 전류가 어떻게 달라지는지 분석하고 보호 전략을 제안했다. 미 해군이 2016년 과제 공고에서 접지 방식 개발을 따로 내건 것도 같은 문제 때문이다.

중전압 직류 보호가 정립 중인 것은 직류 고장 전류의 크기와 모양을 변환기의 커패시터와 제어기 설정이 정하기 때문이다. 그래서 대책도 변환기와 보호를 함께 설계하는 방향으로 모인다. CIGRE TB 793은 결론에서 표준 직류 배전 전압, 망 구조, 계획용 해석 기법과 도구, 값싼 변환·보호 기기, 접지 문제를 이어서 연구할 항목으로 꼽고 중전압 직류 표준 시리즈를 만들자고 제안했다. IEC TS 63471의 전압 계열은 그 첫 단계다. 한국전력의 2024년 포럼 패널 토론에서도 참석자들은 직류 배전 확산을 위해 국내 기술기준을 제정하고 개정해야 한다고 강조했다. Angle-DC는 변환기의 계획되지 않은 정지 기록을 5년 운전 뒤 공개하기로 했다. 표준이 서려면 이런 운전 실적이 쌓여야 한다.

지멘스의 진공 차단기. 사진: User:Cwalker99, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서와 지금 — 배전 설비와 직류

20년 전 배전 공학 교과서에서 배전은 교류이고, 전압은 철심 변압기로 바꾸며, 용량이 모자라면 선로를 더 까는 것이 기본이었다. 아래 표는 그 전제와 지금의 상태를 항목별로 놓았다.

항목	20년 전 교과서의 전제	지금의 상태
배전 방식	중전압 배전은 교류뿐이다. 직류는 철도 급전과 전기화학 설비에 한정된다.	영국 Angle-DC가 33 kV 교류 선로를 ±27 kV 직류로 바꾸어 운전한다. 한국은 22.9 kV 선로에 ±35 kV 직류를 얹는 실증을 했다.
선로 용량 부족의 해법	선로나 변전소를 새로 짓는다.	기존 선로를 직류로 바꾸어 용량을 23% 늘리고 조류를 제어해 주변 발전 수용 여유를 키운다.
전압 변환	상용주파수 철심 변압기를 쓴다.	반도체 변압기와 직류-직류 변환기가 나왔다. 철도 차량에서는 실물이 쓰였고, 배전용은 효율 약 97%, 단가가 철심 변압기의 약 3.4배다.
전압 등급	직류 중전압의 정의가 없다.	CIGRE 1.5~100 kV, IEEE 1709(선박 1~35 kV), IEEE 2892(직류 변압기 1.5~35 kV), IEC TS 63471 전압 계열이 나왔다. 통일된 국제 표준은 아직 없다.
고장 계산	대칭좌표법으로 고장 전류를 구하고 계전기를 시간차로 협조시킨다.	직류 고장 전류는 커패시터 방전과 변환기 제어가 정하므로 순시값 해석으로 구한다. 변전소와 변환소 보호기기의 협조 기준을 만드는 중이다.
차단	직류는 전류 영점이 없어 차단이 어렵다.	혼합형 직류 차단기가 2~5 ms 차단을 보였다. 비용을 낮추는 회로가 연구되고 있다.

전주에 설치한 3상 배전용 변압기(호주형). 사진: Bidgee, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

결론 — 중전압 직류는 기존 교류 설비를 더 쓰게 하는 수단으로 먼저 자리 잡았고, 보호와 표준이 확산 속도를 정한다

중전압 직류는 1.5~100 kV 구간의 직류로, 교류 배전이 풀지 못하는 몇 가지 문제를 변환기의 제어 능력으로 푼다. 근거는 세 가지로 모인다. 첫째, 같은 절연과 같은 도체로 더 많은 전력을 보낸다. 교류는 절연이 견디는 첨두값의 71%만 전력 전달에 쓰지만 직류는 그 값을 계속 쓴다. Angle-DC는 이 원리로 40년 된 케이블을 포함한 기존 2회선의 용량을 23% 늘렸고, 통상의 보강보다 210만 파운드 싸게 같은 목적을 이루었다. 둘째, 조류를 원하는 값으로 보내고 양 끝 전압을 조절한다. 북웨일스 배전망 전체의 발전 수용 여유가 145.7 MW에서 185.7 MW로 늘어난 것은 이 제어 기능 덕분이다. 셋째, 발전원과 부하가 이미 변환기를 거치는 곳, 곧 선박과 해상풍력 단지와 철도 차량에서는 교류 단계를 빼면 변환 단계와 설비가 줄어든다.

확산을 막는 조건도 분명하다. 직류 고장 전류는 변환기 커패시터와 제어기가 정하므로 교류 보호의 계산법과 협조 방식을 그대로 쓸 수 없다. 접지 방식에 따라 지락 전류와 건전 극의 대지 전압이 달라지므로 계통마다 접지를 따로 설계한다. 반도체 변압기는 효율과 단가에서 철심 변압기를 아직 따라잡지 못했다. 해상풍력 집전의 경제성은 직류-직류 변환기 가격과 ±100 kV 수준의 집전 전압에 달려 있다. CIGRE가 2020년과 2022년에 연달아 국제 표준이 없다고 확인한 상태에서 IEC TS 63471이 전압 계열의 첫 안을 냈다.

중전압 직류는 배전망 전체를 직류로 바꾸는 기술로 쓰이기보다, 열 한계에 걸린 교류 선로와 변환기가 이미 있는 고립 계통에서 기존 설비를 더 쓰게 하는 수단으로 먼저 자리를 잡았다. 이 자리에서 더 넓어지는 속도는 변환기 가격만큼이나 보호 기준과 표준 전압이 얼마나 빨리 정해지는지에 달려 있다. Angle-DC가 HVDC 시험 규격과 교류 접속 기준을 이어 붙여 사업을 마친 과정은 그 표준이 무엇을 담아야 하는지를 보여 준 첫 기록이다. 같은 질문은 더 낮은 전압에서도 이어진다. 데이터센터와 건물, 태양광과 저장장치를 직류로 묶는 저전압 직류에서 아크 차단과 안전 기준이 어떤 조건이 되는지는 9편이 다룬다.

메나이 해협 상공에서 본 앵글시 섬(2015년 항공 사진). 사진: Chris, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

9편. LVDC — 저전압 직류 배전, 데이터센터 직류, 건물과 태양광·ESS

태양광, 배터리, 서버, 전기차는 모두 직류로 동작한다. 저전압 직류 배전은 그 사이의 변환 단계를 줄여 손실과 구리를 아끼지만, 직류에는 차단기가 기대던 전류 영점이 없다. 2006년 데이터센터 실증, 한국의 섬 배전 실증, 2025년 이후 AI 데이터센터의 800 V 직류 계획을 따라가며 이득의 크기와 확산의 조건을 정리한다.

2025년 5월 미국 반도체 기업 엔비디아는 2027년부터 랙(rack, 서버를 층층이 싣는 표준 크기의 철제 틀) 하나에 1 MW를 넣는 AI 데이터센터를 800 V 직류로 급전하겠다고 발표했다. 20년 전 교과서에서 직류 배전은 1890년대에 교류에 밀려난 방식이었다.

태양광 모듈과 배터리는 직류를 내고, 서버와 LED 조명과 전기차 배터리는 직류를 쓴다. 그 사이에 교류 배전이 끼어 있으면 직류를 교류로 바꾸었다가 다시 직류로 되돌리는 변환이 반복되고, 변환마다 손실이 생긴다. 저전압 직류 배전은 변환 단계를 줄여 효율과 도체 사용량에서 이득을 얻지만, 그 이득의 크기는 무엇과 비교하느냐에 따라 1퍼센트에서 28퍼센트까지 달라지며, 확산을 정하는 조건은 효율보다 전류 영점이 없는 직류의 아크를 끊는 보호기기, 접지 방식, 표준과 인증이다.

복습 — 교류와 직류, 전력변환 장치, 전류 영점과 차단의 원리

한국의 교류는 60 Hz이므로 전류가 1초에 120번 0을 지나고, 직류는 한 방향으로 일정하게 흐른다. 20세기 전력망을 교류로 지은 까닭은 변압기다. 변압기는 철심과 코일만으로 교류 전압을 올리고 내리므로, 발전소에서 높은 전압으로 멀리 보내고 집 앞에서 낮춰 쓰는 일이 값싸게 가능했다. 직류 전압은 변압기로 바꿀 수 없었다.

이 제약은 반도체 전력변환 장치가 풀었다. 교류를 직류로 바꾸는 장치를 정류기, 직류를 교류로 바꾸는 장치를 인버터, 직류 전압의 크기를 바꾸는 장치를 DC-DC 변환기라고 한다. 이 장치들은 반도체 스위치를 빠르게 켜고 끄는 방식으로 전력을 다루며, 좋은 변환기도 손실이 0은 아니다. 여러 변환기를 차례로 지나면 전체 효율은 각 효율의 곱이 되므로, 90퍼센트 장치 세 개를 지나면 약 73퍼센트만 남는다. 직류 배전이 아끼는 손실은 직류 자체의 성질에서 나오는 것보다 줄어든 변환 단계의 수에서 나온다.

두 번째로 필요한 개념은 같은 전력을 보낼 때 전압과 전류의 관계다. 직류 전력은 전압과 전류의 곱이므로 전압을 두 배로 올리면 전류는 절반이 된다. 도체에서 열로 사라지는 손실은 전류의 제곱에 저항을 곱한 값이므로 전류가 절반이 되면 손실은 4분의 1이 된다. 데이터센터가 랙 안 배전 전압을 12 V에서 48 V로, 다시 800 V로 올리려는 이유가 이 관계다.

세 번째는 차단의 원리다. 차단기는 접점을 벌려 고장 전류를 끊는다. 접점이 벌어지는 순간 두 접점 사이의 공기가 이온화되어 아크가 생기고, 전류는 아크를 통해 계속 흐른다. 교류 차단기는 전류가 0을 지나는 순간 아크가 스스로 꺼지는 성질을 이용하므로, 60 Hz 계통에서는 8.33 ms마다 끌 기회가 온다. 직류에는 그 순간이 없다.

AI 데이터센터가 800 V 직류를 다시 꺼낸 이유 — 랙 전력과 도체의 한계

엔비디아가 2025년 5월 20일 기술 블로그에 공개한 설명에 따르면, 당시 AI 랙은 랙 안 전원장치(PSU, power supply unit)가 교류를 54 V 직류로 바꾸고 구리 버스바로 계산 장치에 나누어 주었다. 버스바는 전류를 나르는 두꺼운 구리 막대다. 같은 방식으로 1 MW 랙에 전력을 보내면 버스바에만 구리가 최대 200 kg 들고, 전원장치가 랙 공간을 최대 64 U 차지해 계산 장치를 넣을 자리가 남지 않는다고 엔비디아는 계산했다.

엔비디아의 대안은 데이터센터 경계에서 13.8 kV 교류를 한 번에 800 V 직류로 바꾸어 랙까지 보내고 랙 안에서 DC-DC 변환기로 낮추는 구조였다. 같은 굵기의 도체로 415 V 교류보다 85퍼센트 많은 전력을 보낼 수 있어 구리를 45퍼센트 줄이고, 54 V 체계보다 종단 간 효율을 최대 5퍼센트 높인다는 것이 그 발표의 수치다. 2025년 10월 13일 후속 글은 같은 굵기 전선의 전송 전력이 415 V 교류보다 157퍼센트 크다고 다시 계산했고, 교류는 도체 넷이 필요하지만 800 V 직류는 양극, 귀로, 보호접지선 셋이면 된다고 적었다. 엔비디아 키버(Kyber) 랙은 64 대 1 비율의 LLC 공진형 DC-DC 변환기로 800 V를 GPU 바로 옆에서 12 V로 낮춘다.

그림 1. 같은 1 MW를 전압별로 보낼 때 흐르는 전류. 직류는 전력을 전압으로 나누고, 415 V 3상 교류는 선간전압과 √3을 곱한 값으로 나누어 역률 1로 계산했다. 54 V 버스바와 800 V 급전 전압은 엔비디아 2025년 5월 20일 기술 블로그 기준이다.

그림 1에서 54 V와 800 V의 전류 차이는 약 15배이고, 같은 도체라면 손실은 약 225분의 1이 된다. 엔비디아는 GPU를 짧은 구리 연결선으로 묶어야 계산 성능이 오르므로 한 랙에 몰아넣을 수밖에 없고, 그래서 랙 전력이 수십 kW에서 수백 kW로 올라갔다고 설명한다. 2026년 엔비디아 백서 「800 VDC Architecture: Industry Alignment & Execution」은 전원 랙 1세대 145 kW, 2세대 330 kW, 3세대 570 kW를 거쳐 4세대에서 랙 안까지 800 V를 쓰는 경로를 제시했다.

마이크로소프트, 메타, 구글은 비영리 하드웨어 표준 단체인 OCP(Open Compute Project)에서 Mt. Diablo라는 전원 랙 사양을 함께 썼다. 2025년 5월 0.5판이 나왔고 2026년 10월 8일 1.0판이 발효되었다. 이 사양은 계산 랙 옆에 전원만 담은 별도 랙을 세우고, 그 랙이 ±400 V, 곧 양극과 음극 사이 800 V의 직류를 이웃 계산 랙에 공급하는 구조다. 랙당 평균 전력은 480 V 교류 입력에서 800 kW에서 1.1 MW까지로 정했다. 구글은 2025년 5월 OCP 회의에서 ±400 V를 고른 이유로 이미 대량생산되는 전기차 800 V 체계의 부품을 들었다. 2026년 8월 OCP 블로그에서 구글, 마이크로소프트, 엔비디아는 중전압 교류를 800 V 직류로 바꾸는 반도체 변압기(SST, solid-state transformer) 사양 0.3판을 공개했고, 800 V 직류를 기존 교류 설비와 함께 쓰는 추가 선택지로 규정했다.

그림 2. 데이터센터 직류 전압의 연도별 사례. 380 V는 미국 로런스버클리국립연구소(LBNL) 2006년 실증, 260~400 V는 유럽전기통신표준협회 ETSI EN 300 132-3-1 V2.1.1, 800 V는 엔비디아 2025년 발표, 48 V는 구글 2016년 8월 5일 블로그(2010년부터 배치)와 같은 해 제안된 OCP 오픈랙 2.0, 54 V는 엔비디아 2025년 블로그 기준이다.

그림 2에서 랙 안 전압은 48~54 V로, 시설 급전 전압은 380 V에서 800 V로 올라갔다. 구글은 2016년 8월 블로그에서 2010년부터 48 V 랙을 널리 배치해 12 V 방식보다 손실을 줄였다고 밝혔다. AI 랙의 전력이 그 48 V 체계의 한계를 넘자 시설 급전 전압까지 높이는 단계로 넘어갔다.

2024년 컴퓨텍스에 전시된 엔비디아 GB200 NVL 데이터센터 랙. 사진: 极客湾Geekerwan, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

변환 단계를 줄이면 얼마나 아끼는가 — 2006년 실증과 그 반론

데이터센터 직류 배전의 효율을 처음 실측으로 보인 것은 미국 캘리포니아 에너지위원회의 지원을 받은 로런스버클리국립연구소의 실증이다. 연구진은 2006년 캘리포니아주 뉴어크의 선마이크로시스템즈 시설에 교류 기준 구성과 직류 구성을 나란히 설치하고, 같은 서버에 같은 계산을 시킨 뒤 입력 전력량을 쟀다. 2008년 3월 보고서 「DC Power for Improved Data Center Efficiency」에 따르면, 당시 교류 데이터센터는 600 V나 480 V 교류를 받아 무정전전원장치(UPS)에서 직류로 바꾸어 축전지를 충전하고, 다시 교류로 바꾸어 208 V나 120 V로 낮춘 뒤 랙에 보냈다. 서버 전원장치는 이를 다시 직류로 바꾸었다. 시설 입구에서 마이크로프로세서까지 변환이 여섯 단계 이상이었다.

그림 3. 2006년 실증의 두 전력 경로와 단계별 측정 효율. 미국 로런스버클리국립연구소, 「DC Power for Improved Data Center Efficiency」(2008년 3월) 표 ES1. 교류 측은 당시 시장 최고 효율의 UPS와 서버 전원장치였다. 7.3%는 같은 계산량에 대한 입력 전력량 23.3 kWh 기준 26.0 kWh와 24.1 kWh의 차이다.

직류 구성은 480 V 교류를 한 번 정류한 380 V를 서버에 넣었다. 그림 3처럼 교류 경로는 79퍼센트, 직류 경로는 87퍼센트였고, 입력 전력량은 최고 효율 교류 설비보다 7.3퍼센트와 7.0퍼센트 적었다. 두 번째 직류 정류기로는 5.0퍼센트와 4.7퍼센트였다. 보고서는 여기에 당시 전형적인 데이터센터의 UPS 효율 85퍼센트와 서버 전원장치 효율 73퍼센트를 넣어 계산하면 직류가 28.2퍼센트를 아낀다고 추정했다. 2010년 11월 미국 전력연구소(EPRI)는 듀크 에너지 데이터센터 예비 시험에서 380 V 직류가 현장 480 V 교류 설비보다 15퍼센트 적게 썼다고 발표했다.

이 수치에 반론이 나왔다. 데이터센터 전원 장비를 교류와 직류 양쪽으로 파는 슈나이더 일렉트릭은 2012년 백서 127호 「A Quantitative Comparison of High Efficiency AC vs. DC Power Distribution for Data Centers」(닐 라스무센, 제임스 스피탈스)에서 28퍼센트 추정이 낡은 교류 설비와 시제품 직류 설비를 비교한 결과라고 지적했다. 백서는 부하율 50퍼센트에서 최고 효율 교류 UPS 96.3퍼센트, 직류 UPS 96.5퍼센트, 배선 99.5퍼센트, 서버 전원장치 교류 93.2퍼센트와 직류 94.1퍼센트를 곱해 직류 경로 90.35퍼센트, 교류 경로 89.30퍼센트를 얻었다. 차이는 1.05퍼센트이고, 교류 UPS를 평상시 변환 회로를 우회하는 절전 모드로 돌리면 교류가 0.99퍼센트 앞섰다. 백서는 효율만으로는 직류 전환을 정당화하기 어렵다고 결론지었다.

그림 4. 직류 배전의 절감률을 보고한 연구별 수치. 데이터센터 수치는 LBNL 2008년 보고서, EPRI 2010년 11월 16일 발표, 슈나이더 일렉트릭 백서 127호(4판, 2015년)의 배전 효율 차이다. 건물 수치는 보소스·가르베시·셴(Energy and Buildings 68권, 2014, 미국 14개 도시 모의)과 거버 등(Applied Energy 210권, 2018, 영(0)에너지 중형 사무용 건물 모의)의 기준값이다. 실측과 모의, 예비 측정이 섞여 있다.

그림 4의 막대 길이 차이는 대부분 비교 기준의 차이다. 교류 쪽 변환기 효율이 오를수록 차이가 줄고, 건물 안에 태양광과 배터리가 있으면 커진다. 보소스 등(2014)은 태양광 주택의 절감을 저장장치 없이 5퍼센트, 있으면 14퍼센트로, 거버 등(2018)은 태양광과 배터리를 갖춘 사무용 건물을 기준값 12퍼센트, 최대 18퍼센트로 추정했다. 미국 에너지부 건물 과제 자료(2019년)는 재생에너지와 저장장치가 없는 건물 3~5퍼센트, 있는 건물 11~18퍼센트로 정리했다.

2025년 이후 AI 데이터센터가 직류를 다시 꺼낸 이유는 랙 전력이 수백 kW로 오르면서 도체의 양과 공간이 먼저 한계에 닿았기 때문이다. 엔비디아가 제시한 효율 이득은 최대 5퍼센트로, 슈나이더의 2012년 계산과 크게 어긋나지 않는다.

미국 로런스버클리국립연구소 건물들의 항공 사진. 사진: U.S. Department of Energy from United States, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

직류 전압 등급과 표준 — 48 V에서 1,500 V까지

저전압 직류(LVDC, low voltage direct current)는 국제전기기술위원회(IEC)가 공칭전압 1,500 V 이하의 직류 계통으로 정의한다. IEC는 저전압 직류를 다루는 시스템위원회 SyC LVDC를 두고 있고, 2024년 기술보고서 IEC TR 63282 2판에서 1,500 V 이하 직류 계통의 표준 전압과 전력 품질 요건을 정리했다. 이 보고서는 중국의 중·저압 직류 계통에서 일어난 전압 진동 사례를 부록으로 실었다. 한국의 한국전기설비규정(KEC)도 저압의 상한을 교류 1,000 V, 직류 1,500 V로 정한다. 2021년 1월 KEC가 시행되기 전 전기설비기술기준의 판단기준은 저압을 교류 600 V, 직류 750 V 이하로 정했으므로, ±750 V 양극 배전의 극간 전압 1,500 V는 예전 기준으로는 고압이었다.

그림 5. 쓰임새별 직류 전압. 통신국 48 V와 USB PD 3.1(2021년 5월 26일 USB 프로모터 그룹 발표, 최대 240 W)의 48 V, 엔비디아 2025년 블로그의 54 V와 800 V, LBNL 2006년 실증의 380 V, 독일 DC-INDUSTRIE2 프로젝트 발표 자료(2022년 11월)의 650 V, 한전 서거차도 실증과 핀란드 라펜란타 공과대학 현장 시험의 ±750 V다.

그림 5의 전압들은 각자 다른 이유로 정해졌다. 48 V는 통신국 축전지 체계의 공칭전압이다. 380 V는 데이터센터용이다. ETSI EN 300 132-3-1은 정보통신 장비 입력 단자의 정상 전압 범위를 260~400 V로 정하고, 납축전지 셀 수에 따라 354 V나 380 V를 전형적인 운전 전압으로 예시했다. 일본 NTT 퍼실리티즈는 2014년 기술 해설에서 48 V를 380 V로 올리면 전류가 8분의 1로 준다고 적었다. 독일 공장 실증의 650 V 체계는 620~750 V를 정상 운전 범위로, 그 아래를 비상 범위로 정해 전압으로 전력 수급을 판단한다. 1,500 V는 저압 상한을 다 쓰는 배전용 전압이다.

저전압 직류 표준은 아직 쓰임새별로 흩어져 있다. 2018년 영국 스트래스클라이드 대학의 스미스 등은 「Overview paper on: low voltage direct current (LVDC) distribution system standards」에서 기존 국제 표준 대부분이 교류를 전제로 하고 직류는 일부 응용만 다룬다고 평가했다. IEEE는 2021년 전력망이 닿지 않는 지역용 초저압 직류 마이크로그리드 표준 IEEE 2030.10을 냈다. 데이터센터는 ETSI 규격과 OCP 사양, 건물은 미국 EMerge 얼라이언스의 24 V 규격과 중국건축에너지절약협회의 2022년 민용 건물 직류 배전 설계 표준, 공장은 독일 전기전자산업협회(ZVEI) 산하 오픈 DC 얼라이언스의 650 V 체계를 따른다. 한 건물에서 이 기기들을 섞어 쓰면 전압이 맞지 않는다.

87W USB-C 노트북 충전기와 케이블. 사진: Tony Webster from Minneapolis, Minnesota, United S, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

섬, 공장, 건물의 직류 배전 실증 — 서거차도에서 메르세데스 팩토리 56까지

한국전력은 2009년부터 저압 직류 배전 기술을 개발해 왔다. 한전 전력연구원의 김주용 등이 2019년 미국 전력 업계지 T&D World에 쓴 기고에 따르면, 전북 고창전력시험센터에 가공선과 지중 케이블 6 km 길이의 직류 배전 시험장을 지었다. 첫 현장 적용은 광주의 산간 지역 22.9 kV 가공 배전선 일부를 ±750 V 직류로 바꾼 사업으로, 2016년 8월 준공했다. 부하는 농업용, 주거용, 가로등을 합쳐 27 kW였고, 30 kW 교류·직류 변환기와 직류·교류 인버터의 스위칭 소자는 모두 탄화규소(SiC)로 만들었다. 전기 부식을 막으려고 직류선을 접지하지 않는 비접지 방식으로 운전했다.

두 번째 사업이 전남 진도군 서거차도의 직류 섬이다. 김주용 등에 따르면 한국에는 디젤 발전기를 주 전원으로 쓰는 섬이 63곳이었고, 거차도의 평균 부하는 124 kW였다. 한전 전력연구원과 LS산전은 기존 6.6 kV 교류 배전선을 1,500 V(±750 V) 직류선으로 바꾸고 태양광 200 kW, 풍력 100 kW, 저장장치 1.5 MWh, 가변속 디젤 발전기 200 kW를 연결했다. 2016년 6월에 시작해 2019년 8월 실증을 마쳤다. 2021년 김주용과 조진태의 T&D World 기고는 재생에너지와 가전의 변환 손실을 줄여 섬 전력계통의 에너지 이용 효율이 10퍼센트 넘게 올랐다고 보고했다.

그림 6. 서거차도 저압 직류 배전망 구성. 김주용·조영표·조진태·김홍주, T&D World 「DC Distribution Demo Projects」(2019년 3월 8일)와 김주용·조진태, 「Korea Demonstrates DC Distribution System on an Island」(2021년 3월 2일)의 설비 용량을 따랐다.

서거차도의 전원은 모두 직류로 다루기 쉬운 설비였다. 태양광과 배터리는 원래 직류이고, 풍력과 가변속 디젤은 출력을 정류하면 회전 속도를 주파수에 맞출 필요가 없어 부하가 작을 때 속도를 낮출 수 있다. 같은 원리를 선박에 쓴 것이 스위스·스웨덴계 전력기기 기업 ABB의 선내 직류 배전이다. 2013년 노르웨이 해양지원선 디나 스타(Dina Star)에 처음 설치되었고, ABB는 전력을 최대 20퍼센트 아낀다고 밝혔다. 핀란드에서는 라펜란타 공과대학이 2008년부터 농촌 배전에 ±750 V 직류를 시험했다. 2016년 국제배전회의(CIRED) 워크숍 논문에 따르면 공공 배전망은 IT 접지를 썼다.

공장에서는 독일이 앞섰다. 독일 연방경제기후보호부의 지원을 받은 DC-INDUSTRIE(2016~2019년)와 DC-INDUSTRIE2(2019~2023년 3월) 프로젝트에는 45개 기업과 연구기관이 참여해 공장 전체를 650 V 직류로 급전하는 체계를 시험했다. 공장 전동기를 구동하는 인버터 안에는 이미 직류 단(DC link)이 있다. 각 인버터가 교류를 정류해 직류 단을 만드는 대신 공장 전체의 직류망에 직접 연결하면 정류기가 하나로 줄고, 전동기가 감속할 때 나오는 제동 에너지를 저항에서 태워 버리지 않고 다른 전동기가 받아 쓴다. 프로젝트가 2022년 11월 공개한 자료에 따르면, 7.5 kW 전동기 한 대에 교류는 20 A가 흘러 2.5 mm² 도체 넷이 필요했지만 직류는 14.1 A로 1.5 mm² 도체 셋이면 되어 구리가 55퍼센트 줄었다. 메르세데스-벤츠 팩토리 56에는 홀 설비용 2 MW 직류망이 들어갔다.

건물 쪽에서는 중국이 사례가 가장 많다. 중국건축에너지절약협회의 PEDF 위원회 사무국장 하오빈은 2025년 11월 발표에서 태양광, 저장장치, 직류, 수요 유연성을 묶은 PEDF 기술을 적용한 사업이 200건을 넘었다고 밝혔다. 선전의 6,259 m² 연구동은 ±375 V 양극 직류 모선과 IT 접지를 쓰고, 냉방과 전기차 충전은 750 V, 데이터 장비는 375 V, 조명과 콘센트는 48 V로 나누어 공급한다. 한국에서는 2023년 4월 HD현대일렉트릭과 한전이 성남의 HD현대 글로벌R&D센터에서 1 MW급 직류 공급 설비의 상업 운전을 시작했다. KT는 2008년 직류 서버 전원으로 전력 소비를 13퍼센트 넘게 줄였다며 목동 데이터센터부터 적용을 넓히겠다고 발표했다. 한화 건설부문, 한전, LG전자는 2025년 4월 직류 데이터센터 업무협약을 맺었고.

한전은 2024년 4월 직류배전 발전포럼에서 교류를 직류로 대체하면 2023년 국내 전력 소비의 6.6퍼센트인 연간 36 TWh, 약 5조 8천억 원을 아낄 수 있다는 추산을 내놓았다. 2026년 7월 2일에는 충남 천안의 LS일렉트릭 사업장에서 'K-DC 산업 확산 2026' 행사를 열고, 전남 나주 한국에너지공과대학교(KENTECH)에 직류 기술 연구단지를 조성하는 업무협약을 6개 기관과 맺었다. 이 추산은 국가 전체에서 변환 단계가 줄어든다는 가정 위의 값이고, 섬 실증에서 보고된 값은 10퍼센트 남짓이다.

전라남도 진도대교. 사진: old ccc, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

전류 영점이 없는 직류의 아크 — 차단기와 아크 검출

2008년 캘리포니아 에너지위원회 기술 요약서부터 2026년 엔비디아 백서까지, 직류 배전을 다룬 문헌이 공통으로 첫 장애물로 꼽은 것은 차단이다. ABB의 기술 응용 문서 5호 「ABB circuit-breakers for direct current applications」는 그 이유를 식 하나로 설명한다. 공급 전압 U, 회로 인덕턴스 L, 저항 R, 아크 전압 Ua가 있는 직류 회로에서 L·di/dt = U − R·i − Ua이므로, 전류가 줄어들려면 아크 전압이 공급 전압보다 커야 한다. 차단기는 아크를 늘이고 식혀 아크 전압을 올리며, 꺼지는 시간은 회로의 시정수 L/R에 비례한다. 전압이 높을수록 접점을 여러 개 직렬로 열어야 한다.

그림 7. 60 Hz 교류 전류와 직류 전류의 시간 파형. 교류는 반주기 8.33 ms마다 전류가 0이 되고 차단기는 그 순간 아크를 끈다. 직류 전류는 0을 지나지 않으므로 차단기가 아크 전압으로 전류를 0까지 끌어내려야 한다. 파형은 계산으로 그렸다.

아크는 고장 전류를 끊을 때만 생기지 않는다. 도체가 끊어지거나 단자가 헐거워진 자리에서 생기는 직렬 아크와 극이 다른 두 도체 사이에서 생기는 병렬 아크가 있다. 미국 샌디아 국립연구소의 존슨 등은 2012년 태양광 직류 아크 논문에서 미국 전기설비규정(NEC) 2011년판이 태양광 직류 회로에 직렬 아크 차단을 요구하게 된 배경을 정리했다. 직렬 아크는 부하와 직렬로 들어가므로 전류를 늘리지 않아 과전류 차단기가 감지하지 못한다. 병렬 아크는 회로를 끊어도 꺼지지 않을 수 있고, 논문은 노스캐롤라이나주 마운트 홀리와 캘리포니아주 베이커즈필드의 태양광 화재를 병렬 아크 사례로 들었다.

첫째 대책은 반도체 차단기(SSCB, solid-state circuit breaker)다. 기계 접점 대신 IGBT 같은 전력 반도체로 전류를 끊으므로 아크가 생기지 않고 수십에서 수백 마이크로초 안에 동작한다. DC-INDUSTRIE2의 반도체 차단기는 동작 시간이 100 µs 미만이고 고장 에너지가 기계식 차단기의 1퍼센트에도 못 미쳤다. ABB는 2022년 8월 반도체 회로차단기 SACE 인피니투스를 선박용으로 내놓으며 IEC 60947-2 인증을 받은 첫 반도체 차단기이고 기계식보다 100배 빠르게 고장에 반응한다고 밝혔다. 반도체 차단기는 평소 통전 손실이 있어, DC-INDUSTRIE2는 기계 접점으로 통전하고 차단할 때만 반도체로 넘기는 복합형도 개발했다. 둘째 대책은 고장 전류 자체를 줄이는 방법이다. 엔비디아 2026년 백서는 아크 방전의 열에너지가 가용 고장 전류와 차단 시간으로 정해진다고 보고, 정류기와 반도체 변압기, 배터리에 전류 제한 기능을 넣고 반도체 차단기로 시간을 줄이는 이중 대책을 제시했다. 직렬 아크는 과전류로 잡히지 않으므로 커넥터 온도 감시와 고주파 신호 검출을 따로 둔다.

설계 계산 도구도 아직 갖추어지지 않았다. 아크 방전 위험을 계산하는 미국 표준 IEEE 1584-2018은 교류 3상 모델만 담고 직류 모델을 담지 않는다. 엔비디아 백서는 전류 제한 장치와 그 고장 전류 계산법을 규제 기관이 인정해야 아크 위험 계산에 반영할 수 있다고 적었다. 그래서 초기 800 V 설비는 배선용 차단기(MCCB)를 주로 쓴다. 이 차단기는 고장 제거에 최대 약 20 ms가 걸릴 수 있다. 백서는 공급 이중화나 전력 유지 시간으로 이를 보완하도록 했다. 2009년 한국전기연구원의 안상필과 김봉성은 국내에서 직류 1,500 V 이하 차단기가 전기용품 강제 안전인증 대상이 아니어서 제조사가 직류 정격을 참고값으로 표기해 팔고 있다고 지적했다. 국내 인증 제도와 시험 설비를 검토한 이 2009년 대한전기학회 하계학술대회 논문은 같은 정격 30 A 차단기라도 순시 트립 시험 전류가 교류 300 A, 직류 424 A로 다르다는 점도 보고했다. 교류 차단기의 순시 트립 장치가 전류의 최댓값으로 동작하기 때문이다.

직류 배전의 확산 속도를 정하는 조건은 직류 고장을 안전하게 끊고 그 성능을 공인 시험으로 증명한 보호기기가 시장에 나오는 속도다.

DIN 레일에 설치한 2극 소형 회로차단기. 사진: Kae, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

접지 방식과 감전 — 고저항 접지와 직접 접지

교류 저압 배전의 접지 방식은 IEC 60364를 따라 TN, TT, IT로 나뉜다. TN은 변압기 중성점을 대지에 직접 묶고, IT는 계통을 대지에서 띄우거나 높은 저항으로만 연결한다. 직류 배전도 첫 지락에서 바로 끊을지 계속 운전할지를 다시 정해야 한다.

IEC TS 60479-1은 직류 사고가 직류 설비 수에 비해 드물고 사망 사고는 광산처럼 조건이 나쁜 곳에서만 일어났다고 정리했다. 직류는 쥔 물체를 놓기가 교류보다 쉽고, 심장 박동 한 주기보다 긴 노출에서는 심실세동을 일으키는 전류의 문턱값이 교류보다 높다. 엔비디아 2026년 백서는 교류 감전이 근육을 수축된 채로 붙잡아 두고 직류는 한 번 수축시키는 경향이 있다고 비교하면서도 두 경우 모두 엄격한 보호가 필요하다고 적었다. 800 V는 감전에서 안전한 전압이 아니다.

그림 8. ±400 V 직류 랙 급전의 두 접지 방식. OCP 「Mt. Diablo Disaggregated Power Rack Specification」 1.0.0(2026년 10월 8일 발효, 마이크로소프트·메타·구글) 8.1.4절과 부록 A의 장단점 목록을 요약했다.

Mt. Diablo 사양은 ±400 V 중성점의 접지로 고저항 접지와 직접 접지를 모두 허용했다. 고저항 접지는 한 극이 대지에 닿아도 고장 전류가 작아 아크와 화재 위험이 낮고 운전이 이어진다. 대신 첫 지락이 운전을 멈추지 않아 수리가 뒤로 밀리기 쉽고, 다른 극에서 두 번째 지락이 나면 화재와 감전 위험이 생긴다. 그래서 절연 감시 센서를 정기적으로 교정해야 한다. 직접 접지는 교류에서 익숙한 방식으로 퓨즈가 고장 회로를 바로 끊고 고장 위치를 찾기 쉽지만, 퓨즈가 끊길 때까지 아크가 날 수 있고 전원 랙 여러 대가 접지 루프를 만든다. 엔비디아 백서는 귀로 측 고저항 접지와 비접지를 더한 네 방식을 비교 중이다. 한국의 광주 가공선은 비접지, 핀란드 공공 배전망은 IT 접지, 중국 선전 연구동도 IT 접지를 택했다.

직류 설비에는 교류 기술자에게 낯선 위험이 하나 더 있다. 미국 전원 장비 기업 버티브(Vertiv)는 2026년 10월 백서 요약에서 직류 모선의 콘덴서와 예비 배터리가 전원을 끊은 뒤에도 수 초에서 수 분 동안 위험한 전압을 유지하므로 방전 절차와 극성 확인을 따로 훈련해야 한다고 지적했다.

핀란드 라펜란타 공과대학 정문 — 핀란드 라펜란타 공과대학(현 LUT 대학) 정문. 사진: The original uploader was Paranoid at English Wiki, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

표준과 인증이 직류 배전의 확산 속도를 정한다

2008년 캘리포니아 에너지위원회 기술 요약서는 데이터센터 직류 배전의 다음 과제로 접지 지침, 보호와 과부하 방지 전략, 배전 전압의 표준화, 표준 직류 커넥터를 들었다. 2012년 슈나이더 백서는 안전 규정과 380 V 입력 IT 기기가 갖추어지면 직류가 대안이 된다고 썼다. 18년 뒤인 2026년 엔비디아 백서의 남은 과제 목록도 같다. 접지와 보호 협조, 아크 방전 계산법, 반도체 차단기 인증, 커넥터 연동 안전 시험이다. 엔비디아는 새 표준을 처음부터 만드는 대신 UL 솔루션즈와 함께 기존 인증 체계를 800 V 기기에 적용하는 방식을 택했고, 첫 전원 랙은 정보기술 기기 안전 표준 UL 62368-1로 인증해 2026년 3분기 생산에 들어간다고 밝혔다.

국제에너지기구(IEA)의 2025년 보고서 「Energy and AI」는 2024년 세계 데이터센터 전력 소비를 415 TWh, 세계 전력 소비의 약 1.5퍼센트로 추정하고 2030년에 약 945 TWh로 두 배 넘게 늘 것으로 전망했다. 2026년 8월 OCP 블로그는 80곳 넘는 협력사가 800 V 직류 호환 설비를 개발하고 있다고 밝혔다. 2006년 380 V 실증 뒤 데이터센터 직류가 퍼지지 못한 이유 하나는 380 V 입력 서버와 직류 차단기를 살 곳이 적었다는 점이다.

직류 배전은 전력계통 쪽에도 질문을 남긴다. 마이크로소프트, 오픈AI, 엔비디아 연구진은 2025년 8월 논문 「Power Stabilization for AI Training Datacenters」에서 수만 개 GPU가 계산과 통신을 동시에 오가며 전력이 수십에서 수백 MW 단위로 출렁이고, 그 주파수 성분이 0.2~3 Hz에 몰려 발전기 축과 장거리 송전선의 공진 주파수에 가깝다고 보고했다. 엔비디아는 800 V 직류 모선에 콘덴서와 배터리를 붙여 이 출렁임을 안에서 흡수하는 구조를 제안했다. 데이터센터 안의 배전 방식이 바깥 계통의 안정도와 연결된다. 계통연계 기준과 대형 부하 거동의 문제는 11편 「운영·계획·시장」에서 다시 다룬다.

경기 성남 판교의 HD현대 글로벌R&D센터(GRC). 사진: HD Hyundai, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

20년 전 교과서의 저압 배전과 지금의 직류 배전 비교

아래 표는 20년 전 교과서의 저압 배전과 지금의 저전압 직류 배전을 항목별로 나란히 놓았다.

항목	20년 전 교과서	지금
저압의 범위(한국)	교류 600 V, 직류 750 V 이하(전기설비기술기준의 판단기준)	교류 1,000 V, 직류 1,500 V 이하(한국전기설비규정, 2021년 시행)
직류의 쓰임	통신국 -48 V, 발전소·변전소 제어 전원, 전기철도	데이터센터 380 V와 800 V, 건물 ±375 V, 공장 650 V, 섬·농촌 ±750 V
전압 변환	변압기(교류만 가능)	반도체 변환기, 반도체 변압기(SST)
전원과 부하	회전 발전기와 교류 전동기 중심	태양광, 배터리, 서버, LED, 전기차, 인버터 구동 전동기 등 직류 기기 중심
차단 원리	전류 영점에서 아크 소호	아크 전압으로 전류를 0까지 낮추거나 반도체로 아크 없이 차단(100 µs 미만)
아크 위험 계산	교류 3상 고장 중심	IEEE 1584-2018에 직류 모델 없음, 직렬 아크 별도 검출 필요
접지	TN·TT·IT 교류 접지 방식	고저항 중성점·귀로 접지, 비접지, 직접 접지 중 계통별 선택
표준	교류 설비 표준 중심, 직류는 응용별 규정	IEC SyC LVDC와 IEC TR 63282(2024), IEEE 2030.10(2021), OCP 사양, 쓰임새별로 아직 분산

노르웨이 드라멘의 에너지 건물. 녹색 외벽이 태양광 패널이다. 사진: Øyvind Berg, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

결론 — 직류 배전의 이득은 변환 단계와 도체에서 나오고, 확산은 보호와 표준이 정한다

저전압 직류 배전이 얻는 첫째 이득은 변환 단계가 줄어 생기는 효율이다. 그 크기는 비교 대상에 따라 크게 다르다. 2006년 실증에서 최고 효율 교류 설비 대비 5~7퍼센트, 당시 전형적 설비 대비 28퍼센트였고, 2012년 슈나이더 계산에서는 1퍼센트 안팎이었다. 건물 안에 태양광과 배터리가 있으면 모의 결과가 12~18퍼센트로 커지고, 한국의 섬 실증은 10퍼센트 넘는 향상을 보고했다. 둘째 이득은 전압을 올려 전류와 도체를 줄이는 데서 나온다. 1 MW 랙을 54 V로 보내면 약 1만 8천 A가 흐르지만 800 V에서는 1,250 A다. 2025년 이후 AI 데이터센터가 직류로 움직인 동력은 이 두 번째 이득이었다.

확산을 막아 온 조건도 문헌마다 같았다. 직류에는 전류 영점이 없어 아크를 끄기 어렵고, 직렬 아크는 과전류로 잡히지 않으며, 아크 위험 계산 표준에 직류 모델이 없다. 접지 방식은 운전 연속성과 고장 차단 사이에서 계통마다 따로 골라야 한다. 저압 직류의 전압은 48 V, 380 V, 650 V, 800 V, 1,500 V로 쓰임새마다 다르고 표준도 쓰임새별로 흩어져 있다. 반도체 차단기, 고저항 접지와 절연 감시, 전류를 제한하는 전원은 이 문제들에 대한 기술적 답이며, 남은 일은 그 답을 공인 시험과 설비 기준에 넣는 일이다.

직류 배전은 교류 배전을 대신하기보다 직류 전원과 직류 부하가 모인 자리, 곧 데이터센터와 태양광·배터리를 갖춘 건물과 공장과 섬에서 교류와 함께 쓰이는 방향으로 자리를 잡고 있으며, 그 속도는 효율 수치보다 직류 고장을 안전하게 끊는 기기와 그 기기를 인증하는 표준이 갖추어지는 속도로 정해진다. 같은 반도체가 직류 고장을 끊는 차단기로 인증을 받는 시점이 저압 직류 배전이 실증에서 일반 설비로 넘어가는 시점이다. 1,500 V 위의 중전압 직류(MVDC)와 반도체 변압기는 8편에서 다루었고, 다음 10편은 배전망에 들어온 분산자원과 역조류를 다룬다.

서울 삼성동의 옛 한국전력 본사 건물. 사진: No machine-readable author provided. Rheo1905~comm, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

10편. 배전망과 분산자원 — 역조류, 전압 관리, 가상발전소, 마이크로그리드, 전기차

지붕 위 태양광, 가정용 배터리, 전기차가 배전망 안에서 발전하고 저장하기 시작하면서 배전망 운영이 무엇을 새로 떠맡게 되었는지를 캘리포니아의 순부하 곡선, 남호주의 최소수요 기록, 독일의 50.2 Hz 개조, 한국의 접속 지연과 유연접속 제도를 따라 정리한다.

20년 전 배전 공학 교과서는 배전선로를 변전소에서 수용가로 전기가 한 방향으로만 흐르는 방사상 설비로 다뤘다. 설계 기준은 최대 부하였고, 운영자의 일은 선로 끝단 전압이 너무 내려가지 않게 변압기 탭을 맞추는 것이었다. 지금은 사정이 다르다. 한국전력이 2025년 5월 밝힌 실태조사에 따르면 배전망에 연계된 분산에너지는 약 26 GW로 전체 발전설비의 17퍼센트에 이르고, 그 95퍼센트 이상이 태양광이다. 맑은 봄날 낮이면 미국 캘리포니아에서는 수요에서 풍력과 태양광을 뺀 순부하가, 호주 남호주에서는 송전망이 공급하는 수요가 0 아래로 내려간다.

배전망은 한 방향으로 전기를 나르던 설비에서 양방향 조류와 수많은 소규모 자원을 관리하는 운영 대상으로 바뀌었고, 그래서 분산자원 관리 시스템(DERMS), 가상발전소(VPP), 배전계통 운영자(DSO) 기능이 새로 필요해졌다. 이 편은 이 변화가 전압, 보호 설정, 접속 제도, 시장 제도에서 각각 어떤 문제로 나타났는지를 사례 순으로 정리한다.

복습 — 방사상 배전선로에서 전압이 떨어지는 원리와 전압을 맞추는 장치

한국의 고압 배전선로는 22.9 kV 3상 4선식이다. 154 kV를 22.9 kV로 낮추는 배전용 변전소에서 여러 회선이 인출되고, 각 회선은 수 km에서 수십 km를 뻗어 나가며 전주 위 변압기(주상변압기)에서 220 V나 380 V로 다시 낮아져 가정과 상가로 들어간다. 회선이 나무처럼 퍼져 나가고 끝이 서로 이어지지 않는 구조를 방사상(radial)이라고 부른다. 이 구조에서는 조류의 방향이 하나로 정해져 있으므로 보호계전기와 전압 조정 장치의 설정이 단순해진다.

선로의 저항을 R, 리액턴스를 X라 하고 선로를 지나는 유효전력을 P, 무효전력을 Q라 하면, 송전단과 수전단 사이의 전압 차는 근사적으로 (RP + XQ)/V다. 교과서에서 배운 이 식은 배전선로에서 두 가지를 알려 준다. 첫째, 부하가 클수록 끝단 전압이 더 내려간다. 둘째, 배전선로는 송전선로보다 굵기가 가늘어 R이 X에 비해 크므로, 유효전력도 무효전력과 함께 전압에 크게 작용한다. 남아프리카공화국 더반 공과대학의 Akinyemi 등이 2022년 Scientific Reports에 실은 논문은 변전소와 각 지점의 전압 차를 구간별 RjPj + XjQj의 합으로 정리하고, 분산전원이 주입하는 유효전력이 이 합의 부호를 바꾸어 전압 상승을 만든다고 설명한다.

전압을 맞추는 장치는 세 가지가 기본이다. 변전소 주변압기의 부하 시 탭 절환기(OLTC 또는 ULTC)는 송출전압을 올리고 내린다. 선로 중간의 선로전압조정장치(SVR)는 긴 선로에서 한 번 더 전압을 보정한다. 주상변압기는 탭을 고정해 두고 설치 위치에 맞게 고른다. 한국의 고시 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」은 22.9 kV 전압조정장치를 수동으로 운전할 때 송출전압 목표를 경부하 22.0 kV, 중부하 22.9 kV, 첨두부하 23.9 kV로 정한다. 부하가 클수록 송출전압을 높여 끝단의 전압 강하를 미리 메우는 방식이다. 이 방식은 부하가 선로 전체에 퍼져 있고 전기가 변전소에서 나간다는 전제에서만 맞는다.

국내 배전 연구들이 수용가 규정전압범위로 쓰는 값은 저압 220 V에서 위아래 13 V, 곧 207~233 V다. 한국기술교육대학교 연구진이 2019년 한국산학기술학회논문지에 낸 논문은 주상변압기 탭을 피크부하 기준으로 정해 둔 선로에 태양광이 연계되면 경부하 때 수용가 전압이 이 범위를 넘는다고 보고했다. 같은 연구진의 2015년 논문은 SVR이 미리 정한 지연시간 30초가 지나야 탭을 움직이므로, 그사이 태양광 출력이 급변하면 수용가 전압이 범위를 벗어날 수 있다고 지적했다.

캐나다 하이드로원의 전주 설치형 배전 변압기. 사진: Wolfy13399, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

캘리포니아와 남호주 — 낮 시간의 송전망 수요가 사라진 계통

캘리포니아 계통운영자 CAISO는 2012년부터 2020년까지 1년 365일의 순부하 곡선을 분석해 예상 곡선을 공개했다. 순부하(net load)는 전체 수요에서 풍력과 태양광 출력을 뺀 값으로, 화력·수력·저장장치처럼 계통운영자가 출력을 지시할 수 있는 자원이 채워야 하는 몫이다. 봄날 순부하 곡선은 낮에 배처럼 꺼지고 해 질 녘에 목처럼 솟는다. 업계는 그 모양을 오리에 견주어 덕 커브(duck curve)라고 불렀다. CAISO의 2016년판 설명 자료 「What the duck curve tells us about managing a green grid」는 봄날 해가 지는 약 3시간 동안 13,000 MW를 추가로 확보해야 한다고 예상했다.

그 예상은 실제 운전 기록에서 더 크게 나타났다. CAISO가 공개하는 5분 단위 수요 자료로 2018년부터 2026년까지 2년 간격 4월 10~30일의 시간대별 평균을 내면, 2018년 낮 최저 순부하는 정오에 11.0 GW였고 2026년에는 오후 1시에 영하 1.6 GW다. 같은 달 5분 값의 최저치는 2018년 7,274 MW, 2024년 영하 3,934 MW, 2026년 영하 4,992 MW였다. 순부하가 0 아래라는 것은 캘리포니아 안의 수요를 풍력과 태양광만으로 넘치게 채웠다는 뜻이며, 남는 전력은 이웃 지역으로 내보내거나 저장하거나 버려야 한다.

그림 1. CAISO 「Today's Outlook」 이력 자료(5분 값, 태평양 시간)에서 해당 연도 4월 10~30일의 같은 시각 값을 평균했다. CAISO는 이 값이 양수발전과 배터리 충전 부하를 포함하지 않는다고 밝힌다. 평균값이므로 하루 단위 최저치보다 높다.

낮의 잉여는 출력제한으로 이어졌다. 미국 에너지정보청(EIA)의 2025년 5월 분석에 따르면 CAISO는 2024년 사업용 풍력과 태양광 3.4 TWh를 출력제한했고, 이는 2023년보다 29퍼센트 많으며 그중 93퍼센트가 태양광이었다. 캘리포니아의 풍력·태양광 설비는 2014년 9.7 GW에서 2024년 말 28.2 GW로 늘었다. 저녁의 증가 속도도 커졌다. CAISO의 통계표는 3시간 평균 증가량 최대 기록을 2025년 10월 5일 24,378 MWh로 적는다. CAISO 수석부사장 겸 최고운영책임자 Mark Rothleder는 2026년 3월 에너지시스템통합그룹(ESIG) 기조연설에서 배터리 충전과 출력제한이 없다고 가정한 2040년 봄 최저 순부하가 약 영하 54,000 MW, 3시간 증가량이 약 68,000 MW에 이를 수 있고, 배터리가 이를 각각 약 영하 25,000 MW와 약 24,000 MW로 줄인다는 계산을 제시했다. CAISO 통계표에 적힌 설치 배터리 용량은 2024년 1월 1일 7,188 MW, 2025년 1월 1일 11,454 MW, 2026년 1월 1일 15,810 MW다.

남호주에서는 같은 현상이 지붕 위 태양광에서 시작되었다. AEMO가 2020년 6월 발표 자료에서 밝힌 남호주 인구는 약 180만 명이고, 호주에너지시장운영기관 AEMO의 2025년 보고서에 따르면 주택의 약 절반에 태양광이 설치되어 있다. 이 태양광 대부분은 계통운영자가 출력을 보지도 지시하지도 못하는 계량기 뒤 설비다. AEMO는 송전망이 공급하는 수요를 운영수요(operational demand)라고 부르는데, 지붕형 태양광이 많이 발전하면 수요가 줄어든 것처럼 보인다.

그림 2. 남호주 최소 운영수요의 갱신 기록. 2019년 값은 AEMO의 2020년 6월 ESIG 발표 자료, 2020년 값은 AEMO의 2020년 10월 「Operational management of low demand in South Australia」, 2021년 이후 값은 AEMO 「South Australian Electricity Report」 2021·2022·2023·2025년판의 발전단(as-generated) 기준 값이다. 2024년 10월 19일 기록은 송전단(sent-out) 기준으로는 영하 209 MW다.

기록은 2019년 11월 458 MW에서 2020년 10월 300 MW, 2021년 11월 104 MW, 2023년 10월 5 MW로 내려갔고, 2024년 10월 19일 토요일 오후 1시 30분에 영하 205 MW가 되었다. 그 30분 동안 지붕형 태양광 출력은 약 1,634 MW로 추정된다. 5년 사이에 낮 시간 운영수요가 450 MW 남짓에서 0 아래로 내려갔고, 그 원인은 계통운영자가 직접 지시할 수 없는 배전망 안의 태양광이었다.

운영수요가 낮아지면 계통운영자는 두 가지를 걱정한다. 첫째는 전압과 계통 강도다. AEMO의 2025년 보고서는 남호주 운영수요가 600 MW 아래일 때 전압 제어를 위해 대형 동기발전기 두 대나 그에 상당하는 설비가 계통에 붙어 있어야 한다고 적는다. 운영수요가 낮을수록 이 발전기들이 낼 전력을 받아 줄 수요가 없어진다. 둘째는 사고 때 지붕형 태양광이 한꺼번에 떨어질 위험이다. AEMO가 2021년 5월 낸 「Behaviour of distributed resources during power system disturbances」는 전압 교란 때 소규모 태양광 인버터가 대거 계통에서 분리된 증거가 많다고 보고했다. 남호주가 이웃 빅토리아주와 끊겨 단독 계통이 된 상태에서 이런 분리가 일어나면 남은 발전기만으로 주파수를 지키기 어렵다.

역조류와 전압 상승 — 태양광이 붙은 선로 끝에서 전압이 올라가는 이유

복습에서 본 전압 강하 식에 태양광을 넣으면 현상이 바로 보인다. 낮에 선로 끝 태양광이 부하보다 많이 발전하면, 그 구간의 P는 변전소 쪽으로 흐르는 음의 값이 된다. 이렇게 수용가 쪽에서 변전소 쪽으로 흐르는 조류를 역조류라고 한다. RP 항의 부호가 바뀌므로 전압이 끝단으로 갈수록 오히려 올라간다. 송출전압은 변전소가 중부하 기준으로 높여 둔 상태일 수도 있다. 그러면 탭 절환기가 정상으로 동작해도 선로 끝 수용가의 전압이 허용 범위를 넘는다.

그림 3. 선형 전압 강하 근사식 ΔV ≈ (RP + XQ)/V를 40개 구간에 적용한 계산 예다. 선로 상수는 km당 R 0.18 Ω, X 0.39 Ω, 부하 역률 0.95로 가정했고 실측값이 아니다. ③의 무효전력 2.64 Mvar는 태양광 정격 6 MVA의 44퍼센트로, IEEE 1547-2018 기본 볼트-바 곡선의 최대 흡수량에 해당한다.

그림 3은 같은 선로의 세 경우를 계산했다. 중부하 6 MW이고 태양광이 없으면 끝단 전압은 0.984 pu로 내려간다. 변전소가 송출전압을 1.02 pu로 높여 두는 목적은 이 강하를 메우는 데 있다. 경부하 2 MW에 선로 끝 태양광 6 MW가 발전하면 끝단 전압은 1.049 pu까지 올라가 공칭 전압의 5퍼센트를 넘는다. 태양광 인버터가 무효전력 2.64 Mvar를 흡수하면 XQ 항이 RP 항의 상승을 일부 상쇄해 끝단 전압이 1.010 pu로 돌아온다. 변전소의 탭 절환기는 변전소 출구 전압만 보고 동작하므로 이 경우들을 구별하지 못한다. 선로 끝 전압을 지키는 데 필요한 정보와 조정 수단이 선로 끝의 인버터에 있다는 점이 배전 전압 관리의 전제를 바꿨다.

미국 전력연구소(EPRI)의 Rylander, Rogers, Smith가 2015년 4월 낸 백서 「Distribution Feeder Hosting Capacity: What Matters When Planning for DER?」는 이 한계를 호스팅 용량(hosting capacity)이라는 지표로 정리했다. 호스팅 용량은 기존 제어 방식과 설비 구성에서 전력품질이나 신뢰도를 해치지 않고 한 선로가 받아들일 수 있는 태양광의 양이다. EPRI는 과전압, 전압 변동, 보호 협조, 고장 시 불평형, 의도하지 않은 단독운전을 판정 기준으로 삼는다. 백서가 든 두 선로는 특성이 비슷했지만 한 선로는 2.2 MW(최대 부하의 약 30퍼센트)까지, 다른 선로는 0.5 MW(약 16퍼센트)까지만 받을 수 있었다. 선로 길이와 전압조정기 수가 달랐기 때문이다. 백서는 호스팅 용량이 선로 부하와 상관되지 않고 태양광이 어디에 붙느냐에 따라 한 값 대신 범위로 나온다고 결론지었다.

전동기로 구동하는 라인하우젠 ED100형 탭 절환기. 사진: Fluppe37 at Dutch Wikipedia, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

독일 50.2 Hz 문제 — 소형 인버터 하나의 설정이 계통 사고 규모를 정한 사례

배전망 안의 자원은 전압과 함께 주파수 안정에도 영향을 준다. 독일은 2005~2006년에 도입한 규정으로 저압 배전망에 연결되는 발전설비가 계통 주파수 50.2 Hz에서 즉시 분리되도록 했다. 주파수가 오르는 것은 발전이 수요보다 많다는 신호이므로, 작은 발전기가 빠지면 계통을 돕는다는 판단이었다. 당시 태양광은 독일 전원 구성에서 무시할 만한 규모였다.

컨설팅사 Ecofys의 Michael Döring이 2012년에 정리한 글에 따르면, 그해 독일 태양광 설비는 약 31 GW였고 약 70퍼센트가 저압망에 연결되어 있었다. 주파수가 50.2 Hz에 닿으면 최악의 경우 약 14 GW가 동시에 빠질 수 있었다. 유럽 대륙 동기계통은 순간적으로 잃는 발전력 3,000 MW를 견디도록 설계되어 있다. 2003년 이탈리아 대정전과 2006년 유럽 계통 분리 때 독일 주파수가 실제로 50.2 Hz까지 올라간 적이 있었다. 맑은 날 같은 일이 생기면 설계 기준의 네 배가 넘는 발전력이 한순간에 사라질 수 있었다.

그림 4. 50.2 Hz 값은 Ecofys(2012)가 정리한 독일 송전계통운영자·태양광협회 공동 연구의 최악 시나리오이고, 49.5 Hz 값은 독일에너지수자원협회(BDEW)가 2015년 개정 시스템안정화규정 설명에서 밝힌 대상 설비 용량이다. 3 GW는 유럽 대륙 동기계통의 설계 기준 사고 크기다.

독일 정부는 2012년 7월 26일 시스템안정화규정(SysStabV)을 시행해 기존 태양광의 인버터 설정을 2014년 말까지 고치게 했다. 독일 송전계통운영자 4사와 태양광산업협회 등이 컨설팅사 Ecofys와 슈투트가르트대학교 연소·발전소기술연구소(IFK)에 맡긴 2011년 연구는 2005년 9월 1일 이후 운전을 시작한 10 kWp 초과 설비를 대상으로 권고했고, 그 수는 약 40만 곳이었다. 개조는 대부분 소프트웨어 갱신이나 주파수 설정 변경 방식이었고, 인버터 교체는 피하도록 했다. 같은 연구는 개조 비용을 약 1억 7,500만 유로로 추정했고 이는 계통 요금과 재생에너지 부과금으로 회수했다. 2015년 3월 14일 시행된 개정 규정은 49.5 Hz에서 한꺼번에 분리되던 풍력·바이오매스·열병합·수력 설비 약 27 GW, 약 2만 1,000곳으로 개조 범위를 넓혔다.

노르웨이에 본사를 둔 검증·인증 기관 DNV는 이 사례를 분석하면서, 단일 인버터를 시험하는 것으로는 이 문제를 찾을 수 없었다고 지적했다. 설정은 개별 설비 수준에서는 옳았다. 문제는 수십만 대가 같은 값에서 동시에 동작한다는 데 있었다. DNV는 주파수가 회복된 뒤 모든 인버터가 동시에 재접속하면 주파수가 다시 올라 또 분리되는 반복이 생길 수 있다는 점도 지적했다. 독일 사례는 배전망 자원의 설정 하나가 수십만 대에 복제되면 그 설정이 곧 계통 전체의 사고 크기가 된다는 것을 보여 주었다. 이후 각국 기준은 일괄 분리 대신 주파수에 비례해 출력을 줄이는 드룹 응답과, 재접속 시 출력을 서서히 올리는 규정을 요구한다.

독일 주택의 태양광 지붕. 사진: Colin Smith on geo.hlipp.de, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

인버터가 배전 전압을 맡는 방법 — 볼트-바, 볼트-와트, 그리고 설정 준수

독일과 남호주의 경험은 미국과 호주의 연계 기준을 바꿨다. 미국 전기전자공학회의 분산자원 연계 표준 IEEE 1547은 2003년 처음 제정되었다. 미국 비영리단체 GridLab이 에너지시스템통합그룹(ESIG)에 발표한 자료는 이전 판의 IEEE 1547이 인버터의 고장 중 운전 유지와 역률 1이 아닌 운전을 허용하지 않았다고 정리한다. 계통 문제가 생기면 빨리 빠지고 전압 조정은 전력회사가 맡는다는 전제였다. 2018년 개정판 IEEE 1547-2018은 이 전제를 뒤집어 고장 시 운전 유지 능력과 전압 조정 기능, 통신 인터페이스를 요구했다. 전압 조정 방식으로는 일정 역률, 볼트-바(전압-무효전력), 와트-바(유효전력-무효전력), 일정 무효전력 네 가지 가운데 하나를 쓰고, 여기에 볼트-와트(전압-유효전력)를 더할 수 있게 했다.

볼트-바는 연계점 전압이 기준보다 높으면 무효전력을 흡수하고 낮으면 공급하는 기능이다. 그림 3의 ③이 이 동작이다. IEEE 1547-2018의 범주 B 기본값은 0.98~1.02 pu를 동작하지 않는 구간으로 두고, 1.08 pu에서 정격 피상전력의 44퍼센트를 흡수하며 0.92 pu에서 44퍼센트를 공급한다. 볼트-와트는 볼트-바로도 전압이 내려가지 않을 때 유효전력을 줄이는 기능이다. 미국 애리조나 전력회사 APS가 공개한 소규모 분산자원 기본 설정은 1.06 pu부터 출력을 줄여 1.10 pu에서 0으로 만든다.

그림 5. IEEE 1547-2018 범주 B 기본 설정(APS 「Default DER settings」에 수록된 값)과 AS/NZS 4777.2:2020 Australia A 설정(호주 배전회사 Jemena의 2021년 12월 18일 시행 설정 요약, 207·220·240·258 V)을 230 V 공칭 전압으로 나눠 같은 좌표에 그렸다.

호주는 2021년 12월 18일부터 적용한 AS/NZS 4777.2:2020에서 볼트-바와 볼트-와트를 기본으로 켜게 했다. Australia A 설정에서 볼트-바는 207 V에서 44퍼센트를 공급하고 258 V에서 60퍼센트를 흡수하며, 볼트-와트는 253 V부터 출력을 줄여 260 V에서 정격의 20퍼센트로 낮춘다. 같은 표준은 고장 시 운전 유지와 주파수 응답의 측정 방법도 구체적으로 정했다.

기능을 표준에 넣는 것과 현장 설비가 그대로 동작하는 것은 별개의 문제였다. AEMO의 2021년 보고서는 2015년 표준으로 설치된 표본 가운데 30~50퍼센트가 과주파수 때 요구된 응답을 보이지 않았고, 15~40퍼센트가 분리 후 재접속 시 6분에 걸쳐 출력을 올리라는 요건을 지키지 않았다고 밝혔다. 같은 인버터가 실험실 시험에서는 대부분 정상으로 동작했다. 현장에서 설정을 잘못 넣거나 바꾸지 않은 경우가 많았다는 뜻이다. GridLab의 같은 자료는 미국 국립재생에너지연구소(NREL)의 하와이 전력회사 연구를 인용해, 볼트-바 운전으로 줄어든 유효전력이 고전압 시간대의 약 0.5퍼센트였다고 정리한다. 기능 자체의 비용은 작았고, 문제는 수많은 설비에 설정을 정확히 넣고 유지하는 데 있었다.

주택용 태양광에 쓰는 마이크로인버터. 사진: steven huang, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

한국의 배전망 접속 지연과 유연접속 — 설비 용량 대신 실제 출력으로 배분하는 방식

한국에서 배전망 문제는 전압보다 접속 지연으로 먼저 드러났다. 산업통상자원부는 2016년 10월부터 1 MW 이하 소규모 재생에너지의 배전망 접속을 보장하고, 필요한 공용망 보강 비용을 한전이 부담하게 했다. 바른미래당 김삼화 의원실이 2019년 1월 공개한 한전 자료에 따르면, 2018년 태양광 계통연계 신청은 4만 3,827건이었는데 연계가 끝난 것은 4,706건으로 10.7퍼센트였다. 한전의 공용망 보강 비용은 2017년 305억 원에서 2018년 1,421억 원으로 늘었다.

정부는 2020년 3월 2일부터 배전선로 한 회선에 접속할 수 있는 태양광 상한을 일반 선로 10 MW에서 12 MW로, 대용량 선로 15 MW에서 18 MW로 20퍼센트 올렸다. 당시 산업부 발표에 따르면 2016년 10월부터 2020년 1월까지 계통연계 신청 14.0 GW 가운데 5.9 GW가 접속을 기다리고 있었다. 2026년 대책 직전에는 일반 배전선로 상한이 14 MW였지만, 상위 변전소와 송전망이 늘어나는 접속을 따라가지 못했다. 한전은 2024년 5월 30일 접속 용량이 포화된 변전소를 계통관리변전소로 지정했다. 광주·전남 103곳, 전북 61곳, 동해안 25곳, 제주 16곳이었고, 3개월 유예가 끝난 8월 31일부터 새 발전소는 한전이 공개한 접속 가능 시기 이후에만 접속할 수 있게 되었다. 전기위원회는 2024년 7월 다수의 허가 신청에 2031년 12월 계통 보강 이후 접속을 조건으로 붙였다.

2026년 9월 29일 기후에너지환경부가 국무회의에 보고한 「전력망 혁신대책」은 배분 기준 자체를 바꿨다. 지금까지는 태양광 설비의 정격용량, 곧 1년에 몇 시간 나오지 않는 최대 출력을 기준으로 선로 여유를 판단했고, 그 결과 태양광 위주 배전선로의 이용률은 약 15퍼센트에 머물렀다. 유연접속은 선로 용량을 넘는 시간에만 출력을 제어한다는 조건으로 더 많은 설비를 접속시키는 방식이다. 대책은 배전선로 한 회선의 접속 상한을 14 MW에서 16 MW로, 변전소는 50 MW에서 60 MW로 올리고, 이것만으로 호남에서 태양광 2.6 GW를 더 받을 수 있다고 밝혔다. 사업자가 접속용량의 2~3배까지 설비를 짓고 저장장치로 실제 송출량을 묶는 자율접속, 배전망 저장장치로 태양광 3 GW와 변전소 저장장치로 1.6 GW를 더 접속시키는 계획도 함께 담겼다.

그림 6. 기후에너지환경부 「2030년 재생에너지 100 GW 수용을 위한 전력망 혁신대책」(2026년 9월 29일)의 2030년 재생에너지 수용능력 전망. 전자신문·파이낸셜뉴스·데일리안 보도에 실린 같은 발표 값을 썼다. 전망치는 설비를 접속할 수 있는 용량이며 연간 발전량이 아니다.

대책의 숫자는 신규 배전선로가 1~2년, 154 kV 변전소가 6년, 345 kV 송전선로가 9년 이상 걸린다는 현실에서 나왔다. 호남 계통관리변전소 164곳의 지정은 2026년 10월 1일 해제되었다. 유연접속은 망을 새로 짓지 않고 수용 용량을 늘리는 대신 출력제어를 상시 운영 수단으로 받아들이는 제도이며, 그 제어를 누가 어떤 정보로 실행하느냐가 배전망 운영의 일이 된다. 대책은 접속을 기다리는 동안 계통이 포화하면 유연접속 설비부터 제어한다고 밝혔으므로, 유연접속으로 들어온 설비가 늘수록 출력제어량과 그 손실을 누가 부담하느냐가 함께 커진다.

한국의 고시는 이미 이 방향의 근거를 두고 있다. 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」 제17조는 전력거래소와 송·배전사업자가 신재생 발전기의 출력을 감시·예측·제어하고, 선접속 후제어를 조건으로 이용계약을 맺은 사업자도 그 제어에 따르며, 사업자는 제어와 통신 기능을 갖춘 설비를 설치하도록 정한다. 2023년 6월 제정되어 2024년 6월 14일 시행된 「분산에너지 활성화 특별법」은 40 MW 이하 발전설비의 전기를 분산에너지로 정의했고, 한전은 2025년 5월 이 법에 따른 첫 법정 장기 배전계획(2028년까지)을 수립하겠다고 밝히면서, 2024년 10월부터 173개 지자체와 함께 한 실태조사에서 배전망 연계 분산에너지가 약 26 GW에서 2028년 약 36 GW로 늘 것으로 전망했다.

충청남도 태안의 태양광 발전단지. 사진: junilly, CC BY 3.0, 위키미디어 공용

분산자원 관리 시스템, 가상발전소, 배전계통 운영자 — 수많은 자원을 하나로 운영하는 체계

배전망 안의 자원을 계통 운영에 쓰려면 세 가지 기능이 필요하다. 하나는 배전 선로의 제약을 지키면서 자원을 감시하고 지시하는 기능이고, 다른 하나는 자원을 묶어 전력시장에 입찰하는 기능이며, 마지막은 두 기능과 송전계통 운영자 사이의 역할 분담이다. 첫째 기능을 하는 소프트웨어를 분산자원 관리 시스템(DERMS)이라 부른다. IEEE는 2021년 IEEE 2030.11로 DERMS의 기능 명세 지침을 냈는데, 이 지침은 분산자원을 모으는 집합 기능과 배전·송전 계통에 계통 서비스를 제공하는 기능을 DERMS의 핵심으로 정의한다.

둘째 기능을 하는 것이 가상발전소(VPP)다. 흩어진 태양광, 배터리, 조절 가능한 부하를 통신으로 묶어 하나의 발전소처럼 입찰하고 운전한다. 남호주의 테슬라 VPP가 대표 사례다. 호주 청정에너지금융공사(CEFC)의 2021년 자료에 따르면 1단계로 공공임대주택 100곳에 5 kW 태양광과 13.5 kWh 파워월 배터리를 설치했고, 2단계로 2019~2020년 1,000곳을 통신으로 연결했으며, 3A단계에서 3,000곳을 더 설치하는 계획을 세웠다. AEMO의 2020년 VPP 실증 보고서에 따르면 2019년 10월 9일 퀸즐랜드 Kogan Creek 석탄 발전기가 748 MW 출력에서 탈락해 주파수가 49.61 Hz까지 떨어졌을 때 이 VPP는 즉시 방전해 주파수 회복을 도왔다. 같은 보고서는 2019년 11월 16일 남호주가 분리되어 주파수가 50.85 Hz까지 올랐을 때 VPP가 약속한 1 MW의 83퍼센트인 828 kW만 응답했다고 적는다. 일부 배터리에 주파수 응답 설정이 켜져 있지 않았기 때문이었고, 운영사는 원격으로 설정을 고친 뒤 매일 전 설비의 설정을 점검하는 절차를 넣었다.

그림 7. IEEE 2030.11(2021)의 DERMS 기능 정의, 영국 전력가스시장청(Ofgem)이 정한 배전계통 운영자의 세 역할(계획·망 개발, 망 운영, 시장 개발), 미국 연방에너지규제위원회(FERC) Order No. 2222(2020)의 집합자원 참여 규정을 바탕으로 관계를 정리한 블록도다.

시장 제도도 이 묶음을 받아들이기 시작했다. FERC는 2020년 9월 17일 Order No. 2222를 내어 지역 계통운영자들이 분산자원 집합체를 도매시장 참여자로 인정하고, 집합체의 최소 규모 요건을 100 kW 이하로 정하게 했다. 텍사스 ERCOT의 집합 분산자원(ADER) 시범사업은 2025년 5월 기준으로 에너지 시장 참여 한도 80 MW 가운데 승인된 용량이 38.3 MW였다. 한국은 2018년 전기사업법 개정으로 소규모 전력중개사업을 만들어 2018년 12월 13일부터 1 MW 이하 재생에너지·저장장치·전기차의 전기를 모아 시장에서 거래할 수 있게 했다.

셋째 기능이 배전계통 운영자(DSO)다. 영국 Ofgem은 2023~2028년 배전 요금 규제 기간(RIIO-ED2)에 DSO 성과 인센티브를 두고, DSO의 역할을 계획과 망 개발, 망 운영, 시장 개발 세 가지로 정했다. 망 운영에는 운영 가시성 확보와 배전 유연성 서비스의 효율적 급전이 들어가고, 시장 개발에는 배전 유연성 서비스를 조달하는 규칙을 공정하고 투명하게 만드는 일이 들어간다. 이 인센티브는 배전망 보강 공사에 앞서 유연성 자원을 쓸 수 있는지 먼저 검토하도록 배전회사를 유도한다.

독일은 부하 쪽에서 같은 문제를 풀었다. 연방망규제청(BNetzA)이 2024년 1월 1일부터 시행한 에너지산업법 제14a조 규정은 4.2 kW를 넘는 새 가정용 전기차 충전기, 히트펌프, 냉방기, 저장장치를 배전회사가 제어할 수 있는 설비로 정했다. 배전회사는 국지적 과부하를 이유로 이 설비의 접속을 거절하거나 늦출 수 없고, 대신 과부하가 임박하면 설비 소비 전력을 일시적으로 4.2 kW까지 낮출 수 있다. 소비자는 그 대가로 망 이용요금을 감면받는다. 2025년 2월 25일부터는 이른바 태양광 첨두 법이 시행되어, 제어 장치가 없는 새 태양광은 계통으로 보내는 출력이 정격의 60퍼센트로 제한되고, 새 설비는 도매가격이 음수인 시간에 고정가격 보상을 받지 못하는 것이 원칙이 되었다. 스마트 계량기가 없는 2~100 kWp 설비는 당분간 이 보상 중단에서 빠진다.

미국 뉴욕주 주택에 두 대를 겹쳐 설치한 테슬라 파워월 가정용 배터리. 사진: Photo by Greg Johnstone. – U.S. Department of Ener, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

마이크로그리드와 전기차 — 부하가 자원으로 바뀌는 조건

마이크로그리드는 평소에는 상위 계통과 연결되어 있다가 필요하면 분리되어 자체 자원으로 일정 구역에 전력을 공급하는 작은 계통이다. 미국 샌디에이고 가스전기(SDG&E)가 운영하는 보레고 스프링스 마이크로그리드는 송전선 한 회선으로만 공급받는 사막 지역 마을을 대상으로 한다. 회사 자료는 이 설비를 재생에너지와 새 기술의 기능을 시험하는 미국 첫 전력회사 소유 지역사회 규모 마이크로그리드로 소개한다. 2020년 미국 에너지부 태양에너지기술국에서 450만 달러를 지원받아 7 MW, 14 MWh 배터리를 추가해 주 자원으로 삼고, 기존 1.8 MW 디젤 발전기 두 대를 2.5 MW 발전기 두 대로 바꾸는 공사를 2025년 2분기 완료 목표로 진행했다. 낮에는 지역 태양광과 배터리로 마을 전체에, 밤에는 소방서와 보안관 사무소 같은 주요 부하에 전력을 공급하고, 필요하면 덜 중요한 부하를 끊는다.

미국 캘리포니아 보레고 스프링스 전경. 사진: Fluffy89502, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

마이크로그리드가 단독 운전으로 넘어가는 순간 그 안의 인버터 가운데 적어도 일부는 스스로 전압과 주파수를 만들어야 한다. 계통추종형 인버터만으로는 이 일을 할 수 없으므로, 마이크로그리드는 배전 규모에서 계통형성형 인버터와 보호 설정을 함께 설계해야 하는 대상이다. 보호계전기도 상위 계통과 연결되었을 때의 큰 고장전류와 단독 운전 때의 작은 고장전류를 모두 판정해야 한다.

전기차는 배전망에 두 방향으로 작용한다. 국제에너지기구(IEA)의 「Global EV Outlook 2025」에 따르면 2024년 세계 전기차 판매는 1,700만 대를 넘어 신차의 20퍼센트를 넘었다. 애리조나주립대와 전력회사 SRP 연구진이 2025년 12월 개정해 공개한 심사 중 논문은 가정용 충전 전력을 7.2 kW와 11.5 kW로 두고, 실제 배전선로의 변압기 120대를 대상으로, 2035년 두 가구당 전기차 한 대라는 SRP 전망에서 변압기 과부하 없이 충전할 수 있는 전기차 수를 계산했다. 용량 75 kVA, 수용가 15곳으로 조건이 같은 두 변압기 가운데 하나는 충전 일정을 조정하면 목표 8대를 시나리오의 76.67퍼센트에서 수용했고, 다른 하나는 어떤 시나리오에서도 8대를 수용하지 못했다. 저녁 퇴근 시간에 충전이 몰리면 배전용 변압기가 먼저 한계에 닿고, 같은 용량의 설비라도 사용 이력에 따라 수용 능력이 다르다는 결과다.

반대 방향은 차량-계통 연계(V2G)다. 양방향 충전기를 통해 주차 중인 차량 배터리가 계통에 전력을 보내는 방식이다. 영국에서는 2025년 6월 에너지 공급사 옥토퍼스 에너지와 중국 BYD가 V2G 차량, 양방향 충전기, 전용 요금제를 묶은 상품을 처음 내놓았다. 이 상품도 배전회사에서 역송전 허가를 받아야 하고, 옥토퍼스는 그 허가에 최대 12주가 걸리며 지역 계통 여건에 따라 거절될 수 있다고 안내했다. 한국에서는 현대자동차그룹이 2026년 제주에서 아이오닉 9과 EV9 보유 고객 40명의 가정에 양방향 충전기를 설치해 시범 서비스를 하고 있고, 제주도는 2025년 12월부터 쏘카 차량 20대와 도민 차량 40대로 V2G 실증을 진행하며 참여 차량을 100대로 늘리려 한다. 보도에 따르면 현행 국내 법제는 전기차를 전력시장 참여 주체나 분산에너지 자원으로 명확히 규정하지 않아, 차량이 보낸 전력을 정산할 기준이 아직 마련되지 않았다.

차량-계통 연계 를 지원하는 전기차 급속충전기 — 차량-계통 연계(V2G)를 지원하는 전기차 급속충전기(2019년, 캐나다 온타리오주 마컴). 사진: Raysonho @ Open Grid Scheduler / Scalable Grid Eng, CC0, 위키미디어 공용

통신 의존, 설정 준수, 두 운영자의 조정 — 배전망 운영에 남은 과제

배전망 자원을 계통 운영에 쓰는 체계는 모두 통신과 설정에 의존한다. 남호주 사례가 이 의존의 크기를 보여 준다. 남호주는 2020년 9월 28일부터 새 태양광 인버터가 원격 분리와 재접속 기능, 개선된 저전압 운전 유지 능력을 갖추도록 하는 이른바 스마터 홈 규정을 시행했다. 2021년 3월 14일 운영수요가 358 MW까지 내려가고 송전선 계획 정지로 계통 분리 위험이 커지자, AEMO는 송전회사에 약 1시간 동안 수요를 400 MW 위로 유지하라고 지시했다. 이때 규정에 따른 원격 제어로 10 MW 넘게, 변전소 7곳의 전압 조정으로 40 MW, 상업용 태양광 17 MW를 포함해 모두 67 MW의 태양광 출력을 줄였다.

이후 실적은 이 수단의 한계를 함께 보여 준다. AEMO의 2025년 남호주 보고서에 따르면 남호주 배전회사 SA Power Networks의 원격 관리 방식(Flexible Exports)을 택한 설비 가운데 성능 시험을 통과한 비율은 약 80퍼센트였고, 과거 대규모 비상 제어 때 정상 설치된 설비가 실제로 응답한 비율은 70~85퍼센트였다. 비상 제어 기능을 갖춰야 하는 설비 전체로 보면 약 56~68퍼센트가 응답할 수 있다는 계산이다. 네 개 제조사의 설비는 지시를 받고 응답하기까지 1~3시간, 일부는 최대 6시간이 걸렸다. AEMO는 제조사가 서버 신뢰성에 투자하도록 하는 규제나 관리 체계가 없다고 지적했다. 배전망 자원을 비상 수단으로 쓰려면 기능을 표준에 넣는 것만으로는 부족하고, 실제 응답률과 응답 시간을 계통운영자가 확인할 수 있는 관리 체계가 함께 있어야 한다.

두 운영자의 조정도 남은 문제다. 같은 가정용 배터리가 VPP를 통해 송전계통의 주파수 응답에 입찰한 순간, 배전회사는 그 선로의 과부하를 막으려고 출력을 줄이라고 지시할 수 있다. 어느 지시가 우선하는지, 배전회사가 선로 제약을 미리 공개해 집합자원 운영자가 입찰에 반영할 수 있는지가 제도로 정해져야 한다. 영국 Ofgem의 DSO 역할 정의와 FERC Order No. 2222가 배전회사의 검토 절차를 요구하는 것은 이 조정 때문이다. 한국에서는 한전이 배전망 운영과 소매 판매를 함께 맡고 있어, 전력거래소가 운영하는 시장과 한전의 배전 운영 사이에서 이 역할을 누가 나눠 맡을지가 분산에너지법 이후 제도 설계의 쟁점이다.

통신으로 제어되는 인버터가 늘면 보안 문제도 배전망으로 내려온다. 원격 제어 서버나 제조사 클라우드가 공격받으면 수십만 대의 설정이 동시에 바뀔 수 있고, 이는 독일 50.2 Hz 문제와 같은 구조의 동시 동작을 만든다. 이 문제는 「12편. 전력망 사이버보안과 재난 회복력」에서 다룬다.

태양광 역송 전력까지 따로 계량하는 독일의 양방향 스마트 계량 시스템(2024년). 사진: Achimsh, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

20년 전 배전 교과서의 전제와 지금의 배전망

배전망을 바라보는 전제가 무엇에서 무엇으로 바뀌었는지를 항목별로 비교하면 다음과 같다.

그림 8. 이 편에서 다룬 사례를 바탕으로 한 방향 배전망과 양방향 배전망의 운영 전제를 대조한 도식이다.

항목	20년 전 교과서의 전제	지금의 배전망
조류 방향	변전소에서 수용가로 한 방향	낮에는 수용가에서 변전소로 역조류가 흐르고, 남호주처럼 지역 전체 운영수요가 0 아래로 내려가기도 한다
설계 기준 조건	최대 부하	최대 부하와 함께 최소 부하·최대 발전 조합(봄철 맑은 휴일 낮)
전압 문제	선로 끝단의 저전압	태양광 근처의 과전압, 태양광 출력 변동에 따른 전압 변동
전압 조정 수단	변전소 탭 절환기, 선로전압조정장치, 콘덴서	위 장치에 더해 인버터 볼트-바·볼트-와트, 배전망 저장장치, 출력제어
분산전원의 역할	계통 이상 때 빨리 분리되는 설비(2018년 이전 판 IEEE 1547)	고장 시 운전을 유지하고 전압·주파수 조정에 참여하는 설비(IEEE 1547-2018, AS/NZS 4777.2:2020)
접속 판단	설비 정격용량 기준 선착순 배분	호스팅 용량 평가, 유연접속·자율접속, 한국은 2027년부터 경쟁입찰 낙찰 사업에 접속권 부여
운영 주체	배전회사는 설비를 유지하고 고장을 복구	배전계통 운영자가 자원을 감시·지시하고 유연성 시장을 운영, VPP가 집합자원을 입찰
전기차·히트펌프	예측 대상 부하	제어 대상 부하이자 저장 자원(독일 제14a조, V2G 실증)

결론 — 배전망은 계통 운영의 한 단계가 되었고, 그 운영은 설정과 통신의 관리로 이루어진다

캘리포니아의 순부하는 2018년 4월 낮 평균 11 GW에서 2026년 4월 영하 1.6 GW로 내려갔고, 남호주의 최소 운영수요는 5년 만에 458 MW에서 영하 205 MW가 되었다. 두 지역 모두 원인은 배전망 안에 있었다. 이 변화는 배전망에 세 가지 일을 새로 맡겼다. 첫째는 역조류가 만든 선로 끝의 과전압을 인버터의 무효전력과 출력 제한으로 관리하는 일이다. 둘째는 독일 50.2 Hz 문제처럼 수십만 대에 복제된 설정이 계통 사고 크기를 정하지 않도록 기준과 준수를 관리하는 일이다. 셋째는 한국의 접속 지연과 유연접속 제도가 보여 주듯, 망을 새로 짓는 속도가 자원 증가를 따라가지 못하는 동안 출력제어와 저장장치로 기존 망의 이용률을 높이는 일이다.

이 세 일은 모두 배전망 안의 수많은 자원을 보고 지시하는 능력을 전제로 하므로, DERMS·VPP·DSO는 선택 사항이 아니라 재생에너지와 전기차가 늘어난 계통을 운영하는 데 필요한 기능이 되었다. 남호주 VPP의 설정 누락과 원격 제어 응답률 56~68퍼센트라는 기록은, 그 기능의 성패가 각 설비의 설정이 맞는지와 통신이 제때 응답하는지에 달려 있음을 보여 준다.

20년 전 배전 공학은 송전망 운영의 하류에 있는 설비 관리 분야로 여겨졌다. 지금 배전망은 계통의 주파수 응답, 전압 안정, 출력제어가 실제로 실행되는 자리다. 송전계통의 운영과 계획을 다루는 다음 편들의 문제는 대부분 배전망 안 자원의 동작을 얼마나 정확히 알고 조정할 수 있느냐로 이어진다.

11편. 운영·계획·시장의 재설계 — 설비 용량보다 시간대별 조정 능력이 신뢰도를 정하는 계통

제주의 출력제어, 15분 실시간 시장, 미국 PJM 용량시장의 가격 상한 낙찰, 텍사스와 버지니아의 데이터센터 연계 문제를 따라가며, 재생에너지와 대형 부하가 함께 늘어난 계통에서 운영 규칙·설비 계획·시장 제도가 어떤 기준으로 다시 짜이고 있는지 정리한다.

전력계통 운영의 오래된 질문은 "내일 최대수요를 감당할 설비가 충분한가"였다. 이 질문은 발전기가 지시받은 출력을 내고 수요가 예측 가능한 모양으로 움직인다는 전제 위에 서 있었다. 태양광과 풍력이 전체 발전량의 상당 부분을 차지하고, 수백 MW 단위의 데이터센터가 몇 년 사이에 연계를 신청하면서 이 전제가 양쪽에서 동시에 바뀌었다. 공급 쪽에서는 설비가 있어도 일사량과 풍속이 낮으면 출력이 나오지 않고, 날씨가 좋아도 계통이 받지 못하면 발전기를 세워야 한다. 수요 쪽에서는 한 지점에 몰린 부하가 계통 고장 몇십 밀리초에 반응해 한꺼번에 빠져나간다.

재생에너지 비중이 높아진 계통에서는 "설비가 얼마나 있는가"보다 "필요한 시간에 출력과 부하를 얼마나 조정할 수 있는가"가 신뢰도를 정하며, 운영 규칙과 설비 계획과 시장 제도가 모두 이 조정 능력을 측정하고 거래하는 방향으로 다시 설계되고 있다.

복습 — 수급 균형, 경제급전, 예비력과 설비예비율

교류 전력계통에서는 매 순간 발전량과 소비량이 같아야 한다. 발전이 소비보다 많으면 동기발전기 회전자가 빨라져 주파수가 오르고, 적으면 느려져 주파수가 내려간다. 한국 계통의 기준 주파수는 60 Hz이며, 계통 운영자인 한국전력거래소는 주파수가 정해진 범위를 벗어나지 않도록 발전기 출력을 계속 조정한다. 이 조정은 시간 범위에 따라 몇 단계로 나뉜다. 몇 초 안의 변화는 발전기 조속기가 자동으로 따라가고, 몇 분 단위는 자동발전제어(AGC)가 맡으며, 몇 시간에서 하루 단위는 급전계획이 맡는다.

급전계획의 기본 원리는 경제급전이다. 경제급전은 예상 수요를 채우는 발전기 조합 가운데 연료비 합계가 가장 작은 조합을 고르는 계산이다. 한국의 하루 전 시장은 이 계산을 시간대별로 수행해 다음 날 발전계획과 시장가격(계통한계가격, SMP)을 정한다.

예측은 언제나 틀리므로 계획에는 여유가 들어간다. 이 여유는 두 가지 시간 척도로 나뉜다. 운영 예비력은 당일 발전기 고장이나 수요 예측 오차에 대비해 출력을 더 낼 수 있게 남겨 둔 용량이다. 설비예비율은 몇 년 앞을 보는 지표로, 연중 최대수요보다 발전설비가 몇 퍼센트 더 있는지를 뜻한다. 설비예비율은 발전기 정비와 불시 고장, 수요 예측 오차를 감안해 정한다. 한국의 제11차 전력수급기본계획(2025년 2월 확정)은 기준 설비예비율로 단기(2024~2028년) 20퍼센트, 중기(2029~2032년) 21퍼센트, 장기(2033~2038년) 22퍼센트를 적용했다.

20년 전 교과서에서 이 체계는 공급 쪽 불확실성을 발전기 고장으로, 수요 쪽 불확실성을 기온과 경기로 다뤘다. 태양광과 풍력은 출력이 날씨에 따라 움직이므로 공급이면서 예측 오차의 원천이다. 계통 운영자가 보지도 지시하지도 못하는 계량기 뒤의 소규모 태양광은 수요를 깎는 효과로만 나타났다.

제주 출력제어 — 발전기를 세운 원인은 수요보다 경직된 공급이었다

출력제어는 계통 운영자가 발전기 출력을 강제로 줄이거나 멈추게 하는 조치다. 원인은 두 종류다. 계통 제약은 특정 선로나 변압기가 전력을 더 실어 나르지 못해 생기고, 수급 제약은 계통 전체에서 공급이 수요를 넘을 때 생긴다. 제주는 두 원인이 겹친 지역이다. 섬 전체 수요가 작고, 육지와는 HVDC 해저 케이블로만 연결되며, 그 케이블의 송전 능력과 운전 방식에 한계가 있었다.

제주의 출력제어는 2015년 3회에서 시작했다. 산업통상자원부는 2021년 4월 이 숫자가 2020년 77회까지 늘었다고 밝혔다. 전력거래소 집계를 인용한 2022년 보도에 따르면 2018년 15회, 2019년 46회였다. 2025년 10월 기후솔루션(주다윤)이 국회의원실 요청 자료로 정리한 표는 풍력과 태양광을 나누어 보여 준다. 풍력은 2020년 77회(19,449 MWh), 2021년 64회, 2022년 104회, 2023년 117회(26,201 MWh)였고, 태양광은 2020년 1회에서 2022년과 2023년 각각 64회로 늘었다.

제주 풍력 출력제어 횟수. 2015년은 산업통상자원부 발표(2021년 4월), 2018·2019년은 전력거래소 집계를 인용한 세계일보 보도(2022년 11월), 2020~2024년은 기후솔루션 「제주 출력제어 사례로 본 최소발전용량 하향 조정의 편익」(2025년 10월)의 표 1 풍력 값이다. 2024년 값은 8월까지이며 같은 수치가 2024년 8월 기준 보도에도 나온다.

출력제어가 수요 부족 때문이라고 보면 해법은 수요를 늘리거나 저장장치를 짓는 일이 된다. 기후솔루션 보고서는 다른 원인을 정량화했다. 계통 운영자는 재생에너지를 받아들이기 전에 반드시 켜 두어야 하는 발전기(필수운전 발전기)의 최소 출력을 먼저 확보한다. 최소발전용량은 개별 발전기가 환경 규제를 지키면서 안정적으로 운전하려면 유지해야 하는 최소 출력이다. 보고서가 정리한 계산식으로는 재생에너지 예상 발전량에서 수요 예측값과 필수운전 발전기 최소출력 합계, 연계선 최소 출력의 차이를 뺀 나머지가 출력제어 요구량이다. 수요가 같아도 필수운전 발전기의 하한이 높으면 재생에너지가 들어갈 자리가 줄어든다.

같은 보고서는 국내 발전기의 최소발전용량이 평균 50~60퍼센트로 해외 권고 수준인 20~40퍼센트보다 높다고 적었다. 전력당국은 2024년 4월부터 제주의 필수운전 발전기 일부에 최소발전용량보다 낮은 출력 하한을 새로 적용했다. 남제주 1·2호기는 60 MW에서 39 MW로, 제주복합 1·2호기는 78 MW에서 58 MW로 하한을 내렸다. 보고서는 2022년 9월~2024년 3월에 실제 일어난 출력제어 34,150 MWh를 대상으로, 이 하한이 미리 적용되었다면 얼마를 피할 수 있었는지 계산했다.

필수운전 발전기 출력 하한 시나리오별로 피할 수 있었던 출력제어량. 2022년 9월~2024년 3월 제주 풍력·태양광 출력제어 시점을 대상으로 발전기 조합을 추정한 사후 분석이며, 괄호 안은 분석 대상 34,150 MWh 대비 비율이다. 출처는 기후솔루션(2025년 10월) 그림 2와 본문.

2024년 4월 개정 하한만 적용해도 출력제어의 약 17퍼센트를 피할 수 있었고, 하한을 발전기 단위 용량의 20퍼센트까지 내리면 약 70퍼센트를 피할 수 있었다는 계산은 제주 출력제어의 상당 부분이 수요 부족보다 화력발전기의 운전 경직성에서 왔다는 뜻이다. 이 계산은 관측된 발전량에서 발전기 조합을 역산한 추정이며, 필수운전 지정 사유와 발전기별 최소발전용량은 전력당국이 영업비밀을 이유로 공개하지 않는다. 전력당국은 최소발전용량이 발전기의 기술 특성에서 나온 값이어서 낮추기 어렵다는 입장이다. 두 주장의 차이는 어느 쪽 숫자가 맞느냐보다, 필수운전과 최소출력을 정하는 근거가 공개 검증 대상인가라는 제도 문제로 귀결된다.

출력제어는 제주에만 머물지 않는다. 기후에너지환경부가 국회에 낸 자료를 다룬 2026년 4월 보도에 따르면 2025년 태양광 출력제어는 88회로 전년 31회의 두 배를 넘었고, 그 가운데 47회가 태양광이 몰린 호남에서 일어났다. 같은 해 원자력 발전기의 출력을 줄인 횟수도 3회에서 37회로 늘었다. 송전망 확충이 재생에너지 보급 속도를 따라가지 못하는 지역에서는 계통 제약 때문에 원전까지 출력을 줄였다.

강원도 대관령의 풍력발전기. 사진: wonjin, CC BY 2.0, 위키미디어 공용

예측 오차와 순부하 — 변동성이 운영의 시간 단위를 바꾼 이유

재생에너지가 많은 계통에서 운영자는 순부하를 맞춘다. 순부하는 전체 수요에서 태양광·풍력 발전량을 뺀 값으로, 나머지 조정 가능한 발전기가 채워야 하는 몫이다. 태양광이 많으면 순부하는 한낮에 깊게 내려갔다가 해 질 무렵 빠르게 올라간다. 캘리포니아 계통 운영자(CAISO)가 공개한 기록에서 3시간 동안의 가장 가파른 상승은 2025년 10월 5일 오후 2시 25분에 시작한 구간으로, 24,378 MWh로 집계되었다. 해가 기우는 세 시간 사이에 태양광이 빠진 자리를 가스 발전기, 저장장치, 수입 전력이 메워야 했다.

같은 계통에서 출력제어도 늘었다. 미국 에너지정보청(EIA)은 2025년 5월 CAISO 집계를 분석해 2024년에 계통 규모 풍력·태양광 발전량 340만 MWh를 출력제어했고, 이는 2023년보다 29퍼센트 많으며 그중 93퍼센트가 태양광이었다고 적었다. 같은 분석은 신뢰도 기준을 지키고 저녁 출력 상승에 대비하려고 낮에도 가스 발전기를 켜 두어 태양광을 줄이는 경우가 있다고 설명했다. 제주의 필수운전 하한과 같은 구조다.

예측 오차를 다루는 제도도 바뀌었다. 한국은 2020년 9월 전력시장운영규칙을 고쳐 재생에너지 발전량 예측제도를 도입했다. 20 MW 이상 태양광·풍력 사업자가 하루 전에 발전량을 예측해 제출하고 당일 오차율이 일정 범위 안에 들면 정산금을 받는 제도로, 2025년 개정에서 오차율 기준이 2퍼센트포인트 엄격해졌다.

텍사스 계통 운영자(ERCOT)는 예비력 상품을 새로 만들었다. 2023년 6월 도입한 ERCOT 비상 예비력 서비스(ECRS)는 20여 년 만에 처음 추가된 일일 조달 보조서비스다. ERCOT이 2024년 7월 공개한 자료에 따르면 2023년 6월부터 2024년 5월까지 ECRS는 52번 투입되었고, 그중 19번은 예측된 10분 순부하 상승을 메우는 데, 16번은 대형 발전기 탈락 뒤 주파수를 회복하는 데 쓰였다. 2023년 조달 비용은 6억 6,900만 달러였다. 예비력이 발전기 고장 대비에서 재생에너지 변동 대비로 용도를 넓힌 사례다.

변동을 흡수하는 자원으로는 배터리 저장장치가 가장 빠르게 늘었다. CAISO 지역의 설치 배터리는 2026년 1월 1일 기준 15,809.8 MW였다. NERC는 ERCOT 저장장치가 2026년 여름 18.9 GW, 2029년 25.2 GW로 늘 것으로 예상하며, 저장장치가 가장 많은 에너지를 내는 때가 해가 지면서 태양광이 빠지는 저녁 순부하 정점이라고 적었다. 한국의 제11차 전력수급기본계획은 2038년까지 장주기 저장장치 23 GW(육지 22.5 GW, 제주 0.5 GW)가 필요하다고 산정했고, 2028~2029년 필요분 2.1 GW는 2026년부터 해마다 0.5 GW 안팎씩 앞당겨 확보해 호남 등 계통 포화 지역에 먼저 넣기로 했다.

한국은 이 저장장치를 중앙계약시장으로 조달한다. 대형 저장장치에 장기 계약 수익을 경쟁 입찰로 보장하는 방식이다. 2023년 11월 제주에서 첫 입찰이 열렸고, 낙찰 사업자는 2024년 6월 한국전력·전력거래소와 15년 계약을 맺었다.

스위스 라인에크의 6.24MWh 배터리 저장 발전소. 사진: Kecko from Eastern Switzerland, CC BY 2.0, 위키미디어 공용

15분 실시간 시장과 재생에너지 입찰 — 제주 시범사업이 바꾼 것과 남긴 것

하루 전 시장만 있으면 당일의 예측 오차는 시장 밖에서 운영자의 지시로 해소된다. 출력제어가 바로 그 지시다. 전력거래소는 2024년 3~5월 모의운영을 거쳐 2024년 6월 1일부터 제주에서 실시간 시장, 예비력 시장, 재생에너지 입찰제도를 정식 시행했다. 실시간 시장은 15분마다 수급을 다시 계산해 하루 전 계획과 실제의 차이를 가격으로 정산한다. 재생에너지 입찰제도는 태양광·풍력 사업자가 하루 전 시장에 발전량과 가격을 입찰하게 해, 재생에너지도 화력발전기처럼 급전 지시를 받는 자원으로 만든다.

2026년 2차 제주 시범사업에는 단독형 9개, 여러 발전소를 묶은 집합형 21개 등 30개 급전 가능 재생에너지 자원이 참여했고 등록 설비용량은 628.3 MW였다. 2026년 4월부터 용량정산금은 성과연동형 용량가격계수(RPCF)를 곱해 계산한다. RPCF는 발전계획을 얼마나 정확히 제출하고 급전 지시를 얼마나 충실히 따랐는지로 자원마다 정하는 계수이며, 2026년 2차 산정에서 0.8684에서 1.1749까지 나왔다. 급전 지시를 받은 시간에 계획과 실제 발전량의 차이(임밸런스)는 1.5퍼센트 안에 들어야 하고, 지시가 없을 때는 6퍼센트가 허용 범위다. 같은 규모의 태양광이라도 예측 정확도와 지시 이행에 따라 받는 돈이 달라지는 구조는, 시장이 재생에너지의 조정 능력에 값을 매기기 시작했음을 보여 준다.

제도 효과에 대한 평가는 두 가지로 나뉜다. 2025년 7월 보도에서 제주도 관계자는 시범사업 초기를 제외하면 강제 출력제한이 한 건도 없었다고 설명했고, 기후솔루션 보고서의 표에서도 2024년 제주 출력제어 횟수는 크게 줄었다. 같은 보고서는 입찰 시장 도입 뒤 시장에서 낙찰받지 못해 줄어든 재생에너지 출력이 출력제어로 집계되지 않는다는 점을 지적했다. 강제 출력제어가 시장을 통한 출력 배제로 이름만 바뀌었다면, 출력제어 횟수의 감소는 재생에너지 수용량이 늘었다는 증거가 되지 못한다. 두 주장을 판정하려면 2024년 6월 이후 낙찰되지 않은 재생에너지 물량을 출력제어 통계와 같은 기준으로 공개해야 한다.

확률적 신뢰도 — 설비예비율에서 LOLE·LOLH·EUE로

설비예비율은 계산이 쉽고 직관적이다. 그러나 이 지표는 모든 설비가 최대수요 시점에 정격 출력을 낸다고 가정한다. 태양광은 여름 낮 최대수요에는 기여하지만 저녁 순부하 정점에는 거의 기여하지 못하고, 4시간짜리 배터리는 정점이 5시간 이어지면 마지막 한 시간을 메우지 못한다. 그래서 계획 기준은 확률 지표로 옮겨 가고 있다.

공급 지장을 재는 세 가지 확률 지표 LOLE(Loss of Load Expectation)는 1년 동안 공급 능력이 수요에 못 미치는 날이 며칠으로 기대되는지를 센다. 북미 대부분 지역의 기준인 "10년에 하루"가 LOLE 0.1일/년이다. LOLH(Loss of Load Hours)는 같은 계산을 시간 단위로 해 공급 부족 시간을 센다. EUE(Expected Unserved Energy)는 부족했던 시간마다 모자란 전력량을 더한 값(MWh)이며, 전체 전력량으로 나누면 정규화 EUE가 된다. LOLE는 부족이 일어난 날의 수만 세므로 한 시간 부족과 열 시간 부족을 구별하지 못한다. 저장장치처럼 지속 시간이 정해진 자원이 늘수록 LOLH와 EUE가 정보를 더 준다.

나라마다 쓰는 지표와 기준값이 다르다. 미국 뉴욕주신뢰도위원회(NYSRC)가 2020년 4월 정리한 비교에 따르면 북미 대부분 시장은 LOLE 0.1일/년을, 서유럽 여섯 나라는 LOLH 연 3~8시간을, 호주는 정규화 EUE 0.002퍼센트를 신뢰도 기준으로 쓴다. 한국에 대해서는 2008년 대한전기학회 하계학술대회 논문(박정제 등)이 설비 적정성 판단에 LOLE 0.5일/년 기준을 써 왔다고 적었다. 한국의 수급기본계획은 지금도 결과를 설비예비율로 표시하지만, 그 안에서 재생에너지는 피크 기여분만 공급 능력으로 계산한다. 제11차 계획에서 2038년 신재생 설비 125.9 GW(정격)는 여름 피크 실효용량으로 16.3 GW다. 산업통상자원부는 2017년 해명자료에서 태양광은 설비용량의 15퍼센트 안팎, 풍력은 2퍼센트를 피크 기여분으로 반영한다고 밝혔다.

자원별 피크 기여도를 확률 계산으로 정하는 방법이 유효부하보유능력(ELCC)이다. ELCC는 어떤 자원을 계통에 더했을 때 신뢰도 기준(예를 들어 LOLE 0.1일/년)을 유지하면서 추가로 감당할 수 있는 부하가 얼마인지를 계산해, 그 자원 1 MW가 몇 MW의 공급 능력과 같은지 표시한다. 미국 동부의 PJM이 2026/27년 용량 경매에 적용한 등급은 자원 종류별 차이를 보여 준다.

PJM이 2026/27년 기본 경매(BRA)에 적용한 ELCC 등급. 설비 1 MW에 곱해 경매에서 팔 수 있는 공급 능력(인정 UCAP)을 정한다. 출처는 PJM 「ELCC Class Ratings for the 2026/2027 Base Residual Auction」.

고정식 태양광의 8퍼센트와 원자력의 95퍼센트 사이에 4시간 저장장치 50퍼센트, 8시간 저장장치 62퍼센트가 놓인다. NERC는 PJM의 공급 부족 위험이 겨울철 이른 아침과 저녁에 가장 크다고 적었다. 그 시간대에는 태양광 출력이 거의 없으므로 태양광의 기여가 낮게 계산된다. 같은 설비라도 계통의 위험 시간대가 어디냐에 따라 공급 능력이 달라지므로, 설비 용량을 더하는 계산만으로는 계통이 충분한지 판단할 수 없다.

NERC는 2025년 장기 신뢰도 평가(LTRA, 2026년 1월 공개)에서 위험 판정에 LOLH와 정규화 EUE를 직접 썼다. 연간 LOLH가 2.4시간을 넘거나 정규화 EUE가 0.002퍼센트(20 ppm)를 넘으면 고위험, LOLH 0.1시간 미만이고 정규화 EUE 0.0002퍼센트 미만이면 정상으로 본다. 그 결과 23개 평가 지역 가운데 13곳에서 향후 10년 안에 자원 적정성 위험이 확인되었다.

NERC 「2025 Long-Term Reliability Assessment」 표 3·4·5의 기준 사례 확률 평가(ProbA) 결과. 각 지역의 현재 수요 전망과 자원 계획을 그대로 둔 계산으로, 장래 위험의 크기를 보이는 값이다. 2029년 세 지역 모두 고위험 범주에 든다.

NERC는 같은 보고서에서 ERCOT의 비겨울철 공급 부족 위험이 오후 9시 전후에 가장 높다고 적었다. 태양광 출력이 빠진 뒤에도 수요가 높게 남는 시간이다. NERC 신뢰도 평가 책임자 존 모라도 보고서 발표 자리에서 예비율 중심의 판단을 확률적 에너지 위험 분석으로 바꿔야 한다고 말했다.

두 계획 방식의 차이. 왼쪽은 20년 전 교과서의 수급계획과 급전 방식이고, 오른쪽은 NERC 2025년 장기 신뢰도 평가, PJM ELCC, 제주 실시간 시장이 쓰는 방식을 묶었다.

미국 시애틀시티라이트 전력 제어센터의 근무자(1979년 무렵). 사진: Seattle Municipal Archives from Seattle, WA, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

PJM 용량시장의 가격 상한 낙찰 — 대형 부하가 적정성 비용을 바꾼 기록

용량시장은 몇 년 뒤 정해진 양의 공급 능력을 내놓겠다는 약속에 값을 치르는 시장이다. 미국 동부와 중서부 13개 주와 워싱턴 DC를 운영하는 PJM은 인도 연도보다 앞서 기본 경매(BRA)를 열어 왔고, 필요 물량은 LOLE 0.1일/년을 맞추는 설비예비율에서 정한다.

PJM 기본 경매의 RTO 지역 낙찰 가격. 2015/16~2025/26년은 「2025/2026 Base Residual Auction Report」의 연도별 표, 2026/27~2028/29년은 각 연도 경매 보고서의 값이다. 2025/26년부터는 ELCC 기반 인정 UCAP 기준이어서 이전 연도와 물량 정의가 다르다.

2024/25년분 MW·일당 28.92달러였던 낙찰 가격은 2025/26년분 269.92달러로 9배가 넘게 올랐다. PJM은 이후 경매에 가격 상한과 하한을 두었고, 2026/27년분(329.17달러), 2027/28년분(333.44달러), 2028/29년분(325.00달러)은 모두 상한에서 낙찰되었다. 2027/28년분과 2028/29년분에서는 상한에서도 물량이 모자랐다. 2028/29년분 경매의 확보량은 신뢰도 요구량보다 6,831.3 MW 적었고, 예비율은 목표치 20퍼센트에 못 미치는 14.4퍼센트였다. PJM 보고서는 2027/28년분 신뢰도 요구량 증가분 가운데 수요 전망 5,249.9 MW 증가가 주로 대형 부하에서 왔다고 적었다.

PJM 시장감시기관(Monitoring Analytics)은 2026년 7월 회의 자료에서 비용을 나누어 계산했다. 2028/29년분 용량시장 요금 164억 달러 가운데 63억 달러(38.2퍼센트)가 데이터센터 부하 때문이었고, 최근 네 차례 경매를 합하면 294억 달러(46.2퍼센트)였다. 경매 수요 전망에 들어간 데이터센터 부하는 2025/26년분 7,927 MW에서 2028/29년분 21,470 MW로 늘었다. 시장감시기관은 데이터센터 부하를 기존 용량시장에서 떼어 별도 경매로 조달해야 한다는 입장을 냈으며, 이는 대형 부하가 늘어나는 비용을 누가 부담하느냐가 신뢰도 기준과 같은 무게의 계획 문제가 되었다는 뜻이다.

164억 달러는 낙찰 물량에 가격을 곱한 값이며, PJM 보고서는 자체 발전이나 양자 계약으로 위험을 회피한 부하는 이 가격에 노출되지 않으므로 소비자 부담 총액과 같지 않다고 적었다. 그래도 상한 가격에서 공급 능력이 2년 연속 모자랐다는 사실은 수요 증가가 발전기 건설보다 빨랐음을 보여 준다.

미국 버지니아주 애시번 일대의 데이터센터 건물들을 하늘에서 본 모습. 사진: Theodore Christopher, CC0, 위키미디어 공용

대형 부하 — 연계 대기열과 계통 고장 때의 거동

국제에너지기구(IEA)는 2025년 4월 보고서 「Energy and AI」에서 세계 데이터센터 전력 소비가 2024년 약 415 TWh(세계 전력 소비의 약 1.5퍼센트)였고 2030년 약 945 TWh로 두 배 넘게 늘 것으로 전망했다. 미국에서는 2030년까지 전력 수요 증가분의 절반 가까이가 데이터센터에서 나온다. 같은 보고서는 계통 연계 대기열이 길어서 계획된 데이터센터 사업의 약 20퍼센트가 늦어질 위험이 있다고 적었다.

연계 요청의 급증과 텍사스의 대응

대형 부하 연계 요청은 발전기 연계 요청보다 빠르게 늘었다. ERCOT이 추적하는 75 MW 이상 대형 부하의 연계 요청은 2024년 12월 63 GW에서 2025년 11월 약 226 GW로 늘었고, 2026년 6월에는 약 474 GW에 이르렀다. ERCOT 최고 기록 수요(2023년 8월 85,508 MW)의 다섯 배가 넘는 양이다. 부하 연계 요청에는 발전기 연계와 달리 표준화된 공개 요건이 없었으므로, 이 가운데 실제로 들어올 양을 가려내는 것이 계획의 첫 과제가 되었다.

ERCOT 대형 부하 연계 요청량. ERCOT 최고경영자의 2025년 12월 보고 자료(2024년 12월·2025년 11월 값), 2026년 4월 텍사스 상원 보고(2026년 3월 26일 기준), 2026년 7월 상원 보고(2026년 6월 기준)에서 확인한 값이다. 데이터센터 비중은 2025년 11월 약 73퍼센트였다.

텍사스 의회는 2025년 상원 법안 6호(SB 6)로 대응했고, 주지사는 2025년 6월 20일 서명했다. 이 법은 한 지점 75 MW 이상의 신규·증설 부하에 대해 최소 10만 달러의 사전 계통 검토 비용, 부지 확보 증명, MW당 재무 보증, 다른 지역 중복 신청의 공개를 요구하도록 텍사스 공공사업위원회(PUCT)에 위임했다. 2025년 12월 31일 이후 연계되는 대형 부하는 계통 비상 때 ERCOT이 직접 부하를 끊을 수 있는 설비를 갖춰야 하며, 부하 절반 이상을 감당하는 자가 비상발전기가 있으면 비상 때 그 발전기로 전환하라는 지시를 받을 수 있다. PUCT가 2026년 3월 공개한 규칙안은 요청 첨두부하 MW당 5만 달러의 보증금을 제시했다. ERCOT은 개별 신청을 하나씩 검토하던 방식을 6개월마다 신청을 묶어 함께 검토하는 일괄 검토로 바꾸고 있다.

이 법의 효과는 NERC의 확률 평가에도 반영되었다. NERC 2025년 장기 신뢰도 평가는 ERCOT이 비상 때 새 대형 부하를 끊을 권한을 얻으면서, 수요 반응(수요자원)으로 계산되는 양이 2026년 여름 13.3 GW에서 2030년 53.1 GW로 늘었다고 적었다. 부하를 끊을 수 있는 권한이 공급 능력처럼 계산되었다.

고장 몇십 밀리초에 1,500 MW가 빠진 사건

대형 부하는 규모와 함께 고장 때의 거동도 문제가 된다. NERC 사건 검토 보고서(2025년 1월)에 따르면 2024년 7월 10일 오후 7시께 미국 동부 연계계통의 230 kV 송전선로에서 피뢰기가 고장 나 영구 고장이 났다. 선로 양단의 자동 재폐로 장치가 세 번씩 다시 투입을 시도하면서 82초 동안 여섯 번의 고장이 이어졌다. 재폐로는 일시 고장이면 선로를 바로 되살리려고 차단기를 자동으로 다시 닫는 기능이다. 보호계전 시스템은 고장마다 42~66밀리초 만에 정상 제거했고, 부하 지역 전압은 고장 중 0.25~0.40 pu까지 내려갔다.

같은 시각 그 지역에서 약 1,500 MW의 부하가 줄었다. 전력회사 설비는 아무것도 끊지 않았다. 데이터센터 쪽 보호·제어 장치가 부하를 무정전전원장치(UPS)와 비상발전기로 넘겼다. NERC가 2025년 4월 미국 연방에너지규제위원회(FERC)에 보고한 자료에 따르면 감소는 25개 변전소의 60개 부하 지점에 걸쳐 있었다. 계통 주파수는 60.047 Hz까지 올랐고, 230 kV 전압은 1.07 pu까지 올라 운영자가 병렬 커패시터를 빼서 전압을 낮췄다. 세 번째 재폐로 때 빠진 약 1,260 MW는 몇 시간 동안 돌아오지 않았다. NERC는 원인을 선로 재폐로 순서와 데이터센터 제어의 상호작용으로 정리했다. 많은 데이터센터가 1분 안에 전압 강하를 세 번 감지하면 비상 전원으로 넘어가 수동으로 되돌릴 때까지 머무는 계수 방식을 쓰고 있었다.

버지니아 북부에서 계통 고장 때 데이터센터 부하가 고객 쪽 보호 동작으로 줄어든 사례. 2024년 7월은 NERC 사건 검토 보고서(2025년 1월), 2025년 2월은 NERC의 FERC 보고 자료(2025년 4월), 2026년 4월과 7월은 NERC 「Reliability Insights」(2026년 9월)의 값이다.

발전기는 고장 중에도 계통에 남아 있으라는 운전 유지 기준을 지키지만, 부하에는 그런 의무가 없었다. 계통 계획은 대형 발전기 탈락을 상정해 왔고 동시다발적 부하 탈락은 상정하지 않았다. 같은 회로의 데이터센터들은 같은 전압 강하에 같이 반응하므로 공통 원인 고장이 된다. NERC는 2026년 9월 자료에서, 데이터센터들이 전압 강하를 세는 시간과 횟수 기준을 바꾼 뒤 같은 지역에서 비슷한 고장이 난 2026년 4월 18일에는 지속 감소가 약 500 MW에 그쳤다고 적었다. 그러나 2026년 7월에는 버지니아에서 4 GW에 가까운 고객 쪽 부하 감소가 다시 일어났다.

규제는 권고에서 의무로 바뀌는 중이다. NERC는 2026년 5월 4일 연산 부하(데이터센터·가상화폐 채굴 등)에 관한 3단계 경보를 내려, 송전 계획·운영 기관에 모델 자료 목록 작성, 연 1회 이상 안정도 여유 검토, 시운전 절차, 고장 기록 장치 설치, 연산 부하와의 운영 연락 체계 등 일곱 가지 필수 조치를 요구했다. FERC는 2026년 7월 16일 명령(Docket RD26-7-000)으로 NERC에 연산 부하에 관한 의무 신뢰도 기준을 2026년 12월 31일까지 제출하라고 지시했다.

한국의 대형 부하 연계 심사

한국에서는 2024년 6월 시행된 분산에너지 활성화 특별법이 10 MW 이상 신규 전기사용 계약에 전력계통영향평가를 받게 했다. 계통에 미치는 영향을 미리 평가해 수전 여부를 정하는 절차다. 기후에너지환경부 자료를 분석한 2026년 5월 보도에 따르면 2024년 8월부터 2026년 3월까지 데이터센터의 1차 기술검토 신청 736건 가운데 522건(71퍼센트)이 수도권이었고, 수도권 신청 중 279건(53.4퍼센트)이 공급 불가 판정을 받았다. 비수도권은 214건 중 187건이 공급 가능 판정을 받았다. 같은 보도는 이 평가가 법정 고시 없이 2년째 시범 운영 상태라고 전했다. 텍사스는 연계를 받되 비상 때 끊을 권한을 확보했고, 한국은 연계 지점을 심사로 걸러 계통 여유가 있는 지역으로 보낸다.

미국 아칸소주 리틀록 부근 메이블베일의 500kV/161kV 변전소. 사진: Nickthestick26, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

데이터센터에 설치 중인 500kVA 무정전전원장치(UPS). 사진: Cgxke, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

남은 과제 — 측정 기준, 경직성 공개, 부하 거동 기준

첫째 과제는 무엇을 셀지 정하는 일이다. 출력제어 통계는 시장 제도가 바뀌면 정의가 달라지므로, 강제 출력제어와 낙찰 실패로 줄어든 물량을 합산한 지표가 필요하다. 신뢰도도 LOLH나 EUE처럼 시간대별 부족을 재는 지표로 공표해야 저녁 순부하 정점과 겨울 새벽의 위험이 계획에 들어간다.

둘째 과제는 경직성의 근거를 공개하는 일이다. 필수운전 지정 사유와 발전기별 최소출력, 연계선의 최소 운전 조건은 출력제어량을 직접 정한다. 이 값들이 영업비밀로 남아 있으면 출력제어를 줄이는 가장 값싼 수단이 무엇인지 외부에서 검증할 수 없다. 2024년 4월 제주 발전기들의 하한이 규칙 개정 한 번으로 8~35퍼센트 내려간 사례는 이 값이 운전 방식과 규칙으로 바꿀 수 있는 변수임을 보여 준다.

셋째 과제는 대형 부하의 거동 기준이다. 인버터 기반 발전기에 적용되는 고장 시 운전 유지 기준(6편 「인버터 시대의 보호와 계통연계기준」에서 다룬 내용)과 같은 종류의 요건이 대형 부하에도 필요해졌다. 버지니아 사례는 데이터센터의 보호 설정을 바꾸는 것만으로 탈락량이 1,500 MW에서 500 MW로 줄 수 있음을 보였다. 계통 해석 시뮬레이션이 조류해석부터 실효값 해석, EMT 해석까지 대형 부하를 전압과 주파수에 반응하는 동적 모델로 다루어야 하며, ERCOT이 일괄 검토 대상 부하에 동적 모델 제출을 요구한 것도 이 때문이다.

LS전선이 만든 345kV 초고압 케이블. 사진: Lsgeeks, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

넷째 과제는 비용 배분이다. 대형 부하가 늘린 적정성 비용이 기존 소비자에게 넘어가면 신뢰도 기준과 요금 부담이 충돌한다. 텍사스의 보증금과 비상 차단 의무, PJM 시장감시기관의 별도 경매 제안, 한국의 계통영향평가는 이 비용을 부하 사업자 쪽으로 옮기려는 장치다.

20년 전 교과서와 지금 — 수급 운영과 계획의 기준이 바뀐 자리

항목	20년 전 교과서	지금
운영 대상	전체 수요를 발전기 조합으로 맞춘다	전체 수요에서 태양광·풍력을 뺀 순부하를 맞추고, 저녁 상승 구간을 따로 관리한다
시장 시간 단위	하루 전 시장, 시간 단위 계획	하루 전 시장에 15분(제주)·5분(ERCOT) 실시간 시장과 예비력 시장을 더한다
재생에너지의 지위	급전 대상 밖의 소규모 전원, 계량기 뒤 태양광은 수요 감소로 나타남	발전량을 예측·입찰하고 급전 지시를 받으며, 예측 정확도와 이행 성과로 정산금이 달라진다
공급 과잉 대응	드문 경부하 운전 문제	봄·가을 낮의 반복적 출력제어, 필수운전 최소출력과 송전 제약이 원인으로 등장
예비력의 용도	대형 발전기 고장 대비	재생에너지 예측 오차와 10분 순부하 상승 대비까지 포함(ERCOT ECRS)
설비 계획 지표	최대수요 대비 설비예비율, LOLE	LOLH·EUE 같은 시간대별 지표와 자원별 ELCC
대형 부하	수요 예측의 한 항목, 고장 때 계통에 남는 것으로 가정	연계 대기열 관리, 비상 차단 의무, 고장 시 거동 기준, 비용 배분이 계획 과제

결론 — 신뢰도의 단위가 설비 용량에서 시간대별 조정 능력으로 바뀌었다

이 편에서 본 사례들은 같은 방향을 가리킨다. 제주의 출력제어는 수요 부족만큼이나 필수운전 발전기의 경직성에서 나왔고, 하한을 낮추는 계산만으로 출력제어의 17~70퍼센트를 피할 수 있었다. 15분 실시간 시장과 재생에너지 입찰은 출력제어를 가격과 정산으로 바꾸었고, 같은 설비라도 예측 정확도와 지시 이행에 따라 정산금을 다르게 받게 했다. 확률 평가는 PJM에서 태양광 1 MW를 8~11퍼센트, 4시간 저장장치를 50퍼센트로 인정하고, NERC는 시간 단위 공급 지장(LOLH)으로 위험 지역을 판정한다. 수요 쪽에서는 PJM 용량 가격이 상한에 묶인 채 물량이 모자랐고, 버지니아의 데이터센터 부하는 계통 고장 때 한꺼번에 빠져 발전기 탈락과 같은 종류의 사고를 만들었다.

이 사례들을 묶는 판단은 하나다. 재생에너지와 대형 부하가 함께 늘어난 계통에서 신뢰도는 설비 용량의 합으로 정해지지 않고, 위험이 몰린 시간대에 출력과 부하를 얼마나 정확하고 빠르게 조정할 수 있느냐로 정해진다. 그래서 운영은 예측과 실시간 정산의 시간 단위를 줄이고, 계획은 시간대별 확률 지표와 자원별 기여도로 바뀌며, 시장은 조정 능력과 그 이행 성과에 값을 매긴다.

이 재설계에서 기술 문제와 제도 문제는 분리되지 않는다. 최소출력 하한은 발전기 공학의 값이면서 공개 여부가 제도의 문제이고, 데이터센터의 전압 강하 계수 설정은 장비 설정이면서 신뢰도 기준의 적용 범위 문제다. 20년 전의 수급 계획은 발전기 목록과 수요 전망만으로 답을 낼 수 있었지만, 지금의 계획은 발전기·저장장치·부하의 동적 거동과 그 거동을 강제하는 규칙을 함께 계산해야 답이 나온다. 다음 편이 다루는 사이버보안과 재난 회복력도 같은 질문, 곧 위험이 닥친 시간에 계통이 실제로 조정 능력을 쓸 수 있느냐는 질문의 다른 면이다.

12편. 전력망 사이버보안과 재난 회복력 — 원격 제어되는 설비와 극한 기상에 함께 노출된 계통

2015년 우크라이나 배전망 공격에서 2025년 인버터 속 미확인 통신장치 보도까지 전력 제어시스템을 겨냥한 사건을 따라가고, 2021년 텍사스 한파와 2025년 런던 변전소 화재, 산불과 예방 단전을 같은 틀에서 살펴 보안과 회복력이 왜 설계 요건이 되어야 하는지 정리한다.

2015년 12월 23일 오후 3시 35분 무렵 우크라이나 키이우 지역 배전회사 키이우오블에네르고의 변전소들이 원격 명령으로 계통에서 떨어지기 시작했다. 이 회사에서만 110kV 변전소 7곳과 35kV 변전소 23곳이 세 시간 동안 끊겼다. 30분 사이에 다른 배전회사 두 곳도 같은 방식으로 공격을 받았고, 세 회사를 합쳐 약 22만 5천 고객이 정전을 겪었다. 사이버 공격이 전력망 운전을 멈춘 첫 공개 사례였다.

2021년 2월 15일 새벽 텍사스에서는 공격자 없이 계통이 붕괴 직전까지 갔다. 영하의 기온에 발전기 계측 배관이 얼고 천연가스 공급이 끊기면서 발전기가 잇따라 멈췄고, 운영자는 최대 20,000MW의 부하를 끊어야 했다. 두 사건의 원인은 다르지만 계통에 남긴 질문은 같다. 설계에서 가정하지 않은 사건을 만났을 때 계통이 얼마나 버티고 얼마나 빨리 돌아오는가.

전력망은 통신으로 원격 제어되는 수많은 설비와 극한 기상에 동시에 노출되어 있으므로, 보안과 회복력은 사고 뒤에 덧붙이는 대책으로는 부족하고 설비를 고르고 계통을 설계하는 단계의 요건으로 들어가야 한다.

복습 — 원격 감시제어 구조와 주파수가 무너지는 경로

20년 전 교과서에서 계통 운영은 급전소의 에너지관리시스템(EMS, Energy Management System)이 맡는 일이었다. 급전소는 변전소와 발전소에 설치된 원격 단말장치(RTU, Remote Terminal Unit)에서 전압, 전류, 차단기 상태를 받아 화면에 띄우고, 운전원이 화면에서 명령을 내리면 같은 통신 경로로 차단기를 열고 닫는다. 이 기능을 SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition, 원격 감시제어 및 데이터 취득)라 한다. 배전 쪽에서는 배전관리시스템(DMS)이 같은 일을 한다.

SCADA가 RTU와 주고받는 통신 규약으로 유럽과 한국은 국제전기기술위원회(IEC)의 IEC 60870-5-101(직렬)과 104(TCP/IP)를, 북미는 DNP3를 주로 쓴다. 변전소 안 통신은 2000년대 이후 IEC 61850이 맡는다. 이 규약들은 전용망 안에서만 쓰인다고 가정해 명령을 보낸 쪽을 확인하는 인증 절차를 두지 않았다. 규약을 아는 사람이 망에 들어오면 정당한 명령과 같은 명령을 보낼 수 있다.

차단기 하나가 열리는 일이 대정전으로 번지는 경로는 기초 전력공학의 주파수 균형으로 설명된다. 교류계통 주파수는 발전과 부하가 같을 때 정격값(한국 60Hz, 유럽 50Hz)을 유지한다. 발전이 갑자기 줄면 회전자의 운동 에너지가 빠져나가며 주파수가 떨어진다. 주파수가 일정 값 아래로 내려가면 발전기 보호용 저주파 계전기가 발전기를 계통에서 떼어 내고, 이를 막으려고 부하 차단 계전기가 미리 정한 비율의 부하를 끊는다. 공격이든 한파든 다수의 발전 설비가 한꺼번에 빠지면 같은 경로로 계통 전체가 위협받는다.

일본 요코스카 미 해군 기지의 전력 급전 담당자가 감시제어 장치를 조작하는 모습(2011년 3월). 사진: U.S. Navy photo by Joe Schmitt, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

우크라이나 2015·2016 — 제어시스템의 정상 기능이 정전을 일으킨 첫 사례

북미 전력 정보공유분석센터(E-ISAC)와 미국 보안교육기관 SANS가 2016년 3월 18일 낸 분석 보고서에 따르면 공격자는 정전보다 여섯 달 이상 앞서 업무망에 들어왔다. 첫 단계는 악성코드 블랙에너지3(BlackEnergy 3)를 심은 문서를 첨부한 이메일이었다. 공격자는 감염된 업무망에서 계정과 비밀번호를 수집한 뒤, 제어망으로 이어지는 가상사설망(VPN) 접속을 그 계정으로 이용했다.

정전을 일으킨 수단은 악성코드가 아니었다. 공격자는 세 회사가 쓰는 서로 다른 배전관리시스템의 화면을 익힌 다음, 운전원과 같은 방식으로 화면에서 차단기를 열었다. 보고서는 이렇게 정리했다.

It is extremely important to note that neither BlackEnergy 3, unreported backdoors, KillDisk, nor the malicious firmware uploads alone were responsible for the outage.

블랙에너지3도, 보고되지 않은 뒷문도, 킬디스크도, 악성 펌웨어 업로드도 그 하나만으로 정전을 일으킨 것이 아니라는 점에 유의해야 한다.
E-ISAC·SANS, 『Analysis of the Cyber Attack on the Ukrainian Power Grid: Defense Use Case』, 2016년 3월 18일, 12쪽

차단기를 연 뒤의 공격은 복구를 늦추는 데 집중되었다. 공격자는 변전소의 직렬 통신을 이더넷으로 바꿔 주는 변환 장치에 악성 펌웨어를 올려, 운전원 컴퓨터를 되살려도 원격 명령이 변전소에 닿지 못하게 했다. 이어 킬디스크(KillDisk)로 운영용 컴퓨터를 지웠고, 한 회사에서는 무정전전원장치(UPS) 설정을 바꿔 회사 건물 전원까지 끊었으며, 고객센터 회선을 전화로 막았다. 보고서 집계로 최소 27곳의 변전소가 정지했다.

2015년 12월 23일 우크라이나 배전회사 세 곳에 대한 공격의 단계. E-ISAC·SANS 분석 보고서(2016년 3월)의 서술을 정리했으며, 변전소 27곳은 보고서가 확인한 최소값이다.

운전원이 변전소로 가서 차단기를 손으로 닫았고 정전은 몇 시간 안에 끝났다. 수동 운전 경험과 인력이 남아 있었던 덕이다. 그러나 미국 산업제어 보안업체 드라고스(Dragos)의 2017년 보고서는 펌웨어가 파괴된 탓에 일부 지역에서는 자동 원격 제어를 최대 1년 가까이 되찾지 못했다고 적었다.

1년 뒤인 2016년 12월 17일에는 키이우의 송전 변전소 한 곳이 멈춰 수도 일부가 약 한 시간 정전되었다. 슬로바키아 보안업체 ESET은 2017년 6월 백서 『Win32/Industroyer: A new threat for industrial control systems』에서 이 사건에 쓰인 것으로 보이는 악성코드 인더스트로이어(Industroyer)를 분석했다. 이 악성코드는 화면 조작 없이 스스로 전력 통신 규약으로 명령을 보냈다. IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104, IEC 61850, OPC DA 네 가지 규약을 다루는 모듈이 있었고, 지멘스 SIPROTEC 계열 보호계전기를 응답하지 않게 만드는 공격 도구(취약점 CVE-2015-5374 이용)도 들어 있었다. 드라고스는 같은 악성코드를 크래시오버라이드(CRASHOVERRIDE)라 부르며 DNP3 모듈만 덧붙이면 북미 계통에도 쓸 수 있다고 평가했다.

미국 법무부는 2020년 러시아군 정보총국(GRU) 74455부대 소속 장교 여섯 명을 이 공격과 다른 사이버 공격 혐의로 기소했다. 보안업계는 이 부대를 샌드웜(Sandworm)이라 부른다.

우크라이나 페르보마이스케의 배전 변전소. 사진: Хікматова, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

2022년 이후 — 전용 악성코드에서 운영 프로그램 자체를 쓰는 공격으로

러시아의 우크라이나 침공 뒤 공격은 두 번 더 확인되었다. ESET은 우크라이나 컴퓨터비상대응팀(CERT-UA)과 함께 2022년 4월 12일 인더스트로이어2(Industroyer2)를 공개했다. 이 악성코드는 2022년 4월 8일 협정세계시 16시 10분에 실행되도록 예약되어 있었고, 고압 변전소의 보호계전기 등에 IEC 60870-5-104 명령을 보내도록 설정되어 있었다. 10분 뒤에는 캐디와이퍼(CaddyWiper)가 흔적을 지우도록 예약되어 있었다. 2022년 판은 2016년 판과 달리 한 가지 규약과 표적 설정값만 담았다.

같은 해 10월의 공격은 더 간단했다. 미국 보안업체 맨디언트(Mandiant)는 2023년 11월 9일 공개한 분석에서, 샌드웜이 2022년 6월 이전부터 우크라이나 한 기반시설 기관의 망에 들어와 변전소 SCADA를 운영하는 가상화 서버에 최대 3개월간 접근했다고 밝혔다. 10월 10일 공격자는 원격감시제어 프로그램 마이크로SCADA(MicroSCADA)에 원래 들어 있는 명령 실행 도구로 차단기 개방 명령을 보냈고, 계획에 없던 정전이 났다. 이 정전은 우크라이나 전역에 대한 대규모 미사일 공격과 같은 시기였다.

맨디언트는 시스템에 이미 있는 도구로 공격하는 이 방식을 리빙 오프 더 랜드(LotL, Living off the Land)라고 불렀다. 새 파일이 들어오지 않으므로 악성코드 탐지 프로그램으로는 찾기 어렵다. 이때 정상 명령과 악성 명령을 가르는 근거는 그 명령이 언제, 누구에게서, 어떤 맥락으로 나왔는가뿐이다. 우크라이나의 네 사건은 공격자가 제어시스템의 정상 기능을 배우고 그 기능으로 차단기를 여는 쪽으로 옮겨 왔음을 보여 주며, 이 경우 경계 방화벽과 악성코드 탐지만으로는 막을 수 없다.

같은 방식은 미국에서도 확인되었다. 미국 사이버보안·기반시설보안청(CISA), 국가안보국(NSA), 연방수사국(FBI) 등은 2024년 2월 7일 공동 권고문 AA24-038A에서 중국 정부가 지원하는 집단 볼트 타이푼(Volt Typhoon)이 통신·에너지·교통·상하수도 분야 기관의 망에 들어와 있으며, 일부 기관에서는 최소 5년 동안 접근을 유지했다고 밝혔다. 권고문은 이 집단이 업무망에서 제어망으로 옮겨 가 설비를 교란할 수 있도록 미리 자리를 잡아 두고 있다고 평가했고, 활동 방식도 LotL로 규정했다.

한국의 공개 사례는 정전으로 이어지지 않았다. 2014년 12월 한국수력원자력 사건에서 범인은 원전 도면 등 94개 파일을 공개하며 가동 중단을 요구했다. 정부 합동수사단은 2015년 3월 17일 자료가 협력사와 전·현직 임직원의 이메일 해킹으로 유출되었고, 직원 3,571명에게 보낸 악성 메일로 컴퓨터 8대가 감염되었다고 밝히며 북한 해커조직의 소행으로 판단했다.

러시아의 로켓 공격을 받은 우크라이나 하르키우주 즈미이우 화력발전소(2022년 9월 11일). 사진: National Police of Ukraine, CC BY 4.0, 위키미디어 공용

전력 제어시스템과 인버터를 겨냥한 사이버 사건 연표. 출처는 합수단 발표 보도(2015년 3월), E-ISAC·SANS 보고서, ESET·드라고스·맨디언트 분석, CISA 권고문 AA24-038A, 포어스카우트 보고서, 로이터 보도(2025년 5월 14일)다.

인버터가 공격 대상이 된 이유 — 원격 펌웨어, 제조사 클라우드, 공급망

2015년의 공격 대상은 전력회사 한 곳의 제어실이었다. 지금 계통에는 그 제어실 밖에서 원격으로 조작되는 설비가 수백만 대 붙어 있다. 태양광 인버터는 패널의 직류를 교류로 바꾸는 전력변환장치이면서 인터넷에 연결된 컴퓨터다. 제조사는 발전량 감시, 고장 진단, 펌웨어 갱신, 계통연계 설정 변경을 원격으로 하려고 인버터를 자사 클라우드 서버에 연결한다. 이 구조에서는 제조사 서버 한 곳이 인버터 수십만 대의 출력 설정을 바꿀 수 있다.

2025년 3월 27일 미국 보안업체 포어스카우트(Forescout)는 보고서 『SUN:DOWN』에서 세계 10대 태양광 인버터 제조사 가운데 선그로우(Sungrow), 그로와트(Growatt), SMA 세 곳의 제품에서 새 취약점 46건을 공개했다. 일부 취약점으로는 클라우드를 거쳐 다른 사용자의 인버터를 장악하거나 원격으로 코드를 실행할 수 있었다. 앞서 공개된 태양광 설비 취약점 93건은 80%가 높음 또는 치명 등급이었고 감시 장치(38%)와 클라우드 서버(25%)에 몰려 있었다.

2018년 미국 프린스턴대학교의 솔탄(Saleh Soltan) 등은 유즈닉스 보안 학회(USENIX Security 2018)에서 전력 소비가 큰 인터넷 연결 가전을 한꺼번에 조종하면 국지 정전이나 대정전을 일으킬 수 있다는 모의 결과를 발표했다. 인버터에도 같은 원리가 적용된다.

위험의 크기는 계통의 기준 사고 용량과 비교하면 가늠할 수 있다. 유럽 송전망운영자연합(ENTSO-E)은 대륙 유럽 동기계통의 1차 주파수 예비력을 정하는 기준 사고를 3,000MW로 잡는다. 유럽 태양광 업계 단체 솔라파워유럽(SolarPower Europe)이 DNV에 맡긴 보고서(2025년 4월 29일 발표)는 3GW를 장악하는 표적 공격이 유럽 계통에 큰 영향을 줄 수 있고, 제조사 십수 곳이 이미 각각 3GW를 훨씬 넘는 설치 용량을 다룬다고 밝혔다.

대륙 유럽 계통의 기준 사고 용량과 태양광 용량의 비교. 3GW는 ENTSO-E의 1차 예비력 산정 설명 자료, 200GW 이상(유럽태양광제조협의회 추정)과 338GW(솔라파워유럽 집계, 2024년 말)는 로이터 보도(2025년 5월 14일)에 실린 값이다.

공급망 문제는 2025년 5월 14일 로이터 보도로 드러났다. 미국 전문가들이 장비를 분해해 점검하다가 일부 중국산 태양광 인버터에서 제품 문서에 없는 통신장치를 찾았고, 여러 중국 업체의 배터리에서도 휴대전화 통신 모듈 같은 문서에 없는 장치가 나왔다는 내용이다. 미국 에너지부는 악의 여부를 단정하지 않으면서 소프트웨어 구성요소 명세서(SBOM)와 계약 조건으로 대응하고 있다고 답했다. 같은 보도는 2024년 11월 미국 등지의 태양광 인버터가 중국에서 원격으로 꺼진 일이 있었다고 전했다.

나라마다 대응이 시작되었다. 리투아니아 의회는 2024년 11월 12일 찬성 79표로 전기법을 고쳐 100kW를 넘는 태양광·풍력 발전소와 배터리의 제어시스템에 중국 기업이 원격 접속하지 못하게 했다. 유럽연합 집행위원회의 스마트에너지 전문가그룹은 2026년 가을 보고서에서 인버터를 사이버복원력법(CRA, Cyber Resilience Act, 규정 (EU) 2024/2847)의 2등급 중요 제품으로 지정해 제3자 인증을 받게 하고, 고위험 공급자의 부품 사용을 제한하라고 권고했다.

한국에서도 같은 문제가 제기되었다. 산업통상자원부는 2025년 5월 주요 태양광 기업과 회의를 열어 인버터 보급 현황과 보안 위협을 점검했지만 전수조사 계획은 없다고 밝혔다. 코리아중앙데일리는 국내 유통 인버터의 최대 95%가 중국산이며 국내 기업 상표로 팔린다고 보도했다. 2026년 5월 8일 기후에너지환경부는 한국전력, 한국에너지공단과 국내 제조사가 참여하는 태양광 인버터산업 발전협의체를 발족했고, 한국전력은 보안 강화형 차세대 태양광 인버터 개발 계획을 발표했다. 인버터 보안은 개별 제품의 결함 문제를 넘어, 수많은 소규모 설비가 몇몇 제조사 서버를 거쳐 한꺼번에 조작될 수 있다는 계통 차원의 문제다.

에스토니아 팔디스키 태양광 발전소의 인버터와 패널 지지대. 사진: Lauri Veerde, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

보안 표준과 규제 — IEC 62351, NERC CIP, 유럽 망 규정

통신 규약에 인증이 없다는 문제에 대한 표준의 답은 IEC 62351이다. 이 시리즈는 전력 통신 규약을 정하는 IEC 기술위원회 TC 57이 만든다. TCP/IP로 오가는 통신에는 62351-3이 전송 계층 암호화(TLS) 적용 방법을 정하고, 62351-5는 60870-5와 DNP3 명령에 인증을 붙이며, 62351-6은 변전소 안 보호 신호(GOOSE)와 샘플값(SV) 메시지의 인증을 다룬다. 62351-8은 역할에 따라 권한을 나누는 접근 제어를, 62351-9는 암호 키와 인증서의 관리를 정한다.

IEC 62351 시리즈의 각 부가 보호하는 통신. IEC 61850 사용자 그룹 사이트의 「IEC 62351 Standards」 설명과 IEC 웹스토어의 IEC 62351:2026 묶음 목록을 기준으로 정리했다.

표준이 있어도 현장 적용은 느리다. 보호 신호에는 시간 제약이 있다. 스페인 국가사이버보안연구소(INCIBE)의 해설에 따르면 IEC 61850은 일부 GOOSE 메시지의 최대 지연을 4ms로 정하므로 지연을 늘리는 암호화는 쓰기 어렵고, IEC 62351은 GOOSE에 대해 디지털 서명으로 출처를 확인하는 인증을 제시했다. 계전기가 이 계산을 하려면 하드웨어를 바꾸고 인증 시험을 다시 거쳐야 한다. 변전소 설비의 교체 주기가 수십 년이므로 인증 기능이 없는 장비가 오래 남는다.

북미는 규제로 접근했다. 미국 연방에너지규제위원회(FERC)는 2008년 북미전력신뢰도공사(NERC)의 첫 사이버보안 기준을 승인했고, 이 기준은 CIP(Critical Infrastructure Protection) 시리즈로 이어졌다. CIP-002는 계통 영향으로 보호 등급을 나눈다. 한 연계계통에서 3,000MW 이상의 발전을 제어하는 수급 조정 제어센터는 높음, 순출력 1,500MW를 넘는 발전에 영향을 주는 시스템은 중간 등급이다. NERC는 1,500MW를 가장 큰 단일 고장을 덮는 비상 예비력 기준(BAL-002)에서 가져왔다고 설명한다. CIP-013은 공급자 제품의 보안 위험을 조달 단계에서 관리하게 하고, FERC는 2025년 6월 26일 명령 907호로 보호 구역 안의 통신을 감시하는 CIP-015-1을 승인했다. 방화벽 안으로 들어온 공격자를 찾으라는 요구로, LotL 공격에 대한 대응이다.

가정용 인버터 한 대는 수 kW이고 소유자가 흩어져 있어 어느 소유자도 CIP 적용 대상이 되지 않지만, 그 인버터들을 다루는 제조사 서버 하나는 수 GW를 움직일 수 있다. 유럽연합은 2024년 6월 13일 발효한 위임규정 (EU) 2024/1366, 곧 국경 간 전력 흐름의 사이버보안 망 규정(NCCS)으로 위험 평가와 최소 보안 요건의 공통 틀을 만들었고, 앞의 전문가그룹은 이 규정과 NIS2 지침을 태양광에 적용하는 문턱을 1MW로 통일하라고 권고했다. 미국 국립표준기술연구소의 소형 인버터 보안 지침 NIST IR 8498(2024년 12월)과 IEEE 1547.3-2023도 나왔지만, 소형 설비에 강제력이 있는 요건은 아직 적다.

변압기 보호용 다기능 디지털 보호계전기. 사진: VeRdUgO PY, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

2021년 텍사스 한파 — 공격자 없이 계통이 4분 23초 동안 붕괴 문턱에 머문 사건

사이버 공격이 노리는 결과, 곧 다수의 발전 설비가 한꺼번에 빠지는 사건은 기상으로도 일어난다. FERC와 NERC 합동조사팀이 2021년 11월 낸 보고서 『The February 2021 Cold Weather Outages in Texas and the South Central United States』에 따르면 2월 8일부터 20일까지 텍사스와 미국 남중부에서 발전기 1,045기가 정지, 출력 감소, 기동 실패를 4,124건 겪었다. 텍사스 전력신뢰도위원회(ERCOT)에서는 2월 15일 오전부터 이틀 넘게 평균 34,000MW가 가동 불능이었는데, 이는 역대 겨울 최대 부하 69,871MW의 절반에 가깝다.

원인은 결빙이 44.2%, 연료 문제가 31.4%였고 연료 문제의 87%는 천연가스 공급 차질이었다. 결빙 정지는 주로 계측 배관과 송신기, 밸브, 풍력 블레이드에서 일어났다. 보고서는 이 부품들만 보호했어도 ERCOT에서 정지한 발전 용량을 67% 줄일 수 있었다고 계산했다.

미국 남중부 한파 네 건의 최악 시점 가동 불능 발전 용량. FERC·NERC 합동조사팀 보고서(2021년 11월) 그림 18의 값이다.

가장 위험한 순간은 2월 15일 새벽에 왔다. 보고서의 시간표에 따르면 오전 1시 35분부터 발전기가 잇따라 멈추며 주파수가 59.978Hz에서 떨어지기 시작했고, 1시 51분 59.4Hz 아래로 내려갔다. 이 값 아래에 9분 머물면 발전기 저주파 계전기가 약 17,000MW를 떼어 내 ERCOT 전체가 정전될 수 있었다. 운영자는 1시 45분부터 2시까지 네 차례 부하 차단을 지시해 누적 10,500MW를 끊었다. 주파수는 1시 54분 59.304Hz까지 내려갔다가 1시 55분 59.4Hz 위로 올라섰다. 59.4Hz 아래에 머문 시간은 4분 23초였다.

2021년 2월 15일 새벽 ERCOT 계통 주파수와 부하 차단 누적 지시량. FERC·NERC 합동조사팀 보고서(2021년 11월) 135~138쪽 시간표에 적힌 값을 옮겼으며 연속 측정 곡선이 아니다.

ERCOT는 이후 최대 20,000MW의 부하를 70시간 넘게 돌아가며 끊었고, 인접 계통을 합친 수동 부하 차단 23,418MW는 미국 역사상 최대였다. 텍사스에서 450만 명 넘게 전기를 잃었고 최소 210명이 숨졌다. 인접 계통은 동부 연계계통에서 최대 약 13,000MW를 수입했지만, ERCOT는 다른 계통과 비동기 연계 네 곳으로만 이어져 그러지 못했다.

2021년 사건 당시 ERCOT 지역 발전기 26기(정격 합계 3,675MW)는 동계 대비 계획조차 없었다. FERC는 2024년 6월 27일 발전기 한파 대비를 강제하는 NERC 기준 EOP-012-2를 승인하면서도 '합리적 비용' 같은 모호한 문구를 고치라고 지시했다. 텍사스 사건은 수많은 설비가 같은 원인으로 동시에 멈추는 공통 원인 고장이 N-1 기준의 바깥에 있으며, 사이버 공격이 노리는 결과와 기상 재난이 만드는 결과가 계통 입장에서는 같은 현상임을 보여 준다.

2021년 텍사스 정전 당시 오스틴의 약국 앞에 늘어선 줄. 사진: Jno.skinner, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

산불과 변전소 화재 — 전력설비가 재난의 원인이 되거나 단일 고장 지점이 되는 경우

전력설비가 재난을 일으키는 반대 방향의 경우도 있다. 2018년 11월 캘리포니아 북부에서 일어난 캠프 산불은 퍼시픽가스앤드일렉트릭(PG&E)의 캐리부-팔레르모 송전선 철탑에서 수십 년 동안 닳은 현수 고리가 끊어지면서 일어났다. 파라다이스 시 대부분이 불탔고, PG&E는 2020년 6월 법정에서 과실치사 84건의 혐의를 인정했다.

캘리포니아 전력회사들은 이후 강풍이 예보되면 산불 위험 지역의 선로를 미리 끊는 공공안전 단전(PSPS, Public Safety Power Shutoff)을 대규모로 시행했다. 캘리포니아 공공요금위원회(CPUC)에 제출된 PG&E 보고서에 따르면 2019년 10월 말 두 차례 단전에서만 배전 고객 약 94만 1천 호가 전기를 잃었다. 미국 비영리단체 걱정하는과학자연합(UCS)의 집계로 그해 PG&E의 단전 영향 고객은 중복을 포함해 200만 호였고, 이후 선로를 잘게 나누는 구분 개폐기를 늘려 크게 줄었다. 예방 단전은 산불 위험을 정전 위험으로 바꾸는 선택이며, 단전 범위를 줄이는 기술이 그 비용을 정한다.

한국에도 같은 문제가 있다. 2019년 4월 4일 오후 7시 17분 강원 고성군 토성면 도로변 전신주의 특고압선이 강풍에 끊어지며 튄 아크가 산불을 일으켰다. 서울신문 보도에 따르면 경찰은 8개월 수사 끝에 2019년 11월 한전 직원 등 9명을 업무상 실화 등의 혐의로 송치했으며, 이 산불로 2명이 숨지고 산림 1,227ha가 탔다. 2023년 4월 11일 강릉 산불은 국립과학수사연구원 감정에서 강풍에 쓰러진 나무가 배전선을 끊으며 생긴 불꽃이 원인으로 나왔다. 봄철 영동 지방에 부는 국지 강풍 양간지풍이 이 위험을 키운다.

2025년 3월 20일 밤에는 설비 하나의 고장이 국가 기반시설을 멈췄다. 영국 국가에너지시스템운영자(NESO)가 2025년 7월 낸 최종 보고서에 따르면 오후 11시 21분 런던 서부 노스하이드 275kV 변전소의 변압기(SGT3)가 트립되며 불이 붙었고, 28분 뒤 옆 변압기(SGT1)도 계통에서 떨어졌다. 예비 변압기는 SGT1과 같은 회선에 물려 있어 함께 끊겼다. 원인은 변압기 부싱에 습기가 들어가 생긴 절연 파괴였고, 2018년 7월 기름 시료에서 수분이 높게 나왔는데도 조치가 없었다. 가정과 사업장 71,655호가 정전되었다.

정전 고객 대부분은 다음 날 정오 무렵까지 복구되었지만 히스로 공항은 3월 21일 대부분 문을 닫았다. 공항 내부 배전망은 세 수전점 가운데 한 곳만 잃어도 일부 핵심 설비의 전원이 끊기게 구성되어 있었고, 나머지 두 수전점으로 전환하는 데 10~12시간이 걸리도록 계획되어 있었다. 전력회사는 이 사실을 몰랐다. 노스하이드 사건은 회복력이 전력망 안에서만 정해지지 않고 전력회사와 수요처 양쪽의 설계를 함께 보아야 판단된다는 점을 보여 준다.

런던 히스로 공항 제5터미널. 사진: CedarGlen86, CC0, 위키미디어 공용

회복력을 재는 방법 — 평균 정전 시간과 회복력 사다리꼴

20년 전 교과서의 신뢰도 지표는 평균값이었다. 배전은 고객 한 명이 1년에 겪는 정전 시간(SAIDI, System Average Interruption Duration Index)과 횟수(SAIFI)로, 발전 충분성은 공급 부족 기대 시간(LOLE)으로 쟀다. 평균은 자주 일어나는 작은 고장을 잘 대표하지만, 드물게 일어나 큰 피해를 내는 사건은 평균 안에 묻힌다.

미국 에너지정보청(EIA) 통계는 그 차이를 보여 준다. IEEE 1366 방식으로 보고하는 전력회사의 SAIDI는 하루 정전 시간이 통계적 문턱을 넘는 대형 사건일을 빼면 2015년부터 2025년까지 해마다 116~132분에 머물렀지만, 포함하면 209분에서 663분까지 오르내렸다. EIA는 2024년 평균 정전 시간 약 11시간의 80%를 허리케인 베릴·헬렌·밀턴이 차지했다고 분석했다. 한국전력은 2026년 10월 연간 호당 정전시간을 9분대로 밝혔는데, 이 값도 평균이므로 극한 사건에 대한 대비 수준을 보여 주지는 않는다.

2024년 허리케인 헬렌으로 부러진 전주와 끊어진 전선(미국 사우스캐롤라이나주 클린턴, 2024년 10월 1일). 사진: PCN02WPS, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

미국 배전 고객 한 명이 1년에 겪은 정전 시간(SAIDI). EIA 『Electric Power Annual』 표 11.1의 IEEE 방식 보고 값이며, 대형 사건일은 과거 5년 일별 SAIDI로 정한 문턱을 넘는 날이다.

극한 사건을 따로 다루려는 개념이 회복력(resilience)이다. 국제대전력망기술회의(CIGRE)의 작업반 C4.47은 19개국 전문가가 참여한 조사를 거쳐 다음 정의를 냈다.

Power system resilience is the ability to limit the extent, severity, and duration of system degradation following an extreme event.

전력계통의 회복력은 극한 사건 뒤 계통 성능 저하의 범위, 정도, 지속 시간을 제한하는 능력이다.
CIGRE 작업반 C4.47, 「Defining power system resilience」

신뢰도는 자주 일어나는 고장에서 공급이 유지될 확률을 다루고, 회복력은 드문 큰 사건에서 성능이 얼마나 떨어지고 얼마나 빨리 돌아오는지를 다룬다.

영국 맨체스터대학교의 판텔리(Mathaios Panteli)와 동료들은 2017년 『Proceedings of the IEEE』 105권 7호 논문 「Power Systems Resilience Assessment: Hardening and Smart Operational Enhancement Strategies」에서 이 과정을 회복력 사다리꼴로 그렸다. 성능이 떨어지는 구간, 저하 상태가 이어지는 구간, 복구 구간으로 나누고, 얼마나 빨리 떨어지는가(Φ), 얼마나 낮게 떨어지는가(Λ), 저하 상태가 얼마나 오래 가는가(Ε), 얼마나 빨리 돌아오는가(Π)를 지표로 삼았다. 미국 텍사스A&M대학교의 리(Bo Li)와 모스타파비(Ali Mostafavi)는 2023년 공개한 논문에서 극한 기상 정전의 실측 회복력 곡선 수백 개가 삼각형 모양과 사다리꼴 모양으로 나뉜다고 보고했다.

회복력 사다리꼴 개념도. 판텔리 등(『Proceedings of the IEEE』, 2017)의 개념을 다시 그렸으며 수치 자료가 아니다. 네 질문은 같은 연구진의 Φ·Λ·Ε·Π 지표에 해당한다.

사다리꼴의 각 구간은 앞의 사건들과 대응한다. 텍사스 한파는 성능이 떨어지는 구간이 수일에 걸친 사례이고, 계측 배관 보온이 그 기울기를 바꾼다. 2015년 우크라이나 공격은 성능이 한 번에 떨어졌지만 수동 운전 능력이 저하 구간을 몇 시간으로 줄였고, 펌웨어 파괴는 원격 제어의 복구 구간을 수개월로 늘렸다. 노스하이드 사건에서는 공항 내부 배전망의 10~12시간 전환 절차가 저하 구간의 길이를 정했다. 회복력을 높이는 수단은 사건의 종류보다 곡선의 어느 구간을 줄이는지로 나누어 보는 편이 비교하기 쉽고, 사이버 공격과 기상 재난에 대한 투자를 같은 지표로 견줄 수 있게 한다.

20년 전 교과서와 지금 — 보안과 회복력을 보는 관점의 차이

IEC 62351의 첫 기술규격(TS 62351-1)은 2007년, NERC의 첫 사이버보안 기준 승인은 2008년이다. 2000년대 중반 교과서의 전제와 지금의 조건을 비교하면 다음과 같다.

항목	20년 전 교과서의 전제	지금의 조건
제어 통신망	전력회사 전용망, 외부와 분리	업무망·VPN·제조사 원격 접속과 연결, 우크라이나 공격은 업무망 VPN으로 진입
통신 규약	IEC 60870-5, DNP3에 인증 없음	IEC 62351로 TLS·메시지 인증·역할 기반 접근 제어 추가, 기존 장비 교체는 느림
원격 조작 지점	급전소와 배전 제어실	그에 더해 인버터 제조사 클라우드, 한 서버가 수 GW를 다룰 수 있음
공격 방식	논의 대상이 아님	정상 운영 프로그램으로 차단기 개방(LotL), 수년간 잠복
설계 기준 사고	N-1, 단일 설비 고장	기상·공급망·공격으로 인한 공통 원인 동시 고장(텍사스 1,045기)
신뢰도 지표	SAIDI·SAIFI·LOLE 같은 평균과 기대값	대형 사건일 분리 통계, 회복력 곡선(Φ·Λ·Ε·Π)
규제	공급 신뢰도 기준 중심	NERC CIP-002~015, 유럽 NCCS·사이버복원력법, 한파 대비 EOP-012
수요처와의 관계	전력회사 책임 범위는 수전점까지	공항·데이터센터 내부 배전 구조가 정전 영향을 정함(노스하이드)

결론 — 보안과 회복력은 설비 조달과 계통 설계의 요건이다

사이버 공격과 기상 재난은 원인이 다르지만 계통에 남기는 결과는 같다. 다수의 설비가 공통 원인으로 동시에 멈추고, 그 규모가 N-1 기준과 예비력을 넘는다. 우크라이나 사건들은 공격자가 제어시스템의 정상 기능으로 차단기를 열고 복구를 늦출 수 있음을, 볼트 타이푼 권고문은 그런 접근이 수년간 잠복할 수 있음을 보였다. 인버터와 제조사 클라우드는 원격 조작 지점을 전력회사 밖으로 넓혀, 몇몇 서버가 대륙 유럽의 기준 사고 3GW를 넘는 용량을 움직일 수 있게 되었다. 평균 정전 시간은 이런 사건을 드러내지 못하므로 저하의 깊이와 길이를 따로 재는 회복력 지표가 필요하다.

이 사건들에서 피해의 크기를 정한 조건은 대부분 사고 전에 이미 정해져 있었다. 인버터의 통신 기능을 문서로 확인하고, 제조사 원격 접속을 승인된 경로로 묶고, 계측 배관을 보온하고, 핵심 수요처의 수전 전환을 미리 시험하는 일은 모두 설계와 조달 단계의 요건이다. 리투아니아의 원격 접속 제한, 유럽의 인버터 인증 권고, 북미의 공급망·내부 통신 감시 기준, 한국의 인버터 협의체는 같은 방향으로 움직이고 있다. 다만 사이버복원력법이 2027년 이후 출시 제품에만 적용되듯이, 이미 설치된 설비는 규정이 바뀌어도 그대로 남는다.

전력망이 원격 제어되는 소형 설비의 집합으로 바뀐 만큼 계통의 안전은 발전소와 변전소의 담장 안에서만 정해지지 않는다. 제조사 서버, 통신 모듈, 수요처의 배전 구조, 기후에 따라 바뀌는 설계 기온이 모두 계통 해석과 운영 기준의 입력값이 되었다. 대정전 사례를 다루는 다음 편의 사건들도 공통 원인 고장이 어디서 시작해 어떤 경로로 번졌는가로 읽을 수 있다.

13편. 대정전 사례 연구 — 2003년 북미에서 2025년 이베리아까지

지난 23년 동안 일어난 대정전 열 건을 공식 조사 보고서로 다시 읽고, 연쇄가 시작된 지점이 송전선과 감시 체계에서 인버터와 전압 제어로 옮겨 간 경위를 정리한다.

대정전은 한 지역의 송전망 전체가 꺼지거나 수백만 가구가 한꺼번에 전기를 잃는 사고를 가리킨다. 이런 사고는 드물게 일어나므로 사고마다 나온 공식 조사 보고서가 계통 엔지니어의 주요 학습 자료가 되어 왔다.

2003년의 대정전은 나무에 닿은 송전선, 꺼진 경보 장치, 과부하에 반응한 거리계전기에서 시작했고, 2016년 이후의 대정전은 인버터의 보호 설정, 분산전원의 이탈, 전압 제어 자원의 부족에서 시작하거나 그것 때문에 커졌다. 공급력이 수요를 따라가지 못한 사고(2011년 한국, 2018년 홋카이도, 2021년 텍사스, 2026년 쿠바)도 같은 기간에 이어졌다.

열 건의 대정전을 연쇄가 시작된 유형별로 나눈 연표. 칠레는 시작(가)과 확대(다)를 두 띠에 함께 표시했고, 쿠바는 2026년 여러 차례의 전국 정전을 하나로 표시했다.

복습 — 계통이 무너지는 세 경로와 이를 막는 방어 단계

전력계통은 발전과 부하가 매 순간 같아야 운전된다. 이 균형이 깨지는 방식은 세 가지로 나뉜다. 첫째는 과부하 연쇄다. 송전선 하나가 고장으로 빠지면 그 선로가 나르던 전력이 옆 선로로 옮겨 간다. 옮겨 간 전력 때문에 옆 선로가 과열되어 늘어지거나 보호계전기가 동작하면 또 다른 선로로 전력이 옮겨 가며, 옮겨 간 전력이 다음 선로를 다시 끊는다.

둘째는 주파수 붕괴다. 교류 계통의 주파수는 동기발전기 회전자의 속도로 정해진다. 발전이 부하보다 모자라면 회전자가 감속하고 주파수가 내려간다. 주파수가 정해진 값 아래로 내려가면 저주파수 부하 차단(UFLS, Under-Frequency Load Shedding) 계전기가 부하 일부를 끊어 균형을 되찾는다. 이것으로도 모자라 주파수가 대략 47.5 Hz(50 Hz 계통 기준) 아래로 내려가면 발전기들이 자기 설비를 지키려고 차례로 계통에서 떨어지고, 계통 전체가 정지한다.

셋째는 전압 붕괴와 과전압이다. 전압은 일을 하지 않고 전압 유지에 쓰이는 무효전력의 균형으로 정해진다. 송전선은 부하가 많으면 무효전력을 소비해 전압을 낮추고, 부하가 적으면 무효전력을 만들어 전압을 높인다. 20년 전 교과서는 주로 전압 붕괴를 다뤘으나, 2025년 이베리아 정전은 전압이 올라가 발전기들이 과전압 보호로 떨어져 나간 사고였다.

계통운영자는 이 세 경로를 여러 단계로 막는다. 계획 단계에서는 설비 하나가 고장 나도 나머지가 정상 범위에서 운전되도록 하는 N-1 기준을 지킨다. 운영 단계에서는 흩어진 측정값으로 계통 전체의 전압과 조류를 추정하는 상태추정, 설비 하나하나가 빠졌을 때를 미리 계산하는 상정사고 해석으로 N-1 기준을 계속 확인한다. 고장이 나면 보호계전기가 고장 구간을 떼어 내고, 그래도 불균형이 남으면 특수보호 장치가 계통을 나누거나 부하를 끊는다. 모든 단계가 실패하면 외부 전원 없이 스스로 기동할 수 있는 발전기로 계통을 다시 세우는 블랙스타트가 남는다.

거리계전기의 3단 영역(zone 3) 거리계전기는 선로에서 측정한 전압을 전류로 나눈 임피던스가 정해진 값보다 작아지면 고장으로 판단한다. 가까운 구간(zone 1)은 즉시, 그다음 구간(zone 2)은 짧은 지연 뒤, 가장 먼 구간(zone 3)은 1초 남짓 지연 뒤 동작한다. 고장이 없어도 선로에 전류가 많이 흐르고 전압이 낮으면 측정 임피던스가 작아지므로, zone 3 영역이 넓게 설정된 계전기는 과부하를 고장으로 오인해 선로를 끊을 수 있다.

전시 영국 중앙전력위원회 의 전국 송전망 운영 업무를 보여 주는 사진 — 전시 영국 중앙전력위원회(CEB)의 전국 송전망 운영 업무를 보여 주는 사진. 사진: Ministry of Information Photo Division Photographe, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

2003년 북미와 이탈리아 — 나무에 닿은 송전선과 놓친 경보

8월 14일 북미 동북부

2003년 8월 14일 오후 미국 오하이오주에서 시작된 정전은 미국 8개 주와 캐나다 온타리오주로 번졌다. 미국·캐나다 전력계통 정전 합동조사단(U.S.-Canada Power System Outage Task Force)이 2004년 4월 낸 최종 보고서에 따르면 약 5,000만 명이 사는 지역의 부하 61,800 MW가 끊겼다. 미국 내 손실은 40억~100억 달러로 추정되었다.

13시 31분 오하이오 북부의 이스트레이크 5호기(612 MW)가 멈췄다. 14시 14분 송전회사 퍼스트에너지(FE) 상황실의 경보·기록 소프트웨어가 고장 났지만 운영원은 이 사실을 알지 못했다. 15시 5분, 15시 32분, 15시 41분에 FE의 345 kV 선로 세 개가 차례로 나무에 닿아 끊겼다. 정격 이내의 전류였지만 늘어진 전선이 관리되지 않은 나무에 닿았다.

16시 5분 57초에 샘미스·스타 345 kV 선로가 끊겼다. 이 선로에는 고장이 없었다. 거리계전기의 zone 3가 낮아진 전압과 높아진 전류를 고장으로 읽었다. 보고서는 이 순간을 오하이오 지역 사고가 광역 연쇄로 넘어간 시점으로 본다. 7분 만에 정전은 미국 동북부와 캐나다로 번졌고 16시 13분까지 265개 발전소의 발전기 508기 이상이 멈췄다.

조사단은 원인을 전압 불안정 위험의 미평가, FE 운영원의 상황 인지 실패(경보 고장, 상정사고 해석 미사용), 나무 관리 실패, 광역 신뢰도 조정기관(MISO)의 실시간 진단 지원 실패의 네 묶음으로 정리했다. 보고서의 권고 46개 가운데 첫째는 신뢰도 기준을 위반하면 벌칙을 받는 의무 기준으로 바꾸라는 것이었다.

미국 오하이오주의 W. H. 샘미스 발전소 항공 사진. 사진: Designism, CC0, 위키미디어 공용

9월 28일 이탈리아

9월 28일 새벽 이탈리아에서는 사르데냐를 뺀 전국이 정전되었다. 유럽 송전운영자 연합체(UCTE) 조사위원회의 2004년 4월 최종 보고서가 적은 경위는 북미와 닮았다. 3시 1분 스위스의 380 kV 메틀렌·라보르고 선로(루크마니어 선로)가 나무 섬락으로 끊겼다. 재투입은 양단 위상각 차가 커서 자동 장치가 막았다. 옆의 실스·소아차 선로(산베르나르디노 선로)가 정격의 약 110퍼센트로 과부하되었고, 이 상태가 허용되는 시간은 약 15분이었다.

3시 11분 스위스 조정센터(ETRANS)가 이탈리아 송전운영자(GRTN)에 수입 300 MW 감축을 요청했고 감축은 3시 21분에 끝났지만, 과부하는 풀리지 않았다. 3시 25분 실스·소아차 선로가 늘어진 전선과 나무 사이 섬락으로 끊겼고, 약 12초 뒤 이탈리아로 가는 나머지 연계선들이 모두 끊겨 이탈리아 계통이 유럽에서 떨어져 나왔다. 당시 이탈리아는 총부하 약 27,200 MW 가운데 6,600 MW 이상을 수입하고 있었다.

분리 뒤 주파수는 49 Hz 부근에서 잠시 멈췄다. 그러나 배전망과 하위 송전망에 연결된 자가발전·분산 발전 약 3,400 MW가 저주파수로 함께 떨어져 나갔고, 분리 2분 30초 뒤 주파수가 47.5 Hz에 이르러 계통이 붕괴했다. 보고서는 분산형 발전설비의 거동이 기존 발전기와 다르고 그 영향이 커질 것이라고 적었다. 마지막 고객은 18시간 12분 뒤에 공급을 받았다.

두 사고에서 계통의 물리는 교과서대로 움직였다. 연쇄가 시작된 지점은 설비 관리(나무), 감시 도구, 운영 절차였다. 2003년의 교훈은 기존 규칙을 지키게 만드는 제도와 운영원이 계통 상태를 볼 수 있게 하는 감시 체계에 모였다.

2011년 9월 15일 한국 — 예비력 숫자를 잘못 읽은 순환단전

2011년 9월 15일 한국은 처음으로 전국 단위의 순환단전을 겪었다. 이 사고에서는 송전망 고장도 발전기 연쇄 탈락도 없었다. 늦더위로 수요가 예측을 넘었고 여러 발전기가 정비 중이었다. 에너지경제신문이 2017년 정리한 전력거래소 자료에 따르면 거래소는 그날 최대수요를 6,400만 kW로 예측했으나 6,726만 kW가 발생했다.

운영원이 본 예비력 숫자는 실제 공급 능력과 달랐다. 예비력은 지금 공급할 수 있는 능력에서 현재 수요를 뺀 값이다. 최중경 당시 지식경제부 장관은 9월 18일 기자회견에서 예열하는 데 수 시간이 걸려 당장 쓸 수 없는 발전기 202만 kW가 공급능력에 포함되어 있었다고 밝혔다. 오후 2시 30분 지식경제부에 보고된 예비력은 약 350만 kW였지만 이를 빼면 약 147만 kW였고, 단전 당시 실제 예비력은 24만 kW였다.

전력거래소는 95만 kW의 자율절전과 89만 kW의 직접부하제어를 시행한 뒤에도 예비력이 회복되지 않자 오후 3시 11분부터 지역별로 30분 안팎씩 전기를 끊었다. 순환단전은 오후 7시 56분에 끝났다. 당일 오후 6시 30분 집계로 정전 가구는 162만 호였고, 2013년 12월 이 사고에 대한 국가 배상 판결을 보도한 경향신문은 순환단전을 겪은 가구를 약 753만 가구로 적었다. 피해 신고는 9,094건, 628억 원이 접수되었다.

정부합동점검반은 9월 26일 원인을 수요 예측과 공급능력 판단의 실패, 기관 사이 정보 미공유, 사전 예고 지연으로 정리했다. 거래소는 오후 1시 20분 '관심', 2시 20분 '심각' 단계를 발령했으나 지식경제부와 한전에 알리지 않았다.

운영원이 수동으로 부하를 끊어 계통 붕괴는 막았다. 문제는 운영원이 본 숫자와 계통의 실제 능력이 달랐다는 점이며, 2003년 북미와 같은 감시 체계 문제가 다른 형태로 나타났다.

2016년 남호주와 2019년 영국 — 인버터와 소형 발전기의 보호 설정이 연쇄를 시작한 사고

2016년 9월 28일 남호주

2016년 9월 28일 오후 남호주에 풍속 190~260 km/h의 토네이도 두 개가 지나가 약 170 km 떨어진 두 곳에서 275 kV 송전선 세 회선을 손상시켰다. 호주 에너지시장운영자(AEMO)의 2017년 3월 최종 보고서에 따르면 16시 16분 46초부터 16시 18분 13초까지 87초 동안 고장이 여섯 번 일어나 전압이 여섯 번 떨어졌다.

중북부 풍력단지 아홉 곳이 7초도 안 되는 사이 출력을 합계 456 MW 줄였다. 그 가운데 여덟 곳은 2분 안에 전압 저하가 정해진 횟수를 넘으면 출력을 멈추도록 설정되어 있었다. 이 보호는 고장 시 운전 유지(FRT, Fault Ride-Through) 설정의 일부였다.

줄어든 출력만큼 빅토리아주에서 들어오는 헤이우드 연계선 조류가 늘었다. 마지막 풍력단지가 출력을 줄이고 약 700 ms 뒤 연계선의 특수보호 장치가 동작해 남호주를 동부 계통에서 떼어 냈다. 지역 수요 1,826 MW에 약 1,000 MW가 모자란 상태로 고립된 남호주 계통은 주파수를 지키지 못했고 16시 18분 전역이 정전되었다. 약 85만 고객이 전기를 잃었다. 자정까지 복구 가능한 부하의 80~90퍼센트가 돌아왔다.

사고 뒤 풍력단지들은 연속 전압 저하 보호 설정을 바꿨고, AEMO는 권고 19개를 내면서 연계선이 끊겨도 남호주의 주파수 변화율(RoCoF)이 3 Hz/s를 넘지 않도록 헤이우드 연계선 조류를 제한했으며, 남호주에 동기발전기가 최소 대수 이상 운전하도록 요구했다. 남호주 정전에서는 풍력 터빈의 보호 설정 하나가 수백 MW의 동시 탈락을 만들었고, 그 탈락이 연계선 분리와 지역 계통 전체의 정전으로 이어졌다.

남호주의 워털루 풍력단지(2014년). 사진: User:Stephkrie, CC BY-SA 3.0, 위키미디어 공용

2019년 8월 9일 영국

이 사고는 4편에서 자세히 다뤘으므로 경위만 짧게 적는다. 2019년 8월 9일 16시 52분 33초 400 kV 송전선에 낙뢰가 떨어졌고 고장은 80 ms 안에 제거되었다. 직후 혼시 1 해상풍력단지가 전압 제어 불안정으로 출력을 799 MW에서 62 MW로 줄였고, 리틀 바퍼드 발전소의 증기터빈(244 MW)이 멈췄다. 배전망의 소형 발전기는 위상 급변(벡터 시프트) 보호와 주파수 변화율(RoCoF) 보호로 수백 MW가 떨어져 나갔다.

영국 가스전력시장청(Ofgem)의 2020년 1월 보고서에 따르면 누적 탈락은 약 1,500 MW로, 계통운영자가 대비한 1,000 MW를 넘었다. 주파수가 48.8 Hz 아래로 내려가자 배전회사들이 수요의 약 5퍼센트를 끊어 892 MW, 115만 고객이 정전되었고 전기는 45분 안에 돌아왔다. 송전망에서 본 순수요 감소는 350 MW에 그쳤다. 끊긴 배전 선로에 붙어 있던 분산 발전도 함께 떨어져 나갔다.

두 사고 모두 고장 자체는 설계 범위 안에 있었다. 연쇄를 키운 것은 설비를 지키려고 정한 보호 설정이었고, 이 설정들은 계통 전체의 거동과 함께 검토되지 않았다.

2018년 홋카이도와 2021년 텍사스 — 공급력이 한꺼번에 사라진 붕괴

2018년 9월 6일 홋카이도

2018년 9월 6일 3시 7분 홋카이도 이부리 동부에서 규모 6.7의 지진이 일어났다. 일본 전력광역운영추진기관(OCCTO) 검증위원회의 2018년 12월 최종 보고서에 따르면 지진 직전 홋카이도 수요는 약 309만 kW였고, 도마토아쓰마 화력발전소 세 기가 그 가운데 약 149만 kW를 내고 있었다. 내각부 『방재백서』는 이 발전소가 도내 발전력의 약 4할을 차지했다고 적는다.

지진 직후 2호기와 4호기(합계 약 116만 kW)가 터빈 진동을 감지해 멈췄다. 혼슈와 잇는 직류 연계선(60만 kW)이 긴급 송전을 시작했고 저주파수 부하 차단으로 130만 kW가 끊겼다. 송전선 고장으로 수력 43만 kW가 멈췄고 풍력 17만 kW도 정지했다. 주파수는 46.13 Hz까지 내려갔다가 회복했다. 그러나 1호기가 보일러관 손상으로 출력이 떨어지다가 3시 25분 멈췄고, 추가 부하 차단에도 주파수가 다시 무너졌다. 수력과 화력이 저주파수로 떨어지자 직류 연계선도 운전을 할 수 없게 되어 홋카이도 전역이 정전되었다.

일본 최초의 지역 전체 정전이었다. 『방재백서』에 따르면 최대 약 295만 호가 정전되었고 대부분 지역에 다시 공급하기까지 약 45시간이 걸렸다. 검증위원회는 한 발전소에 공급력이 몰린 상태에서 그 발전소가 빠졌을 때를 대비하지 못한 점을 지적하고, 저주파수 부하 차단량을 35만 kW(수요의 약 11퍼센트) 늘리도록 권고했다.

일본 홋카이도 아쓰마의 도마토아쓰마 화력발전소. 사진: wakimasa, CC0, 위키미디어 공용

2021년 2월 텍사스

2021년 2월 한파 겨울폭풍 유리(Uri)가 미국 중남부를 덮쳤다. 미국 연방에너지규제위원회(FERC)와 북미전력신뢰도공사(NERC)의 2021년 11월 합동 보고서에 따르면 2월 8일부터 20일까지 발전기 1,045기가 4,124번의 정지·출력 저하·기동 실패를 겪었다. 원인은 동결 44.2퍼센트, 연료(주로 천연가스) 공급 문제 31.4퍼센트였다.

텍사스 계통운영자 ERCOT은 이틀 넘게 평균 34,000 MW의 발전 설비를 잃었다. 2월 15일 새벽 1시 51분 주파수가 59.4 Hz 아래로 내려갔다. 59.4 Hz 아래에서 9분이 지나면 약 17,000 MW의 발전기가 저주파수 계전기로 떨어지게 되어 있었다. 운영원들은 부하 차단을 늘려 주파수를 4분 23초 만에 59.4 Hz 위로 되돌렸고, 최저 주파수는 59.304 Hz였다. 그 뒤 사흘 가까이 수동 부하 차단이 이어져 2월 15일 저녁 최대 20,000 MW에 이르렀다. 미국 역사상 가장 큰 계획적 부하 차단이었고 텍사스에서 450만 명 이상이 전기를 잃었으며 210명이 숨졌다.

두 사고 모두 N-1 기준이 가정하는 '독립된 단일 고장'이 깨졌다. 지진과 한파가 여러 설비를 한꺼번에 멈추게 했다. NERC는 발전기 혹한 대비 기준(EOP-012)을 새로 만들었고 FERC는 2024년 6월 개정판 EOP-012-2를 승인했다.

2025년 2월 25일 칠레 — 보호계전기 오동작과 지켜지지 않은 설정값

2025년 2월 25일 15시 15분 41초 칠레 북부의 500 kV 2회선 송전선(누에바 마이텐시요·누에바 판데아수카르)이 고장 없이 두 회선 모두 끊겼다. 칠레 계통운영자(CEN, Coordinador Eléctrico Nacional)가 3월 18일 낸 고장분석보고서(EAF 089/2025)에 따르면 이 선로는 북에서 남으로 약 1,800 MW를 나르고 있었다.

선로 소유회사 인테르칠레(Interchile)의 작업자가 통신 모듈을 재부팅한 뒤 선로 차동 보호(87L) 기능을 다시 동기화하는 과정에서 보호계전기가 예기치 않게 동작했다. 차동 보호는 양 끝 전류를 통신으로 비교하는 방식이다. CEN은 이 작업이 계통운영자에게 알리지 않고 작업 허가 없이 이루어졌다고 밝혔다.

500 kV 선로가 끊기자 병렬 220 kV 선로에 큰 전력 동요가 생겨 1~2초 사이에 220 kV 선로도 끊겼고, 계통은 발전이 남는 북부 섬과 발전이 모자라는 중남부 섬으로 나뉘었다. 중남부 섬은 약 5초 만에 저주파수로 무너졌다. 북부 섬은 자동 발전 차단으로 주파수를 지켰지만 동적 전압 제어 자원이 거의 없어 전압이 1.2 pu를 넘게 올랐고, 과전압 보호로 발전소들이 떨어져 나가 약 4분 뒤 무너졌다. 수요 11,066 MW 전량이 끊겼고 북쪽 아리카에서 남쪽 로스라고스까지 인구의 약 98퍼센트가 전기를 잃었다.

CEN이 의뢰한 칠레대학교 연구진의 2025년 7월 보고서는 원인을 더 깊이 분석했다. 사고 뒤 첫 1.5초 안에 대규모 발전설비 672.54 MW가 기술적 근거 없이 떨어져 나갔다. 저주파수 부하 차단 장치 하류에는 소규모 분산전원(PMGD) 238개, 출력 738 MW가 연결되어 있었다. 부하 차단 장치가 배전선 머리에서 선로를 끊자 그 아래의 분산전원 465 MW도 함께 끊겨 순부하 감소가 줄어들었다. 연구진이 계통 해석 시뮬레이션(실효값 동특성 모델)으로 사고를 재현한 결과, 모든 발전기가 기준대로 버티고 부하 차단이 지시된 양만큼 이루어졌다면 두 섬 모두 안정을 유지했다. CEN이 2020년 계획에 넣은 계통 분리 자동장치는 5년이 지나도록 설치되지 않은 상태였다.

부하 차단이 배전선에 붙은 분산전원까지 끊은 두 사례. 칠레 465 MW는 차단 시각이 확인된 분량만 센 값이다. 출처: Ofgem(2020년 1월), 칠레대학교 연구진의 CEN 의뢰 보고서(2025년 7월).

복구에서는 블랙스타트 발전기 여러 대가 동기화에 실패했고, 대형 송전회사 한 곳이 감시제어(SCADA) 시스템을 3시간 동안 잃었다. 규제 수요의 90퍼센트가 돌아오는 데 9시간, 전체 수요가 돌아오는 데 24시간이 걸렸다. 칠레 전기·연료감독청(SEC)은 CEN 이사회와 전력회사 8곳에 혐의를 통보했다. 이 가운데 CEN에는 자체 연구가 정한 안전 한계 1,600 MW를 넘겨 1,800 MW를 보낸 책임을 물었다.

칠레 안데스 산지 수웰 부근의 송전 철탑 건설 현장(해발 약 2,100m). 사진: WeHaKa, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

칠레 사고는 2003년형 시작(보호 장치와 작업 관리)과 2016년 이후형 확대(발전설비 이탈, 분산전원과 부하 차단의 상호작용, 전압 제어 부족)가 한 사고 안에 겹친 사례다. CEN이 2025년 10월 미국 에너지시스템통합그룹(ESIG) 워크숍에서 발표한 자료에 따르면 사고 직전 발전의 72퍼센트가 풍력·태양광이었다. CEN은 인버터 설비와 배터리에 동적 전압 제어를 맡기고 실효값 모델 갱신과 전자기 과도(EMT) 모델 제출을 앞당기겠다고 밝혔다.

2025년 4월 28일 이베리아 — 과전압이 이탈을 부르고 이탈이 과전압을 키운 연쇄

2025년 4월 28일 12시 33분(중부유럽 서머타임) 스페인 본토와 포르투갈 본토의 계통이 모두 꺼졌다. ENTSO-E 전문가 패널(49명)의 최종 보고서에 따르면 끊긴 부하는 스페인 25,638 MW, 포르투갈 5,900 MW로 두 나라 수요 전량이었다. 보고서는 이 사고를 대륙 유럽 20년 사이 가장 심각한 정전으로 규정했다.

그날 오전 스페인은 재생에너지 발전이 늘어 5 GW를 수출하고 있었다. 9시부터 전압 변동이 커졌고, 사고 전 30분 동안 0.63 Hz의 강제 진동과 0.2 Hz의 광역 진동이 차례로 나타났다. 운영자는 진동을 줄이려고 12시부터 400 kV 송전선 여러 개를 투입하고 프랑스·포르투갈로 보내는 전력을 줄였다. 12시 32분부터 남부 스페인에서 전압이 다시 가파르게 오르기 시작했다.

2025년 4월 28일 스페인 계통에서 시점별로 빠진 발전. 마지막 막대는 12시 33분 20초 전까지 추가로 빠진 양의 하한이다. 출처: ENTSO-E 전문가 패널 최종 보고서(2026년 3월 20일) 1장과 3장.

연쇄는 이렇게 진행되었다. 12시 32분 57초 그라나다 지역 변전소에서 변압기가 과전압 보호로 끊겨 355 MW가 빠졌다. 12시 33분 16초 바다호스 지역의 태양광·태양열 발전 727 MW가 과전압 보호로 끊겼다. 12시 33분 17초 다시 약 930 MW가 빠졌다. 이 발전소들은 무효전력을 흡수하던 설비였으므로 빠질 때마다 전압이 더 올랐고, 오른 전압이 다음 발전소의 과전압 보호를 동작시켰다. 12시 33분 20초 전까지 2,600 MW 이상이 더 빠졌다. 12시 33분 19초 이베리아반도는 유럽 계통과 동기를 잃었고, 12시 33분 21초 프랑스와의 교류 연계선이 끊겼으며, 12시 33분 24초 무렵 계통 전체가 무너졌다.

보고서의 근본 원인 나무(root cause tree)는 여러 요인을 나열한다. 재생에너지 발전소들은 고정 역률 방식으로 운전해 전압 변동에 맞서 무효전력을 조절하지 않았다. 이 방식에서는 출력이 빠르게 바뀌면 무효전력과 전압도 함께 바뀐다. 스페인 규정은 기존 발전기가 시간별 표본의 75퍼센트 이상에서 무효전력 기준값을 맞추도록 했는데, 여러 발전기가 이 비율에 미치지 못했고 미달해도 경제적 불이익이 없었다. 분로 리액터(전압을 낮추는 설비)는 손으로 투입해야 했다. 스페인은 400 kV 계통을 유럽 기준 380~420 kV보다 넓은 435 kV까지 운전할 수 있게 허용하고 있었다. 여러 발전소의 과전압 보호 설정이 기준과 달랐고, 1 MW 미만 소형 태양광 일부도 인버터 보호로 떨어져 나갔다. 계통은 방어 계획이 설계상 과전압 이탈의 연쇄를 멈출 수 없는 운전점에 들어가 있었다.

2025년 4월 29일 새벽 위성 야간 영상. 정전으로 스페인·포르투갈 도시 불빛이 사라진 모습 — 2025년 4월 29일 새벽 위성(VIIRS) 야간 영상. 정전으로 스페인·포르투갈 도시 불빛이 사라진 모습. 사진: JPSS imagery: CSU/CIRA & NOAA/NESDIS, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

포르투갈은 4월 29일 0시 22분, 스페인 송전망은 같은 날 4시에 복구를 마쳤다. 패널은 R250428_1부터 R250428_21까지 번호를 붙인 권고를 냈다. 발전기는 가능한 한 고정 역률 대신 전압 제어 방식으로 운전하고, 분로 리액터를 자동으로 제어하며, 운전 전압을 유럽 공통 범위(380~420 kV)로 맞추고, 분산전원을 고려한 동적 부하 차단을 도입하고, 정전에도 24시간 버티는 통신을 갖추라는 내용이다. 이베리아 정전은 전압 제어를 맡을 설비가 계통에 충분히 있었는데도 운전 방식과 보호 설정 때문에 그 능력이 쓰이지 않은 사고였다.

2026년 쿠바 — 공급력 부족이 되풀이하는 고립 계통의 붕괴

쿠바는 이웃 나라와 연계선이 없는 섬 계통이다. 2026년 쿠바 국가전력계통(SEN)은 여러 차례 전국 정전을 겪었다. 3월 4일 최대 발전소 안토니오 기테라스 화력발전소의 보일러 누설로 서부 피나르델리오부터 중동부 카마구에이까지 정전되었다(로이터 보도). 3월 16일 계통 전체가 꺼졌다. 디아리오 데 쿠바의 9월 18일 보도에 따르면 그날은 화력 16기 가운데 9기가 운전하지 않는 상태였다. 이후 3월 21일과 7~9월에도 전국 정전이 이어져 9월 18일 사고가 그해 여덟 번째였다. 7월 10일 사고는 220 kV 선로 고장으로 계통이 둘로 나뉜 뒤 화력발전기들이 빠지며 일어났다.

원인은 공급력 부족이다. 쿠바 정부가 9월 18일 예보한 최대 수요 시간대 가용 발전력은 1,233 MW, 부족분은 1,977 MW였다. 화력발전소 대부분은 40년 넘게 운전되었고 연료 수입이 줄었다. 공급력이 수요의 절반 남짓이면 운영자는 매일 계획 정전으로 부하를 줄여야 하고, 이 상태에서 발전기 하나가 멈추면 주파수를 지킬 여유가 없다. 텔레문도 51의 9월 18일 보도에 따르면 복구는 태양광·수력·엔진 발전기로 작은 지역부터 전기를 넣은 뒤 화력발전소를 다시 기동하는 방식이어서 24시간 이상 걸리기도 한다.

쿠바 사례에는 인버터 거동 같은 새 현상이 없다. 9·15 순환단전, 텍사스 한파와 같은 공급력 부족 문제가 고립 계통에서 되풀이된 사례다.

열 건을 나란히 놓으면 보이는 규모·복구·연쇄 경로

열 건의 규모는 자릿수가 다르다. 영국 사고는 계획된 부하 차단이 동작한 사고였지만 원인이 인버터와 분산전원 거동이었으므로 함께 놓는다.

대정전별로 끊긴 부하의 크기. 이탈리아는 분리 시점 총부하(양수 포함), 텍사스는 수동 부하 차단 최대값, 영국은 부하 차단량, 나머지는 끊긴 부하 또는 사고 직전 수요다. 출처는 본문에 적은 각 사고의 공식 조사 보고서다.

복구 시간은 계통 크기보다 외부 계통의 도움이 있는지에 더 크게 좌우되었다. 영국은 계통이 무너지지 않아 45분 만에 돌아왔다. 남호주와 이베리아는 이웃 계통(빅토리아주, 프랑스·모로코)에서 전력을 받아 복구를 시작했다. 홋카이도는 혼슈와의 직류 연계선 용량이 60만 kW에 그쳐 블랙스타트로 계통을 다시 세워야 했고 약 45시간이 걸렸다.

정전 시작부터 공급 복구까지 걸린 시간. 사고마다 '복구'의 정의가 달라 막대 라벨에 기준을 적었다. 한국은 순환단전 시작(15시 11분)부터 정상화(19시 56분)까지, 포르투갈과 스페인은 12시 33분부터 계통 복구 완료 시각까지다. 출처는 본문의 각 조사 보고서와 내각부 『방재백서』(2019), 중앙일보(2011년 9월 15일)다.

연쇄 경로를 보면 두 시대의 차이가 드러난다. 2003년형 연쇄에서는 선로 하나하나의 전류가 문제였다. 선로가 끊기면 옆 선로가 과부하되고, 거리계전기가 과부하를 고장으로 읽어 또 선로를 끊었다. 2003년 북미는 첫 선로 트립부터 광역 연쇄까지 한 시간, 이탈리아는 첫 트립부터 분리까지 24분이 걸렸다.

2016년 이후형 연쇄에서는 수많은 설비의 설정값이 문제였다. 전압이나 주파수가 조금 흔들리면 수십~수백 개의 인버터와 소형 발전기가 각자의 보호 설정에 따라 동시에 떨어져 나갔다. 이베리아의 연쇄는 처음 이탈부터 계통 붕괴까지 30초가 걸리지 않았고, 운영원이 손을 쓸 시간이 없었다. 남호주는 87초, 칠레 중남부 섬은 약 5초였다.

2003년 북미·이탈리아형 연쇄와 2025년 이베리아형 연쇄의 단계 비교. 왼쪽은 2004년 미국·캐나다 합동조사단과 UCTE 보고서, 오른쪽은 2026년 ENTSO-E 최종 보고서의 사건 순서를 단순화했다.

두 경로의 마지막 단계는 같다. 계통이 나뉘고 발전이 모자란 쪽의 주파수가 무너진다. 달라진 것은 그 앞 단계다. 연쇄를 시작하거나 키우는 주체가 송전선과 운영원의 판단에서 수많은 발전설비의 보호 설정과 제어 방식으로 넓어졌고, 연쇄가 진행되는 시간은 분 단위에서 초 단위로 줄었다.

대책의 변화 — 의무 기준, 연계 기준, 부하 차단과 계통 분리의 재설계

2003년 사고 뒤 대책은 제도 쪽에서 나왔다. 미국은 2005년 에너지정책법으로 연방전력법 제215조를 신설해 신뢰도 기준을 의무화했고, FERC는 2006년 7월 NERC를 전력신뢰도기관으로 지정한 뒤 2007년 3월 기준 83개를 승인했다. 그때부터 송전선 아래 나무 관리, 운영원 교육, 감시 도구 관리가 벌칙이 붙은 기준이 되었다. 이탈리아·프랑스 규제기관의 공동 조사도 UCTE 규칙을 법적 구속력이 있게 바꾸라고 권고했고, UCTE는 운영 핸드북을 정비하고 광역 측정 시스템(WAMS) 설치를 앞당기도록 권고했다.

2016년 이후 대책은 발전설비의 거동을 규정하는 계통연계 기준과 계통 운영 기준으로 옮겨 갔다. 영국은 2018년 2월 이후 연계하는 배전망 소형 발전기에 벡터 시프트 보호를 금지했고, Ofgem은 기존 발전기의 보호 설정을 바꾸는 사업(Accelerated Loss of Mains Change Programme)의 일정을 다시 검토하라고 권고했다. 이베리아 권고는 고정 역률 대신 전압 제어 방식을 요구하고, 과전압에 견디는 능력을 정기적으로 점검하며, 1 MW 미만 분산전원의 거동을 조사하도록 했다. 6편의 IEEE 2800-2022와 유럽 연계 규정(RfG, 규정 2016/631) 개정 논의도 이 흐름에 속한다.

계통의 방어 단계와 각 단계를 넘어선 사례. 위쪽 단계가 막지 못한 불균형을 아래쪽 단계가 받는 구조다.

영국 틸게이트 숲을 지나는 송전선로 통과 구간. 사진: Robin Webster, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

방어 단계의 아래쪽도 다시 설계되고 있다. 저주파수 부하 차단은 배전선을 끊으면 그만큼 부하가 줄어든다는 전제로 설계되었으나, 태양광이 붙은 배전선을 끊으면 순부하가 덜 줄고 낮에는 발전을 끊는 결과가 된다(그림의 영국·칠레 사례). 이베리아 권고(R250428_15)는 분산전원을 고려한 동적 부하 차단을 요구한다. 계통 분리 장치도 같다. 칠레 연구진은 2020년 계획한 분리 장치가 있었다면 끊긴 순수요가 28퍼센트 줄었을 것으로 계산했다.

공급력 부족형 사고의 대책은 예비력의 정의와 극한 기상 대비로 모였다. 한국은 9·15 뒤 수요예측 전담 조직과 대국민 예고 체계를 만들었고, 미국은 발전기 혹한 대비를 의무 기준으로 만들었다.

남은 과제 — 설정값 관리, 배전망 가시성, 전압 제어 자원

최근 사고들의 조사 보고서는 같은 문제를 되풀이해 적는다. 첫째는 설정값 관리다. 칠레에서는 대규모 발전설비 672 MW가 근거 없이 떨어져 나갔고, 이베리아에서는 여러 발전소의 과전압 보호 설정이 기준과 달랐다. 기준이 정밀해도 수천 개 설비의 실제 설정을 확인하는 절차가 없으면 지켜지지 않는다. 칠레대학교 보고서는 설비 성능을 상시 감시하고 주기적으로 감사하는 체계를 요구했다. 이베리아 권고 R250428_10도 계통 이용자의 내성 능력을 정기적으로 점검하라고 요구한다.

둘째는 배전망 가시성이다. 이베리아 패널은 1 MW 미만 발전기의 실제 출력 자료를 배전회사도 확보하지 못한 것으로 보고, 이탈 규모를 추정으로 구했다. 칠레에서는 187개 사업자 가운데 102곳만 48시간 고장 보고서를 냈다.

셋째는 계통 해석 모델과 실제 거동의 차이다. 칠레 계통운영자의 실효값 동특성 모델은 모든 설비가 기준을 지킨다고 가정했고 부하 차단 장치 아래 분산전원의 탈락을 담지 않았다. 계통 해석 시뮬레이션은 조류해석, 실효값 해석, EMT 해석이 각자 다른 시간 범위를 다루므로, 수십 ms 안에 동작하는 보호 장치와 수 분에 걸친 전압 변화를 함께 재현하려면 해석 종류의 선택과 실제 설정값을 반영한 모델 검증이 함께 필요하다.

넷째는 전압 제어 자원이다. 이베리아와 칠레 북부 섬은 모두 과전압으로 무너졌다. 동기발전기가 줄어든 시간대에는 전압을 유지할 설비가 따로 필요하다. 인버터의 전압 제어 운전, 자동 분로 리액터, 정지형 무효전력 보상장치(STATCOM), 동기조상기, 계통형성형 인버터가 그 후보로 거론된다. CEN은 계통형성형 인버터를 써서 빠른 전압 제어를 특수보호 장치에 넣는 방안을 검토하겠다고 밝혔다.

20년 전 교과서의 대정전과 지금의 대정전

주제	20년 전 교과서의 전제	최근 조사 보고서의 내용
연쇄의 시작	송전선 고장과 과부하, 보호계전기 오동작	인버터·분산전원의 보호 설정, 고정 역률 운전, 통신 기반 보호의 오동작
연쇄의 속도	수십 분에 걸쳐 진행되어 운영원이 개입할 수 있다	이베리아는 첫 이탈부터 붕괴까지 30초 이내, 칠레 중남부는 약 5초
전압 문제	부하가 많은 시간대에 전압이 내려가는 전압 붕괴	부하가 적고 재생에너지 출력이 많은 시간대에 전압이 올라가는 과전압 연쇄
부하 차단	배전선을 끊으면 그만큼 부하가 줄어든다	배전선에 붙은 분산전원도 함께 끊겨 순부하 감소가 줄어든다
감시 대상	송전선과 대형 발전기의 상태	1 MW 미만 발전기를 포함한 수천 개 설비의 출력과 설정값
기준의 성격	업계 자율 기준(2003년 NERC·UCTE 규칙)	벌칙이 붙은 의무 기준(미국 연방전력법 제215조, EU 망 규정)
사고 조사 자료	계통운영자의 SCADA와 고장 기록	발전사업자·배전회사·인버터 제조사의 고해상도 기록이 함께 필요하다

결론 — 대정전의 시작점은 송전선에서 수많은 설비의 설정값으로 넓어졌다

2003년부터 2026년까지 열 건의 대정전 조사 보고서는 세 가지 사실을 보인다. 첫째, 2003년 북미와 이탈리아의 연쇄는 나무에 닿은 송전선과 꺼진 감시 체계에서 시작했고, 대책은 기준의 의무화와 감시 체계의 정비로 모였다. 둘째, 2016년 남호주와 2019년 영국에서는 인버터와 소형 발전기의 보호 설정이 연쇄를 시작했고, 2025년 칠레와 이베리아에서는 발전설비 이탈, 분산전원과 부하 차단의 상호작용, 전압 제어 부족이 연쇄를 수 초 안에 계통 붕괴로 키웠다. 셋째, 2011년 한국, 2018년 홋카이도, 2021년 텍사스, 2026년 쿠바는 공급력이 한꺼번에 모자라는 사고가 기술 변화와 별개로 계속된다는 것을 보인다.

대정전의 마지막 단계인 계통 분리와 주파수 붕괴의 물리는 20년 전과 같지만, 그 앞에서 연쇄를 시작하고 키우는 장치가 송전선과 운영원에서 수천 개 발전설비의 보호 설정과 제어 방식으로 넓어졌다. 그래서 최근 조사 보고서의 권고는 새 장비보다 설정값의 확인, 배전망 자원의 가시성, 운전 방식의 규정, 부하 차단과 계통 분리의 재설계를 요구한다.

계통을 지키는 일에 이제는 수많은 발전사업자, 배전회사, 인버터 제조사가 같은 기준을 실제 설비에 반영하는 일이 포함된다. 다음 편은 이 사례들에서 드러난 문제를 계통형성 능력, 해석과 모델, 보호, 복구, 규정 개정 체계 같은 과제 단위로 정리한다.

14편. 앞으로 풀어야 할 전력시스템 과제 — 계통형성 능력에서 인력까지 열 가지

관성과 계통형성형 인버터, 계통 해석, 보호, 직류 송배전, 배전과 분산자원, 운영과 시장, 보안과 재난, 대정전 사례를 과제 단위로 다시 묶고, 과제마다 원인과 현재 기술 수준, 연구 방향, 제도 과제를 정리한다.

지난 10년 동안 세계 여러 계통의 사고 보고서에는 인버터 탈락, 모델과 실제 거동의 불일치, 보호 오동작, 복구 지연, 설비 납기, 데이터센터 부하 이탈, 원격 접속 취약점이 거듭 나온다. 이 현상들은 회전기가 줄고 전력전자 설비가 늘어난 같은 변화에서 나왔다. 남은 과제는 계통형성 능력, 해석과 모델, 보호, 복구, 직류망, 공급망과 건설, 대형 부하, 보안, 규정 개정 속도, 인력의 열 가지로 나뉘며, 어느 과제도 기술 수단만으로 끝나지 않고 연계 기준·조달 제도·인허가 같은 제도 수단을 함께 바꿔야 풀린다.

복습 — 회전기가 저절로 제공하던 관성·고장전류·전압 기준과 인버터의 차이

동기발전기는 세 가지 성질을 따로 비용을 받지 않고 계통에 제공했다. 첫째는 관성이다. 회전자에 저장된 운동 에너지는 큰 발전기가 갑자기 빠졌을 때 제어기의 개입 없이 곧바로 모자란 전력을 메운다. 계통 전체의 회전 에너지를 E, 사라진 전력을 ΔP, 정격 주파수를 f라 하면 사고 직후 주파수가 떨어지는 속도는 근사적으로 ΔP·f/(2E)다. 이 값을 주파수 변화율(RoCoF, Rate of Change of Frequency)이라 하고 단위는 Hz/s다.

둘째는 큰 고장전류다. 단락 고장이 나면 동기발전기는 권선과 철심이 견디는 범위에서 정격의 몇 배에 이르는 전류를 낸다. 미국 국립재생에너지연구소(NREL)가 2020년 11월 낸 「Research Roadmap on Grid-Forming Inverters」(NREL/TP-5D00-73476)는 동기기의 고장전류를 정격의 10배 수준으로, 계통추종형 인버터의 정상상태 고장전류를 정격의 2배 이하로 적는다. 거리·방향·과전류 계전기는 이 큰 전류와 대칭 성분(정상·역상·영상분)이 예측 가능하다는 전제 위에 설계되었다.

셋째는 전압 기준이다. 동기발전기는 내부 기전력이 리액턴스 뒤에 있는 전압원으로 동작하므로, 계통이 흔들려도 단자 전압과 위상을 먼저 붙잡는다. 태양광·풍력·배터리처럼 전력전자 변환기를 거쳐 연결되는 인버터 기반 자원(IBR, Inverter-Based Resource)은 사정이 다르다. 반도체 스위치는 열용량이 작아 짧은 과전류에도 손상되므로 제조사가 전류를 정격 근처에서 제한한다. 인버터 제어는 두 종류로 나뉜다. 계통추종형(GFL, Grid-Following)은 위상동기루프(PLL)로 계통 전압의 위상을 측정하고 그 위상에 맞춰 전류를 흘린다. 계통형성형(GFM, Grid-Forming)은 내부에 전압원을 만들어 스스로 전압과 주파수를 세운다. NERC의 2023년 백서는 대규모 연계 계통 거의 모두에서 계통형성형의 비율을 0에 가깝게 보았다.

이 차이를 확인하는 도구가 계통 해석 시뮬레이션이다. 조류해석은 정상상태를 페이저로, 실효값(RMS) 해석은 수 밀리초에서 수십 초의 동특성을 기본파 페이저로, 전자기 과도(EMT) 해석은 순시값을 마이크로초 단위 시간간격으로 계산한다. 세 해석은 묻는 질문과 계산량이 달라 서로를 대신하지 않는다.

2016~2025년 사고 기록이 가리키는 공통 원인

2016년 8월 미국 캘리포니아 블루컷 산불 진화 현장(샌버너디노 카운티 보안관실 촬영). 사진: San Bernardino County Sheriff's Department, 퍼블릭 도메인, 위키미디어 공용

미국 북미전력신뢰도공사(NERC, North American Electric Reliability Corporation)는 미국·캐나다 전력계통의 신뢰도 기준을 만들고 사고를 조사하는 기관이다. NERC가 2017년 6월 낸 보고서에 따르면 2016년 8월 16일 캘리포니아 블루컷 산불로 생긴 송전선 고장 뒤 태양광 발전 약 1,200 MW가 출력을 잃었다. 2017년 10월 캐니언2 산불 때는 두 번의 고장에 682 MW와 937 MW가 줄었다. 텍사스 오데사 부근에서는 2021년 5월 9일 발전소 승압 변압기의 지락 고장 하나에 태양광 1,112 MW가, 2022년 6월 4일 비슷한 고장에 태양광 1,711 MW와 동기발전기 844 MW가 함께 빠져 주파수가 59.7 Hz까지 내려갔다. 고장은 모두 정상적으로 제거되었다.

부하 쪽에서도 같은 형태가 나타났다. NERC 사고 검토 보고서에 따르면 2024년 7월 10일 미국 동부 연계계통의 230 kV 송전선에서 피뢰기가 고장 났고, 재폐로 때문에 82초 동안 고장이 여섯 번 반복되었다. 그 사이 데이터센터 부하 약 1,500 MW가 무정전전원장치(UPS)로 넘어갔다. 전압이 1.07 pu까지 올라 운영자가 커패시터를 개방했다.

대정전으로 번진 사례도 있다. 2019년 8월 9일 영국에서는 낙뢰 고장 뒤 해상풍력과 가스 발전소, 배전망 소형 발전기가 잇달아 빠져 탈락이 1,481 MW에 이르렀다. 대비 기준 1,000 MW를 넘어 저주파수 부하 차단이 동작했고 약 110만 고객이 정전을 겪었다. 칠레 계통운영자(CEN)의 2025년 8월 최종 보고서와 발표 자료에 따르면 2025년 2월 25일 칠레에서는 500 kV 선로 보호용 통신 모듈 작업 중 두 회선이 함께 트립되었고, 계통이 1.6초 만에 두 섬으로 나뉜 뒤 무너졌다. 예정보다 먼저 탈락한 발전이 1,450 MW였다. 유럽 송전망운영자협회(ENTSO-E)의 2026년 3월 20일 최종 보고서는 2025년 4월 28일 이베리아 정전을 전압 변동과 진동, 인버터 기반 자원 중심의 발전 탈락, 과전압 탈락의 연쇄로 정리했다.

사고 하나에 이어진 동시 탈락 규모. NERC 사고 보고서(2017년 6월, 2018년 2월, 2021년 9월, 2022년 12월)와 NERC 대형 부하 사고 검토, 칠레 계통운영자 발표 자료(2025년). 2016·2017년 값은 4초 간격 SCADA 자료라 '약'을 붙였고, 2017년은 보고서 제목의 값이며 두 고장 가운데 큰 쪽은 937 MW였다.

사고 원인은 세 가지로 나뉜다. 회전기의 관성·고장전류·전압 기준이 줄었고, 그 자리를 채운 인버터와 전력전자 부하가 제조사 설정대로 계통이 예상하지 못한 반응을 했으며, 이를 고칠 설비와 송전망을 짓는 기간은 길어졌다.

이 편이 다루는 열 가지 과제의 구조. 사고 보고서와 국제에너지기구 송전망 보고서(2025년 2월)를 바탕으로 분류했다.

과제 1 — 계통형성 능력의 성능 요건과 저관성 운영 기준

문제 정의. 회전기가 빠진 자리에서 누가 전압 기준과 관성을 공급할지, 그 설비가 무엇을 얼마나 빨리 해야 하는지가 정해져 있지 않다. 계통형성형 인버터는 상용 제품이 나와 있지만 성능을 무엇으로 재고 어떻게 시험할지는 지역마다 다르다.

현재 기술 수준. 영국은 2022년 1월 계통 규정 개정안 GC0137로 계통형성 능력의 최소 사양을 처음 규정했다. NERC는 2023년 9월 백서에서 새로 연계하는 대규모 배터리 에너지저장장치(BESS) 전부에 계통형성 기능을 요구하라고 권고했다. 같은 백서는 필요 비율이 계통마다 다르다고 하면서, 하와이 마우이 계통 시험에서 회전 관성이 없을 때 약 30퍼센트가 필요했다고 소개한다. 텍사스 계통운영자 ERCOT의 운영 규정 개정 NOGRR272는 인버터형 저장장치에 고급 계통 지원 요건을 넣었고 2025년 11월 6일 텍사스 공공유틸리티위원회 승인을 거쳐 12월 1일 시행되었다. ENTSO-E는 2025년 11월 개정 중인 유럽 발전기 연계 규정(NC RfG 2.0)의 계통형성 요건 기술 보고서를 내고 위상 급변에 10 ms 안에 전류로 응답하고 전력 진동 감쇠비를 5퍼센트 이상으로 하라고 권고했다. 인도 중앙전력청은 2026년 9월 규정 개정안에서 2027년 7월 이후 운전하는 재생에너지 발전소 인버터의 15퍼센트 이상과 모든 배터리 전력변환장치에 계통형성 제어를 요구했다. 한국에서는 기후에너지환경부가 2026년 6월 24일 중앙계약시장으로 들어와 2027년 12월 상업 운전하는 장주기 BESS부터 계통형성 성능 요건을 적용한다고 발표했다. 미국 전기전자공학회(IEEE)는 2026년 6월 시험·검증 절차 표준 IEEE 2800.2-2026을 발행했다.

운영 기준도 움직였다. 영국 계통운영자 NESO는 계통 관성이 일정 값 아래로 내려가지 않게 관리하는데, 이 최소 관성 기준이 140 GVA·s에서 2024년 2월 130 GVA·s, 같은 해 6월 120 GVA·s로 낮아졌다. 영국 에너지 규제기관 오프젬(Ofgem)은 2026년 5월 28일 102 GVA·s로 더 낮추는 안을 승인했다. 승인 문서에 따르면 120으로 낮춰 2억 5,800만 파운드를 아꼈고, 102로 낮추면서 빠른 주파수 응답 서비스(DC-Low)를 200 MW 더 사서 주파수가 49.2 Hz 아래로 떨어질 위험을 7.3년에 한 번에서 23년에 한 번으로 줄인다.

영국 계통운영자의 최소 관성 기준 변화. NESO 「Frequency Risk and Control Report 2025」(2025년 5월)와 오프젬 FRCR 2025 승인 결정(2026년 5월 28일). 2019년 8월 9일 사고 당일 값 210 GVA·s는 영국 계통운영자 기술 보고서(2019년 9월)에서 가져왔다.

원인과 남은 지점. NERC 백서는 계통형성 제어도 인버터의 전류·전압 한계를 없애지 못한다고 적는다. 전류가 한계에 닿은 뒤의 거동은 제조사마다 다르다. 관성 기준을 낮추는 결정과 계통형성 설비를 의무화하는 결정은 같은 질문, 곧 회전기 없이 주파수와 전압을 얼마나 확보해야 하는가에 대한 답이며, 영국은 이 답을 빠른 주파수 응답 조달량과 묶어서 냈다.

연구 방향과 제도 과제. 연구는 전류 제한 중에도 계통형성 성질을 유지하는 제어, 제조사와 무관한 성능 지표와 시험 절차, 계통별 필요 계통형성 비율의 산정 방법에 모인다. 제도는 의무화 시점과 대상, 기존 설비의 펌웨어 개조 범위, 계통형성 기능을 시장에서 보상할지 연계 의무로 둘지를 정해야 한다.

과제 2 — 대규모 해석의 계산 시간, 모델 검증, 제어 상호작용 판별

호주 빅토리아주 북동부의 모코안·윈턴·글렌로완 웨스트 태양광 발전단지 항공 사진. 사진: Bidgee, CC BY-SA 3.0 au, 위키미디어 공용

문제 정의. 인버터의 빠른 제어와 내부 보호가 사고의 시작점이 되었지만, 계통 계획에 쓰는 모델은 그 거동을 재현하지 못했다. NERC의 2021년 오데사 보고서는 ERCOT이 받은 실효값 해석 모델이 관측된 탈락을 보여 주지 못했고, 인버터 보호의 문턱값·시간 한계·고정된 응답 논리가 제조사 모델에 들어 있지 않았다고 적고 이를 중대한 모델 공백으로 규정했다.

원인. 실효값 해석은 PLL과 내부 전류 제어처럼 수 밀리초 안에 끝나는 동작을 단순화한다. EMT 해석은 이 동작을 계산하지만 계산량이 크고, 제조사가 제어 코드를 감춘 블랙박스 모델을 내므로 검증이 어렵다. 제어기 여러 대가 같은 약계통에 붙으면 각자는 안정해도 서로 진동을 키우는 제어 상호작용이 생긴다.

현재 기술 수준. 호주 에너지시장운영자(AEMO)는 2016년 남호주 정전 조사 뒤 2017년부터 광역 EMT 모델을 만들었다. 미국 에너지시스템통합그룹(ESIG)이 2020년 7월 실은 AEMO 사례 글에 따르면 2019년 9월까지 다섯 지역 모델을 완성했고, 2020년 6월 완성한 본토 통합 모델은 모선 약 3,000개와 상세 EMT 동적 모델 200개로 이루어지며 30초 모의에 3시간이 걸린다. AEMO는 2025년 기술 문서에서 서머레이 지역의 17 Hz 진동을 임피던스 기반 안정도 해석으로 분석했다. 일부 인버터가 17 Hz 부근에 공진 모드를 가졌고, 일사량이 낮을 때 두 인버터가 만드는 23 Hz 모드가 17 Hz 쪽으로 옮겨 가며 감쇠가 음수가 되었다. 국제대전력망협의회(CIGRE)는 2023년 8월 기술 보고서에서 전력전자 설비가 일으키는 차동기 진동(SSO, 계통 주파수보다 낮은 주파수의 진동)을 직렬보상과 얽힌 공진과 전력전자 장치 상호작용으로 나누어 해석 지침을 냈다. 미국 연방에너지규제위원회(FERC)의 Order 901(2023년 10월)에 따라 모델 검증 기준은 2026년 2월 승인되었고, 계획·운영 해석 기준은 2026년 11월 제출을 목표로 한다.

연구 방향과 제도 과제. 조류해석은 설비 계획에, 실효값 해석은 광역 동특성에, EMT 해석은 빠른 제어와 보호 동작에 쓰는 구분은 그대로이고, 남은 일은 셋의 조합이다. 관심 지역만 EMT로 계산하는 하이브리드·공동 시뮬레이션은 상용 도구로 나와 있다. 광역 EMT 해석의 계산 시간을 줄이는 병렬 계산, 많은 운전점을 미리 걸러 내는 임피던스 스캔, 현장 고속 기록과 모델 응답을 대조하는 검증 절차가 연구 대상이다. 제도는 모델 제출과 정기 검증, 제조사 모델과 실제 펌웨어 설정의 일치 확인을 연계 기준에 넣어야 한다.

과제 3 — 고장전류가 작고 제어에 따라 달라지는 계통의 보호

영국 디드콧 변전소의 계전기실. 사진: Jaggery, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

문제 정의. NREL 로드맵은 기존 보호 방식의 오동작을 계통형성형 인버터 확대의 가장 큰 당면 장애로 꼽았다. 인버터 고장전류는 작고, 제어 방식에 따라 크기와 위상, 역상분 포함 여부가 달라진다.

원인과 사례. 2022년 오데사 사고에서 가장 큰 원인은 인버터 순시 교류 과전류 트립 459 MW였다. 이 인버터들은 정격 전류의 1.4배와 1.5배에 바꿀 수 없는 과전류 보호를 두었다. 보호계전 쪽 사례도 있다. ERCOT이 2026년 10월 낸 역상 전류 주입 검토 보고서는 2022년 9월 22일 미국 도미니언 에너지의 송전선 오동작을 소개한다. 인버터 쪽 단자의 계전기가 측정한 역상 전압과 역상 전류의 위상차가 흔들려 고장 종류와 방향을 잘못 판정했고, 그 단자의 차단기가 열리지 않아 인버터 쪽이 분리된 채 남았다. 1선 지락 고장은 2선 지락으로 번진 뒤에야 상간 거리계전기가 제거했다.

현재 기술 수준. IEEE 2800-2022는 불평형 고장 때 역상 전류 주입을 요구하며(7.2.2.3.4절), ERCOT은 이를 새 인버터 기반 자원에 의무로 적용했다. ERCOT 설문에 응한 송전 사업자 14곳은 인버터 연결 선로에 전류 차동 보호와 허용 과도달 전송 트립(POTT)을 쓰거나 쓸 계획이라고 답했다. NERC 백서는 계통형성 제어로도 고장전류 크기 문제는 풀리지 않는다고 적는다.

연구 방향과 제도 과제. 기술 과제는 전류 크기에 기대지 않는 보호 원리, 인버터 고장 응답을 반영한 단락 해석 모델, 제조사별 역상 전류 응답을 시험으로 확인하는 절차에 모인다. 제도는 연계 기준에 고장 중 전류의 크기·위상·역상분을 정량으로 적고, 송전 사업자가 보호 방식을 바꿀 때 그 비용을 누가 지는지를 정해야 한다.

과제 4 — 인버터 기반 블랙스타트와 복구 시간 기준

스코틀랜드 에어셔의 데르살록 힐 풍력단지. 사진: Mary and Angus Hogg, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

문제 정의. 전국 정전이 나면 외부 전원 없이 스스로 기동할 수 있는 발전소(블랙스타트 발전소)가 송전망을 조금씩 살리고 부하를 붙여 나간다. 이 역할은 수력과 가스 발전소가 맡아 왔다. NREL 로드맵은 계통추종형 인버터는 외부 전압원에 기대므로 복구를 돕는 능력이 제한된다고 적는다. 화석 발전소가 줄면 복구를 시작할 설비가 줄어든다.

현재 기술 수준. 스코틀랜드전력 재생에너지 부문이 ESIG 2022년 워크숍에서 발표한 자료에 따르면, 3 MW 풍력발전기 23기로 이루어진 69 MW 데르살록 풍력단지는 2019년 5월 31일 영국·프랑스 연계선 탈락 때 관성 응답을 냈고, 2020년에는 단지를 계통에서 분리해 단독 운전했으며, 정전 상태에서 풍력발전기로 풍력단지 내부망과 계통 변압기, 132 kV 선로를 가압한 뒤 계통과 동기화했다. 영국은 제도를 먼저 바꾸었다. NESO는 2026년 12월 31일까지 전국 정전 뒤 수요 100퍼센트를 5일 안에, 각 지역 수요 60퍼센트를 24시간 안에 되살릴 능력을 갖춰야 한다(전력계통 복구 기준, ESRS).

영국 전력계통 복구 기준(ESRS)의 목표와 NESO 확률 모델의 평균 복구 시간. NESO 「Electricity System Restoration Assurance Framework 2025/26」, 모델 결과는 2024년 12월 기준.

NESO의 2024년 12월 평가에 따르면 평균적으로 수요 60퍼센트 복구에 33.7시간, 100퍼센트 복구에 97시간이 걸려 24시간 목표를 넘는다. 2022년 풍력 전용 복구 서비스 입찰에서는 계약이 한 건도 나오지 않았다. 대신 배전망 발전기로 지역을 먼저 살리는 계획을 만들고 있으며, 지역마다 1 GW를 확보하면 60퍼센트 도달 시간이 약 21퍼센트 준다고 계산했다. 칠레 2025년 정전에서는 블랙스타트 설비 여러 곳이 동기화에 실패했고 한 송전 사업자의 원격감시제어(SCADA)가 3시간 끊겼다. 규제 대상 수요의 90퍼센트를 되살리는 데 9시간, 전체에 24시간이 걸렸다. 이베리아 복구에는 포르투갈 12시간, 스페인 16시간이 걸렸다.

연구 방향과 제도 과제. 계통형성 인버터로 대형 변압기를 가압할 때의 돌입 전류, 전류 한계 안에서 부하를 붙이는 순서, 분산자원이 섞인 부하 블록의 거동이 연구 대상이다. 복구는 사고 기록에서 기술보다 통신과 감시 설비, 기동 설비의 실제 준비 상태가 시간을 정했으므로, 복구 기준에는 시간 목표와 함께 통신 설비의 정전 내구 시간과 정기 실기동 시험을 넣어야 한다. NESO 집계로는 계약 발전 용량 72 GW 가운데 60 GW(83퍼센트)가 외부 전원을 잃어도 72시간 버티는 설비를 갖출 예정이다.

과제 5 — 여러 제조사의 변환소를 묶는 다단자 직류망의 상호운용과 보호

노르웨이 하우게순에서 건조 중인 북해 해상 HVDC 변환 플랫폼 DolWin 베타. 사진: Sten Dueland from Haugesund and Stavanger, Norway, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

문제 정의. 지금 운전 중인 고압직류송전(HVDC) 대부분은 두 지점을 잇는 점대점 연결이며, 한 제조사가 양 끝 변환소와 제어·보호를 모두 공급한다. 해상풍력 여러 단지와 여러 나라를 하나의 직류망으로 묶으려면 제조사가 다른 변환소가 직류 쪽에서 직접 맞물려야 한다. 직류 고장 전류는 0을 지나는 순간이 없어 끊기가 어렵다.

현재 기술 수준. ENTSO-E의 기술 설명 자료는 직류 차단기를 기계식, 반도체식, 두 방식을 섞은 하이브리드식으로 나누고, 그물형 직류망에서 고장 부분만 떼어 내려면 차단기가 필요하며 고장에 영향받지 않은 변환소는 2~10 ms 안에 운전을 이어 가야 한다고 적는다. 유럽연합은 2050년 해상풍력 300 GW 목표를 위해 2023년 1월 InterOPERA 사업을 시작했다. EU 지원금 5,000만 유로로 HVDC 제조사 4곳과 송전망 운영자 8곳 등이 참여해 다제조사 직류망의 실시간 모의 시험 설비, 공통 기능 사양, 표준 모델을 만든다. 2024년 산출물은 직류망 변환소에 다섯 가지 계통형성 기능을 필수로 요구한다.

한국은 직류망 이전 단계의 과제를 안고 있다. 동해안 발전력 4 GW를 수도권으로 보내는 500 kV HVDC 선로는 동서울 변환소 인허가가 막혀 완공 시점이 2026년 6월에서 2027년 6월로 늦춰졌다. 정부는 2025년 11월 관보 고시로 동서울 변환소 증설(4,000 MVA)을 국가기간 전력망 설비로 지정했다.

연구 방향과 제도 과제. 연구 대상은 직류 전압 제어와 계통형성 제어의 협조, 직류 고장 때 변환소와 차단기의 보호 협조, 제조사 제어 코드를 공개하지 않고 상호작용을 검증하는 모델 교환 방식이다. 중전압 직류와 데이터센터 800 V 직류 배전도 접지·아크 차단·보호 표준이 남아 있다. 제도는 다제조사 조달 방식, 직류 쪽 책임 경계, 직류망 운영자의 지위를 정해야 한다.

과제 6 — 변압기·케이블 공급 부족과 송전망 건설 지연

네덜란드 송전회사 테네트 변전소로 운송되는 스미트사의 380kV 변압기. 사진: Quistnix!, CC BY-SA 2.0, 위키미디어 공용

문제 정의. 계통형성 설비, 직류 연계, 새 송전선 모두 변압기·케이블·개폐장치가 필요하므로 이 설비의 납기가 다른 과제의 해결 시점을 정한다.

현재 기술 수준. 국제에너지기구(IEA)는 2025년 2월 보고서 「Building the Future Transmission Grid」에서 케이블 조달에 2~3년, 대형 전력용 변압기에 최대 4년이 걸리고 두 설비의 평균 납기가 2021년 이후 두 배 가까이 늘었다고 적었다. 직류 케이블은 5년을 넘는다. 2019년 이후 전력용 변압기 가격은 약 75퍼센트 올랐다. 컨설팅사 우드매켄지와 미국청정전력협회의 2025년 9월 보고서에 따르면 2025년 2분기 미국 평균 납기는 발전기 승압 변압기 143주, 전력용 변압기 128주, 개폐장치 44주였다. 2019년 대비 수요는 승압 변압기 274퍼센트, 변전소용 전력 변압기 116퍼센트 늘었다. 우드매켄지의 2025년 8월 분석은 미국 전체 설비를 대상으로 2025년 전력용 변압기 공급 부족률을 30퍼센트로 추정했다. 한 변압기 중개업자는 POWER 2026년 1월 기사에서 공급 부족이 과장되었다고 반론했다.

송변전 설비의 주문 후 인도 기간. 위 세 항목은 우드매켄지·미국청정전력협회 「Making the Connection」(2025년 9월)의 2025년 2분기 미국 평균, 아래 두 항목은 국제에너지기구(2025년 2월)의 세계 조달 기간이며 '최대 4년', '5년 초과'로 보고되어 막대 끝을 4년과 5년에 맞추었다.

설비를 계통에 붙이는 절차도 길어졌다. 미국 로런스버클리국립연구소(LBNL)의 「Queued Up 2025」에 따르면 2024년 말 미국 계통 연계 대기 용량은 약 2,290 GW(발전 1,400 GW, 저장장치 890 GW)로 미국 발전설비 약 1,320 GW의 두 배에 가깝다. 2000~2019년에 신청한 용량 가운데 2024년 말까지 운전에 들어간 것은 13퍼센트였다. 신청부터 상업 운전까지 걸린 기간의 중앙값은 2000~2007년 운전 개시 사업의 2년 미만에서 2018~2024년 사업의 4년 이상으로 늘었다.

미국 계통 연계 신청부터 상업 운전까지 걸린 기간의 설비 규모별 중앙값. LBNL 「Queued Up 2025 Edition」(2025년 12월), 2010~2024년 운전 개시 사업, 독립계통운영자 5곳과 그 밖의 계통 운영 지역 17곳 자료.

한국에서는 이데일리의 2025년 7월 1일 보도에 따르면 한국전력이 최근 추진한 주요 송·변전 사업 30여 건이 평균 4년 이상 늦어졌다. 정부는 2024년 5월 수용 용량이 찬 변전소 205곳을 계통관리변전소로 지정해 신규 발전소 접속 시기를 제한했다. 2025년 2월 국회를 통과해 9월 26일 시행된 「국가기간 전력망 확충 특별법」은 국무총리가 위원장인 전력망위원회가 345 kV 이상 주요 설비의 입지와 인허가를 맡게 하고 입지 선정 기간을 24개월에서 18개월로 줄였다. 위원회는 2025년 10월 1일 첫 회의에서 99개 사업을 국가기간 전력망 설비로 의결했다.

연구 방향과 제도 과제. 기존 선로 용량을 더 쓰는 기술(동적 선로 용량, 조류 제어), 변압기 설계 표준화와 예비품 공동 보유가 대응 수단이다. 설비 납기와 인허가 기간이 몇 년 단위로 늘어난 상황에서는 기술 과제의 해법이 정해져도 설비가 계통에 붙는 시점이 늦어지므로, 송전망 계획은 수요 전망보다 먼저 설비를 주문하는 선제 투자를 제도로 허용해야 한다. IEA 보고서도 선제 투자와 인허가 간소화를 권고했다.

과제 7 — 데이터센터 같은 대형 부하의 고장 시 거동 기준

미국 버지니아주 애시번의 아마존 웹서비스 데이터센터 건물 — 미국 버지니아주 애시번의 아마존 웹서비스(AWS) 데이터센터 건물. 사진: Vahurzpu, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

문제 정의. 계통은 큰 발전기가 빠지는 사고에 대비해 설계되었고, 큰 부하가 한꺼번에 빠지는 사고는 기준에 없었다. 데이터센터는 짧은 전압 강하에도 장비를 보호하려고 무정전전원장치로 넘어간다. NERC 보고서에 따르면 배터리형 UPS는 전압이 돌아오면 곧 계통으로 되돌아오지만, 플라이휠과 디젤 엔진을 쓰는 회전형 UPS(DRUPS)는 사람이 손으로 되돌려야 한다. 2024년 7월 사고에서 부하는 몇 시간 동안 돌아오지 않았다.

현재 기술 수준. NERC의 2025년 장기 신뢰도 평가는 향후 10년 여름 최대 수요가 224 GW 넘게 늘 것으로 보았고, 2026년 9월 자료에서 지난 2년 동안 동부 연계계통과 ERCOT에서 고객 쪽 부하 감소 사건이 여러 번 있었다고 적었다. IEA는 세계 데이터센터 전력 소비가 2024년 415 TWh(세계 전력 소비의 약 1.5퍼센트)에서 2030년 약 945 TWh로 늘 것으로 전망한다. 제도는 빠르게 움직이고 있다. NERC는 2026년 5월 4일 최고 등급인 3단계 경보를 내 모델 데이터 수집, 연 1회 안정도 여유 검토, 시운전 절차, 고장 기록 장치 설치 등 일곱 가지 조치를 요구했고, 20 MW 이상이고 60 kV로 연결되며 정보기술 부하가 1 MW를 넘는 시설을 '연산 부하 사업자'로 등록하는 방안을 준비하고 있다. FERC는 2026년 7월 16일 NERC에 연산 부하 신뢰도 기준을 2026년 12월 31일까지 제출하라고 명령했다. 텍사스는 2025년 6월 법(SB 6)으로 75 MW 이상 부하의 연계 절차를 정하고 비상시 원격 부하 감축 설비를 요구했다.

연구 방향과 제도 과제. UPS의 고장 시 응답 모델, 부하 이탈과 재투입의 전압·주파수 영향, 부하 쪽 운전 유지 곡선이 연구 대상이다. 제도는 발전기에 적용해 온 고장 시 운전 유지 의무와 모델 제출 의무를 대형 부하에도 적용하는 방향으로 가고 있다.

과제 8 — 원격으로 연결된 인버터의 보안 인증과 공급망 관리

미국 뉴턴노스 고등학교 지붕 태양광 설비의 인버터. 사진: ArnoldReinhold, CC BY-SA 4.0, 위키미디어 공용

문제 정의. 산업제어시스템 보안은 발전소와 변전소처럼 수가 적고 큰 설비를 지키는 체계로 발전했다. 지금은 수백만 대의 인버터가 인터넷과 제조사 클라우드로 연결되어 원격으로 설정을 바꾸고 펌웨어를 갱신한다. 한 제조사의 플랫폼이나 갱신 경로가 침해되면 여러 나라에 흩어진 설비가 같은 순간 출력을 바꿀 수 있다.

현재 기술 수준. 보안업체 포스카웃은 2025년 3월 세계 10대 인버터 제조사 가운데 세 곳의 제품에서 새 취약점 46건을 공개했다. 유럽 태양광산업협회가 DNV에 맡겨 2025년 4월 낸 보고서는 발전 용량 3 GW가 표적 공격을 받으면 유럽 계통에 큰 영향을 준다고 보고, 소형 설비의 원격 제어를 EU 또는 같은 보안 수준의 지역 안에 두라고 권고했다. 로이터는 2025년 5월 일부 중국산 인버터에서 문서에 없는 통신 장치가 발견되었다고 보도했다. EU 집행위원회 스마트에너지 전문가그룹의 사이버보안 실무반은 2026년 10월 보고서에서 제조사 클라우드 공격, 국가 요청에 따른 제조사 백도어, 대규모 발전소 내부망 공격을 고위험으로 분류했다. 이 보고서는 인버터를 사이버복원력법의 제3자 인증 대상 제품으로 지정하라고 권고하면서, 그 법의 제품 요건이 2027년 12월 11일 이후 출시 제품에만 적용되고 이미 설치된 설비에는 미치지 않는다고 적었다. 미국 국립표준기술연구소(NIST)는 2024년 12월 소형 스마트 인버터 보안 지침(NIST IR 8498)을 냈고, 대규모 설비에는 NERC 공급망 위험 관리 기준 CIP-013이 적용된다. 한국에서는 수입품이 인버터 연간 판매의 80퍼센트를 넘는다.

연구 방향과 제도 과제. 펌웨어 서명과 갱신 경로 검증, 다수 설비의 동시 이상 동작을 계통 쪽에서 감지하는 방법이 연구 대상이다. 제도는 인버터 보안 인증, 원격 접속 경로와 서버 위치의 제한, 이미 설치된 설비의 보완 기한을 정해야 한다. 전문가그룹 보고서는 공급처 제한은 대체 공급을 평가한 뒤에 하라는 단서도 달았다.

과제 9·10 — 사고에서 의무 기준까지 걸리는 시간과 이를 맡을 인력

구조 훈련을 하는 미국 전력회사 에머런의 배전 선로 작업자. 사진: self, CC BY-SA 2.5, 위키미디어 공용

문제 정의. 사고가 드러낸 결함이 의무 기준으로 바뀌기까지 여러 해가 걸리고, 그 사이 같은 형태의 사고가 되풀이되었다. 2016~2022년 인버터 탈락이 거듭되는 동안 미국의 대응은 권고와 지침이었다. 인버터 연계 표준 IEEE 2800은 2020년 12월 작업이 승인되어 2022년 4월 발행되었고, FERC는 2023년 10월 Order 901로 NERC에 의무 기준 정비를 지시했다. 인버터의 주파수·전압 고장 시 운전 유지 기준 PRC-029-1은 FERC가 2025년 7월 Order 909로 승인했으며 8월 28일 발효했다. 첫 사고부터 9년이다.

미국의 인버터 탈락 사고와 기준 결정의 시점. NERC 사고 보고서, IEEE 표준 페이지, 텍사스 신뢰도기관 2026년 3월 소식지, 미국 연방관보 2025년 7월 29일자 Order 909. 2026년 11월은 제출 목표일이다.

유럽도 비슷하다. 발전기 연계 규정(EU 2016/631)은 2016년 5월 17일 발효했고, 2022년 개정 절차가 시작되어 유럽 에너지규제협력기구(ACER)가 2023년 12월 개정 권고안을 냈지만, 계통형성 요건을 담은 개정안은 2025년 11월 기술 보고서 단계에 있다. 이베리아 정전의 최종 보고서가 나온 것은 2026년 3월이다. 기준 개정에 여러 해가 걸리는 동안 인버터 제품과 펌웨어는 해마다 바뀌므로, 사고 자료를 공유하고 제조사 설정을 계통운영자가 확인하는 절차를 기준 개정과 따로 상시로 두어야 사고와 규정 사이의 시차가 줄어든다. NERC의 경보 제도와 영국의 연례 주파수 위험 보고서가 그 예다.

인력. IEA의 2025년 12월 「World Energy Employment 2025」에 따르면 2024년 세계 에너지 부문 고용은 7,600만 명이고 최근 고용 증가의 4분의 3을 전력 부문이 차지했다. 조사에 응한 700곳 가운데 절반 이상이 채용 병목을 겪었다. 송전망 관련 직종은 은퇴자가 신규 진입자보다 1.4 대 1로 많다. IEA 송전망 보고서는 세계 송전망 인력 약 800만 명에 2030년까지 150만 명이 더 필요하다고 본다. 인버터 제어, EMT 해석, 직류 보호, 산업제어 보안은 20년 전 전력공학 교과 과정에 없던 내용이라 재직자 재교육과 대학 교육 과정 개편이 함께 필요하다.

20년 전 교과서와 지금 — 과제별 전제의 변화

과제	20년 전 교과서의 전제	지금의 상태와 근거
계통형성 능력	전압 기준과 관성은 동기발전기가 운전하면 따라온다	영국 GC0137, ERCOT NOGRR272, 인도·한국 의무화 계획이 성능 요건으로 따로 규정한다
저관성 운영	관성은 계산할 필요가 없는 상수에 가깝다	영국은 최소 관성 기준을 두고 해마다 다시 정한다(2026년 102 GVA·s)
해석과 모델	조류해석과 실효값 안정도 해석으로 계획 검토를 마친다	세 해석을 질문별로 조합하고, 제조사 모델의 검증을 의무로 한다
보호	고장전류는 크고 대칭 성분은 예측 가능하다	인버터 고장전류는 정격의 2배 이하이며 역상분 주입을 연계 기준으로 요구한다
복구	수력·가스 발전소가 블랙스타트를 맡는다	영국은 복구 시간 기준을 법으로 정하고 배전망 자원과 풍력의 기동을 시험한다
직류	HVDC는 점대점 특수 설비다	다제조사 다단자 직류망과 직류 차단기, 800 V 직류 배전이 표준화 대상이다
공급망과 건설	설비 조달은 일정 계획의 상수다	대형 변압기 최대 4년, 직류 케이블 5년 초과 납기가 계획을 정한다
대형 부하	부하는 계통 기준의 적용 대상이 아니다	데이터센터를 등록 대상으로 하고 고장 시 거동 기준을 만든다
보안	제어 설비는 폐쇄망에 있다	원격 연결 인버터의 인증과 원격 접속 제한이 규제 대상이다
규정과 인력	계통 규정은 드물게 개정된다	사고 뒤 경보·연례 보고서로 기준을 수시로 고치고, 새 분야 인력을 재교육으로 확보한다

결론 — 열 가지 과제는 회전기의 성질을 설비와 제도로 다시 확보하는 한 가지 일이다

이 편의 논지는 남은 과제가 열 가지로 나뉘되 모두 기술 수단과 제도 수단을 함께 요구한다는 것이었다. 근거는 세 묶음이다. 첫째, 회전기가 공짜로 주던 관성과 전압 기준, 고장전류가 줄었다. 계통형성 요건, 최소 관성 기준, 보호 방식 변경, 인버터 블랙스타트는 이 성질을 다른 설비로 확보하려는 시도이며, 영국·텍사스·유럽·인도·한국이 2022년 이후 차례로 요건을 정했다. 둘째, 그 자리를 채운 인버터와 전력전자 부하는 제조사의 설정과 보호 논리대로 움직였다. 오데사의 태양광, 버지니아의 데이터센터, 칠레와 이베리아의 발전 탈락은 계획 모델이 그 거동을 담지 못했다는 공통점이 있고, 해석 모델 검증과 대형 부하 기준, 인버터 보안 인증은 이 공백을 메우는 일이다. 셋째, 해법이 정해져도 설비와 사람이 늦게 온다. 대형 변압기 납기는 최대 4년이고 미국 연계 절차는 중앙값 4년을 넘으며, 첫 인버터 탈락 사고에서 의무 기준까지 9년이 걸렸다.

따라서 열 가지 과제는 따로 풀 수 없고, 계통운영자가 회전기의 성질을 성능 요건으로 정의하고, 그 요건을 시험과 모델로 검증하며, 필요한 설비와 인력을 미리 확보하는 하나의 과정으로 다루어야 한다. 계통형성 요건이 있어도 시험 절차가 없으면 성능을 확인할 수 없고, 모델이 맞아도 변압기가 4년 뒤에 오면 해법은 그만큼 늦게 계통에 들어간다.

20년 전 교과서는 발전기와 송전망을 주어진 것으로 두고 조류와 안정도를 계산하는 법을 가르쳤다. 지금 계통운영자의 문서는 관성, 고장전류, 복구 능력, 부하의 거동까지 하나하나 정의하고 사들이고 검증하는 대상으로 다룬다. 1편부터 13편까지 살핀 변화는 물리 법칙을 만족시키던 설비가 바뀐 결과다. 그래서 동요방정식과 대칭좌표법은 여전히 유효하고, 달라진 것은 그 식에 들어가는 값을 누가 어떤 규정으로 보장하느냐다.