IEEE 1547-2018 해설 1부 — 표준의 범위, 용어, 성능 카테고리

분산전원(DER, distributed energy resource)은 태양광 인버터, 풍력, 연료전지, 소형 가스엔진 발전기, 배터리 저장장치처럼 배전계통에 붙는 전원을 말한다. IEEE 1547은 이 전원을 배전계통에 연결할 때 지켜야 할 기술 요건을 정한 표준이다. 2003년 초판은 계통에 이상이 생기면 DER를 빨리 떼어내는 쪽으로 설계되었다. DER가 계통 전체 발전량에서 무시할 만한 비중이었기 때문이다. 2018년 전면 개정판은 반대 방향을 택했다. 계통이 흔들릴 때 DER가 붙어 있어야 하고, 전압과 주파수를 함께 떠받쳐야 하며, 사업자가 원격으로 설정을 읽고 쓸 수 있어야 한다. 이 연재는 그 개정판을 주제 순서로 풀어 쓴다.

1부는 표준 전체의 뼈대를 다룬다. 이 표준이 무엇을 다루고 무엇을 다루지 않는지(1절), 어떤 문서를 전제로 하는지(2절), 어떤 용어를 어떤 뜻으로 쓰는지(3절), 그리고 요구사항을 성능 카테고리별로 부과한다는 설계 원칙과 그 카테고리를 누가 어떻게 배정하는지(1.4, 부록 B)를 설명한다. 요약하면 이렇다. 2018년판은 DER를 계통을 함께 떠받치는 발전원으로 다루기 위해, 기술 중립적인 성능 카테고리와 적용 기준점이라는 두 개념 위에 요구사항 체계를 다시 세웠다.

2003년판이 감당하지 못한 것

2003년판의 핵심 요구는 단순했다. 계통 전압이나 주파수가 정해진 창을 벗어나면 DER는 정해진 시간 안에 계통에서 분리되어야 했다. 이 방식은 DER가 적을 때는 문제가 없었다. 계통 고장 시 DER가 사라져도 대형 발전기가 그 몫을 메웠고, 작업자 안전과 보호협조를 위해 DER가 빨리 사라지는 편이 오히려 유리했다.

보급이 늘자 같은 규칙이 계통을 위협하는 요인이 되었다. 송전선로 고장 하나가 넓은 지역의 전압을 잠깐 떨어뜨리면, 그 지역의 모든 DER가 동시에 트립한다. 발전이 한꺼번에 사라진다. 2016년 8월 16일 캘리포니아 Blue Cut 산불로 500 kV 송전선로에 고장이 잇달아 발생했을 때, 송전계통에 연결된 태양광 발전소들이 순간적으로 전류 주입을 멈추거나 트립해 한 사건에서 1,200 MW가 사라졌다. 북미전력신뢰도공사(NERC, North American Electric Reliability Corporation)의 2017년 6월 사고 보고서는 원인으로 인버터의 순시 주파수 계산 오류에 따른 오트립과, 전압이 0.9~1.1 p.u. 창을 벗어나면 전류 주입을 멈추는 '순간 정지(momentary cessation)' 설정을 지목했다. 이 발전소들은 배전 연계 DER가 아니었지만, 표준 1.4절의 각주 5가 밝히듯 표준 위원회는 이 사건들에서 이전 판 표준의 오적용이 근본 원인 중 하나였다고 본다.

중간 단계로 2014년 개정 1(IEEE 1547a-2014)이 나왔다. 이 개정은 DER가 전압을 능동적으로 조정하고, 이상 전압·주파수를 견디고, 주파수 응답을 제공하는 것을 '허용'했다. 의무는 아니었다. 2018년판은 이 셋을 모두 '능력 의무'로 바꿨다. 표준화 절차상으로는 2018년 2월 15일 IEEE Standards Board 승인, 4월 6일 발행이다. 이후 2020년 4월 개정 1(1547a-2020)이 카테고리 III의 트립 허용 범위를 넓혔고, 같은 해 적합성 시험 절차 IEEE 1547.1-2020이 나왔다. 2023년에는 적용 지침 1547.2와 사이버보안 지침 1547.3이 개정되었다. IEEE 표준위원회 SC21의 2026년 4월 현황표에 따르면 1547-2018의 유효기한은 2028년이고, 다음 전면 개정 프로젝트(P1547)의 승인서(PAR)는 2026년 12월 만료 예정으로 진행 중이다.

표준이 다루는 것과 다루지 않는 것

1.2절의 범위 문장은 세 가지를 말한다. 첫째, 이 표준은 DER와 전력계통(EPS, electric power system) 및 그 접속면의 연계 기준과 요구사항을 정한다. 둘째, 그 요구사항은 동기기, 유도기, 정지형 인버터 어느 기술이든 공통으로 필요하고 대부분의 설치에 충분하다. 셋째, 성능 요구는 연계 시점뿐 아니라 DER가 운전 중인 동안 계속 적용된다. 각주 3은 보급률이 높은 상황에서는 추가 요건이 필요할 수 있다고 덧붙인다.

1.4절은 적용 조건을 좁힌다. 대상은 통상적인 1차(특고압)·2차(저압) 배전전압에 연계되는 모든 DER 기술이며, 방사상 배전계통이 주된 대상이고 네트워크 배전계통도 고려한다. 계통 공칭 주파수는 60 Hz를 가정한다. 50 Hz 계통에 쓰려면 표준의 모든 주파수 값을 지역 신뢰도 조정기관과 협의해 비례 조정해야 한다(각주 4). 한국은 60 Hz이므로 주파수 값을 그대로 읽을 수 있다.

1.4절이 명시하는 범위 밖 항목은 아래 표와 같다. 이 목록을 알아야 표준에 없는 것을 표준 위반으로 오해하지 않는다.

표 1. 1.4절이 명시한 적용 범위 밖 항목.

1.4절은 또 하나의 중요한 원칙을 둔다. 표준은 Local EPS 안에 있는 모든 DER 장치의 정격 합계(집계 정격)를 기준으로 적용된다. DER 장치 하나하나가 요구를 만족할 필요는 없고, 콘덴서 뱅크, STATCOM, 고조파 필터, 보호장치, 플랜트 제어기 같은 보조 DER 장치를 써서 기준점에서 요구를 만족하면 된다. 보조 장치는 DER 장치와 같은 자리에 있을 필요는 없지만 Local EPS 안에 있어야 한다.

용어 체계 — 누가, 어디서, 무엇을

3절은 60여 개의 용어를 정의한다. 이 표준을 읽을 때 가장 자주 부딪히는 것은 '어디'를 가리키는 용어들이다. Area EPS는 여러 수용가에 전기를 공급하는 사업자 계통이다. 공공 도로 점용권을 갖고 규제를 받는 계통이며 한국에서는 한전 배전선로에 해당한다. Local EPS는 한 구내 또는 한 묶음의 구내 안에 완전히 들어 있는 계통이다. 공통 연결점(PCC, point of common coupling)은 두 계통의 경계다. DER 연결점(PoC, point of DER connection)은 DER 장치가 Local EPS에 전기적으로 연결되어 부하를 제외하고 표준의 요구를 만족하는 점이다. 보조 장치가 필요한 DER라면 PoC는 보조 장치까지 합쳐 요구를 만족하는 점이 된다. 적용 기준점(RPA, reference point of applicability)은 표준의 성능 요구가 적용되는 위치이고, 4.2절이 PCC와 PoC 중 어디로 할지를 정한다(2부).

'누구'를 가리키는 용어도 셋이다. Area EPS 운영자는 사업자 계통을 설계·건설·운영·유지하는 주체이고, DER 운영자는 DER를 운전·유지하는 주체다. 연계 요건 관할기관(AGIR, authority governing interconnection requirements)은 DER 연계의 정책과 절차를 정하고 집행하는 기관이다. 규제기관, 공공사업위원회, 지방정부, 협동조합 이사회가 될 수 있고, 이 권한은 Area EPS 운영자나 송전계통 운영자에게 위임될 수 있다. 성능 카테고리를 어느 DER에 적용할지 정하는 것이 AGIR의 책임이다. 한국이라면 산업통상자원부와 전기위원회, 그리고 위임받은 한전이 이 자리에 온다. 이 표준의 요구 곳곳에 '사업자가 따로 정하지 않으면 기본값', '사업자와 DER 운영자의 상호 합의로 달리 할 수 있음'이 붙어 있다. 표준은 설비의 능력을 요구하고, 실제 설정값의 선택은 사업자와 AGIR에 맡긴다.

DER라는 낱말 자체의 정의도 확인해 둘 필요가 있다. DER는 송전계통에 직접 연결되지 않은 전원으로, 발전기와 유효전력을 내보낼 수 있는 저장장치를 포함한다. 수요반응용 제어 가능 부하는 DER가 아니다. 연계 시스템이나 보조 장치가 표준 준수에 필요하면 그것도 DER의 일부다. 4~11절에서 'DER'는 따로 밝히지 않는 한 Local EPS 안 여러 장치의 합인 'DER 시스템'을 뜻하고, 낱개는 'DER 장치'라고 부른다.

동작을 가리키는 용어는 4~6부의 요구를 읽는 열쇠다. 아래 표는 그중 핵심을 모았다.

표 2. 3.1절 정의 중 이후 연재에서 반복해 쓰이는 용어.

이 가운데 '가압 중지'와 '트립'을 구분하는 것이 2018년판을 이해하는 출발점이다. 2003년판은 둘을 구분하지 않았다. 2018년판은 전류를 잠시 끊되 계통에 붙어 있다가 곧바로 돌아오는 상태(순간 정지)와, 재투입 조건과 지연을 거쳐야 돌아오는 상태(트립)를 갈라놓았다. 그래야 "이 전압 구간에서는 전류를 멈춰도 되지만 트립은 안 된다"는 식의 요구를 쓸 수 있다.

기술별이 아니라 카테고리별로 요구한다

표준의 설계 원칙 가운데 가장 중요한 것은 기술 중립성이다. 세계 여러 나라의 연계 기준은 태양광 인버터, 풍력, 동기발전기처럼 기술별로 다른 요건을 두어 왔다. 부록 B.3.1은 이 방식을 피한 이유를 셋으로 든다. 어떤 기술이 할 수 있다는 이유만으로 그 기술에만 더 높은 성능을 요구하는 것은 차별적이다. 이중여자 유도발전기처럼 회전기와 인버터의 성격을 함께 갖는 기술이 있어 분류가 어렵다. DER의 성능은 원동기나 1차 에너지원에 의해서도 정해진다. 그래서 표준은 설비를 설계하고 시험할 수 있는 성능 카테고리를 정의하고, 어느 기술·용도·연계점에 어느 카테고리를 적용할지는 AGIR의 재량으로 남겼다.

카테고리는 두 묶음이다. 정상 운전 성능 카테고리 A와 B는 5절의 무효전력 능력과 전압 조정 요구를 가른다. 이상 운전 성능 카테고리 I, II, III는 6절의 전압·주파수 이상 시 응답을 가른다. 1.4절이 밝힌 각 카테고리의 근거는 아래와 같다.

카테고리 A는 Area EPS 전압 조정에 필요한 최소 능력으로, 발행 시점의 모든 DER 기술이 갖출 수 있다. 배전계통의 DER 보급률이 낮고 출력이 자주 크게 변하지 않는 곳에 적당하다. 카테고리 B는 A의 모든 요구에 더해, 보급률이 높거나 출력 변동이 잦은 곳에 필요한 추가 능력(유효전력-무효전력 모드와 전압-유효전력 모드)을 요구한다. B는 A를 본래 만족한다.

카테고리 I은 송전계통(BPS, bulk power system) 안정도의 필수 요구에 바탕을 두며 현재 널리 쓰이는 모든 DER 기술이 갖출 수 있다. 부록 B.3.3.1에 따르면 그 지속운전 요구는 독일 에너지·수도산업협회(BDEW)의 중전압 동기발전기 기준에서 왔고, 이 기준은 유럽에서 널리 쓰여 많은 동기발전기 제조사가 이미 맞추고 있다. 카테고리 II는 BPS 안정도 요구 전부를 담고 북미의 송전 연계 발전기 신뢰도 기준 NERC PRC-024-2와 정합하며, 배전 부하 특성 때문에 생기는 고장 유발 전압회복 지연(FIDVR)까지 고려해 지속운전 범위를 넓혔다. 카테고리 III는 BPS와 배전계통의 신뢰도·전력품질 요구를 모두 담고 캘리포니아 Rule 21 스마트 인버터 요건에서 왔다. 보급률이 한층 높은 곳에 쓴다.

포함 관계에는 함정이 있다. 높은 번호의 카테고리는 낮은 번호의 전압·주파수 지속운전 요구를 본래 만족한다. 그러나 트립 요구는 그렇지 않다. 카테고리마다 트립 설정의 허용 범위가 서로 배타적일 수 있기 때문이다. 1.4절은 상위 카테고리로 등록된 DER를 하위 카테고리 용도에 쓸 때 카테고리별 소프트웨어 프로파일 같은 방법으로 올바른 트립 설정 범위를 보장하라고 요구한다. 카테고리 III 인버터를 카테고리 II 계통에 붙이면서 III의 트립 설정을 그대로 두면 안 된다는 뜻이다.

카테고리는 누가 어떻게 배정하는가 — 부록 B

부록 B는 정보용 부록으로 의무는 아니지만, AGIR가 카테고리를 배정할 때의 사고 절차를 담고 있어 표준의 취지를 가장 잘 보여 준다. B.2는 배경을 이렇게 설명한다. 보급률이 높은 곳에서는 모든 기술이 쉽게 갖출 수 있는 기본 성능만으로는 송전계통 신뢰도와 배전 전력품질을 지킬 수 없다. 반대로 모든 상황에 충분한 높은 성능을 일률적으로 요구하면 특정 기술이 연계에서 배제된다. 동기발전기가 그 예다. 동기발전기는 저전압 고장이 길어지면 기계 입력과 전기 출력의 불균형으로 가속해 동기를 잃는 '극 탈조(pole slip)'를 일으키므로 긴 저전압 지속운전이 본래 어렵다(각주 135). 그러나 열병합, 매립가스 발전, 중요 시설 예비전원처럼 동기발전기가 유일한 현실적 선택인 용도가 있고, 이들은 관성과 급전 가능 예비력 같은 편익을 준다. 카테고리 제도는 이 절충을 AGIR가 명시적으로 하게 만드는 장치다.

B.3.1의 그림 B.1은 절차를 요약한다. AGIR(주 규제기관, 송전계통 운영자, 또는 Area EPS 운영자)가 장래 DER 보급률, 출력 변동성, 피더 구성과 보호, FIDVR 문제, 송전계통의 예비력과 관성 같은 조건을 놓고 DER 영향 평가를 하고, 이해관계자 절차를 거쳐 기술 형식과 용도별로 카테고리를 배정한다. 제조사는 그 배정을 보고 어느 카테고리 제품을 어떤 비용으로 만들지 정한다. B.3.1은 두 축을 묶지 않는 대신 일관성을 위해 A와 I, B와 II 또는 III를 짝짓기를 강하게 권고한다.

정상 운전 카테고리의 배정

B.4.3.1은 보급률이 늘고 변동성 DER가 많아지는 전력품질 문제 때문에 대부분의 DER가 카테고리 B여야 한다고 본다. 예외는 변전소에 가까운 PCC에 붙는 DER와 출력이 일정한 DER처럼 배전 전압에 미치는 영향이 작은 경우이며, 이때 제한된 용량만 카테고리 A로 연계하는 것이 합리적이다. 그림 B.2의 결정 트리는 4개의 물음으로 이 판단을 정리한다.

이상 운전 카테고리의 배정

B.4.3.3은 송전계통 안전을 위해 대부분의 DER가 카테고리 II여야 한다고 본다. 카테고리 I은 사회적 편익이 있는 제한된 용량에만 허용된다. 판단 기준은 3개의 물음이며, 셋 모두 '예'일 때만 I이 적절하다. 그 밖에는 II를 배정하고, 보급률이 특히 높아 DER의 불필요 트립이 전압 붕괴나 과부하를 일으킬 수 있는 곳에는 III를 요구할 수 있다. 각주는 송전계통 신뢰도 영향은 넓은 지역의 DER 총량에 달려 있고, 개별 배전선로의 보급률은 이 판단에 큰 의미가 없다고 못 박아 둔다. 반대로 정상 운전 카테고리는 피더 단위의 전압 문제이므로 피더 보급률이 기준이 된다. 두 축의 기준이 되는 지리적 범위가 다르다는 점이 두 축을 분리한 이유 가운데 하나다.

표 B.1은 DER 형식 9종과 용도 7종의 격자로 배정 예시를 든다. 표준은 이 표가 출발점일 뿐 설비 능력을 뜻하지 않는다고 각주에 적어 두었다.

표 3. 이상 운전 카테고리 배정 예시(표 B.1 재구성). N/A는 해당 없음. *표는 피더 또는 변전소 모선의 DER 보급률이 AGIR가 정한 값을 넘으면 카테고리 III를 요구해야 한다는 뜻이다. '도매 발전'은 수출을 목적으로 설치한 DER를 가리키고, '중요 예비전원'은 정기 시험 목적으로만 병렬하는 경우에 해당한다.

표를 읽으면 위원회의 판단이 드러난다. 동기발전기 계열은 용도를 가리지 않고 I이고, 인버터·유도기 계열은 II다. 태양광 인버터만 보급률 조건부로 III가 붙는다. 저장장치 인버터가 '재생에너지' 용도에서 해당 없음으로 처리된 것은 표가 태양광과 저장장치를 형식으로 갈라 두었기 때문이다.

부호 규약과 문서 관례

표준은 발전기 부호 규약을 쓴다(1.4). 부하 규약과 반대다. DER 전류가 전압보다 뒤지면(지상) 무효전력을 계통에 공급하는 것이고, 이를 과여자 운전, 양의 무효전력이라 부르며 이때 연계점 전압은 올라가는 경향이 있다. 전류가 앞서면(진상) 무효전력을 흡수하는 것이고, 저여자 운전, 음의 무효전력이며 전압은 내려가는 경향이 있다. 3부의 무효전력 표와 곡선은 모두 이 규약으로 읽어야 한다.

1.5절은 조동사의 뜻을 정한다. shall은 의무, should는 권고, may는 허용, can은 가능성이다. 표·그림·본문의 NOTE는 정보이며 요구를 담지 않는다. 이 연재에서는 shall을 '~해야 한다', should를 '~하는 것이 좋다', may를 '~할 수 있다'로 옮긴다. 부록은 A(참고문헌)부터 H(그림)까지 모두 정보용이다.

2절의 규범 참조 문서는 이 표준을 적용할 때 함께 이해하고 써야 하는 문서다. 날짜가 없는 참조는 최신판이 적용된다.

표 4. 2절 규범 참조 문서.

결론 — 카테고리와 기준점이 2018년판의 골격이다

2018년판이 2003년판과 다른 점은 요구를 조직하는 방식이다. 첫째, 요구는 성능 카테고리에 붙는다. 정상 운전(A·B)과 이상 운전(I·II·III) 두 축은 서로 묶이지 않고, 어느 기술과 용도에 어느 카테고리를 줄지는 AGIR가 정한다. 둘째, 요구는 기준점(PCC 또는 PoC)에 붙는다. 낱개 장치가 부족하면 보조 장치로 메워도 되고, 판정은 Local EPS 안 DER 총량으로 한다. 셋째, '가압 중지'와 '트립', '순간 정지'와 '필수 운전'을 갈라 정의해, 외란의 크기와 시간에 따라 다른 거동을 요구할 수 있는 어휘를 마련했다.

이 골격은 판단을 표준 밖으로 밀어낸 것이기도 하다. 카테고리를 배정하지 않으면 표준은 작동하지 않는다. 미국에서 주 규제기관들이 2020년 이후 카테고리 배정과 기본 설정을 정하는 절차를 밟은 이유가 여기 있다. 표준을 그대로 들여오려는 나라라면 같은 절차, 즉 누가 AGIR인지와 어느 DER에 어느 카테고리를 줄지를 먼저 정해야 한다.

2부는 이 골격 위에 놓인 첫 번째 요구 묶음, 4절의 일반 연계 요구를 다룬다. 적용 기준점을 PCC와 PoC 중 어디로 정하는지, 어떤 전압을 측정해야 하는지, 측정 정확도와 제어 능력, 응답 우선순위, 진입과 동기화의 조건이 그 내용이다.

IEEE 1547-2018 해설 2부 — 일반 연계 요구사항: 적용 기준점, 측정, 제어, 진입

1부에서 이 표준의 요구가 기준점에 붙는다고 했다. 4절은 그 기준점을 어디로 잡는지부터 시작해, 어떤 전압을 재야 하는지, 얼마나 정확히 재야 하는지, 외부 명령에 어떻게 응답해야 하는지, 여러 요구가 충돌할 때 무엇이 우선하는지, 처음 계통에 붙을 때와 트립 뒤 다시 붙을 때 어떤 조건을 지켜야 하는지를 정한다. 5절 이후의 모든 요구가 이 위에 놓이므로 4절은 표준의 '공통 규칙'이다.

2부의 요지는 이렇다. 4절은 DER가 계통에 붙어 있는 동안 늘 지켜야 하는 최소 거동을 정하되, 그 판정 위치(RPA)를 Local EPS의 크기와 변압기 결선에 따라 PCC와 PoC 사이에서 고르게 하고, 사업자가 원격으로 켜고 끄고 줄일 수 있는 제어 능력을 모든 DER에 요구한다.

요구는 어디서 판정하는가 — 적용 기준점(4.2)

4.1절은 RPA를 표준의 연계·상호운용 성능 요구가 만족되어야 하는 위치로 정의하고, 표준에서 말하는 전기량은 따로 밝히지 않는 한 RPA의 값이라고 못 박는다. 요구는 Local EPS 안 모든 DER 장치의 집계 정격에 적용되고, DER 하드웨어와 소프트웨어의 능력은 계통 안 어디에 있든 이 표준을 만족해야 한다. 성능 요구는 기능적이며 특정 장비나 장비 형식을 지정하지 않는다.

4.2절의 원칙은 RPA가 PCC다. 두 조건 가운데 하나를 만족하고 PCC와 PoC 사이에 영상분 연속성이 유지되는 Local EPS는 RPA를 PoC로, 또는 사업자와 DER 운영자의 합의로 PoC와 PCC 사이의 어느 점으로 할 수 있다. 조건 a)는 DER 집계 정격이 500 kVA 이하인 경우다. 조건 b)는 연평균 부하가 집계 정격의 10퍼센트를 넘고, Local EPS가 500 kVA를 넘는 전력을 30초 넘게 수출할 수 없거나 그렇게 막혀 있는 경우다. 연평균 부하는 사업자가 계산한다.

조건 a) 또는 b)는 만족하지만 영상분 연속성이 끊긴 Local EPS는 두 갈래로 다룬다. 6.2(고장·개방상)와 6.4(전압 트립·지속운전)를 뺀 나머지 요구의 RPA는 PoC 또는 합의한 중간 점으로 한다. 6.2와 6.4의 RPA는 이상 전압을 검출하기에 알맞은 PoC와 PCC 사이의 어느 점으로 해야 한다. 각주 29는 그 취지가 PCC에서 지락 고장과 지락 과전압을 제대로 감지하는 데 있다고 설명한다. 각주 30은 PoC를 쓸 수 있는 DER라도 5절의 기능마다 RPA 위치를 다르게 고를 수 있다고 덧붙인다.

집계 정격이 500 kVA를 넘고, 연평균 부하가 집계 정격의 10퍼센트를 넘으며, 500 kVA 초과 수출을 30초 넘게 할 수 있는 Local EPS의 RPA는 PCC다. 이 경우 5.2의 무효전력 능력과 7절의 전력품질은 Local EPS 부하의 영향을 빼고 평가할 수 있다. RPA가 PCC가 아닐 때는 RPA와 PCC 사이의 구내 설비가 6.4.2와 6.5.2의 지속운전을 방해해서는 안 된다. 각주 31이 드는 예는 다른 구간의 단락 고장에서 DER를 트립시키도록 설정된 구내 부족전압·과전류 계전기다. 부록 H의 그림 H.1과 H.2가 이 결정을 흐름도로 보여 준다.

이 규칙은 시험·검증 방식과 직결된다(8부). PoC에서 판정하는 DER는 대개 장비 형식시험만으로 적합성이 확인되지만, PCC에서 판정하는 DER는 형식시험에 더해 설계 평가와 커미셔닝 시험이 필요하다. 한국의 한전 연계기술기준이 저압·특고압 연계를 용량으로 나누는 것과 비슷한 문제의식이지만, 이 표준은 용량뿐 아니라 구내 부하와 변압기 결선까지 조건에 넣는다.

어떤 전압을 재는가 — 적용 전압(4.3)

적용 전압은 RPA에서 어느 상 사이의 전압을 어떤 시간 분해능으로 재는지를 뜻한다. PCC가 중전압(1 kV 이상 35 kV 이하)이면 PCC의 Area EPS 결선과 공칭 전압이 적용 전압을 정한다. PCC가 저압(1,000 V 이하)이면 중전압과 저압 사이 Area EPS 변압기의 저압 권선 결선이 정한다. 다상 계통에서는 모든 상에 적용된다.

표 1. PCC가 중전압일 때의 적용 전압(표 1).

표 2. PCC가 저압일 때의 적용 전압(표 2).

적용 주파수는 기본파 성분이다. 적용 전압은 따로 정하지 않는 한 직전 한 기본파 주기의 실효값으로 정량화한다. 상별로 응답하지 않는 DER의 volt-var(5.3.3)와 volt-watt(5.4.2)에는 3상 실효값의 평균 또는 정상분 전압을 쓴다. 6.4의 전압 트립과 지속운전에서는 저전압 쪽에 적용 전압 가운데 가장 낮은 상의 값을, 고전압 쪽에 가장 높은 상의 값을 쓴다. 주파수 변화율(ROCOF, rate of change of frequency) 지속운전(6.5.2.5)에서는 0.1초 이상의 창으로 평균한 변화율을 쓴다. 이 정의들은 4~5부에서 곡선을 읽을 때 전제가 된다.

얼마나 정확히 재야 하는가 — 측정 정확도(4.4)

4.4절은 전압, 주파수, 유효전력, 무효전력, 시간의 정상 상태 및 과도 측정·계산 정확도의 최소 요건을 표 3으로 정하고, 제조사가 각 항목의 실제 정확도를 명시하도록 요구한다. 각주 36에 따르면 여기서 DER는 보호계전기와 측정 변환기까지 포함한다. 정상 상태 측정은 10.5의 감시 정보 제공에, 과도 측정은 6.4.1·6.5.1의 트립 판정에 쓰인다.

표 3. 최소 측정·계산 정확도(표 3). 전압 총고조파왜곡 2.5퍼센트 미만, 개별 고조파 1.5퍼센트 미만에서 적용한다. 주파수 정확도는 기본파 전압이 공칭의 30퍼센트를 넘을 때만 요구한다.

주파수의 정상 상태 정확도 10 mHz는 5부의 드룹 불감대 기본값 36 mHz와 견주어 읽어야 한다. 불감대의 3분의 1 이하의 오차를 요구해야 드룹이 의도대로 작동한다. 과도 측정 창이 5주기(60 Hz에서 약 83 ms)인 것은 4부의 최소 트립 시간 0.16초(약 10주기)와 맞물린다. 시간 정확도는 100 ms에서 5초 사이의 짧은 구간에 2주기, 5초에서 600초 사이의 긴 구간에 1퍼센트를 요구한다.

가압 중지란 무엇을 멈추는 것인가(4.5)

가압 중지 상태에서 DER는 정상 상태와 과도 상태 모두에서 유효전력을 공급하면 안 된다. 이 요구는 PoC에 적용된다. 무효전력은 완전히 0일 필요가 없다. 집계 정격 500 kVA 미만이면 정격의 10퍼센트 미만, 500 kVA 이상이면 3퍼센트 미만의 무효전력 교환이 남을 수 있고, 그것은 수동 소자에서만 나와야 한다. 각주 40은 Area EPS가 분리되면 이 수동 소자의 무효전력이 계통 부하와 변압기 여자에 의해 빠르게 소진되어 교환이 멈춘다고 설명한다. 요청이 있으면 DER 운영자는 가압 중지 상태에서 계통에 남는 무효 서셉턴스를 알려야 한다. 유효·무효전력 수입은 DER 자체 보조 부하를 위해서만 허용된다.

대안도 있다. Local EPS 전체 또는 DER가 붙은 부분을 별도 분리장치로 Area EPS에서 떼어내면 가압 중지 요구를 만족한 것으로 본다. 이때 DER는 떨어져 나온 구내 부하에 계속 공급할 수 있다. 각주 42는 이것이 DER가 고립된 Local EPS를 계속 가압해 구내 부하를 살릴 수 있게 한다고 적는다. 6부의 의도적 단독운전과 이어지는 대목이다.

사업자가 무엇을 명령할 수 있는가 — 제어 능력(4.6)

4.6절은 DER가 외부 입력에 응답할 능력을 요구한다. 외부 입력은 수동 제어반이나 10절의 로컬 DER 통신 인터페이스를 통해 올 수 있다. 세 가지 능력이 의무다.

첫째, permit service 설정을 해제할 수 있어야 하고, 해제되면 2초 안에 Area EPS 가압을 멈추고 트립해야 한다(4.6.1). permit service는 DER가 운전에 들어가거나 머무는 것이 허용되는지를 나타내는 설정이다. 각주 44는 이 기능의 목적이 송전계통 운영이며 직접 전송 차단(direct transfer trip) 같은 보호 요건을 대신하지는 않는다고 명시한다.

둘째, 유효전력을 정격 유효전력의 백분율로 제한할 수 있어야 한다(4.6.2). 제한 설정을 받으면 30초 안에, 또는 1차 에너지원이 출력을 줄이는 데 걸리는 시간 안에(둘 중 긴 쪽) 출력을 설정값 이하로 낮춰야 한다. 구내 부하에 공급 중인 DER는 이 설정을 Area EPS로의 최대 수출 제한으로 구현할 수 있다. 상호 합의가 있으면 구내 부하보다 낮게 줄이도록 요구받을 수 있다.

셋째, 모드 또는 파라미터 변경을 실행할 수 있어야 한다(4.6.3). 모드 설정 변경이 로컬 통신 인터페이스에 도착하면 30초 안에 전환을 시작해야 하고, 제어 모드 변경 시 출력은 5초에서 300초 사이의 시간에 걸쳐 부드럽게 옮겨가야 한다. 제어 파라미터 설정 변경에는 램프가 필요 없다. 모든 제어·보호 기능 파라미터에 대해, 입력이 인터페이스에 도착한 뒤 동작이 시작되기까지의 시간은 30초를 넘으면 안 된다.

요구가 충돌하면 무엇이 우선하는가(4.7)

5절과 6절의 요구가 동시에 걸릴 수 있다. 전압이 떨어지는 동안 volt-var 모드가 무효전력을 늘리려 하고, 같은 순간 지속운전 요구는 전류를 유지하라 하고, 단독운전 검출은 트립하라 할 수 있다. 4.7절은 이 충돌의 순서를 정한다.

가장 미묘한 것은 트립과 지속운전의 관계인 b)항이다. 트립 지속시간 설정이 지속운전 요구 시간보다 160 ms 또는 규정 트립 시간의 1퍼센트(둘 중 큰 쪽) 이상 길게 잡혀 있으면, DER는 트립 전에 6.4.2와 6.5.2의 지속운전을 먼저 지켜야 한다. 그 밖의 경우에는 규정 트립 시간에서 160 ms 또는 1퍼센트를 뺀 시점까지 지속운전 요구가 적용된다. 160 ms는 표준의 가장 짧은 트립 시간(0.16초)과 같다. 계전기의 검출과 차단기의 동작에 필요한 여유를 남겨 둔 값이다.

c)항은 지속운전이 단독운전 검출로 끝날 수 있다고 하면서도, 실제로 없는 단독운전을 잘못 검출한 것은 지속운전 불이행의 변명이 되지 못하고, 반대로 지속운전 요구가 실제 단독운전의 검출 성능(8.1)을 막아서도 안 된다고 못 박는다. d)항은 volt-watt와 주파수 드룹이 둘 다 켜져 있으면 더 작은 유효전력 값을 택하라고 한다. 두 기능 모두 유효전력을 줄이는 쪽으로 작용하므로 더 많이 줄이는 쪽이 이긴다.

분리장치, 무단 가압, 접지(4.8, 4.9, 4.12)

4.8절은 사업자 운영 관행이 요구하면 Area EPS와 DER 사이에 접근이 쉽고 잠글 수 있으며 개방 상태를 눈으로 볼 수 있는 분리장치를 두라고 한다. 한전 기준의 '개방 상태를 육안으로 확인할 수 있는 분리장치'와 같은 요구다. 4.9절은 Area EPS가 정전 상태일 때 DER가 그것을 가압해서는 안 된다고 한다. 예외는 8.2의 의도적 Area EPS 단독운전에 대해 사업자 재량으로 줄 수 있다. 4.12절은 사업자가 달리 정하지 않는 한 DER 연계의 접지 방식을 Area EPS의 지락 보호와 협조시키라고 요구한다. 각주 57은 지락으로 생기는 과전압의 한계를 7.4절이 정한다고 안내한다.

언제, 어떻게 붙는가 — 진입(4.10)

진입은 가압된 Area EPS와 함께 DER가 운전을 시작하는 동작이다. 4.10의 요구는 트립 뒤 재투입(6.6)에도 똑같이 적용된다. DER는 적용 전압과 계통 주파수가 표 4의 범위 안에 있고 permit service가 '허용'으로 설정되어 있기 전에는 Area EPS를 가압하면 안 된다. 각주 49가 강조하듯 표 4는 진입이 허용되는 조건이지, 그 조건에서 진입하거나 운전을 유지하라는 명령이 아니다.

표 4. 카테고리 I·II·III 공통 진입 조건(표 4). 0.917 p.u.는 ANSI C84.1 표 1의 120~600 V 서비스 전압 범위 B 하한에 해당한다.

진입 중 성능(4.10.3)은 세 가지다. permit service가 불허이면 진입을 막을 수 있어야 한다. 전압·주파수가 범위 안에 든 뒤에도 의도적 최소 지연을 둘 수 있어야 하며, 지연은 0~600초 범위에서 조정 가능하고 기본값은 300초다. 유효전력은 선형 또는 계단형으로 올려야 하고 평균 증가율은 정격 유효전력을 진입 기간으로 나눈 값을 넘으면 안 된다. 진입 기간은 1~1,000초에서 조정 가능하고 기본값은 300초다. 계단 하나의 크기는 정격의 20퍼센트 이하이고, 연속한 두 계단 사이의 증가율도 전체 평균을 넘으면 안 된다. 이것은 최대 증가율 요구이므로 더 천천히 올려도 된다.

예외가 둘 있다. 집계 정격 500 kVA 미만의 Local EPS에서는 낱개 DER 장치가 무작위 시간 지연(기본 최대 300초, 1~1,000초에서 조정) 뒤에 증가율 제한 없이 출력을 올릴 수 있다. 소형 DER 다수가 같은 순간 동시에 복귀하는 것을 무작위성으로 흩뜨리는 방식이다. 집계 정격 500 kVA 이상의 Local EPS가 20퍼센트를 넘는 계단으로 출력을 올리려면 지역 신뢰도 조정기관과 협의한 사업자의 승인이 필요하다. 각주 50은 저장장치의 재투입 시 유효전력 방향이 충전(음)일 수 있다고 덧붙인다.

동기화(4.10.4)

DER는 병렬 시 PCC의 실효 전압에 중전압에서 공칭의 3퍼센트, 저압에서 5퍼센트를 넘는 계단 변화를 일으키면 안 된다. 동기발전기, 자여자(그리드 포밍) 인버터, 자여자 유도발전기처럼 연결 전에 스스로 기본파 전압을 만드는 DER는 표 5의 허용 한계 밖에서 동기화하면 안 된다. 병렬이 7.2의 전압 변동 한계를 넘지 않으면 사업자가 이 한계를 면제할 수 있다. 각주 53은 이 값이 최대 허용 오차이지 설비가 이 오차를 견디도록 설계하라는 뜻이 아니라고 하고, 각주 54는 10 MVA 이상 원통형·5 MVA 이상 돌극형 동기발전기는 IEEE 67의 더 엄격한 기준을 써도 된다고 한다.

연계 무결성(4.11)과 면제(4.13)

4.11.1은 전자기 간섭 내성이다. DER는 IEEE C37.90.2, IEC 61000-4-3 또는 그에 상당하는 업계 표준에 따라 최소 30 V/m의 전기장 강도에 적합해야 하고, 그 이하의 간섭이 표준이 요구하는 성능에 영향을 주는 상태 변화나 오동작을 일으키면 안 된다. 4.11.2는 서지 내량으로, 연계 시스템은 IEEE C62.41.2, C37.90.1, C62.45 또는 IEC 61000-4-5의 정격과 환경에 따른 전압·전류 서지를 견뎌야 한다. 4.11.3은 분리 후에도 전압을 계속 만드는 DER 장치의 병렬장치가 양단에 정격 전압의 220퍼센트를 무기한 견뎌야 한다고 요구한다. 양쪽 전압의 위상이 반대가 되면 두 전압이 더해지기 때문이다.

4.13절은 두 종류의 DER를 일부 요구에서 면제한다. 관할기관이 병원·소방서 등 비상 시설의 비상용, 법정 필수, 중요 운영 전원계통으로 지정한 DER(4.13.1)와, 연간 30회 이하의 시험 목적 병렬 또는 300초 미만의 부하 절체 중에만 병렬하는 대기용 DER(4.13.2)가 대상이다. 둘 다 전압 지속운전(6.4.2), 주파수 지속운전(6.5.2), 상호운용성(10절), 의도적 단독운전(8.2)에서 면제되고, 제한 없이 가압을 멈추거나 분리할 수 있다. 5.3.1에 따라 무효전력 제어는 일정 역률 모드만 요구된다. 비상 발전기에까지 지속운전을 요구하면 정작 정전 시 보호되어야 할 시설이 위험해질 수 있다는 판단이다.

결론 — 기준점의 선택과 원격 제어 능력이 4절의 두 기둥이다

4절의 요구를 논지로 묶으면 둘이다. 하나는 판정 위치의 유연성이다. 500 kVA와 부하 10퍼센트, 30초 수출, 영상분 연속성이라는 네 조건으로 RPA를 PCC와 PoC 사이에서 정하게 함으로써, 작은 DER는 장비 인증만으로 연계할 수 있고 큰 DER는 사업자가 구내 전체를 하나의 시스템으로 평가한다. 적용 전압과 측정 정확도의 정의는 이 판정을 재현 가능하게 만드는 세부다. 다른 하나는 사업자의 제어 능력이다. 2초 안의 원격 정지, 30초 안의 출력 제한, 30초 안에 시작해 5~300초에 걸친 모드 전환, 300초 지연과 300초 램프의 진입 규칙은 모두 사업자가 다수의 DER를 한꺼번에 다룰 수 있게 하려는 요구다. 우선순위 규칙(4.7)은 이 제어와 5·6절의 자율 응답이 부딪힐 때의 심판 규칙이다.

이 두 기둥은 DER 수가 많아질수록 무게가 커진다. 원격 정지와 출력 제한은 10절의 통신 인터페이스가 있어야 실제로 쓸 수 있고, 그 통신은 사이버보안 문제를 함께 데려온다(7부). RPA를 PoC로 옮긴 소형 DER가 수천 대 모였을 때 PCC에서의 집합 거동이 표준의 취지대로 나올지는 표준 자체가 답하지 않는 물음이며, 1.2절 각주 3이 말하는 '고보급률 상황의 추가 요건'이 바로 이 자리에 놓인다.

3부는 5절로 넘어간다. DER가 정상 전압 범위 안에서 무효전력으로, 그리고 카테고리 B에서는 유효전력으로 전압을 어떻게 조정해야 하는지, 네 가지 무효전력 제어 모드와 그 기본 곡선을 다룬다.

IEEE 1547-2018 해설 3부 — 무효전력 능력과 전압·유효전력 제어

배전선로 끝에 태양광이 많이 붙으면 낮에 전압이 올라간다. 전력이 부하 쪽으로만 흐르도록 설계된 선로에서 전력이 거꾸로 흐르기 때문이다. 2003년판은 DER가 Area EPS의 전압을 능동적으로 조정하지 못하게 했다. 인버터가 무효전력을 내면 사업자의 전압조정기, 콘덴서와 부딪힐 수 있다는 판단이었다. 2018년판 5절은 반대다. 모든 DER는 무효전력으로 전압을 조정할 능력을 갖춰야 하고, 카테고리 B는 유효전력을 줄여서라도 과전압을 막을 능력을 갖춰야 한다. 실제로 그 기능을 켤지는 사업자가 정한다.

3부의 요지는 이렇다. 5절은 DER에 최소 무효전력 능력(정격 피상전력의 44퍼센트 주입, 25 또는 44퍼센트 흡수)을 요구하고, 그 능력을 쓰는 방법을 상호 배타적인 4개의 무효전력 제어 모드와 별도의 전압-유효전력 모드로 정형화한 뒤, 각 모드의 기본 곡선과 조정 가능 범위를 표로 못 박아 어느 제조사의 장치든 같은 설정으로 같은 거동을 하게 만든다.

5절이 적용되는 범위와 전제(5.1)

5절의 요구는 전압이 공칭의 0.88배에서 1.1배 사이인 연속 운전 영역에 적용된다. 이 영역 밖에서도 6.4의 지속운전 기능을 지원하기 위해 5절의 기능이 계속 작동하는 것은 허용되며, 이상 전압 중에는 DER의 한계 안에서 무효전력 범위를 제공해야 한다. 전압이 정상 범위로 돌아오면 DER는 이상 전 운전 모드로 복귀해야 한다. 사업자는 요구하는 성능 카테고리를 지정해야 하고, 그 배정 지침은 부록 B에 있다(1부).

표준은 DER가 원인이 되어 Area EPS의 1차 회로 전압이 어느 지점에서든 ANSI C84.1의 1차 서비스 전압 요건을 벗어나게 하거나, 어느 Local EPS의 서비스 전압을 ANSI C84.1 밖으로 밀어내면 안 된다고 못 박는다. 서비스 전압 제한은 사업자가 인정한 전용 변압기나 전용 피더로 공급받는 DER의 Local EPS에는 적용하지 않는다. ANSI C84.1은 미국의 전압 등급 표준으로, 정상 운전 범위 A(서비스 전압 기준 ±5퍼센트)와 드물게 허용되는 범위 B(약 +6/−8퍼센트)를 정한다. 한국의 전기사업법 시행규칙이 220 V에 ±13 V, 380 V에 ±38 V의 유지 범위를 두는 것과 같은 역할이다.

사업자와 DER 운영자가 합의하면 5절에 적힌 것 이외의 요구도 허용된다. 표준은 최소 능력과 기본 거동을 정할 뿐이며, 특정 피더의 사정에 맞춘 다른 제어를 막지 않는다.

표 1. 카테고리별 전압·무효/유효전력 제어 기능 요구(표 6).

얼마나 많은 무효전력을 낼 수 있어야 하는가(5.2)

DER는 유효전력 출력이 최소 정상 상태 유효전력 능력(P_min) 또는 정격 유효전력(P_rated)의 5퍼센트 가운데 큰 쪽 이상일 때 무효전력을 주입(과여자)하고 흡수(저여자)할 수 있어야 한다. 유효전력이 정격의 5퍼센트 초과 20퍼센트 미만이면, 표 7의 최소 무효전력 값에 '유효전력 출력 ÷ 정격의 20퍼센트'를 곱한 값까지 무효전력을 교환할 수 있어야 한다. 정격의 20퍼센트를 넘는 어떤 유효전력 출력도 5.3의 제어 기능이 그때그때 요구하는 만큼의 무효전력 주입·흡수를 표 7의 능력까지 제약해서는 안 된다. 피상전력 한계를 지키기 위해 유효전력을 줄이는 것은 허용된다. 각주 60은 이 거동을 '무효전력 우선' 모드라 부른다.

표 2. 최소 무효전력 주입·흡수 능력(표 7).

44퍼센트라는 숫자는 역률 0.9에서 나온다. 피상전력 1.0 p.u.에서 유효전력 0.9 p.u.를 내면 무효전력은 √(1−0.81)≈0.436 p.u.다. 카테고리 B의 요구는 DER가 정격 피상전력 전체를 쓰면서 역률 0.9 진상·지상 범위를 감당하라는 뜻이다. 그런데 표준은 DER가 kVA 정격까지 유효전력을 낼 수 있되, 사업자가 정한 무효전력 제어 모드와 설정이 요구하는 대로 위 능력 범위 전체를 언제든 흡수·주입할 수 있어야 한다고 요구한다. 각주 61은 P_rated가 S_rated 이하일 수 있고, 요구된 무효전력을 내기 위해 유효전력을 줄여야 할 수 있다고 적는다. 태양광 인버터라면 정오에 무효전력을 44퍼센트 흡수하라는 명령이 오면 유효전력을 90퍼센트로 줄여야 한다는 뜻이다. 표 7의 조건 열도 그 자체가 요구다. A는 정격 전압에서만 이 능력을 요구하지만, B는 ANSI C84.1 범위 A 전체(약 0.95~1.05 p.u.)에서 요구한다. 전압이 낮을 때 무효전력을 주입하려면 인버터의 직류단 전압에 여유가 있어야 하므로 B가 설계에 더 큰 부담을 준다.

무효전력을 어떻게 쓰는가 — 4개의 모드(5.3)

5.3.1은 DER에 무효전력 변화로 전압을 조정할 능력을 요구하되, DER가 실제로 전압 조정에 참여하려면 사업자의 승인이 필요하다고 정한다. 능력은 의무, 사용은 허가제다. 제어 기능은 5.2의 최소 능력 밖에서 운전할 의무를 만들지 않는다. 표 6에 따라 DER는 4개의 상호 배타적인 모드를 갖춰야 하고, 한 번에 하나씩 활성화할 수 있어야 한다. 설치된 DER의 기본 모드는 사업자가 달리 정하지 않는 한 역률 1.0의 일정 역률 모드다. 설정 변경과 모드 선택의 실행 책임은 DER 운영자에게 있으며 사업자가 정한 대로 사업자가 받아들일 수 있는 시간 안에 해야 한다. 상호 합의하면 아래 4개 이외의 모드도 허용된다. 비상용·대기용 DER는 일정 역률 모드만 요구된다.

일정 역률 모드(5.3.2)

DER는 일정한 역률로 운전한다. 목표 역률은 사업자가 정하고, 5.2의 무효전력 능력을 넘는 무효전력을 요구해서는 안 된다. 역률 설정은 사업자가 정한 대로 현장 또는 원격으로 조정할 수 있어야 한다. 일정 역률을 유지하기 위한 DER의 최대 응답시간은 10초 이하다. 각주 62는 RPA에서 사업자가 정한 역률 요건이 지켜지는 한 DER가 구내 부하의 무효전력을 보상하는 등 어떤 역률로도 운전할 수 있다고 덧붙인다.

전압-무효전력(volt-var) 모드(5.3.3)

DER는 전압의 함수로 무효전력 출력을 능동적으로 제어하되, 구간별 선형 특성을 따른다. 사업자가 달리 정하지 않으면 표 8의 기본값으로, 사업자가 정하면 조정 가능 범위 안의 값으로 특성을 구성한다. 특성은 현장 또는 원격으로 조정할 수 있어야 한다.

표 3. 전압-무효전력 설정(표 8). Q1은 낮은 전압에서 무효전력 능력이 줄어들 수 있고, Q4를 채우기 위해 유효전력을 줄여도 된다. V2·V3·V4의 일부 값은 잘못 고르면 계통 불안정을 일으킬 수 있다는 각주가 붙어 있다.

두 카테고리의 기본 곡선은 성격이 다르다. 카테고리 A는 0.9 p.u.에서 1.1 p.u.까지 0.2 p.u. 전압 변화에 걸쳐 무효전력이 +25퍼센트에서 −25퍼센트로 바뀌는 완만한 직선이다. 각주 64가 말하듯 이것은 '무효전력 드룹에 의한 전압조정'이라 불리는 방식이다. 카테고리 B는 기준 전압 ±0.02 p.u.의 불감대를 두고, 그 밖에서 0.06 p.u. 전압 변화에 ±44퍼센트를 낸다. 기울기가 A의 약 3배다. 응답시간 기본값도 A는 10초, B는 5초다. 기울기가 가파를수록 전압 조정 효과는 크지만, 여러 DER의 제어가 서로 얽혀 진동할 위험이 커진다. 표 8의 각주 c가 특정 값의 잘못된 선택이 불안정을 일으킬 수 있다고 경고하는 이유다.

5.3.3은 하나의 자율 기능을 더 요구한다. DER는 기준 전압 V_Ref를 저역 통과 필터를 거친 측정 전압으로 자율 조정할 수 있어야 하고, 그 시정수는 최소 300초에서 5,000초 범위에서 조정 가능해야 한다. V_Ref가 바뀌면 곡선 전체가 그에 맞춰 옮겨져야 한다. 이 자율 조정을 실제로 쓰려면 사업자 승인이 필요하며, 구현과 시정수는 사업자가 정한다. 이 기능은 피더의 장기 전압 수준이 아침과 저녁에 다를 때 DER가 그 수준을 기준으로 삼아 단기 편차에만 반응하게 한다. 시정수를 수 분 이상으로 잡는 것은 사업자의 전압조정기가 하는 느린 조정과 겹치지 않게 하기 위해서다.

유효전력-무효전력(watt-var) 모드(5.3.4)

DER는 유효전력 출력의 함수로 무효전력을 제어하되, 의도적 시간 지연 없이 목표 구간 선형 특성을 따라야 하고 응답시간은 어떤 경우에도 10초를 넘으면 안 된다. 특성은 표 9의 기본값으로 구성하고 사업자가 정하면 조정 범위 안에서 바꿀 수 있다. 곡선의 왼쪽 절반(유효전력 흡수 구간)과 그에 해당하는 표 9의 요구는 유효전력을 흡수할 수 있는 DER, 곧 저장장치에만 적용된다.

표 4. 유효전력-무효전력 설정(표 9). P'로 표시한 값은 DER가 흡수할 수 있는 유효전력으로 음수다. P_min은 최소 유효전력 출력, P'_min은 흡수할 수 있는 최소 크기의 유효전력이다.

watt-var는 전압을 재지 않고 자기 출력만 보고 반응한다. 태양광 출력이 클수록 선로 전압이 오른다는 전제에서, 출력이 절반을 넘으면 무효전력을 흡수해 전압 상승을 미리 눌러 두는 방식이다. 전압 측정과 그 응답에 따른 진동 문제를 피할 수 있는 대신, 전압 상승의 원인이 다른 곳에 있을 때는 효과가 없다. 카테고리 B에만 의무인 것은 이 모드가 보급률이 높은 피더의 보완 수단이라는 뜻이다.

일정 무효전력 모드(5.3.5)

DER는 일정한 무효전력을 유지한다. 목표 무효전력의 크기와 방향(주입·흡수)은 사업자가 정하고 5.2의 범위 안이어야 한다. 설정은 현장 또는 원격으로 조정할 수 있어야 하며, 최대 응답시간은 10초 이하다. 사업자가 특정 지점의 무효전력 공급원으로 DER를 급전하고 싶을 때 쓰는 모드다.

전압이 높을 때 유효전력을 줄인다 — volt-watt(5.4)

카테고리 B DER는 유효전력 변화로 전압을 조정하는 능력을 갖춰야 한다. 이 기능을 켜고 끄는 것은 사업자 재량이고 기본은 꺼짐이다(5.4.1). 켜져 있으면 DER는 전압의 함수로 최대 유효전력을 능동적으로 제한하되 구간별 선형 특성을 따른다(5.4.2). 표 10의 기본값으로 구성하고 사업자가 정하면 조정 범위 안에서 바꿀 수 있다. 켜져 있는 동안 volt-watt 모드는 5.3의 어느 무효전력 모드가 켜져 있든 함께 활성 상태를 유지해야 한다.

표 5. 전압-유효전력 설정(표 10). 저장장치는 가용 저장 용량이 허락하는 한 충전으로 이 곡선을 따라야 한다. 응답시간을 3초 미만으로 설정하려면 계통의 동적 진동 거동을 고려한 사업자 승인이 필요하다.

발전 전용 DER에서 P2는 과전압 시 유효전력 발전의 최소 설정점이며 장비 능력의 제약을 받는다. P2가 DER의 연속 운전 영역 밖이면 P2 대신 DER의 최소 능력까지만 줄이거나 DER를 정지할 수 있다. 유효전력을 주입·흡수할 수 있는 DER의 P'2는 과전압 시 흡수의 최대 설정점이며 같은 방식으로 장비 능력의 제약을 받는다. 각주 65는 4.6.2와 같은 취지로, 구내 부하에 공급 중인 DER는 이 곡선을 최대 수출 제한으로 구현할 수 있고 구내 부하 이하로 줄일 필요는 없다고 밝힌다. 곡선은 현장 또는 원격으로 조정할 수 있어야 한다.

volt-watt는 발전 수익을 직접 깎는 기능이다. 그래서 표준은 이를 무효전력 제어보다 뒤에 두고, 기본을 꺼짐으로 하고, 카테고리 B에만 요구했다. 4.7의 우선순위에서 volt-watt가 무효전력 제어(5.3)보다 앞선다는 점은 기억해 둘 필요가 있다. 무효전력으로 전압을 잡지 못하는 상황이면 유효전력을 줄이는 쪽이 이긴다.

응답시간의 뜻과 조정 범위의 읽는 법

5절의 표에 나오는 응답시간은 3.1의 개방 루프 응답시간이다. 제어 입력이 계단 변화한 순간부터 출력이 최종 변화량의 90퍼센트에 이르기까지의 시간이며, 첫 번째 오버슈트 전에 잰다. 1차 지연계라면 시정수의 2.3배와 같다. '개방 루프'는 DER를 이상적인 전압원, 곧 무한히 강한 계통에 붙였을 때의 응답을 뜻한다. 실제 계통에서는 DER의 무효전력이 전압을 바꾸고 그 전압이 다시 DER에 들어오므로 폐루프가 되어 응답이 달라진다.

조정 범위의 최소·최대 열은 설정값이 움직일 수 있는 폭이지 장비가 그 극단에서 늘 운전해야 한다는 뜻은 아니다. 예를 들어 volt-var의 V1은 V_Ref − 0.18 V_N까지 낮출 수 있으니 카테고리 B에서 0.82 p.u.까지 내려갈 수 있는데, 이는 연속 운전 영역 하한 0.88 p.u. 아래다. 5.1이 연속 운전 영역 밖에서 5절 기능의 계속 작동을 허용하는 것과 맞물리는 설계다. 응답시간 범위(1~90초)는 사업자가 피더의 다른 조정기와의 상호작용을 보고 정하도록 넓게 열려 있다.

결론 — 능력은 의무, 사용은 허가, 거동은 표준화

5절을 하나의 문장으로 줄이면 '모든 DER는 정격 피상전력의 44퍼센트를 주입하고 25 또는 44퍼센트를 흡수할 무효전력 능력을 갖추되, 그 능력을 어느 모드로 쓸지는 사업자가 정하고, 어느 모드든 기본 곡선과 조정 범위가 같아야 한다'가 된다. 이 구조에서 세 가지가 따라 나온다. 첫째, 무효전력 능력은 유효전력보다 우선한다. 인버터는 요구된 무효전력을 내기 위해 유효전력을 줄여야 할 수 있고, 카테고리 B는 그 능력을 전압 0.95~1.05 p.u. 전체에서 보장해야 한다. 둘째, 기본 상태는 조용하다. 설치 직후의 DER는 역률 1.0으로 운전하고 volt-watt는 꺼져 있다. 전압 조정에 참여하는 것은 사업자의 승인과 설정이 있어야 시작된다. 셋째, 4개 모드의 파라미터를 표 8~10으로 못 박음으로써 10절의 통신 인터페이스가 읽고 쓸 정보 모델이 정해진다. 7부의 표 31~34는 이 표들을 그대로 가리킨다.

남는 물음은 어느 설정이 옳으냐다. 표준은 기본값과 범위만 준다. 카테고리 B의 가파른 volt-var 기울기와 5초 응답이 여러 DER가 있는 피더에서 안정한지, 자율 V_Ref 조정의 시정수를 얼마로 잡을지, volt-watt를 언제 켤지는 피더마다 다르며 사업자가 해석 연구로 정해야 한다. 표 8의 각주 c와 표 10의 각주 c가 '불안정'과 '동적 진동'을 경고하는 자리는 표준이 스스로 답하지 않는 자리다.

4부는 6절의 앞부분으로 넘어간다. 전압이 연속 운전 영역을 벗어났을 때 DER가 언제 트립해야 하고 언제 견뎌야 하는지, 카테고리 I·II·III의 트립 표와 지속운전 곡선, 연속 외란, 동적 전압 지원, 출력 복구를 다룬다.

IEEE 1547-2018 해설 4부 — 전압 이상에 대한 트립과 지속운전

계통에 고장이 나면 고장점 주변의 전압이 떨어진다. 보호계전기가 고장 구간을 끊기까지 걸리는 시간은 대개 0.1초에서 수 초다. 이 짧은 시간 동안 DER가 무엇을 하느냐가 6절의 주제다. 고장 구간에 붙은 DER는 계통에서 떨어져야 한다. 작업자 안전과 재폐로를 위해서다. 그러나 고장 구간 밖에서 전압 저하만 겪는 DER가 떨어지면, 넓은 지역의 발전이 한꺼번에 사라져 송전계통이 흔들린다. 1부에서 본 Blue Cut 산불 사고가 그 예다. 6절은 이 두 요구를 트립 표와 지속운전 곡선이라는 두 벌의 규칙으로 나누어 담았다.

4부의 요지는 이렇다. 6.4절은 카테고리별로 '이 전압을 이 시간 넘게 겪으면 반드시 트립한다'는 트립 표(표 11~13)와 '이 전압을 이 시간까지는 반드시 견딘다'는 지속운전 표(표 14~16)를 따로 두고, 둘 사이의 틈을 4.7의 우선순위 규칙으로 메운다. 카테고리가 올라갈수록 견뎌야 하는 전압 범위와 시간이 늘어나며, 카테고리 III는 인버터에만 가능한 순간 정지 개념을 도입한다.

6절의 공통 전제(6.1)

6.1절은 DER의 이상 응답이 계통 안정도, 사업자 작업자와 공중의 안전, 그리고 DER를 포함한 접속 설비의 손상 방지에 기여해야 한다고 밝히고, 그 응답이 Area EPS와 그 위의 송전계통(BPS)의 성능 요구를 고려하는 것이 좋다고 한다. 각주 66은 2017년 2월 NERC의 DER 연결·모델링·신뢰도 고려 보고서를 근거로 든다. 모든 요구는 4.2의 RPA에서, 4.3의 적용 전압으로 판정한다. 저전압 쪽은 여러 상 가운데 가장 낮은 전압, 고전압 쪽은 가장 높은 전압이 기준이다.

사업자는 AGIR의 배정에 따라 카테고리 I, II, III 가운데 무엇을 요구하는지 지정해야 한다. 지속운전과 단독운전 검출의 관계는 세 문장으로 정리된다. 송전계통에 연결된 Area EPS에 붙어 있는 동안, 실제 단독운전이 없는데 단독운전 검출 방법이 지속운전을 잘못 막아서는 안 된다. 반대로 실제 단독운전 중에 지속운전이 검출을 막아서도 안 된다. 송전계통과 분리된 의도적 Area EPS 단독운전 안에서는 지속운전 요구가 적용되지 않을 수 있다.

유효전력 공급에 관한 모든 요구는 1차 에너지원의 가용성에 종속된다. 외란 중 일사량이 줄어 출력이 떨어지는 것은 위반이 아니다. 그러나 이상 전압·주파수 자체가 1차 에너지원을 쓸 수 없게 만들면 안 되고, 그렇게 되면 지속운전 불이행으로 본다. 각주 73이 드는 예는 변환장치나 원동기의 제어 전원 상실, 보조 전원 상실이다. 6절의 모든 조정 가능 파라미터(전압·주파수 크기, 시간, 드룹, 불감대)는 현장에서 조정할 수 있어야 하고, 사업자가 10절에 따라 요구하면 통신으로 조정할 수 있어야 한다. 실제 트립 설정은 사업자가 정하고, 정하지 않으면 기본값을 쓴다.

고장 구간의 DER는 떨어진다(6.2, 6.3)

DER가 붙은 Area EPS 회로 구간에 단락 고장이 나면 DER는 사업자가 달리 정하지 않는 한 가압을 멈추고 트립해야 한다(6.2.1). Area EPS 보호 시스템이 검출할 수 없는 고장에는 적용되지 않는다. 주 1은 DER가 기존 보호 시스템의 고장 검출을 둔감하게 만들 수 있으므로 보호 정정치나 연계 파라미터를 조정해야 할 수 있다고 하고, 주 2는 구내의 접지 전원이 DER가 분리된 뒤에도 역가압 위험을 줄 수 있다고 경고한다. 각주 75는 영향이 작은 소형 DER에 대해 사업자가 순차 트립, 곧 Area EPS 보호장치가 먼저 열린 뒤 DER가 가압을 멈추는 방식을 택할 수 있다고 한다.

개방상(6.2.2)은 한 상이 끊어진 상태다. DER는 RPA에서 직접 발생한 개방상을 검출해 DER가 붙은 모든 상의 가압을 멈추고 2.0초 안에 트립해야 한다. 인버터는 끊어진 상에도 전압을 만들어 낼 수 있어 개방상 검출이 어려운 문제로 알려져 있고, 이 요구가 형식시험 항목이 된 이유다(8부).

재폐로 협조(6.3)는 DER가 여전히 가압하고 있는 회로에 Area EPS가 자동 재폐로할 때 순시 전압·위상각·주파수 차이로 생기는 스트레스를 막을 적절한 수단을 요구한다. 각주 76이 드는 수단은 회로가 가압되어 있으면 재폐로를 막는 사업자 측 장치, DER 보급률과 기술 특성상 재폐로 시간까지 가압이 유지되지 않는 경우, 전송 차단이나 8.1의 단독운전 검출로 DER 가압을 멈추는 방법이다. 순간 정지 모드로 운전하면 이 가압 중지 요구를 만족하며, 출력 복구는 재폐로 시간과 협조되어야 한다. 재폐로 순서로 생기는 연속 외란의 지속운전은 6.4.2.5가 다룬다.

언제 반드시 트립하는가 — 표 11~13

적용 전압이 부족전압 문턱보다 낮거나 과전압 문턱보다 높으면 DER는 정해진 클리어링 시간 안에 가압을 멈추고 트립해야 한다(6.4.1). 클리어링 시간은 이상 상태 시작부터 DER가 가압을 멈추기까지의 시간으로, 검출 시간, 의도적 지연, 개재 장치와 차단 장치의 동작·아크 시간을 모두 더한 값이다. 과전압 기능 OV1·OV2와 부족전압 기능 UV1·UV2가 동시에 작동한다. 설정은 현장에서 조정할 수 있어야 하고 10절에 따라 원격으로 조정할 수 있다.

표 1. 카테고리 I 트립 설정(표 11).

표 2. 카테고리 II 트립 설정(표 12). 카테고리 I과의 차이는 UV1 기본 시간 10초뿐이다.

표 3. 카테고리 III 트립 설정(표 13). 2020년 개정 1은 부족전압 클리어링 시간의 하한을 낮춰 사업자가 더 짧은 트립 시간을 고를 수 있게 했다. 기본값은 바뀌지 않았다.

표를 읽는 규칙이 있다. 허용 범위는 DER가 그 크기와 시간의 이상 전압을 견디라는 요구가 아니다. 사업자는 범위 안에서 문턱과 최대 클리어링 시간을 정할 수 있고, 범위 밖 설정은 DER 장비 보호에 필요한 경우에만 허용되며 6.4.2의 지속운전 요구와 충돌해서는 안 된다. OV 기능의 전압 범위와 모든 기능의 시간 범위에서는 하한이 한계값(그보다 낮게 설정 불가)이고 상한이 최소 요구(그 이상으로 설정 가능)다. UV 기능의 전압 범위에서는 상한이 한계값이고 하한이 최소 요구다. 각주 78은 장비 설계에서도 같은 원칙으로 조정 범위를 만들 것을 권고한다.

각주 80은 사업자 측 기기에 관한 권고다. DER 트립 범위는 Area EPS 다른 기기의 설정을 제한하려는 것이 아니지만, 정상 구성에서는 사업자 기기의 설정도 이 표준의 지속운전 목표에 맞추는 것이 좋다. 다만 회로 자동 재구성 중이나 중대형 DER의 직접 전송 차단이 일시 상실된 때처럼 비정상 구성에서 작업자 안전과 배전 설비 보호를 위해 범위 밖 설정을 드물게 선택적으로 써야 할 수 있으며, 이때는 영향을 받는 DER와 기간을 최소로 하고 지역 신뢰도 조정기관과 협조하라고 한다.

언제 반드시 견디는가 — 표 14~16

6.4.2.1은 지속운전의 일반 요구다. DER는 사업자가 정한 카테고리의 요구를 만족해야 하고, 주파수가 6.5.2의 지속운전 범위 밖이면 전압 지속운전 요구는 적용되지 않는다. DER는 자기 능력을 넘지 않고 지속운전 능력을 제공하도록 설계되어야 하며, 지속운전 영역 안의 외란으로 자기 보호가 직간접으로 작동해 트립하거나 지속운전을 못 하면 표준 위반이다. DER는 명판 정보에 이상 운전 카테고리를 명시해야 한다.

지속운전 표는 전압 범위마다 운전 모드와 최소 지속운전 시간(설계 기준), 그리고 가압 중지의 최대 응답시간을 정한다. 지속운전 영역 밖의 외란에는 지속운전과 출력 복구 요구가 적용되지 않는다. 각주 81은 과전압과 부족전압 사건이 대개 독립적이지만 같은 사건에서 이어질 수도 있으므로, 고전압 지속운전과 저전압 지속운전의 누적 시간을 서로 독립적으로 해석하라고 한다.

표 4. 카테고리 I 전압 지속운전 요구(표 14).

표 5. 카테고리 II 전압 지속운전 요구(표 15).

표 6. 카테고리 III 전압 지속운전 요구(표 16). 필수 운전과 순간 정지의 경계 0.50 p.u.는 사업자와 DER 운영자의 합의로 바꿀 수 있으며, 예를 들어 0.5 p.u. 아래에서 동적 전압 지원을 하게 할 수 있다.

세 곡선을 나란히 놓으면 카테고리의 뜻이 드러난다. 카테고리 I은 0.7 p.u. 아래에서 견딜 의무가 0.16초뿐이다. 동기발전기의 극 탈조 한계를 반영한 값이다. 카테고리 II는 0.65 p.u.에서 3초, 0.3 p.u.에서 0.16초까지 견디고 필수 운전 시간이 최대 5초에 이른다. 카테고리 III는 0.5 p.u.와 0.7 p.u. 사이에서 10초, 0.7과 0.88 사이에서 20초를 전류를 유지하며 견디고, 0.5 p.u. 아래에서는 1초 동안 순간 정지 상태로 붙어 있어야 한다. 고전압 쪽도 다르다. I·II는 1.10~1.20 p.u.를 1초, 0.5초, 0.2초로 잘게 나눠 허용 운전을 요구하지만, III는 그 전체를 12초 동안 순간 정지로 견디게 한다. 인버터는 반도체 소자의 전압 정격 때문에 과전압에 취약하므로 전류를 끊되 붙어 있으라는 절충이다.

영역별로 무엇을 해야 하는가(6.4.2.2~6.4.2.4)

연속 운전 영역(6.4.2.2)에서는 지속시간과 무관하게 적용 전압이 ANSI C84.1 범위 B 안이면 트립하면 안 된다. DER는 운전을 계속하며 이상 전 유효전력 이상을 공급해야 하고, 가장 낮은 상 전압이 공칭보다 낮으면 그 전압의 p.u. 값에 비례해 줄여도 된다. 0.5초 이하의 일시적 유효전력 편차는 허용된다. 예외로 3상 DER는 적용 전압의 역상분이 공칭의 5퍼센트를 60초 넘게, 또는 3퍼센트를 300초 넘게 초과하면 가압을 멈추고 트립할 수 있다. 단, 그 불평형이 구내의 불평형 전류 때문에 생기거나 악화된 것이 아니어야 한다. 각주 83은 10 MVA 이상 원통형·5 MVA 이상 돌극형 동기발전기의 역상 전류 내량이 배전계통의 일상적 불평형에 충분하지 않을 수 있다고 경고한다.

저전압 지속운전 능력(6.4.2.3.2)은 가장 낮은 상의 전압이 연속 운전 영역 아래이면서 표의 범위와 누적 시간 안일 때, DER가 Area EPS와 동기를 유지하고, 트립하지 않으며, 6.4.2.7에 따라 출력을 복구할 수 있어야 한다는 요구다. 각주 84는 '동기 유지'의 뜻을 기술별로 푼다. 모든 DER는 보조기기의 기능을 유지해야 하고, 동기발전기는 과도 안정도를, 인버터는 '전류 위상각 안정도'를 유지해야 한다. 전류 위상각 안정도는 전압원 컨버터로 계통에 붙은 DER가 과도적으로 변하는 계통 조건에서 동기화 방법의 안정 영역을 벗어나지 않고 전류의 크기와 위상을 주입하는 능력이다.

저전압 지속운전 성능(6.4.2.3.3)은 영역마다 다르다. 필수 운전 영역에서 DER는 동기를 유지하고, 전류 교환을 계속하며, 가압 중지도 트립도 하지 않아야 한다. 카테고리 II와 III는 기본적으로 외란 기간 중 총 피상전류를 이상 전 값 또는 가용 유효전력에 따른 해당 유효전류 수준 가운데 작은 쪽의 80퍼센트 아래로 줄이면 안 된다. 양의 감쇠를 갖는 유효·무효 전류 진동, 30 ms 미만의 과도적 피상전류 변화, 평균이 이상 전 값 이상인 동적 전류 진동은 예외다. 상호 합의로 다른 전류 특성을 정할 수 있으며, 각주 85는 필수 운전 영역 안에서 6.4.2.6의 동적 전압 지원을 쓰는 것을 예로 든다. 허용 운전 영역에서는 동기를 유지하거나 트립하지 않으면 되고, 전류 교환을 계속하거나 가압을 멈춰도 되며, 멈췄다면 6.4.2.7에 따라 복구해야 한다. 카테고리 III의 순간 정지 영역에서는 트립하지 않고, 가압을 멈추고, 복구해야 한다.

고전압 지속운전(6.4.2.4)은 가장 높은 상의 전압이 연속 운전 영역 위일 때 같은 구조로 요구한다. 능력은 동기 유지, 트립 금지, 출력 복구다. 성능은 허용 운전 영역에서 저전압과 같고, 카테고리 III의 순간 정지 영역에서도 같다. 고전압 쪽에는 필수 운전 영역이 없다.

고장이 여러 번 이어질 때 — 연속 외란(6.4.2.5, 부록 E)

재폐로기는 고장 구간을 끊었다가 잠시 뒤 다시 닫는다. 일시 고장이면 그대로 복구되지만, 영구 고장이면 다시 끊는다. 이 과정이 두세 번 반복되면 DER는 같은 고장에서 비롯한 전압 저하를 여러 번 겪는다. 6.4.2.5는 지속운전과 출력 복구 요구가 표 14~16의 범위와 누적 시간 안에서 여러 번의 연속 외란에도 적용된다고 하면서, DER가 트립해도 되는 조건을 표 17로 정한다.

표 7. 연속 외란 지속운전 요구(표 17).

규칙은 셋이다. a) 전압이 지속운전 영역에 여러 번 들어가고 그 사이의 정상 전압 기간이 표 17 3열 이하이면, 그 모든 외란의 누적 시간을 해당 심각도의 최대 요구 시간과 비교해 넘으면 트립해도 된다. b) 정상 전압이 3열보다 길게 이어지면 다음 외란은 새 세트로 보고 누적을 다시 시작한다. c) DER는 4열의 시간 창 안에서 2열의 수를 넘는 세트를 견딜 의무가 없고, 마지막 외란에서 4열의 시간이 지나면 다시 새 세트들을 견뎌야 한다. 예외로 연속 외란의 타이밍이 전기기계적 진동을 자극해 동기를 잃거나 손상될 우려가 있으면 트립할 수 있다. 각주 88은 이 조항이 트립해도 되는 조건일 뿐이며, 더 많은 세트를 견디는 것은 계통에 위험이 없으므로 가능한 한 견디는 것이 좋다고 밝힌다.

부록 E는 이 요구의 근거를 설명한다. 송전·준송전·1차 배전에서 고장은 대부분 단락이며, 큰 전류와 전압 저하라는 두 효과를 낸다. 송전에서는 전류 차동·임피던스 계전이 1초 미만, 드물게 2초 이하로 고장을 끊고, 배전에서는 과전류 계전이 전류 크기에 따라 다른 시간으로 끊는다. 일시 고장이 많아 자동 재폐로를 쓰며, 재폐로 횟수는 1~3회가 흔하고 재폐로 간격은 송전에서 30초 이상(고속 재폐로는 약 0.5초), 배전에서는 약 0.2~30초다. 한 세트 안의 여러 외란은 같은 고장에 대한 재폐로 순서, 간헐적 아크 고장, 또는 송전 고장 후 동기발전기 각이 흔들리며 생기는 전압 진동에 해당하고, 여러 세트는 폭풍우 중의 서로 다른 고장이나 재폐로 간격이 긴 송전 재폐로에 해당한다. 전압 진동은 대개 10초 안에 감쇠하므로 하나의 동적 사건은 한 세트 안에 들어가야 한다는 것이 누적 시간 방식의 취지다.

외란 중에 전압을 떠받친다 — 동적 전압 지원(6.4.2.6)

동적 전압 지원은 저전압·고전압 지속운전 중 DER가 Area EPS에 전류를 공급해 적용 전압을 떠받치는 기능이다. 어떤 DER든 이 능력을 가질 수 있다(6.4.2.6.1). 성능(6.4.2.6.2)은 사업자와의 상호 합의 아래 필수 운전 또는 허용 운전 중에 쓸 수 있으며, DER는 동기를 유지하면서 연속 운전 영역 아래의 필수·허용 운전 영역 또는 연속 운전 영역 위의 허용 운전 영역에서 지원을 제공할 수 있다. 동적 전압 지원이 없었으면 가압을 멈추지 않았을 상황에서 지원 때문에 가압을 멈추게 되어서는 안 된다. 각주 91은 유효전류와 무효전류의 상대적 효과가 계통의 X/R 비에 달려 있다고 하고, 각주 93은 불평형 고장에서 지원 전류가 다른 상에 과전압을 만들지 않도록 구현할 것을 권고한다.

외란이 끝나면 어떻게 돌아오는가 — 출력 복구(6.4.2.7)

동적 전압 지원 없이 지속운전한 DER는 저전압 지속운전에서 전압이 필수 운전 영역의 하한을 넘어선 시점, 고전압 지속운전에서 연속 운전 영역 상한 아래로 돌아온 시점부터 동기를 유지하고, 0.4초 안에 유효전류를 이상 전 값의 80퍼센트 이상으로 복구해야 한다. 이상 후 기간의 양의 감쇠 진동은 허용된다(6.4.2.7.1). 동적 전압 지원을 한 DER는 전압이 연속 운전 영역에 들어온 뒤 최대 5초까지 지원을 계속하면서 0.4초 안에 유효전류를 이상 전의 80퍼센트 또는 무효전류 우선을 고려한 가용 유효전류 가운데 작은 쪽까지 복구하고, 5초 뒤에는 지원을 멈추고 선택된 모드의 정상 무효전력 기능으로 돌아가야 한다(6.4.2.7.2).

0.4초라는 값은 Blue Cut 사고의 교훈과 직결된다. NERC의 사고 보고서들이 지적한 문제 가운데 하나가 순간 정지 뒤 램프 제한기와 플랜트 제어기 때문에 출력 복귀가 수십 초 걸린 점이었다. 표준은 순간 정지를 허용하되 복귀 속도를 못 박아 그 문제를 막는다.

6.4.2.7.3은 카테고리 III에만 있는 선택 규정이다. RPA가 PCC인 카테고리 III DER는 순간 정지와 필수 운전, 순간 정지와 연속 운전 사이의 전환을 PoC에서 잰 전압으로 판정할 수 있다. 이때는 PCC와 PoC 사이의 예상 전압 차이만큼 순간 정지 문턱을 조정해 PCC 전압 기준의 거동에 근사시켜야 한다. 각주 95는 카테고리 I·II는 필수 운전 영역 아래에 허용 운전 영역이 있어 이 선택이 필요 없다고 설명한다.

결론 — 두 벌의 규칙과 그 사이의 틈

6.4절은 트립 표와 지속운전 표를 분리해 놓았고, 그 분리가 2018년판의 방법론이다. 트립 표는 사업자의 안전과 보호협조를 위한 상한이고, 지속운전 표는 송전계통을 위한 하한이다. 두 표 사이에 남는 전압·시간 구간에서는 DER가 견뎌도 되고 트립해도 되며, 4.7 b)항의 160 ms 규칙이 두 표가 겹칠 때의 순서를 정한다. 카테고리는 이 하한을 어디까지 끌어내리느냐의 차이다. I은 동기발전기가 감당할 수 있는 만큼, II는 송전 발전기 기준만큼, III는 인버터가 순간 정지로 붙어 있을 수 있는 만큼이다.

이 구조에서 판단이 갈리는 자리는 순간 정지의 평가다. 배전사업자 관점에서는 고장 전류 기여를 줄이고 단독운전 검출을 쉽게 하므로 넓은 전압 범위에서 순간 정지를 쓰는 편이 안전하다. 송전계통 관점에서는 순간 정지 중 사라지는 발전과 복귀 지연이 위험이므로 필수 운전 범위를 넓히는 편이 안전하다. NERC가 2023년 3월 신뢰도 지침에서 배전사업자는 짧은 트립과 넓은 순간 정지를, 신뢰도 조정기관은 긴 트립과 넓은 필수 운전을 원한다고 정리한 것이 그 대립이다. 표 16 각주 c가 0.5 p.u. 경계를 합의로 옮길 수 있게 한 것, 1547a-2020이 카테고리 III의 트립 시간 하한을 낮춘 것은 모두 이 대립을 표준 안에서 조정 가능하게 열어 둔 조치다.

5부는 같은 6절의 주파수 쪽으로 넘어간다. 주파수 트립 표(표 18), 주파수 지속운전(표 19~20), 주파수 변화율과 위상각 점프의 지속운전, 그리고 주파수 드룹(표 22~24)과 관성 응답을 다룬다.

IEEE 1547-2018 해설 5부 — 주파수 이상에 대한 트립, 지속운전, 드룹

전압은 지역마다 다르지만 주파수는 계통 전체가 하나다. 발전이 부하보다 모자라면 계통의 모든 발전기가 함께 느려지고, 남으면 함께 빨라진다. 그래서 주파수 이상에 대한 DER의 응답은 배전사업자보다 송전계통 운영자의 관심사다. 1부의 Blue Cut 사고에서 태양광이 탈락한 원인 가운데 하나는 인버터가 고장 중의 찌그러진 파형에서 순간 주파수를 57 Hz 아래로 잘못 계산해 트립한 것이었다. 6.5절은 그런 오트립을 막는 지속운전 요구와, 반대로 주파수가 실제로 벗어났을 때 DER가 출력을 조절해 돕는 드룹 요구를 함께 담는다.

5부의 요지는 이렇다. 6.5절은 세 카테고리에 공통인 주파수 트립 표(표 18)와 지속운전 표(표 19)를 두고, 카테고리 차이를 저주파 시 유지해야 할 출력(표 20), 견뎌야 할 주파수 변화율(표 21), 저주파 드룹의 의무 여부(표 22), 드룹 응답시간의 범위(표 24)에서만 둔다. 2003년판에 없던 주파수 드룹이 모든 DER의 의무 능력이 된 것이 가장 큰 변화다.

언제 반드시 트립하는가 — 표 18(6.5.1)

계통 주파수가 표 18의 범위에 있고 어느 한 상의 기본파 전압이 공칭의 30퍼센트를 넘으면, DER는 정해진 클리어링 시간 안에 가압을 멈추고 트립해야 한다. 전압 조건이 붙는 이유는 전압이 거의 없는 상태에서는 주파수를 제대로 잴 수 없기 때문이다. 4.4의 주파수 정확도 요구에도 같은 30퍼센트 조건이 있다. 트립 설정은 지역 신뢰도 조정기관의 요구와 협조해 사업자가 정하고, 정하지 않으면 기본값이다. 과주파수 OF1·OF2와 부족주파수 UF1·UF2가 동시에 작동하며, 범위의 한계값·최소 요구 규칙은 4부의 전압 트립과 같다.

표 1. 카테고리 I·II·III 공통 주파수 트립 설정(표 18). UF1의 300초는 지역의 저주파수 부하차단 프로그램과 예상 주파수 복구 시간에 맞춰 골라야 한다.

전압 트립과 견주면 시간이 길다. OF1과 UF1의 기본 300초와 하한 180초는, 주파수가 58.5 Hz나 61.2 Hz에 이르는 상황이라면 계통 전체의 수급 불균형이므로 DER가 5분은 버텨야 저주파수 부하차단과 발전기의 조속기 응답이 주파수를 되돌릴 시간을 벌 수 있다는 판단이다. 2003년판은 60.5 Hz 초과 또는 59.3 Hz 미만에서 0.16초 안에 트립하도록 했다. 2018년판은 그 문턱을 62.0 Hz와 56.5 Hz로 옮기고 그 사이에 5분짜리 단계를 넣었다.

언제 반드시 견디는가 — 표 19·20(6.5.2.1~6.5.2.4)

6.5.2.1의 일반 요구는 전압과 같은 구조다. DER는 세 카테고리 가운데 하나를 만족해야 하고, 전압이 6.4.2의 지속운전 범위 밖이면 주파수 지속운전 요구는 적용되지 않는다. 자기 능력을 넘지 않는 설계, 자기 보호에 의한 트립의 위반 판정, 명판의 카테고리 표시도 같다. 예외 a)(순수출 10퍼센트 미만 구내의 의도적 단독운전)와 b)(0.1초 안의 90퍼센트 부하 차단)도 같으며, 각주 100은 유효전력을 수입·수출하며 변조 운전하는 저장장치는 변조 범위의 최대 양의 출력점만으로 예외를 판정한다고 덧붙인다.

표 2. 카테고리 공통 주파수 지속운전 요구(표 19).

연속 운전 영역(6.5.2.2)은 58.8~61.2 Hz이며 전압/주파수 비가 1.1 이하라는 조건이 붙는다. 이 조건은 변압기 철심의 과여자를 막기 위한 것으로, 주파수가 낮을수록 같은 전압에서 자속이 커지므로 V/f가 한계다. 이 영역의 외란은 지속시간과 무관하게 트립을 일으키면 안 되고, DER는 이상 전 이상의 유효전력을 계속 교환할 수 있어야 한다.

저주파 지속운전 능력(6.5.2.3.1)은 주파수가 58.8 Hz 미만 57.0 Hz 이상이고 58.8 Hz 아래의 누적 시간이 임의의 10분 안에 299초 미만일 때 요구된다. DER는 동기를 유지하고, 표 20이 정한 값 아래로 유효전력을 줄이면 안 된다. 전압이 연속 운전 범위 안이면 부족주파수 때문에 가용 유효전력을 줄이는 것은 허용되지 않고, 전압이 연속 운전 아래이면 전압에 비례해 줄일 수 있다.

표 3. 저주파 지속운전 중 유효전력 출력 능력(표 20). 가용 유효전력의 제한을 받는다.

카테고리 I이 80퍼센트까지 줄이는 것을 허용하는 이유는 동기발전기의 원동기다. 가스엔진이나 터빈은 회전 속도가 떨어지면 출력이 자연히 줄고, 정격에서 20퍼센트의 감소는 그 물리적 한계를 반영한 값이다. 인버터는 주파수와 무관하게 출력을 유지할 수 있으므로 II·III에는 이상 전 출력을 그대로 요구한다.

저주파 지속운전 성능(6.5.2.3.2)은 필수 운전 영역에서 동기를 유지하고, 표 20의 제한 아래 이상 전 전류를 계속 교환하며, 가압 중지도 트립도 하지 않고, 카테고리에 따라 표 22대로 유효전력을 조절해 부족주파수를 완화해야 한다. 저장 능력을 갖추거나 주파수 응답 예비력을 위해 출력을 미리 줄여 두는 것(사전 출력제한)은 요구가 아니다. 각주 102가 밝히듯 표준의 취지는 예비력이 계약, 급전, 또는 다른 이유의 출력제한으로 존재할 때 그것을 쓸 제어 능력을 갖추라는 요구다. 고주파 지속운전(6.5.2.4)은 61.2 Hz 초과 61.8 Hz 이하에서 10분 안 누적 299초 미만일 때 동기를 유지하고, 전류 교환을 계속하며, 가압 중지·트립하지 않고, 유효전력을 조절해 과주파수를 완화해야 한다.

주파수가 빠르게 변할 때 — ROCOF와 위상각 점프(6.5.2.5, 6.5.2.6)

연속 운전 영역과 저주파·고주파 지속운전 영역 안에서, DER는 표 21의 값 이하의 주파수 변화율(ROCOF)을 갖는 주파수 편차에 트립하지 않고 견뎌야 한다. ROCOF는 4.3에 따라 0.1초 이상의 평균 창으로 잰다. 각주 103은 이 값이 상호 연계된 송전계통에서 생길 수 있는 외란을 견디기 위한 것이며, 계통이 여러 섬으로 분리된 상황에서는 훨씬 큰 변화율이 나올 수 있다고 적는다.

ROCOF 요구는 단독운전 검출과 부딪힌다. 2003년판 시절의 여러 인버터는 급격한 주파수 변화를 단독운전의 신호로 삼아 트립했다. 6.1이 단독운전 검출이 지속운전을 잘못 막아서는 안 된다고 한 것과 이 표가 짝을 이룬다. 카테고리 I의 0.5 Hz/s는 동기발전기의 조속기와 관성이 감당할 수 있는 수준이고, III의 3 Hz/s는 관성이 낮은 계통에서 대형 발전기 탈락 시 나타날 수 있는 값이다.

위상각 점프(6.5.2.6)는 고장 발생이나 제거, 큰 부하의 투입 순간에 전압 파형의 위상이 갑자기 앞뒤로 이동하는 현상이다. 다상 DER는 적용 전압의 정상분 위상각이 1주기 이내의 시간에 20도 이하로 변할 때 지속운전해야 하고, 정상분 조건을 만족하는 한 개별 상의 60도 미만 변화에도 운전을 유지해야 한다. 단상 DER는 60도 이하의 변화에 운전을 유지해야 한다. 응답으로 양의 감쇠를 갖는 유효·무효 전류 진동이나 최대 0.5초의 순간 정지는 허용된다.

이 조항은 Blue Cut 사고의 직접적인 교훈이다. 위상각 점프 순간에 순시 주파수를 계산하면 수 Hz의 가짜 편차가 나온다. 0.1초 이상의 평균 창으로 ROCOF를 재게 한 4.3의 규정과 위상각 점프 지속운전 요구는 같은 문제를 두 방향에서 막는다.

출력으로 주파수를 돕는다 — 주파수 드룹(6.5.2.7)

드룹은 주파수 편차에 비례해 유효전력을 바꾸는 제어다. 대형 동기발전기의 조속기가 100년 넘게 해 온 일이며, 2018년판은 이 능력을 DER에도 요구한다. 카테고리에 따라 DER는 저주파·고주파 지속운전 중 드룹을 갖춘 필수 운전 능력을 가져야 한다(6.5.2.7.1).

표 4. 주파수 드룹 운전 요구(표 22). 고주파 시 출력을 줄이는 것은 모든 DER의 의무다.

고주파 드룹이 모든 카테고리에 의무인 이유는 출력을 줄이는 데 예비력이 필요 없기 때문이다. 태양광 인버터도 출력을 깎는 것은 언제나 할 수 있다. 저주파 드룹은 출력을 늘려야 하므로 예비력이 있어야 효과가 있고, 카테고리 I에서는 선택으로 남겼다.

운전 규칙(6.5.2.7.2)은 이렇다. 계통 주파수가 표 24의 조정 가능 불감대 db_OF, db_UF 밖이면서 표 18의 트립 설정 안일 때, DER는 표 23의 공식에 따라 이상 전 수준에서 유효전력을 조정해야 한다. 출력은 공식의 값에 주파수 변화율에 대한 관성 응답이 있다면 그것을 더한 값이며, 주파수가 불감대 안으로 돌아올 때까지 유지한다. 응답은 4.7의 우선순위를 따른다. 저주파 응답은 가용 유효전력과 이상 전 급전 수준의 제약을 받는다.

표 5. 주파수 드룹 공식(표 23). p_pre는 주파수가 불감대를 벗어난 시점의 출력, p_avl은 가용 유효전력, p_min은 원동기 제약에 따른 최소 출력, k는 1 p.u. 출력 변화에 해당하는 p.u. 주파수 변화(드룹, 무차원)다. 저장장치는 저주파에 방전, 고주파에 충전하는 방향으로 음의 출력을 포함한다.

표 6. 주파수 드룹 파라미터(표 24). 불감대는 양쪽 값 모두 최소 요구여서 더 넓게 설정할 수 있고 0.017 Hz 미만도 허용된다. 드룹 k는 하한이 한계값, 상한이 최소 요구다. 응답시간은 상한이 한계값, 하한이 최소 요구다. 기본값 외 설정은 계통의 동적 진동을 고려해 신뢰도 조정기관이 승인해야 한다.

k = 0.05는 '5퍼센트 드룹'이다. 60 Hz의 5퍼센트인 3 Hz의 편차에 정격 출력 1 p.u.의 변화가 대응한다. 주파수가 60.5 Hz로 오르면 불감대 0.036 Hz를 뺀 0.464 Hz를 3 Hz로 나눈 약 0.155 p.u.만큼 출력을 줄인다. 이 값은 북미의 대형 발전기 조속기 관행과 같으며, 드룹 범위의 하한(I·II 0.03, III 0.02)이 한계값인 것은 드룹이 너무 가파르면 여러 DER의 응답이 겹쳐 진동할 수 있기 때문이다. 불감대 기본값 0.036 Hz는 북미 신뢰도 기준의 대형 발전기 불감대와 같은 값이다.

시간 성능은 두 갈래다. 소신호 성능은 정격 유효전력의 5퍼센트 미만의 출력 변화를 일으키는 주파수 편차에 대한 것으로, 개방 루프 응답시간이 표 24의 범위에서 조정 가능해야 하고 기본값은 5초다. 대신호 성능은 5퍼센트 이상의 변화에 대한 것으로, 1차 에너지원이 물리적으로 더 빠른 응답을 낼 수 없다면 DER는 최소 응답 요구를 맞추기 위해 분당 정격의 20퍼센트보다 빠르게 출력을 바꿀 필요가 없다. 각주 105는 이 완화가 DER의 출력 변화 능력을 넘어서는 크기와 속도의 주파수 변화에만 적용되고, 가용 변화율은 기술적으로 가능한 한 빠르되 분당 20퍼센트 이상이어야 한다고 못 박는다. 카테고리 III의 응답시간 하한 0.2초는 인버터가 수백 밀리초 안에 응답할 수 있음을 반영하되, 그렇게 설정하려면 승인이 필요하다.

관성 응답(6.5.2.8)은 주파수 변화율에 비례해 유효전력을 바꾸는 것으로, 요구되지 않지만 허용된다. 각주 106은 사업자와 DER 운영자가 관성 응답을 쓰기로 합의하면 신뢰도 조정기관과 협조해 성능을 정하라고 한다. 동기발전기가 물리적으로 제공하는 관성을 인버터가 제어로 흉내 내는 '합성 관성'의 자리를 표준이 열어 두었다.

트립 뒤 다시 붙을 때(6.6)

6.6절은 한 문장이다. 카테고리 I·II·III의 재투입 조건은 4.10에 규정한 진입 조건과 같다. 2부에서 본 대로 전압 0.917~1.05 p.u.와 주파수 59.5~60.1 Hz가 기본이고, 300초의 의도적 지연 뒤 300초에 걸쳐 출력을 올린다. 주파수 트립의 상한 61.0 Hz와 재투입 주파수 상한 60.1 Hz 사이의 간격은, 계통 주파수가 아직 높은 동안 DER가 돌아와 주파수를 더 올리는 것을 막는다.

결론 — 주파수 응답은 송전계통을 위한 배전 DER의 의무가 되었다

6.5절의 요구를 한 문장으로 줄이면 '57.0~61.8 Hz 사이에서는 5분 가까이 붙어 있고, 초당 0.5~3 Hz의 변화율과 20도의 위상각 점프에 흔들리지 않으며, 60 Hz에서 0.036 Hz 이상 벗어나면 5퍼센트 드룹으로 출력을 조절한다'가 된다. 세 카테고리의 차이는 전압 쪽보다 작다. 트립 표와 지속운전 표가 공통이고, 차이는 저주파 시 유지 출력, ROCOF 한계, 저주파 드룹의 의무 여부, 응답시간 범위에만 있다. 주파수는 계통 전체의 문제이므로 배전사업자의 사정에 따라 달리 정할 여지가 적다는 뜻이다.

이 절은 배전 DER에 송전계통의 의무를 지운 것이기도 하다. 5분 지속운전과 드룹은 지금까지 대형 발전기의 몫이었다. 그 의무가 옥상 태양광에까지 내려온 것은 배전 DER의 총량이 송전계통의 안정도를 좌우할 만큼 커졌다는 판단에서다. 남는 물음은 저주파 드룹이 실제로 얼마나 효과를 낼 것인가다. 표준은 예비력을 요구하지 않으므로, 출력제한 없이 최대 출력으로 운전하는 태양광은 저주파 시 늘릴 출력이 없다. 드룹 능력이 의무가 되었어도 그 능력을 쓰려면 계약과 급전 제도가 따라와야 한다는 점을 각주 102가 인정하고 있다.

6부는 6절을 떠나 7~9절로 간다. 직류 주입, 급속 전압 변동, 플리커, 고조파의 전력품질 한계(7절), 비의도적·의도적 단독운전(8절), 배전 2차 네트워크의 특수 요구(9절), 그리고 부록 C와 G의 배경 설명을 다룬다.

IEEE 1547-2018 해설 6부 — 전력품질, 단독운전, 2차 네트워크

4부와 5부가 다룬 6절이 '계통이 흔들릴 때 DER가 어떻게 버티는가'였다면, 7절은 '정상 운전 중 DER가 계통을 얼마나 더럽히는가'를 정한다. 직류 전류, 갑작스러운 전압 변동, 조명의 깜박임, 고조파, 과전압이 그 항목이다. 8절은 계통이 끊어진 뒤 DER가 혼자 남은 부분을 계속 가압하는 단독운전을 다루고, 9절은 도심의 저압 네트워크 배전에 DER를 붙일 때의 특수 요구를 다룬다. 세 절은 서로 다른 주제지만 하나의 공통점이 있다. 모두 DER의 존재가 사업자 설비와 다른 수용가에 끼치는 부작용을 막는 규정이라는 점이다.

6부의 요지는 이렇다. 7절의 전력품질 한계는 대부분 기존 부하 대상 표준(IEEE 519, IEEE 1453, IEC 61000 계열)을 발전원에 맞게 고쳐 쓴 것이며, 그 고침의 핵심은 간고조파를 포함하는 새 지표 TRD와 짝수 고조파 완화, 그리고 순시 과전압의 누적 시간 한계다. 8절은 비의도적 단독운전을 2초 안에 끝내라는 2003년판의 요구를 유지하면서, 의도적 단독운전을 처음으로 표준 안에 정식으로 들여왔다.

직류 주입(7.1)

DER는 RPA에서 정격 출력 전류의 0.5퍼센트를 넘는 직류 전류를 주입하면 안 된다. 인버터의 스위칭 비대칭이나 제어 오차로 교류 출력에 직류 성분이 섞이면 배전용 변압기 철심이 한쪽으로 포화되어 과열되고 고조파가 늘어난다. 이 한계는 2003년판과 같다.

급속 전압 변동과 플리커(7.2)

DER는 PCC에서 받아들일 수 없는 급속 전압 변동(RVC, rapid voltage change)이나 플리커를 만들면 안 된다(7.2.1). RVC(7.2.2)는 두 정상 상태 사이의 빠른 실효 전압 변화다. PCC가 중전압이면 DER는 공칭의 3퍼센트를 넘고 1초 평균으로 초당 3퍼센트를 넘는 계단·램프 변화를 일으키면 안 되고, 저압이면 5퍼센트와 초당 5퍼센트다. 예외는 Area EPS의 다른 RVC 원인을 고려한 사업자 승인이 있어야 한다. 이 한계는 잦은 변압기 여자, 잦은 콘덴서 개폐, DER 오동작에 의한 급격한 출력 변동에 적용되며, 커미셔닝·고장 복구·유지보수에 따른 드문 개폐나 계획되지 않은 트립에는 적용하지 않는다.

부록 G.2는 이 값의 출처를 밝힌다. IEEE 1453의 계통 설계 계획 수준(표 G.1)은 35 kV 이하에서 하루 4회 이하의 변화에 5~6퍼센트, 시간당 2회 이하에 3~5퍼센트, 시간당 2회 초과 10회 이하에 2.5퍼센트를 허용한다. 이것은 한 지점의 모든 RVC 원인을 합한 한계이므로, 표준은 개별 DER에 가장 엄격한 3퍼센트를 적용해 다른 변동 설비를 위한 여유를 남겼다. 부록은 또한 모든 DER가 동시에 100퍼센트 출력 변화를 일으키는 최악 시나리오를 연계 심사에 쓰는 것을 표준이 배제한다고 밝힌다. 그런 동시 탈락은 계통이 지속운전 한계 밖으로 나간 사건에서만 일어나므로 RVC 한계를 적용할 상황이 아니라는 이유다.

플리커(7.2.3)는 전압 변동이 조명 밝기를 흔들어 사람이 느끼는 깜박임이다. DER의 플리커 기여(배출값)는 PCC에서 표 25의 한계와 IEC/TR 61000-3-7이 정한 개별 배출 한계 가운데 큰 쪽을 넘으면 안 된다. 예외는 사업자 승인이 필요하다. 평가와 측정 방법은 IEEE 1453과 IEC/TR 61000-3-7을 따르고, DER 이외의 설비가 DER의 플리커를 완화하는 것이 허용된다.

표 1. 최소 개별 DER 플리커 배출 한계(표 25).

부록 G.3은 이 값이 IEEE 1453의 계획 수준(중전압 P_st 0.9, P_lt 0.7; 고압 이상 0.8, 0.6)에서 IEC 방식으로 개별 설비에 배분한 몫이며, DER 용량이 계통 용량에 비해 작을 때의 최소 배분이라고 설명한다. 이 한계들이 60 W 백열등을 기준으로 개발되었다는 점, 태양광과 풍력의 자원 변동은 플리커 민원을 일으킬 만큼 빠르지 않아 대개 심사가 필요 없다는 점, 다만 특정 풍력 터빈 설계처럼 플리커를 일으키는 것으로 알려진 기술은 IEC 61400-21의 플리커 계수로 심사할 수 있다는 점도 적혀 있다.

고조파와 간고조파 — TRD(7.3)

RPA에서 고조파 전류 왜곡, 간고조파 전류 왜곡, 총 정격전류 왜곡(TRD, total rated-current distortion)은 표 26·27의 한계를 넘으면 안 된다. 측정 방법은 IEEE 519를 따른다. 각주 108에 따르면 IEEE 519는 약 200 ms의 10/12주기 측정 창에서 정수 배 주파수의 스펙트럼 성분과 인접 ±5 Hz 빈의 성분을 제곱합 제곱근으로 합쳐 고조파 h를 계산하고, 나머지 5 Hz 빈은 같은 방식으로 인접 고조파 사이의 간고조파 값으로 합친다. h ± 5 Hz 사이의 집계 고조파 왜곡은 표의 h 한계를, h + 5 Hz와 (h+1) − 5 Hz 사이의 간고조파 왜곡은 h와 h+1 한계 가운데 작은 쪽을 따른다.

표 2. 최대 홀수 고조파 전류 왜곡(표 26). I_rated는 DER 장치의 정격 전류 용량이며, DER와 RPA 사이에 변압기가 있으면 RPA로 환산한다.

표 3. 최대 짝수 고조파 전류 왜곡(표 27).

TRD는 이 표준이 새로 만든 지표다. 정의는 RPA에서 잰 DER 전류의 실효값(모든 주파수 성분 포함)의 제곱에서 기본파 전류의 제곱을 뺀 값의 제곱근을 정격 전류로 나눈 백분율이다. IEEE 519의 총 수요 왜곡(TDD)이 정수 고조파만 더하는 것과 달리 간고조파까지 잡는다. 분모를 정격 전류로 잡은 것도 뜻이 있다. 출력이 낮을 때 왜곡 전류의 절대량은 작은데 비율로 재면 커지는 문제를 피한 선택이다. 이 한계들은 DER가 없을 때 Area EPS에 이미 있는 전압 왜곡 때문에 흐르는 고조파 전류를 뺀 값이며, 상호 합의가 있으면 능동 필터로 쓰는 경우처럼 표를 넘는 왜곡 전류를 주입할 수 있다.

부록 G.4는 IEEE 519와 달라진 두 가지를 설명한다. 하나는 TDD에서 TRD로의 변경이다. 다른 하나는 짝수 고조파다. IEEE 519가 짝수 고조파를 홀수의 25퍼센트로 제한한 근거는 짝수 고조파가 만드는 직류 오프셋이 전자기기의 영점 검출을 어지럽힌다는 것인데, 이 효과는 주로 2차에서 나오고 고차로 갈수록 빠르게 줄며, 고차의 엄격한 한계는 전력품질 계측기의 정확도 밖이었다. 그래서 2차는 그대로 두고 4차와 6차는 해당 홀수 한계의 50퍼센트와 75퍼센트로, 8차 이상은 홀수와 같게 완화했다. 총 왜곡 한계는 완화하지 않았다. 부록은 또 현장 시험의 어려움을 짚는다. 인버터는 수 kHz로 스위칭하므로 50차(3 kHz) 이상의 고조파가 나올 수 있지만 사업자용 계기용 변성기는 2 kHz 위를 정확히 재현하지 못한다. 그래서 형식·생산 시험 결과를 받아들이고 현장 이상은 사례별로 다루는 방식을 권하며, 현장에서 고차 개별 한계가 넘어도 TRD가 한계 안이면 센서의 주파수 응답을 먼저 의심하라고 한다.

G.4.2는 인버터를 고조파 전류원으로 보는 관행 자체가 오늘의 기술에서는 부정확하다고 인정한다. DER는 대개 임피던스 뒤의 고조파 전압원처럼 보이고, 계통의 배경 전압 왜곡이 DER의 고조파 전류를 바꾼다. 그래도 산업의 일관성을 위해 전류 제한 방식을 유지했다. 그 결과 형식시험에서 깨끗한 전원에 붙여 통과한 DER가 왜곡된 현장 전압에서는 한계를 넘을 수 있으며, 이때 사업자가 판단하되 대부분은 계통 전압 왜곡에 별 영향이 없어 조사가 필요 없고, 계통 고조파 임피던스와 공진하는 경우만 완화가 필요하다고 본다.

과전압 기여의 제한(7.4)

7.4.1은 기본파 주파수의 과전압이다. DER는 IEEE C62.92.1이 정의하는 유효 접지로 운전하도록 설계된 Area EPS의 어느 부분에서도 기본파 선-대지 전압을 공칭의 138퍼센트 넘게 한 주기를 초과해 올려서는 안 되고, Area EPS의 어느 부분에서도 선간 기본파 전압을 138퍼센트 넘게 한 주기를 초과해 올려서는 안 된다. 138퍼센트는 비접지 계통의 1선 지락에서 건전상 전압이 √3배(173퍼센트)까지 오르는 것과 유효 접지 계통의 상한을 가르는 값이다. DER가 접지되지 않은 전원으로 섬을 만들면 지락 시 이런 과전압이 생기므로, 4.12의 접지 협조와 이 조항이 함께 작동한다.

7.4.2는 누적 순시 과전압이다. DER는 Area EPS의 어느 부분에서도 순시 전압이 그림 3의 크기와 누적 지속시간을 넘게 해서는 안 된다. 누적 시간은 1분 창 안에서 순시 전압이 각 문턱을 넘는 시간의 합만 센다.

이 조항은 2018년판에서 새로 들어왔다. 계통 고장이나 개폐 순간에 인버터의 제어가 과도적으로 만드는 짧은 과전압이 다른 수용가의 서지 보호기와 전자기기를 손상시킨 사례가 배경이다. 부록 G.5는 DER가 지락 고장이 있는 상태로 섬이 되면 과전압이 생길 수 있고, 회전기 DER의 경우는 관행적 해석으로 평가할 수 있지만 전류 조절형 전원인 인버터에는 기존 고장 해석이 부정확하므로 IEEE C62.92.6의 대체 절차를 참고하라고 한다.

비의도적 단독운전(8.1)

단독운전은 Area EPS의 일부가 나머지와 분리된 채 Local EPS의 DER만으로 가압되는 상태다. 사업자가 모르는 채 섬이 살아 있으면 작업자가 감전될 수 있고, 섬의 전압과 주파수는 규격을 벗어나며, 재폐로기가 위상이 다른 두 계통을 붙여 설비를 망가뜨릴 수 있다. 8.1.1은 DER가 PCC를 통해 Area EPS의 일부를 가압하는 비의도적 단독운전에서, 섬이 형성된 뒤 2초 안에 섬을 검출하고 가압을 멈추고 트립해야 한다고 요구한다. 실제로 없는 섬을 잘못 검출한 것은 6절 지속운전 불이행의 변명이 되지 않는다. 각주 111은 부족·과전압과 주파수 트립에만 의존하는 방식은 충분한 검출로 인정되지 않으며, IEEE 1547.2의 지침과 전송 차단 같은 추가 장비가 필요할 수 있다고 한다.

8.1.2는 조건부 연장이다. 사업자와 DER 운영자가 합의하면 클리어링 시간을 2초에서 최대 5초까지 늘릴 수 있다. 각주 112는 단독운전 검출과 자동 재폐로의 협조를 위해 2초보다 긴 재폐로 시간이 고려될 수 있다고 하고, 8.1.3은 재폐로 협조를 6.3로 넘긴다. 각주 113은 인버터의 단독운전 검출 방법이 발전과 부하가 균형을 이룬 섬을 찾도록 설계된 것이며 고장을 검출하려는 것이 아니므로 그 목적으로 의존해서는 안 된다고 경고한다.

2초 요구는 2003년판과 같지만 그 무게는 달라졌다. 인버터의 능동 단독운전 검출은 주파수나 전압을 살짝 밀어 보고 계통이 되받아치지 않으면 섬으로 판단하는 방식이 많다. 4~5부의 지속운전 요구, 특히 ROCOF 3 Hz/s와 위상각 점프 20도를 견디면서 동시에 2초 안에 섬을 찾으라는 요구는 검출 알고리즘에 상반된 조건을 건다. 볼트-바와 드룹처럼 계통을 떠받치는 제어가 켜져 있으면 섬 안의 전압·주파수가 오히려 안정되어 검출이 더 어려워진다. 8부에서 보듯 1547.1-2020의 단독운전 시험이 이런 조건을 포함하는 이유다.

의도적 단독운전(8.2)

의도적 단독운전은 DER와 부하를 갖고, Area EPS에서 분리했다가 다시 병렬할 수 있으며, 계획적으로 설계된 섬이다. Area EPS의 일부를 포함하면 의도적 Area EPS 단독운전이고, 섬이 분리된 동안 사업자와 협조해 설계·운영해야 한다. Local EPS 안에 완전히 들어 있으면 의도적 Local EPS 단독운전('시설 섬')이며, 이를 지원하는 DER도 Area EPS에 연계된 동안은 4절부터 8.1까지의 모든 요구를 따라야 한다(8.2.1).

전환은 계획된 것과 계획되지 않은 것으로 나뉜다. 계획된 전환(8.2.2)은 운영자의 수동 조작이나 에너지관리시스템·자동발전제어 같은 급전 수단으로 병렬 상태에서 섬으로 옮기는 것이며, 신뢰도 향상, 자가공급이나 전력 수출입의 경제성, 악천후를 앞둔 사업자의 선제 조치가 이유가 된다. 계획되지 않은 전환(8.2.3)은 연계점의 이상을 국부적으로 검출한 계전기가 자동으로 섬을 분리하는 방식이다. 8.2.4는 그 조건을 셋으로 정한다. 6.4.2.1·6.5.2.1의 예외 조건이 충족될 때, 6절이 트립을 허용하거나 명령하는 조건일 때, 그리고 8.1의 조건이 충족될 때다. 마지막 경우 섬은 정의된 범위 밖의 Area EPS를 가압하지 않는다면 가압 중지 대신 섬 모드로 들어갈 수 있다.

8.2.5는 예외에 해당하지 않는 섬이 Area EPS의 전압·주파수가 연속 운전 범위 안일 때 분리하면 7.2.2의 RVC 한계를 지켜야 한다고 한다. 정상 상태에서 큰 부하와 발전을 한꺼번에 떼어내면 사업자 계통에 전압 계단이 생기기 때문이다. 재병렬(8.2.6)은 섬의 PCC에서 4.10의 진입 조건이 충족될 때 가능하고, 4.10.4의 동기화 조건을 지켜야 한다.

8.2.7은 섬 안에서 쓰는 대체 설정이다. 의도적 Area EPS 섬에서 운전하는 DER는 여러 제어·보호 설정을 바꿔야 할 수 있으며, 이 대체 설정은 섬이 Area EPS에서 분리된 동안만 켜야 한다. 그러려면 적응형 보호·제어 설정이 필요할 수 있다. 섬 안의 DER에 적용되는 요구는 다음과 같다.

표 4. 의도적 Area EPS 단독운전 중 참여 DER의 대체 설정(8.2.7).

이 표가 말하는 것은 섬이 작은 계통이라는 사실이다. 관성이 작으므로 주파수는 빨리 흔들리고, 그래서 트립을 11초 이상으로 늦추고 드룹을 0.55퍼센트까지 가파르게 할 수 있어야 한다. 과전압은 대형 계통이 없으면 순식간에 커지므로 OV2 트립을 8 ms까지 빠르게 할 수 있어야 한다. 8.2.8은 참여 DER를 미분류, 단독운전 가능, 블랙스타트 가능, 정주파수 가능의 4개로 분류하고, 분류는 DER 운영자가 밝히되 활용은 상호 합의로 정하며, 어떤 경우에도 표준이 요구하는 정격 밖의 운전을 요구받지 않는다고 못 박는다.

부록 C는 IEEE 1547.4-2011의 그림으로 회로 섬, 변전소 모선 섬, 변전소 섬, 시설 섬을 예시하며, 이 표준은 PCC의 연계만 다루고 섬의 경계 장치(의도적 섬 연계 장치)는 PCC와 다른 경우가 많다고 설명한다. C.2는 섬 운전용으로 설계되지 않은 DER가 섬에 참여할 수 있는 조건을 예시한다. 섬의 최대 정상 부하를 감당하고 그 DER의 과도를 완충할 속응 발전기가 있을 때, 저장장치가 완충할 때, 실험이나 운전으로 안정이 입증됐을 때, 시뮬레이션으로 안정이 입증됐을 때, 허용 범위 밖이면 그 DER를 떼어내는 장치가 있고 그 상태로 안정이 입증됐을 때다.

2차 네트워크의 DER(9절)

도심 고밀도 지역의 저압 배전은 여러 1차 피더가 변압기를 거쳐 하나의 저압 격자(그리드 네트워크)나 한 건물의 모선(스팟 네트워크)에 병렬로 공급하는 구조를 쓴다. 각 변압기의 저압 쪽에는 네트워크 프로텍터(NP)가 있어 1차 피더 쪽으로 전력이 거꾸로 흐르면 자동으로 열려 고장 피더를 분리한다. 이 구조에서 DER가 전력을 역송하면 NP가 이를 피더 고장으로 오인해 열릴 수 있고, 여러 NP가 열리면 네트워크가 정전되거나 DER만으로 섬이 된다.

9.1은 먼저 NP의 용도 제한을 둔다. NP는 해당 용도로 정격·시험된 것이 아니면 DER가 붙은 네트워크나 네트워크 1차 피더를 연결·분리·개폐하거나 차단기 실패 후비로 쓰거나 어떤 방식으로든 격리하는 데 쓰면 안 된다. 각주 115는 IEEE C57.12.44가 네트워크 시스템의 분산자원 수용 능력 지침을 준다고 안내한다. 순간 병렬 자동 절체 방식으로 부하를 DER와 EPS 사이에서 옮기는 네트워크의 DER 설치는 병렬 시간과 무관하게 9절의 모든 요구를 따라야 하고(1.4의 100 ms 예외가 여기서는 적용되지 않는다), 절체 중 전력 흐름은 사업자가 승인·협조하지 않는 한 Area EPS에서 부하와 DER 쪽으로 양(+)이어야 한다.

그리드·스팟 네트워크의 DER는 세 가지 능력을 갖춰야 한다. NP를 통한 역전력을 막기 위해 역전력 계전, 최소 수입 계전, 동적 인버터 제어 등에 쓸 PCC 순시 전력 흐름 감시, 사업자가 정한 PCC 최소 수입 수준의 유지, PCC의 자율 설정이나 사업자 신호에 따른 DER 제어 또는 분리다. 그리고 다음을 하면 안 된다.

표 5. 네트워크 DER의 금지 사항(9.1).

9.2는 그리드 네트워크에 두 요구를 더한다. DER가 네트워크 안에 단독운전 상태를 만들면 안 되고, 인접 피더 고장 시 NP 마스터 계전기가 DER의 존재 때문에 동작하면 안 된다. 연계 DER는 NP 계전 기능과 협조되어야 하며 네트워크 신뢰도를 위해 사업자가 평가해야 한다. 9.3은 스팟 네트워크에서 설치된 NP의 50퍼센트를 넘는 수가 이미 네트워크 모선을 가압하고 있을 때만 DER 연결을 허용한다. 각주 116은 IEEE 1547.6에 설명이 있다고 안내한다. NP 절반 이하만 닫힌 상태는 네트워크가 비정상 구성이라는 뜻이므로, 그때 DER가 붙으면 남은 NP의 역전력 판정이 더 어려워진다.

결론 — 부작용을 막는 규정은 기존 표준을 발전원에 맞게 고친 것이다

7~9절을 관통하는 논지는 하나다. DER가 계통에 주는 부작용은 대부분 부하가 주는 부작용과 같은 종류이므로 기존 부하 대상 표준을 빌려 쓰되, 발전원의 특성이 다른 자리만 고쳤다. RVC와 플리커는 IEEE 1453의 계획 수준을 개별 DER에 배분한 값이고, 고조파는 IEEE 519의 측정법을 쓰되 지표를 TRD로 바꾸고 짝수 고조파를 완화했으며, 순시 과전압 누적 한계는 인버터 특유의 과도 현상을 겨냥해 새로 만들었다. 단독운전은 2초 검출을 유지하면서 지속운전과의 양립을 요구했고, 의도적 단독운전을 정식 절로 넣어 섬 안의 대체 설정과 DER 분류를 정했다. 네트워크는 NP를 지켜야 한다는 한 원칙에서 모든 금지 사항이 나온다.

판단이 갈리는 자리도 부록 G가 스스로 밝힌다. 인버터를 고조파 전류원으로 다루는 것은 부정확하지만 대안이 없어 유지했다. 현장에서 고차 고조파를 정확히 잴 수 없어 형식시험 결과에 기대야 한다. 플리커 한계는 백열등 기준이라 새 조명에는 맞지 않을 수 있다. 이 인정들은 7절의 숫자가 산업의 합의로 정해졌음을 보여 준다. 단독운전 검출과 지속운전의 양립 문제는 표준이 요구만 하고 방법은 제조사에 맡긴 대표적인 자리이며, 그 방법이 실제로 작동하는지는 8부의 시험 절차가 확인한다.

7부는 10절로 간다. 사업자가 DER를 원격으로 읽고 쓰기 위한 정보 모델(명판·구성·감시·관리 정보), 3개의 적격 프로토콜, 통신 성능 요구, 그리고 이 표준이 사이버보안을 어떻게 다루었는지를 부록 D와 함께 살핀다.

IEEE 1547-2018 해설 7부 — 상호운용성, 정보 교환, 통신, 사이버보안

2부부터 6부까지의 요구 가운데 절반 이상은 '설정'이다. 트립 문턱, 지속운전 곡선, volt-var 곡선의 점, 드룹의 불감대와 기울기, 진입 지연과 램프. 표준은 각 설정의 기본값과 허용 범위를 정하고 실제 값은 사업자가 정하게 했다. 그러려면 사업자가 그 값을 DER에 써넣고, 지금 어떤 값으로 운전 중인지 읽어 낼 길이 있어야 한다. 10절은 그 길을 규정한다. 2003년판에는 없던 절이며, 2018년판이 '상호운용성'을 제목에 넣은 이유다.

7부의 요지는 이렇다. 10절은 모든 DER에 로컬 DER 통신 인터페이스의 '제공'을 의무화하고, 그 인터페이스를 통해 읽고 써야 할 정보를 명판·구성·감시·관리의 4범주와 표 28~40의 항목으로 못 박으며, 프로토콜은 IEEE 2030.5, DNP3, SunSpec Modbus 가운데 하나로 열어 두되 통신망과 사이버보안은 범위 밖으로 남겼다. 인터페이스를 실제로 연결할지는 사업자가 정한다.

인터페이스는 갖추되, 쓰는 것은 사업자가 정한다(10.1)

DER는 표준의 정보 교환 요구를 지원할 수 있는 로컬 DER 통신 인터페이스를 갖출 준비가 되어 있어야 하며, 그 범위는 DER가 지원하는 모든 해당 기능이다. 상호 합의로 추가 통신 능력을 둘 수 있다. 로컬 인터페이스를 쓸지, 통신 시스템을 구축할지는 사업자가 결정한다. 비상용·대기용 DER는 4.13에 따라 면제된다. 각주 117은 상호운용 능력은 의무이지만 그것을 어떻게 구현·기록·보고할지는 지역 관할의 절차(연계 계약 등)에서 다루라고 한다.

부록 D.2.3은 이 설계의 취지를 밝힌다. 표준화된 로컬 인터페이스가 모든 설치에서 반드시 쓰여야 하는 것은 아니다. 독점 인터페이스를 개발해 써도 되지만 표준 인터페이스는 언제나 쓸 수 있는 선택지로 남아 있어야 한다. 그 이유는 독점 방식이 어떤 이유로든 작동하지 않게 되었을 때 표준 방식이 계통 안정을 위한 대안이 되기 때문이다. 제조사가 사업을 접거나 클라우드 서비스가 끊겨도 사업자가 DER를 읽고 쓸 수 있어야 한다는 뜻이다.

무엇을 주고받는가 — 4범주의 정보(10.2)

표준이 요구하는 DER 기능은 10.3~10.6의 필수 정보 요소 집합을 낳는다. 정보 상호운용성을 위해 통신은 통일된 정보 모델과, 국제 표준이나 공개 산업 규격에 바탕을 둔 비독점 프로토콜 인코딩을 써야 한다.

명판 정보(10.3)

명판 정보는 제조된 그대로의 특성이며 로컬 인터페이스로 읽을 수 있어야 한다. 표 28의 항목이 최소다.

표 1. 명판 정보(표 28).

구성 정보(10.4)는 표 28의 각 정격에 대응하는 '현재 구성된 값'이다. 로컬 인터페이스로 설정하고 읽을 수 있어야 하며, 구성 값이 명판 값과 다르면 DER 안에서는 구성 값을 정격으로 쓴다. 구성 변경은 DER 시스템 운영자와 사업자의 상호 합의로 한다. 구성 설정은 명판의 대안으로 쓰는 구성 옵션이며, 연속적인 동적 조정용이 아니다. 예를 들어 인버터 정격은 10 kW이지만 연계 계약이 8 kW이면 구성 값을 8 kW로 두고 그 값을 기준으로 volt-var의 백분율을 계산하게 하는 식이다.

감시 정보(10.5)

DER는 RPA에서의 감시 정보를 로컬 인터페이스로 제공할 수 있어야 하고, 정보는 요구 응답시간 안에 측정된 최신 값이어야 한다.

표 2. 감시 정보(표 29).

관리 정보(10.6)

관리 정보는 기능과 모드 설정을 갱신하는 데 쓰이며 읽고 쓸 수 있다. 표 30~40은 2~6부에서 본 각 기능의 파라미터를 그대로 인터페이스의 항목으로 옮긴 목록이다.

표 3. 관리 정보(표 30~40 요약). 트립과 순간 정지 설정은 기능 설명의 전압·주파수 영역에 대응하는 구간별 선형 곡선의 집합으로 지정한다.

표 36의 순간 정지 곡선이 '의무 아님'인 것은 4부의 6.4.2.7.3과 이어진다. 카테고리 III에서 PoC 전압으로 순간 정지 전환을 판정하는 선택을 쓸 때 문턱을 조정할 수 있어야 하는데, 각주 94가 이 능력을 상호운용성 관리 정보 요구에서 면제할 수 있게 했기 때문이다.

어떤 프로토콜로 말하는가(10.7)

프로토콜 요구는 로컬 DER 통신 인터페이스에 적용된다. 통신망과 DER 내부에서 쓰는 프로토콜과 물리층은 망 아키텍처와 기술에 따라 다르며 범위 밖이다. DER는 표 41의 프로토콜 가운데 최소 하나를 지원해야 하고, 어느 것을 쓸지는 사업자가 지정할 수 있으며, 독점 프로토콜을 포함한 추가 프로토콜은 상호 합의로 허용된다. 추가 물리층도 지원할 수 있다.

각주 118은 이 요구가 다른 프로토콜을 막지 않는다고 밝힌다. 사업자는 DER의 기본 프로토콜이 아니더라도 IEEE 2030.5 망을 깔 수 있고, IEC 61850-7-420 정보 모델을 IEC 61850-8-1이나 8-2로 교환하거나 그 정보 모델을 DNP3 또는 SunSpec Modbus에 매핑한 프로파일을 쓸 수 있다. 부록 D.3은 각 프로토콜을 짧게 소개한다. IEEE 2030.5는 응용 메시지의 교환 방식, 오류 메시지를 포함한 정확한 메시지, 메시지를 보호하는 보안 기능을 정한다. IEEE 1815(DNP3)는 사업자 SCADA에서 널리 쓰며 DER 감시·제어를 위한 응용 노트가 여럿 개발되었다. SunSpec Modbus는 SunSpec 연합이 정한 Modbus 기반 정보 모델이다. IEC 61850-7-420은 DER 감시·제어의 정보 모델을, 61850-8-2는 인터넷 프로토콜 기반 표준 프로토콜을, TR 61850-80-3은 웹 프로토콜 활용 지침을 제공한다.

세 프로토콜은 출신이 다르다. 2030.5는 미국 캘리포니아 Rule 21이 사업자-DER 통신의 기본으로 채택하면서 자리를 잡은 인터넷 기반 프로토콜이고, DNP3는 변전소 자동화에서 수십 년 쓰인 사업자 관행이며, SunSpec Modbus는 인버터 제조사들이 이미 제품에 넣어 온 사실상의 표준이다. 셋을 모두 인정한 것은 어느 하나로 통일하기보다 기존 생태계를 모두 수용하는 쪽을 택했다는 뜻이다. 그 대가로 사업자는 세 방식을 다 다룰 수 있는 헤드엔드를 갖추거나, 8부에서 보듯 인증 단계에서 어느 프로토콜로 시험했는지를 확인해야 한다.

얼마나 빨리 응답해야 하는가(10.8)

표 4. DER 인터페이스의 통신 성능 요구(표 42). 이 요구는 DER 자체에만 적용되며, DER를 통합하는 통신 시스템의 성능을 정하지 않는다.

30초는 느슨한 값이다. 이 인터페이스의 목적이 설정의 읽기·쓰기와 운전 상태의 감시라는 뜻이며, 실시간 보호나 초 단위 급전은 목적에 들지 않는다. 2부의 4.6.3이 설정 변경 입력 뒤 30초 안에 동작을 시작하라고 한 것과 같은 시간 규모다. 초 단위의 자율 응답은 5~6절의 기능이 DER 안에서 스스로 하고, 통신은 그 기능의 파라미터를 바꾸는 데 쓴다는 것이 표준의 구도다.

사이버보안은 왜 범위 밖인가(10.9, 부록 D.4)

10.9절은 세 문장으로 끝난다. 사이버보안이 더 넓은 감시·제어 통신망에 연결된 DER 배치에서 결정적으로 중요한 문제라는 것을 인정한다. 표준화된 로컬 인터페이스 옵션마다 제공하는 보안 능력이 다르다. 특정 DER 배치의 상호운용성과 통신 사이버보안 요구는 상호 합의에 바탕을 둘 수 있고 관할에 따라 다른 규제의 대상일 수 있다. 그래서 이 표준은 DER 인터페이스에 특정 사이버보안 요구를 두지 않으며, 구체적 보안 요구는 범위 밖이다.

부록 D.4는 이 결정의 근거를 길게 설명한다. DER의 보안 요구는 물리적 접근과 원격 망 접근 모두에 걸치고, 요구 수준은 침해 시 다른 부분에 미칠 영향에 비례한다. 물리적 보안과 전면판의 보안은 다루지 않는다. DER를 원격 관리 주체에 연결하는 망과 그 보안은 범위 밖인데, 망은 종류가 많고 DER 수명 동안 바뀌므로 모듈식 접근을 택해 망 요구를 빼고 로컬 인터페이스만 규정했다.

D.4.5는 로컬 인터페이스 자체의 보안을 두고 표준이 요구를 두지 않은 이유를 넷으로 정리한다. 첫째, 범위다. 사이버보안은 시스템 전체의 문제여서 시스템 전체의 해법이 필요하고, DER의 기본 기능을 정하는 이 표준이 시스템 차원 문제를 올바로 다룰 수 없으며 합리적인 시스템 해법을 제약해서도 안 된다. 둘째, 아키텍처다. 통신 경로의 신뢰성과 보안을 책임지는 조직은 프로토콜과 보안 메커니즘을 포함해 망 부품을 정기적으로 유지·갱신·변경할 수 있어야 한다. 저가 DER는 수명 동안 바뀌는 여러 망 기술과 결합될 수 있어야 하고, 표준화되지 않은 보안 기능은 오히려 우회를 낳아 전체 보안을 어렵게 한다. 보안 망 구축은 별도의 전문 영역이며 DER 제조사가 그 전문성을 갖거나 망 사업에 들어가기를 원하지 않을 수 있다. 하나의 망이 여러 종류·모델·제조사의 DER를 통합하므로 망 제공자는 하나의 일관된 보안 체계를 필요로 한다. DER 소프트웨어는 대개 단일 덩어리로 만들어져 망 보안 변화에 따라 추적·갱신하기 어렵고, 제조사가 지원을 끊거나 사라지면 고칠 수 없게 된다. 셋째, 시험 가능성이다. shall 조항은 모두 IEEE 1547.1로 시험할 수 있어야 한다는 것이 규범 내용을 정하는 원칙인데, 표준화되지 않은 일반적 보안 요구에는 의미 있는 시험 절차를 쓰기 어렵다.

그래도 부록은 하나의 방법을 제안한다. 로컬 인터페이스를 기본 비활성 상태로 두고, 비밀번호로 보호된 전면판에서만 활성화하게 하면 보안 망 장치가 붙기 전에는 인터페이스로 접근할 수 없다. 사업자 관행에서 전압조정기, 개폐기, 콘덴서 같은 중요 설비를 통합할 때 쓰는 보안 네트워크 장치를 DER의 개방 인터페이스 앞에 붙이면, 인터페이스 접근이 같은 망의 다른 장치로 이어지지 않게 설계할 수 있다.

D.5는 관련 표준을 안내한다. IEC 62351-12는 DER 사이버물리 시스템의 회복탄력성과 보안 권고를 담는다. IEEE 1547.2는 이 표준의 배경과 적용 지침인데, 각주 138은 발행 당시 최신판인 2008년판이 2018년판과 맞지 않아 쓸모가 제한된다고 인정한다(2023년에 개정되었다). IEEE 1547.3은 분산자원의 감시·정보 교환·제어 지침으로, 2007년판은 고보급률 DER의 보안 문제를 다루기 위해 갱신이 필요하다고 적혀 있다(역시 2023년에 사이버보안 지침으로 개정되었다). IEEE 2030은 전력·통신·정보 시스템의 상호운용성을 위한 우산 표준으로, 전력계통·통신기술·정보기술의 3개 관점으로 스마트그리드 상호운용성 참조 모델을 정한다. NISTIR 7628은 미국 표준기술연구소의 스마트그리드 사이버보안 지침이다.

이 결정을 어떻게 볼지는 관점에 따라 갈린다. 설비 표준의 관점에서는 옳다. 인버터 표준에 특정 암호 방식이나 인증 절차를 넣으면 10년 뒤에는 낡은 요구가 되고, 시험할 수 없는 요구는 표준에 넣지 않는다는 원칙과도 맞는다. 계통 보안의 관점에서는 공백이다. 수천 대의 DER가 각각 개방 인터페이스를 갖고 있고 그 앞에 보안 장치를 붙이는 것이 사업자 몫이라면, 붙이지 않은 인터페이스가 공격면이 된다. 표준이 IEEE 1547.3-2023으로 이 공백을 메우려 한 것이 그 뒤의 일이며, 한국에서 한전 연계기술기준이 상호운용성 시험을 요구할 때 KSGA 단체표준을 함께 인용하는 것도 같은 구조다.

결론 — 정보 모델은 못 박고, 프로토콜은 셋으로 열고, 보안은 밖에 두었다

10절의 논지는 셋이다. 첫째, 상호운용성은 능력의 의무다. 모든 DER는 표 28~40의 정보를 읽고 쓸 수 있는 로컬 인터페이스를 갖춰야 하고, 그것을 쓸지는 사업자가 정한다. 독점 방식이 있어도 표준 방식은 대안으로 살아 있어야 한다. 둘째, 정보 모델은 통일하고 프로토콜은 열었다. 곡선을 점의 목록으로 표현하는 방식으로 세 프로토콜 사이의 뜻을 보존하되, 어느 프로토콜을 쓸지는 시장에 맡겼다. 셋째, 통신망과 사이버보안은 범위 밖이다. 설비 표준이 시스템 문제를 다룰 수 없다는 판단과, shall은 시험할 수 있어야 한다는 원칙이 그 이유다.

이 절이 표준 전체에서 갖는 뜻은 2~6부의 요구를 실행 가능하게 만든다는 데 있다. 원격 정지, 출력 제한, 카테고리별 프로파일 전환, 사업자가 정한 곡선의 배포는 모두 이 인터페이스를 전제한다. 그 인터페이스가 실제로 사업자 망에 연결되어 있는지, 연결되었다면 누가 그 보안을 책임지는지는 표준 밖의 물음으로 남는다.

8부는 마지막 11절과 부록 F로 간다. 형식시험, 생산시험, DER 평가, 커미셔닝 시험, 정기 시험의 정의와, 어느 요구를 어느 방법으로 검증하는지의 매트릭스(표 43·44), 고장전류 특성 자료, 그리고 이 표준을 실제 인증으로 옮기는 IEEE 1547.1-2020과 UL 1741 SB, 2026년 현재의 개정 동향을 다룬다.

IEEE 1547-2018 해설 8부 — 시험과 검증, 인증 생태계, 개정 동향

2부부터 7부까지 본 요구는 모두 '~해야 한다'로 끝났다. 11절은 그 요구가 지켜졌는지 누가 언제 어떻게 확인하는지를 정한다. 표준 자체는 시험 방법을 적지 않는다. 그것은 별도 표준 IEEE 1547.1의 몫이다. 11절이 하는 일은 검증 방법의 종류를 정의하고, 4~10절의 요구 하나하나를 어느 방법으로 검증할지 표로 대응시키는 일이다. 이 대응표가 있어야 제조사는 무엇을 시험소에서 증명하고 무엇을 현장에 남겨야 하는지 알고, 사업자는 인증서만으로 충분한 요구와 현장 확인이 필요한 요구를 가릴 수 있다.

8부의 요지는 이렇다. 11절은 형식시험, 생산시험, DER 평가, 커미셔닝 시험, 정기 시험의 5가지 방법을 정의하고, RPA가 PCC인 DER(표 43)와 PoC인 DER(표 44)로 나누어 요구별 검증 방법을 지정하며, 그 원칙은 '작은 DER는 형식시험으로 끝나고, 큰 DER와 보조 장치가 필요한 DER는 평가와 커미셔닝이 더해진다'로 요약된다. 표준 밖에서는 1547.1-2020과 UL 1741 SB가 이 절을 실제 인증으로 옮겼고, 2026년 현재 다음 개정이 진행 중이다.

검증의 원칙(11.1)

4~10절의 기술 요구는 11절의 요구에 따라 시험·검증된다. 표준의 요구는 DER의 성질, 운전 접속면에서 유지되어야 할 성질, 설치 시스템의 수명 동안 필요한 성질을 포함하며, 모든 검증 요구를 만족한 뒤 IEEE 1547.1에 따라 검증해야 한다. 상황과 검증 방법에 따라 국가 표준에의 소급성, 기록 자료의 정확도, 시험 대상의 상태, 임시 패치와 우회 같은 추가 요구가 붙을 수 있다. 시험·검증 방법은 모든 DER에 요구되며 결과는 정식으로 문서화되어야 한다. 각주 120은 책임, 절차, 요구, 판정 기준을 IEEE 1547.1이 정한다고 안내한다.

5가지 방법(11.2)

모든 연계·상호운용 요구는 형식시험, 생산시험, DER 평가, 커미셔닝 시험, 정기 시험 또는 그 조합으로 입증해야 한다. 형식시험으로 부분만 검증되는 요구와 능력은 DER 평가와 커미셔닝 시험으로 완전히 검증해야 한다(11.2.1). 각주 121은 부분 검증이 4절에 따라 PCC에서 요구를 만족해야 하는 DER나 보조 장치가 필요한 DER에서 생긴다고 설명한다.

형식시험(11.2.2)은 한 장치 또는 시스템을 이루는 장치의 조합에 대해 수행하며, 조합의 경우 장치들이 시스템으로 함께 동작할 수 있음을 보인다. 대표 DER 장치나 시스템에 대해 공장, 시험소, 현장 어디서든 할 수 있다. 하드웨어와 소프트웨어를 포함해 같은 설계의 제품군 안에서는 시험한 DER의 50~200퍼센트 정격 범위의 다른 DER를 대표하는 것으로 인정된다. 10 kW 인버터를 시험하면 5~20 kW의 같은 계열 제품에 결과를 쓸 수 있다는 뜻이다.

생산시험(11.2.3)은 고객 납품 전 모든 DER 장치와 연계 장비에 대해 실시해 동작 가능성을 확인한다. 장비가 이미 요구를 만족했다고 가정하며 공장 시험으로 하거나 DER 평가·커미셔닝의 일부로 할 수 있다. 요약 보고서에는 정상·이상 성능 카테고리 능력, 최종 기능 설정, 최종 운전 모드 설정의 목록이 있어야 한다. 국가공인시험기관(NRTL)이 인증한 생산 시설이나 품질 관리 방법을 가진 제조사는 그 승인된 관행과 문서로 생산시험 요구를 대신할 수 있다.

DER 평가(11.2.4)는 연계 심사 중의 설계 평가(탁상 검토)와 커미셔닝 시점의 준공 설치 평가(현장)로 이루어지며, 부분 적합인 개별 DER와 보조 장치의 조합이 시스템으로서 요구를 만족하는지 검증한다. 설계 평가는 대개 장비 납품·설치 전 현장 밖에서 하고, 준공 평가는 시험을 요구하지 않는다. 기본 평가는 올바른 부품과 접속으로 설계·설치되었는지 확인하는 데 그치고, 상세 평가는 선택된 부품의 공학적 검증을 포함하며 조합의 모델링과 시뮬레이션이 필요할 수 있다.

커미셔닝 시험(11.2.5)은 설계·납품·설치된 시스템이 요구를 만족하는지 확인하는 시험과 검증이다. 모든 커미셔닝 시험은 서면 절차에 따라야 하며, 절차는 제조사나 시스템 설계자가 제공하고 장비 소유자와 사업자가 승인한다. 육안 검사를 포함하고 해당하는 경우 동작 시험과 기능 성능 시험을 포함할 수 있다. 기본 기능 커미셔닝 시험은 육안 검사와 분리장치 동작 시험이고, 상세 기능 커미셔닝 시험은 여기에 장치 조합의 상호운용성 기능 시험을 더한다.

정기 시험(11.2.6)은 이미 연계된 장치나 시스템이 요구를 계속 만족하는지 일정 주기나 조건에 따라 확인한다. 모든 연계 관련 보호 기능과 그 배터리의 정기 시험 요구와 주기는 연계 장비 제조사나 시스템 통합자가 제공하고 AGIR나 사업자가 승인한다. 재시험 빈도는 보호 시스템 시험에 관한 사업자 정책이나 제조사 요구로 정하고, 보고서나 점검용 기록을 유지해야 한다. 사업자는 정기 시험 밖에서도 언제든 커미셔닝 시험을 요구할 수 있다.

펌웨어 변경이 재검증 사유라는 점은 2018년판의 특징이다. 5~6절의 기능이 소프트웨어로 구현되므로 펌웨어 갱신 하나로 인증받은 거동이 바뀔 수 있다. 그래서 형식시험은 하드웨어와 소프트웨어를 함께 포함하는 제품군에 대해 인정되고, 시설 변경 정보를 10절의 인터페이스로 사업자가 볼 수 있어야 한다.

어느 요구를 어느 방법으로 — 표 43·44(11.3)

요구는 시스템의 능력·설계·성능을 정의하고, 시험·검증은 그것이 만족되었음을 확인한다. 11.3은 이 대응을 시험 요구 매트릭스로 정한다. 매트릭스는 검증의 필요와 검증 수단 사이의 추적성을 주고, 연계 절차 단계 전체의 일관성을 보장한다. 매트릭스는 최소 요구이며 사업자가 추가 커미셔닝 시험과 검증을 요구하는 것을 막지 않는다. 각주가 밝히듯 11.3은 절차를 요구에 대응시킬 뿐 절차 자체는 IEEE 1547.1이 정한다.

표는 둘이다. 표 43은 4.2에 따라 PCC에서 요구를 만족해야 하는 DER용이고, 표 44는 PoC에서 만족해야 하는 DER용이다. 각 표에서 DER는 완전 적합과 부분 적합으로 분류된다. 완전 적합(표 43의 'DER 시스템', 표 44의 'DER 장치')은 보조 장치 없이 해당 기준점에서 적합한 경우다. 부분 적합의 조합('Composite')은 개별로는 부분 적합인 DER들이 보조 장치와 함께 전체로서 적합한 경우다. 각주 124는 PoC에서 완전 적합인 개별 장치가 PCC에서도 완전 적합으로 인정되려면 PoC와 PCC 사이의 임피던스가 DER 정격 피상전력·전압 기준으로 0.5퍼센트 미만이어야 한다고 정한다.

표 1. 표 43·44의 기호.

표 2. PCC에서 요구를 만족해야 하는 DER의 시험·검증 요구(표 43 요약). 원표의 60여 행을 조항 묶음으로 압축했으며, 묶음 안에서 값이 갈리는 행은 '또는'으로 표시했다.

표 3. PoC에서 요구를 만족해야 하는 DER의 시험·검증 요구(표 44 요약).

두 표를 견주면 원칙이 보인다. PoC에서 판정하는 완전 적합 장치는 거의 모든 요구가 '형식시험 R, 평가 NR, 커미셔닝 NR'이다. 인증서로 끝난다는 뜻이다. 예외는 설치 현장의 성질에 달린 항목이다. 4.2·4.3·4.12(RPA, 적용 전압, 접지), 6.3(재폐로 협조), 7.2(RVC·플리커), 9절(네트워크)은 형식시험이 NR이고 평가가 R이다. 설치 위치가 좌우하는 요구이기 때문이다. 6.2(고장·개방상), 6.4.1·6.5.1(트립), 5.4.2(volt-watt), 7.4(과전압)는 형식시험에 더해 설계 평가나 커미셔닝이 붙는다. 트립 설정을 변전소 보호와 맞추고(각주 a) 올바른 설치 설정을 확인하라는(각주 b) 뜻이다.

PCC에서 판정하는 DER 시스템은 같은 항목에서 평가가 R로 바뀌는 곳이 많다. 4.4~4.7, 5.2, 6.4.2의 저전압 지속운전, 7.4, 10.1·10.2가 그렇다. 시스템 전체가 PCC에서 요구를 만족하는지는 장치 시험만으로 알 수 없기 때문이다. 부분 적합의 조합은 두 표 모두에서 '형식시험 L, 평가 R, 커미셔닝 D 또는 R'로 거의 일정하다. 보조 장치가 있으면 조합 전체를 평가해야 하고 필요하면 현장에서 시험해야 한다. 8.1(단독운전)의 각주 c는 단독운전 트립 시간 시험 자료를 6.3의 설계 평가에 쓸 수 있다고 하고, 각주 d는 일부 보조 장비에 커미셔닝이 필요할 수 있다고 한다. 표 43 끝의 문장은 6.2를 위해 시스템 설계 검증을 하고, 개방상은 형식시험으로 검증하되 시험 설정과 인증 기록에 그 DER 장치가 연계될 연계 변압기의 벡터 그룹을 각각 포함하라고 요구한다.

부록 F는 이 구조를 다섯 문장으로 요약한다. PoC 판정이고 보조 장치 없이 완전 적합인 DER는 형식시험으로 충분하고, 표 44가 요구하는 경우가 아니면 평가와 커미셔닝이 필요 없다. PoC 판정이지만 보조 장치와 함께 적합한 DER는 형식시험에 평가와 커미셔닝을 더한다. PCC 판정이면 완전·부분 적합을 가리지 않고 형식시험에 평가와 커미셔닝을 더한다. DER 장치와 보조 장치의 조합을 시스템으로 형식시험했다면 표 43·44가 따로 요구하지 않는 한 평가와 커미셔닝이 필요 없다. 그 밖의 모든 경우에는 상세 평가와 상세 커미셔닝이 필요하다.

고장전류 특성 자료(11.4)

11.4는 DER가 Area EPS 고장에 기여하는 전류를 특성화하는 데 유용한 시험과 문서화 요구다. 각주 126은 계통 영향 연구가 잠재 문제를 찾아 사업자가 완화 조치를 정하게 한다고 설명한다. 전자적으로 결합된 DER(11.4.2), 곧 인버터 기반 DER로 집계 정격이 500 kVA 이상인 경우가 대상이며, 단상 시스템 3세트로 이루어진 3상 시스템도 PCC의 시설 정격이 500 kVA 이상이면 포함된다. 목적은 고장 조건에서의 제어기 응답을 파악하는 것이고, 회전자 전류를 능동 제어하지 않는 직결 동기·유도발전기는 제외한다. DER 운영자는 형식시험 중 측정한 3상 전압·전류 오실로그래프 자료와 시험에 쓴 외부 전원의 대칭분 임피던스 특성을 사업자에게 제공해야 하고, DER는 최대 단락 전류 수준에 대해 형식시험되어야 한다.

동기·유도발전기 DER(11.4.3)의 자료 요구는 명판 kVA 정격, 동기 임피던스, 역상 임피던스, 영상 임피던스, 과도 임피던스, 초과도 임피던스다. 회전자 전류를 능동 제어하는 유도발전기, 예를 들어 이중여자 유도기는 제외되어 11.4.2 쪽으로 간다(각주 127). 인버터의 고장전류는 정격의 1.1~1.5배 수준으로 작고 제어 방식에 따라 파형이 달라 종래의 임피던스 기반 해석이 맞지 않는다. 그래서 회전기에는 임피던스 값을, 인버터에는 실측 파형을 요구한다.

표준 밖의 연쇄 — 1547.1, UL 1741 SB, 채택

이 표준은 2018년 4월에 발행되었지만, 표준을 만족하는 인버터를 사서 연계할 수 있게 되기까지는 3년 넘게 걸렸다. 11절이 시험 절차를 IEEE 1547.1에 맡겼기 때문이다. 미국 에너지부가 2018년 4월 발표에서 밝혔듯 1547.1이 확립되어야 주와 지방 관할이 1547-2018을 시행할 수 있었다. IEEE 1547.1-2020은 2020년에 발행되었고, 같은 해 4월 15일 1547a-2020 개정이 카테고리 III 트립 범위를 넓혔다(4부). 인버터의 제품 안전 인증 표준 UL 1741은 1547.1-2020의 시험을 통합한 보충 SB를 만들어 2021년 9월 28일 3판으로 발행했다. 미국 주간 재생에너지 협의회(IREC)의 2023년 9월 글에 따르면 하와이와 메릴랜드 등이 1547.1-2020 발행 약 18개월 뒤인 2022년 1월 1일 시행을 계획했지만 시험 요구의 확정이 1년 넘게 늦어져 그 시점에 인증 제품이 나올 수 없었다.

이 연쇄는 표준을 다른 나라에 옮길 때도 같다. 한국의 한전 분산형전원 배전계통 연계 기술기준은 스마트 인버터 기능의 세부 요구와 시험 방법을 KSGA-025-15-1 단체표준에, 감시제어장치와 인버터 사이의 상호운용성 시험을 KSGA-025-9-3에 맡긴다. 성능 요구와 시험 요구를 다른 문서에 두는 구조가 같으므로, 1547-2018의 어느 요구를 들여오든 그에 대응하는 시험 절차가 국내 단체표준에 있는지가 함께 검토되어야 한다.

2026년 4월 기준 IEEE 표준위원회 SC21의 현황표는 1547-2018의 유효기한을 2028년, 1547a-2020을 2032년, 1547.1-2020을 2030년으로 적고 있다. 1547.2-2023(적용 지침)과 1547.3-2023(사이버보안 지침)이 발행되었고, 1547.4(단독계통), 1547.6(2차 네트워크), 1547.7(영향 연구)은 개정 중이다. 활성 프로젝트 목록에는 1547 전면 개정(P1547, PAR 만료 2026년 12월 31일)과 1547.1 개정 1(P1547.1a, 2027년 12월 31일)이 올라 있다. 개정 초안의 내용은 이 글에서 다루지 않는다. 확정되지 않은 초안을 요약하는 것은 표준을 잘못 전달할 위험이 있고, 이 연재의 대상은 2018년판과 2020년 개정 1까지다.

결론 — 인증서가 답하는 것과 답하지 않는 것

11절의 논지를 한 문장으로 줄이면 '요구의 검증 수단은 DER의 크기와 보조 장치의 유무에 따라 정해지며, 작은 완전 적합 장치는 형식시험으로, 나머지는 평가와 커미셔닝을 더해 확인한다'가 된다. 이 구조에서 인증서가 답하는 것과 답하지 않는 것이 갈린다. UL 1741 SB 인증서는 형식시험 열의 R을 답한다. 장치가 표의 곡선을 낼 수 있고, 지속운전하고, 인터페이스로 설정을 읽고 쓸 수 있다는 사실이다. 인증서가 답하지 않는 것은 평가와 커미셔닝 열의 R이다. 이 설치의 RPA가 어디인지, 적용 전압이 무엇인지, 접지가 사업자 보호와 협조하는지, 재폐로와 맞는지, 이 피더에서 RVC와 플리커가 한계 안인지, 그리고 사업자가 정한 설정이 실제로 그 장치에 들어갔는지다. 표 43·44는 인증 뒤에 남는 사업자와 설치자의 일을 목록으로 만든 표다.

이 연재 전체를 되짚으면 2018년판의 골격은 셋으로 요약된다. 요구는 성능 카테고리에 붙고(1부), 판정은 기준점에서 하며(2부, 8부), 능력은 의무이되 사용은 사업자의 설정과 승인으로 시작된다(3~7부). 이 골격은 표준 밖에 세 가지 일을 남긴다. AGIR가 카테고리를 배정하는 일, 사업자가 기본값 대신 쓸 설정을 피더별 해석으로 정하는 일, 그리고 인터페이스를 실제로 연결하고 그 보안을 책임지는 일이다. 표준이 스스로 답하지 않은 이 세 자리가 2018년판을 채택한 각 관할이 지난 몇 해 동안 씨름해 온 자리이고, 2026년 말 만료되는 개정 프로젝트가 무엇을 바꿀지 판단할 기준점이기도 하다.

다음 연재는 이 표준이 시험 절차를 맡긴 IEEE 1547.1-2020을 같은 방식으로 다룬다. 8부에서 이름만 나온 형식시험의 실제 절차, 곧 전압·주파수 외란 시험의 파형과 판정 기준, 단독운전 시험의 회로, 상호운용성 시험의 프로토콜별 항목, 그리고 DER 평가와 커미셔닝의 점검 목록이 그 내용이다.