Optimal bid method in the electricity market considering management of dispatch pumps in metropolitan water resource network

Jae Ho Lee; Hyojung Lee; Jaeseob Bae; Sangbyeong An; Jaewan Suh

doi:10.3741/JKWRA.2025.58.1.67

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Research Article

Journal of Korea Water Resources Association. 31 January 2025. 67-78
https://doi.org/10.3741/JKWRA.2025.58.1.67

Optimal bid method in the electricity market considering management of dispatch pumps in metropolitan water resource network

최적 전력시장 입찰 방안을 고려한 광역 상수도 송수설비 운영계획

Jae Ho Lee^a

Hyojung Lee^b

Jaeseob Bae^c

Sangbyeong An^d

Jaewan Suh^e^*

이 재호^a

이 효중^b

배 재섭^c

안 상병^d

서 재완^e^*

^aPh.D. Student, Urban Planning Laboratory, Seoul National University, Seoul, Korea

^bProfessor, Graduate School of Environmental Studies, Seoul National University, Seoul, Korea

^cM.sc Candidate, Department of Civil and Environmental Engineering, Seoul National University, Seoul, Korea

^dDeputy General Manager, Research Department of Water-energy, K-water Research Institute, Daejeon, Korea

^eProfessor, Department of Electrical Engineering, Incheon National University, Incheon, Korea

^a서울대학교 도시계획연구실 박사과정

^b서울대학교 환경대학원 환경계획학과 교수

^c서울대학교 건설환경공학부 석사후보

^dK-water연구원 물에너지연구소 물산업기자재인증센터장

^e인천대학교 전기공학부 교수

^{*Corresponding Author}

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ABSTRACT

Demand for management of industrial facilities towards carbon neutrality has been steadily increased in efforts to decelerate climate change. In the case of water resource industries, recent participation in RE100 by the primary domestic management entity of water resources has propelled such effort. RE100 can be achieved in either financially through purchase of renewable energy certificate from external entity and extra payment proportional to use of conventional electricity, or physically by utilization of renewable energy sources on sites or purchase of renewable energy from the external grid. To estimate curtailment potential, sources of Carbon dioxide emission in metropolitan water resource network can be classified as either sources of the direct or indirect emission. Electric devices such as dispatch pumps could be considered the major sources of the indirect emission. Despite it is important to minimize the emission, it is still critical not to compromise the network reliability related to treatment processes and demand of water resources. Thus, it is critical to develop management method considering the technical and economic feasibility. This paper presents the optimal bid method in the electricity market considering participation in the electricity market by network-wise dispatch pumps and renewable energy sources on sites.

Keywords

RE100

Renewable energy sources

Climate change

Energy market

탄소배출을 저감하는 방향으로 산업설비를 운영하는 방식에 대한 수요가 기후위기와 맞물려 증가하고 있다. 수자원 운영경우, 국내 광역 상수도계통운영자의 RE100 동참 선언으로 인하여 탄소저감을 고려한 운영방식에 대한 연구가 활발히 이루어지고 있다. 광역 상수도계통 내 탄소배출원은 크게 간접적 및 직접적 배출원으로 세분화할 수 있으며, 배출원별 기술적 특성을 고려한 저감 대책 수립이 필요하다. 간접적 배출원의 경우, 취수 및 정수사업소 부지 내 전력을 동력원으로 활용하는 설비들을 일컫는다. 현재 간접적 배출원으로부터 탄소배출량을 저감하는 방식은 사업소 부지 내 재생전력원을 운영하여 기존 화석연료로 발전된 전력을 사용하지 않는 방식과 전력을 동력원으로 활용하는 설비들의 출력 자체를 최소화하여 탄소배출을 저감하는 방식이 있으며, 재무적으로 전력시장에 참여하여 재생전력 공급인증서 거래와 같이 재무적 절감방안으로 구분할 수 있다. 그러나, 전력수요와 달리, 수자원에 대한 수요는 생존에 필수사항인 만큼, 수자원의 수요 자체를 줄일 수는 없으며 수처리 공정의 경우 최적 전력사용 형태를 도출하기 위하여 공정의 신뢰성을 희생할 수는 없다. 따라서 공정에 대한 속도를 정격으로 유지하되 보유한 재생전력원 및 간접적 탄소배출원으로부터 발굴할 수 있는 수익창출 기회를 극대화하는 것이 중요하다. 본 논문에서는 송수설비의 가격결정발전계획에 따른 자발적 수요감축 참여, 재생전력원 및 전력저장장치의 참여할 수 있는 전력시장의 운영규정을 반영하여 광역 상수도계통 운영자의 운영 수익성에 관하여 논하였다.

키워드

RE100

재생전력원

기후변화

Energy 시장

MAIN

1. 서 론
2. 전력시장 참여 고려 운영계획
2.1 예측오차 정산제도 환경
2.2 목적함수 및 이윤변수
2.3 비 연계운영 재생전력원 출력 제약조건
2.4 관로 내 선형흐름 제약조건
2.5 송수설비의 전력 사용량 및 간접 탄소배출량 제약조건
2.6 예측오차 정산제도 참여 재생전력원 및 전력저장장치에 대한 정산 제약조건
3. 전산모의 환경
3.1 상수도계통 환경
3.2 전력설비 환경
3.3 전력시장, 탄소배출권거래 및 광역 상수도 거래 환경
4. 전산모의 결과
4.1 전력시장 참여 조건 및 운영환경 고려 경제성
4.2 전산모의 전제환경별 가격신호 대비 광역 상수도계통 운영설비 출력 상관관계
4.3 전산모의 전제환경별 가격신호 고려 도수 및 송수펌프 운영결과
5. 요약 및 결론

1. 서 론

기후변화로 인해 모든 산업분야에서 저탄소 배출을 고려한 운영계획의 중요성이 높아지고 있다. 현재 산업설비 운영에 있어서의 탄소배출 방식은 크게 해당 산업설비 부지에서 필요 수요에 따라 직접 동력원을 연소하여 배출하는 방식과, 간접적으로 동력원을 외부로부터 구매하여 배출하는 방식으로 구분된다. 이에 대한 관리차원의 효율을 극대화시키기 위한 목적의 일환으로 산업설비 동력원의 전기화가 추진 중이다. 특히, 운송 분야는 이산화탄소 배출이 가장 높은 부문에 해당하여 이를 완화하기 위한 방안들이 제언되고 있다. 북미의 경우, 기존 고탄소 배출원에 의존한 교통 및 운송 분야에 있어서의 전기화를 추진 중이며, EU 국가들은 운송 분야에 대한 전기화는 2008년 이전부터 추진 중인 것을 확인할 수 있다(Lee et al., 2023b).

운송부문으로 속하는 수자원 분야의 관점에서 기술한다면 직접 배출원의 종류는 사실상 비상발전원을 포함, 연소 및 화학반응을 통하여 운영되는 설비들이다. 이들을 제외한 나머지 직접 배출원으로부터 배출되는 탄소량은 사실상 미미한 수준이며, 직접 배출원으로 구분되는 공정들의 경우 수자원운영설비의 신뢰성에 있어 영향을 미칠 수 있기 때문에 전기화에 적합하지 않을 것으로 판단된다. 따라서 저탄소 정책을 사실상 적용할 수 있는 설비들은 간접 배출원을 활용하는 설비로 구분될 수 있다고 판단되며, 이는 전력으로 운영되는 설비들로 구분할 수 있다.

취수 및 정수사업소 내 대표적 전력설비로는 역세척 설비, 약품 투입설비, 송수설비, 소독설비, 혼화설비 및 침전물 처리설비로 구분할 수 있다. 이 중 가장 높은 전력사용량을 나타내는 설비는 송수설비이며, 과거 국내 수도사업 부문 연간 전력소비량 집계 중 86.5%를 차지한다. 그러나 기타 공정의 운영기준을 변경하는 경우 수질에 직접 영향을 미치는 관계로 설비에 대한 이용률을 운영비용 최소화를 위하여 함부로 조정하는 행위가 쉽지 않다. 따라서 기존 연구들의 경우 송수설비 운영에 있어 비용최소화를 고려하는 연구들이 주를 이루며, 시간대별 전력소매요금 및 송수설비 출력을 목적함수에 고려하였다. Jeong et al. (2019)은 선형계획법 기반의 취수원 인접 정수장의 최적 취수계획을 설계하였으며, 수처리공정에 따른 공정별 소요되는 지연시간을 처리 유량과는 무관하게 착수정에서 시작하여 최종단계인 정수지까지의 구간을 한 개의 구간으로 구분하여 설계하였다. Baek et al. (2019) 또한 전력사용 취수설비에 대한 선형 최적 운영계획을 설계하였으며 전력사용량과 송수설비의 실제 토출량과의 관계에 관하여 설계하였다. Lee et al. (2018) 또한 소수력발전원의 경제성 평가에 대한 선형최적화 기반의 방법론을 제시하였고 기존 제언된 최적 운영계획과는 다르게 경제성 요소로 계통한계가격과 탄소배출권 가격을 고려한 운영계획을 제언하였다. 그러나 정수장 인입로에 설치된 소수력발전원의 경우, 수처리공정 진행상황에 따라 발전설비의 운영형태가 달라질 수도 있다. 또한 과거 전력시장과는 다르게, 수자원운영설비의 운영자가 사업소별 부지 내 다양한 특성의 설비를 증설하여 참여할 수 있는 전력시장의 종류가 다양화됨에 따라 송수설비에 국한된 경제성 평가방법은 개선되어야할 필요가 있을 것으로 사료된다. 특히, 지역별 요금제 도입 검토와 같이 변화하는 전력시장의 환경과 더불어 RE100과 같이 간접적 탄소배출원의 사용을 최소화하는 방식에 있어 재생전력원의 사용을 권장하는 추세를 반영하기에는 한계가 명확한 것으로 판단된다.

전력계통운영자가 아닌, 수자원설비 운영자의 관점에서 RE100 이행이 가능한 방법은 크게 재무적 관점에서의 방법과 물리적 이행방법으로 구분할 수 있다. 재무적 방법의 경우, 재생전력공급인증서 거래와 기존 통념적 발전설비로부터 생산된 전력을 사용하며 해당 전력의 사용량에 비례하여 일정 부분 환경부담금의 형태로 지불하는 방법으로 설명할 수 있다. 물리적 이행방법의 경우, 사업소 부지 내 재생전력원을 설치하여 사업소별 필요 전력수요를 충당하는 방법과, 재생전력원으로 구성된 발전단지를 외부전력망으로 연계하여 수요를 충당하는 방법이 있다.

재무적 RE100 이행을 선택하는 경우 수자원설비 운영자의 관점에서 창출할 수 있는 비용회수 요소가 상당히 제한적이다. 특히 공공부문에서 가장 높은 전력을 소모하는 기관은 한국수자원공사로 전기요금 인상 정책안 발표 전을 기준으로 대략 연평균 1,978억원 가량을 납부하고 있다(K-water, 2023). 2020년 환경부 출간 수자원 요금 책정 기준서에 의하면 인건비를 포함 용량에 따라 비례하여 설계되는 요소를 제외하면 외부 요소 중 전력요금이 사실상 가장 높은 변동비로 판단된다. 이와 더불어, 수자원 부문에서의 탄소 감축을 목적으로 Global RE100에 가입함에 따라 전력요금에 대한 변동 비중은 더욱 올라갈 것으로 예상된다.

물리적 RE100을 이행하는 경우, 창출할 수 있는 비용회수 요소가 다양하다(An and Woo, 2022). 발전량에 비례하여 적용되는 탄소배출권 거래시장과 더불어 설치된 재생전력원의 용량 및 종류에 따라 구분되는 예측오차 정산제도, 연계운영 설비 최적화에 따라 수익성이 결정되는 한국형 재생전력 거래제도와 더불어 근래 완화된 기준을 적용할 시, 자발적 전력수요감축 시장에도 참여할 수 있다. 그러나 이러한 비용회수 기회를 극대화하기 위해서는 동시간대 중복 정산의 가능 여부와 더불어 다양한 전력시장운영규정을 반영한 제약조건을 고려하여야 한다(Lee et al., 2023a). 특히, 전력시장의 현대화 추진계획에 따라 하루전 입찰과 더불어 실시간 입찰을 할 것을 요구하는 시장이 신설될 예정인 점을 고려할 때, 기존의 운영방식대로 전력설비를 운영하는 경우 이윤극대화가 힘들 것으로 사료된다.

그러나 수자원운영설비의 주요 목적은 안정적인 수자원공급임에 공정처리 속도를 고려한 환경에서의 이윤극대화가 가능한 최적 운영계획의 설계가 필요하다. 최적 운영계획을 설계할 때 국내 수자원운영설비 운영자의 관점에서 가장 큰 걸림돌 중 한 가지는 상수도계통 내 수자원운영설비에 대한 통제 및 제어권한이 중앙에서 일괄적으로 제어가 불가한 사항으로 사료된다. 이는 지방마다 독립적으로 수자원운영설비를 담당하는 기관들이 존재하며 해당 권역 내 말단 설비들에 대한 제어권한이 RE100을 이행하는 주체에게 없기 때문으로 판단된다. 이에 부합하는 사례로는 정수사업소와 배수지의 운영주체가 같으나 연계대상인 취수사업소의 운영자가 다른 경우와, 취수사업소와 정수사업소간의 운영주체는 동일하나 지역별 배수지에 대한 운영권한이 없는 경우를 들 수 있다. 이러한 경우 일괄적으로 수자원운영설비에 대하여 RE100 이행의무를 부여받은 운영자가 간접 배출원의 기동 최소화를 고려한 운영계획을 수립하더라도 특정 시점에서 수립된 계획과 다르게 운영할 가능성이 빈번하다. 따라서 최적 운영계획을 수립할 때, 수자원운영설비 운영자별 특성을 고려하여 탄력적 및 비탄력적 운영방법에 대한 분석이 동반되어야할 필요성이 존재한다. 이는 전력시장 내 발전원의 기동 가능 여부를 초단위 별로 강력하게 통제하는 한국전력거래소와는 다르게, 시간대별 용수수요에 대한 불확실성과 더불어 수직적 운영구조로 운영계획을 이행할 수 없는 특성으로 인하여 시간단위의 수자원운영계획을 수립 및 이행하는데 있어 복잡성은 더욱 증가되는 것으로 판단된다.

따라서 본 논문에서는 배수지 용량설계 시, 지역별 수요를 감당할 수 있는 여유 용량을 추가적으로 고려하는 점을 반영하여 일간 용수수요를 시간대별로 동일하게 보내는 비탄력적 운영환경과 전력시장의 여건에 따라 탄력적으로 운영하는 환경을 구분하여 전산모의에 반영하였다. 본 상수도계통 운영자가 참여할 수 있는 전력시장으로는 가격계획발전에 따른 자발적 수요 감축시장, 부지 내 설치된 전력저장장치와 연계 또는 비연계 운영상의 재생전력원으로 참여할 수 있는 재생전력 거래시장과 재생전력원의 예측오차에 따라 정산단가가 다르게 적용되는 예측오차 정산제도 및 탄소배출권 거래시장으로 전제하여 전산모의를 이행하였다. 더 나아가, 기존 연구에서 고려되지 않았던 환경부의 균등운전 권고사항을 고려한 구체적 제약조건인 전력사용 송수설비별 최대 및 최소기동시간과 최소정지시간을 별도로 설계하였으며 자연유하로 운영되는 사업소와 송수설비에 의지하여 운영되는 사업소의 특성을 고려하였다.

본 연구는 광역 상수도계통 운영논리들이 상수도설비의 운영에 치중했던 점에서, 상수도계통 운영설비의 최적화를 통하여 전력시장에 참여할 수 있는 운영논리를 제언하며 취수사업소 및 정수사업소를 신*재생전력원으로부터 발생하는 출력에 대한 변동성을 줄이는 자원으로 활용할 수 있는 가능성에 대하여 논하였다. 본 연구를 통하여 학술적 및 실무적 기여를 기대한다. 본 연구의 2장에서는 본 연구에서 새롭게 신설된 예측오차 정산제도에 관한 설명과 전력시장 참여를 고려한 선형계획법 기반의 최적운영논리를 설명한다. 3장에서는 본 연구에서 활용된 전산모의 환경과 전력원에 대한 시방내역을 설명하였다. 4장에서는 광역 상수도계통 운영설비의 전력시장 참여 및 비참여시를 상정한 결과에 대하여 기술하였으며 5장에서는 향후 연구계획과 한계점에 관하여 설명하였다.

2. 전력시장 참여 고려 운영계획

본 논문에서 적용한 선형계획법의 경우 비선형계획법과는 달리, 보장된 전역 최적해를 구할 수 있는 점을 고려하여 정속도 송수설비를 활용하는 대상지를 고려하여 혼합정수선형계획법으로 구현하였으며, 비선형적 특성을 보유한 예측오차 정산제도 정산수식을 선형화시켜 전산모의를 진행하였다.

본 논문에서 적극적 전력시장 참여 환경은 광역 상수도계통 운영자가 본 최적 운영계획에 기반하여 전력시장 및 탄소배출권거래에 참여하는 것으로 전제하였다. 비적극적 전력시장 참여 환경에서는 모든 전력자원에 대한 구동 논리는 제약조건 내 포함되나, 목적함수 내 광역 상수도 판매량만을 고려하였다.

2.1 예측오차 정산제도 환경

2023년 국내 수자원 운영자 관점에서 재무적 RE100 이행 할 때, 이행비용의 최소화를 고려하여 직접적으로 참여가 가능한 전력시장은 전력도매시장과 전력소매시장으로 구분할 수 있다(KPX, 2023). 전력도매시장 관점에서는 가격발전계획에 따른 수요 감축, 기준수요 변화에 따른 수요 감축, 재생전력공급인증서 거래 및 탄소배출권 거래를 고려할 수 있다.

전력소매시장에서 이행할 수 있는 방안으로는 녹색요금제를 통한 추가 전력소매요금 지불 및 추후 개설될 한국전력공사와의 전력계통 내 급변 사태 발생 직전의 직접부하제어계약을 통한 수익으로 구분할 수 있다. 그러나 한국전력공사와의 전력계통 내 급변 사태 발생 직전의 직접부하제어계약에 대한 선택은 한국전력공사의 수자원 운영설비에 대한 특성 이해가 부족하다는 점을 고려했을 때, 사실상 상수도계통 운영자로서는 의미 있는 수준의 편익을 고려하기는 불가할 것으로 판단된다.

기보유 재생전력원에 대한 중복 정산이 허용된 전력도매시장은 현재 소규모 전력중개시장이 유일하다. 해당 시장은 전력시장운영규정에서 본 시장에 참여할 수 있도록 설정된 전력원 및 참여자에 국한하여 참여할 수 있으며 독립형 및 전력저장장치와의 연계형 태양광발전원 및 풍력발전원과 해당 재생전력원의 출력 변동성을 보조해주는 역할로 소수력발전원이 참여할 수 있으며 정산 구조의 경우 Table 1과 같이 표현할 수 있다. 연계 대상의 발전원의 경우, 연계된 전력저장장치의 방전량과 연계 대상의 재생전력원의 출력을 합산한 전력량에 대한 오차를 설비용량 대비 0-8%로 줄여야 수령이 가능하다. 20MW 규모의 재생전력원을 보유하지 못한 운영기관의 경우, 위탁참여를 통한 간접적 참여가 가능하다.

Table 1.

Settlement rules for resources participating in forecast incentive

Resources in Non-coordination	Settlement Eligibility	Utility Factor Required for Incentive
Photovoltaic Generator	Proportional to Bid	10%
Wind Power Generator	Proportional to Bid	10%
Small Hydropower Generator	Ineligible	None
Resources in Coordination	Settlement Eligibility	Utility Factor Required for Incentive
Photovoltaic Generator	Proportional to Bid	Nominal Capacity of the Coordinated Resources and PCS of BESS > 10%
Wind Power Generator	Proportional to Bid

2.2 목적함수 및 이윤변수

수자원 운영자 관점에서의 전력시장 참여 방안에 대한 목적함수는 Eq. (1)과 같이 이윤극대화 기반의 관점으로 설계할 수 있다. 여기서 $C^{o p}$ 은 본 모의 대상 상수도계통 운영비용의 총합을 나타내며, $M^{R E C}$ , $M^{W}$ , $M^{G H G}$ 및 $M^{D R}$ 은 본 계통 내 재생전력원으로부터 창출할 수 있는 전력도매시장에서의 이윤, 정수된 수자원 판매수익, 재생전력원으로부터 창출할 수 있는 탄소배출권 거래수익 및 가격발전계획에 따른 전력수요 감축 참여로 인하여 발생 할 수 있는 수익의 총합이다. 전력도매시장으로부터 창출할 수 있는 수익에 대한 요소는 $M^{R E C}$ 는 전력저장장치 비연계 재생전력원 수익 $M^{X R E C}$ 와 연계 재생전력원 수익 $M^{C R E C}$ 의 합으로 구성된다.

(1)

M a x (M^{R E C} + M^{W} + M^{G H G} + M^{D R} + M^{V a r}) - C^{o p}

전력저장장치와 비연계 운영상의 재생전력원으로부터 발생할 수 있는 수익 Model은 Eq. (2)와 같이 나타낼 수 있다. 여기서 $P_{x, h}^{R}$ , $R E C_{x}$ , $X_{x}$ 및 $s m p_{h}$ 는 독립운영 발전원으로부터의 kWh 출력량, 독립운영 발전원에 대한 재생전력공급인증서의 단가, 독립운영 발전원에 대한 재생전력공급인증서에 대한 가중치와 시간대별 전력계통한계가격를 나타낸다.

(2)

M^{X R E C} = \sum_{h \in H} \sum_{x \in X} (P_{x, h}^{R}) R E C_{x} X_{x} + \sum_{x \in X} (P_{x, h}^{R}) s m p_{h}

Eq. (3)는 연계운영상의 재생전력원에 적용되는 정산기준 제약식을 나타낸다. 연계운영되는재생전력원으로부터 충전된 전력저장장치의 방전량에 적용되는 수익은 가중치 적용 및 비적용 시간대를 구분하여 별도로 설계하여 연계운영상의 재생전력원에 적용되는 수익에 더하는 방식으로 설계하였다. 가중치 적용 시간대에 방전하는 경우, kWh 방전량에 적용되는 REC 단가와 설비별 적용되는 가중치를 곱한 값과 시간단위별 SMP 가격을 곱한 값의 합을 수익으로 설계하였다. 가중치 비적용 시간대에 방전하는 경우, kWh 방전량에 REC가격을 곱한 값과 시간단위별 SMP 가격을 곱한 값의 합을 수익으로 설정하였다. 여기서 $P_{c, h}^{c c}$ , $P_{c, h}^{B 2 G}$ , 및 $M^{C S M P}$ 는 연계운영설비의 시간단위의 총출력, 연계운영상의 전력저장장치의 시간단위 방전량 및 연계운영상의 전력설비의 SMP 수익을 나타낸다.

(3)

M^{C R E C} = \sum_{h \in H} \sum_{c \in C} (P_{c, h}^{c c} - P_{c, h}^{B 2 G}) R E C_{c} X_{c} + M^{C S M P}

Eq. (4)는 물리적으로 연결된 설비간의 출력의 총합을 나타낸 제약조건으로 전력저장장치의 충전 및 방전량을 별도의 변수로 고려하였으며, $P_{c, h}^{R}$ , $P_{c, h}^{R 2 B}$ 와 $P_{c, h}^{B 2 G}$ 는 연계운영상의 재생전력원의 단독 출력과 연계운영상의 전력저장장치의 시간단위 충전량 및 방전량을 나타낸다.

(4)

P_{c, h}^{c c} = P_{c, h}^{R} - P_{c, h}^{R 2 B} + P_{c, h}^{B 2 G}

Eq. (5)는 본 상수도계통 내 최적운영계획 도출 대상의 설비들로부터 발생이 가능한 운영비용에 대한 제약을 나타낸다. 다만 계약전력의 경우 월별 정산인 점을 고려하여 본 연구에서는 0으로 설정하였으며 전력저장장치 및 송수설비 운영비용과 본 비용의 합과 전력저장장치 1회 충전 및 방전 이행 시 열화 계수를 나타내며 전력저장장치의 경우, 정격운전 환경에서 운전됨에 사실상 무시해도 괜찮을 비용으로 설정하였다. 산업용 전력소매요금의 경우 상수도 요금과 마찬가지로 이부요금제로 구성된 점을 고려하여 시설별 계약된 전력을 별도로 고려하여 비용 요소로 구성하였다.

(5)

C^{o p} = C^{B E S S} + C^{D P}

수처리 공정을 통하여 지역 상수도 운영기관에 판매한 수자원의 수익은 Eq. (6)과 같이 정의할 수 있으며, $Q_{p, x, h}^{o u t}$ 와 $Q_{n, x, h}^{o u t}$ 는 송수설비 기반의 시간단위 송수량과 자연유하 기반의 시간단위 송수량을 나타낸다. $\prod_{x}^{W}$ 와 $\prod_{x}^{w f}$ 는 수자원의 실제 공급량에 대한 가격과 수요단위로 부과되는 선도가격을 나타내며 $Q_{x}^{W T o t}$ 는 사업소별 계약된 공급량을 나타낸다.

(6)

M^{W} = \sum_{h \in H} \sum_{x \in X} \sum_{p \in P} \sum_{n \in N} (Q_{p, x, h}^{out} + Q_{n, x, h}^{out}) \prod_{x}^{W} + Q_{x}^{W T o t} \prod_{x}^{w f}

2.3 비 연계운영 재생전력원 출력 제약조건

비 연계 운영 재생전력원의 특성을 고려할 시, 별개의 변수로 구분하여 Eq. (7)과 같이 나타낼 수 있다. 소수력발전원의 경우 태양광발전원 및 풍력발전원과 같이 출력의 증발*감발 능력이 정수장 운영에 따라 달라짐에 별도의 제어변수로 구분하였다. 여기서 $P_{x, h}^{H}$ 와 $P_{x, h}^{P V}$ 는 독립운영 소수력발전원과 태양광발전원의 시간단위 출력량을 나타내며 물의 밀도, 발전설비의 효율을 고려하여 설계하였다.

(7)

P_{x, h}^{R} = P_{x, h}^{P V} + P_{x, h}^{H}

소수력발전원의 기술적 특성을 고려한 유량 제약범위는 Eqs. (8) and (9)와 같이 나타낼 수 있다. 조정지 보 및 기타 다목적 보에 설치된 소수력발전원과는 다르게, 정수장 인입 관로에 설치된 소수력발전원의 경우 낙차를 고정으로 설정하여 운영한다. 따라서 운영계획 수립 절차 이행 시, 선형적 요소로 구현할 수 있다. 여기서 $f_{x, j, h}$ 와 $Q_{x, h}^{H m a x}$ 는 시간단위별 관로 내 유량과 독립운영 소수력발전원의 시간단위 최대 허용 유량을 나타낸다.

(8)

0 \leq Q_{x, h}^{H} \leq Q_{x, h}^{H m a x}

(9)

Q_{x, h}^{H} = \sum_{x \in (x, i)} f_{x, j, h}

2.4 관로 내 선형흐름 제약조건

본 상수도계통 내 취수장, 정수장 및 배수지에 대한 흐름 제약조건은 하기 Eq. (10)과 같이 표현할 수 있다.

(10)

\sum_{i \in I} f_{i, j, h - τ_{i, j}} - \sum_{k \in K} f_{j, k, h} = \sum_{i \in I} f_{i, m, h} - \sum_{k \in K} f_{m, k, h}

본 상수도계통 내 취수장 및 정수장 중에서 송수설비로 송수를 진행하는 설비와 개폐조절장치의 개도율을 통하여 자연유하 방식으로 진행하는 설비를 별도로 구분하여 제약조건을Eq. (11)과 같이 설계하였다.

(11)

Q_{m, h}^{out} = \sum_{p \in (p, m)} (Q_{p, m, h})

탄력적 운영을 상정한 경우, 수요에 대한 제약조건을 1일 단위의 운영계획 수립 조건으로 바꾸어 전력시장의 환경 변화에 유동적으로 운영할 수 있도록 아래 Eq. (12)와 같이 설계하였다.

(12)

\sum_{h \in H} \sum_{j \in J} f_{j, k, h} \geq \sum_{h \in H} \sum_{k \in K} W D_{k, h}

2.5 송수설비의 전력 사용량 및 간접 탄소배출량 제약조건

본 상수도계통에서의 송수설비로부터의 유량에 대한 전력 사용량과 시설별 탄소배출량에 대한 제약은 Eq. (13)와 같이 나타낼 수 있다. $E_{p, m, h}^{U}$ 와 $Γ_{p, m}$ 는 송수설비별 전력사용량, 송수설비의 유량 대비 전력 사용량 계수를 나타낸다.

(13)

E_{p, m, h}^{U} = Γ_{p, m} Q_{p, m, h}^{o u t}

2.6 예측오차 정산제도 참여 재생전력원 및 전력저장장치에 대한 정산 제약조건

소규모 전력중개시장에 참여하는 경우, 예측오차 정산 대상인 재생전력원과 예측오차 완화를 돕는 목적으로만 운영되는 설비에 대한 출력을 별도로 고려해야 한다. 따라서 하기 Eqs. (14) and (15)와 같이 별도의 변수로 구분하였다. 여기서 $M R_{h}^{D A}$ 와 $A R_{h}^{D A}$ 는 예측오차 완화 정산제도 적용 가능 하루전 발전량과 예측오차 완화 정산제도 적용 불가 하루전 발전량을 나타낸다.

(14)

M R_{h}^{D A} = \sum_{c \in C} P_{c, h}^{c c} + \sum_{x \in X} (P_{x, h}^{P V})

(15)

A R_{h}^{D A} = \sum_{x \in X} (P_{x, h}^{H})

소규모 전력중개시장에 참여하는 수익에 대한 제약조건은 한국전력거래소에서 규정된 전력시장운영규칙을 고려하여 Eq. (16)과 같이 설계할 수 있으며 별도의 선형화 작업을 진행하였다. 여기서 $I P F P_{h}^{σ}$ , $F P^{σ}$ , $C F_{h}^{R T}$ 및 $F E_{h}$ 는 예측오차 완화 정잔 적용 여부 상태표시 변수, 예측오차 완화 정산 적용 단가, 예측오차 완화 정산 적용 대상 설비별 이용률 및 예측오차 완화 정산 적용 대상 발전원의 예측오차를 나타낸다.

(16)

M^{V a r} = \sum_{h \in H} [(I P F P_{h}^{σ} ∙ F P^{σ}) ∙ (M R_{h}^{D A})]

재생전력원으로부터의 발전량 예측오차를 줄이는 것이 본 전산모의의 목적인 경우, 24시간 시점 이후, 별도의 출력 변동에 대한 위약 제약조건을 설계하는 것이 가능하나, 전력시장에 참여하는 것은 어디까지나 주요 수자원 운영 목적이 될 수 없음에, 최대한의 자유도를 부여하는 방식으로 Eq. (17)과 같이 설계하였다. $R T_{h}^{c c}$ 는 예측오차 완화 정산 적용 대상 발전원 및 예측오차 완화 목적 보조 발전원의 당일 시간대별 총 출력량을 나타낸다.

(17)

|F E_{h}| = \frac{(M R_{h}^{D A} + A R_{h}^{D A}) - R T_{h}^{c c}}{[\sum_{x \in X} P^{P Vnnom} + \sum_{c \in C} (P_{c}^{Rnom} + P_{c}^{B 2 Gmax})]}

$P_{x}^{P V n o m}$ , $R_{c}^{n o m}$ 및 $P_{c}^{B 2 G m a x}$ 는 비연계 태양광발전원의 정격용량, 연계운영상의 재생전력원의 정격용량 및 연계운영상의 전력저장장치의 PCS 정격용량을 뜻한다. 기언급된 예측오차 정산제도는 예측오차 완화 정도에 따라 비례하여 산정하도록 설계되었다.

3. 전산모의 환경

3.1 상수도계통 환경

상수도계통의 경우 국가 기밀 설비임에 기인하여, 실제 운영기록 내역 및 설비별 운영실적의 공개가 불가능하다. 그러나 상수도계통 내 운영설비들에 대한 정격출력 값들의 경우 매년도 수도관리연보에 공개되는 점을 참고하여 설정하였다.

본 논문에서는 2022년도 수도관리연보에 적용된 시흥정수장 및 성남정수장의 설비별 정격출력 값을 적용하였다. 관로 및 절점의 경우, 광역 상수도계통 운영자로부터의 공개 내역을 확보할 수 없기 때문에 취수장에서 각 정수사업소별 직선거리로 전제하였으며 Fig. 1과 같이 전제하였다.

https://cdn.apub.kr/journalsite/sites/kwra/2025-058-01/N0200580106/images/kwra_58_01_06_F1.jpg

Fig. 1.

Dispatch network of water resources

취수원의 집수조에서 각 정수사업소까지의 등가관로 설정에 요구되는 정보가 공개되지 않은 점을 고려하여 시흥정수장 및 성남정수장까지의 관경은 1.8 m 및 2.5 m로 전제하였다. 취수원의 집수조에서 시흥 및 성남정수장까지의 거리는 Google Earth에서 측정한 거리에서 45도 각도로 기울기를 전제한 43 km 및 17 km로 전제하였다. 또한 모든 공정별 처리 가능 유량은 2022년도 수도관리연보에서 규정하는 정격운영 값으로 설정하였다. 배수지 용량은 현재 기존 환경부에서 2010년도 제정한 상수도 시설기준을 고려하여 배수지의 유효용량을 각 정수장별 계획1일최대급수량의 12시간분으로 설계하였다.

관로별 유속은 시흥정수장의 경우 인입 유속이 0.3 m/s이나, 과거 시흥정수장 인입 관로 설치 소수력발전원의 경제성 평가에서 적용된 최소 유속을 고려하여 0.7 m/s로 하였다. 성남정수장의 경우, 문의한 평균 원수 도착시간이 3시간인 점을 고려하여 설계하였다. 또한 배수지의 경우, 직접적으로 광역 상수도계통 운영자가 제어할 권한이 없는 점을 고려하여 24시간 일정하게 송수하는 환경은 비탄력적 운영환경으로 전제하였다. 그와 반대로 배수지 운영자와 광역 상수도계통 운영자가 함께 전력소매요금 및 전력도매가격에 따라 탄력적으로 운영하는 경우는 탄력적 운영환경으로 전제하였다.

3.2 전력설비 환경

Table 2는 본 전산모의에 적용되는 전력자원을 포함한 기술적 시방 사항을 요약한 자료이다. 송수설비의 경우 통상적으로 교번 운전에 대한 횟수 제약으로 설정하나, 발전설비와 마찬가지로 해당 송수설비별 최소 및 최대 기동시간 및 최소 기동 중지시간을 설정할 경우 같은 효과를 볼 수 있다. Intake는 취수장을 나타내며 Treatment는 정수사업소를 나타낸다.

Table 2.

Dispatching capability of the metropolitan intake and treatment facilities in the network

	Technical Specification of Electric Load Resources
Site	Capacity of Dispatch Pumps / Quantity	Intraday Demand	Max. Dispatch Capability	Design Capacity	Average Utilization Factor
Paldang2 Intake	24,200 kW / 7	-	63,432 m3/hr	1,522,368 m3	55.1 %
Siheung Treatment (Household)	-	36,337 m3	5,375 m3/hr	129,000 m3	45.5 %
Siheung Treatment (Industrial)	-	36,337 m3	5,375 m3/hr	129,000 m3	45.5 %
Seongnam Treatment3	5,900 kW / 8	275,999 m3	24,794 m3/hr	425,000 m3	65.3%
Seongnam Treatment4	5,700 kW / 6	234,097 m3	22,561 m3/hr	361,000 m3	65.3%

Table 3은 전산모의 대상 광역 상수도계통 내 재생전력원 및 전력저장장치에 대한 시방내역이다. 소수력발전원에 대한 시방내역의 경우, 과거 Hong et al. (2008)에서 공개된 시방내역을 적용하였다. 여기서 SHG는 소수력발전원인 Small Hydropower Generator를 나타내며, PVG는 Photovoltaic Generator인 태양광발전원을 나타낸다. RES는 Renewable Energy Source의 줄임말로 재생전력원을 나타내며, BESS는 Battery Energy Storage System으로 전력저장장치를 나타낸다.

Table 3.

Technical specification of electric resources in the network

	Technical Specification of Battery Energy Storage System
Site	Capacity of PVG (kW)		Roundtrip Efficiency (%)		Max. SoC (kWh)	Min. SoC (kWh)		PCS of BESS (kW)		PCS of PCC (kW)
PVG3	1,311		95		3,817	401		1,000		1,000
	Technical Specification of Renewable Energy Sources
RES	Net Head (m)	Range of Flow Rate (m/s)		Combined Efficiency		Capacity (kW)	Place of Installtion		Type
SHG1	16.77	0.3 < Q < 1.5		0.815		205	Entrance at RW		Kaplan
SHG2	18.00	1.0 < Q < 2.6		0.838		340	Entrance at RW		Francis
SHG3	18.00	1.0 < Q < 2.6		0.915		360	Entrance at RW		Francis
PVG1	-	-		-		1,000	Rooftop		-
PVG2	-	-		-		403	On Site		-

Table 4는 전력시장 및 탄소배출권거래 시, 적용할 수 있는 가격 정보를 요약한 표이다. 전산모의를 이행하는 주요 사유 가 RE100 이행에 있어서 이윤극대화 기반의 비용 최소화인 점을 고려할 시, 본 광역 상수도계통 운영자의 수도 판매 운영 수익이 극대화되는 날 보다, 운영수익이 가장 적으면서 비용 요소인 산업용 전력소매요금과 추가 수익 요소인 전력계통한 계가격의 차이가 적은 계절 및 일을 선택하였다(KEPCO, 2023).

Table 4.

Financial parameters for the electricity market and trades of GHG emission right

Type	Financial Parameters after Types of Electric Resources
Electricity Market	Price of REC (KRW/kWh)	Multiplier	GHG Factor (kgCO2eq/kWh)	Price of KAU23 (KRW/kgCO2eq)	RPS
Small Hydropower Generator	64.29	1	0.47	12.8	X
Photovoltaic Generator	64.29	1	0.47	12.8	X
Battery Energy Storage System in Coordination	64.29	5	0.47	12.8	X
Electric Load Resources	-	0	0.57	-	X
Type	Retail and Wholesale Prices of Electricity
Wholesale Electricity Price	Hourly System Marginal Prices from Korea Power Exchange on March 29^th and 30^th in 2023
Retail Electricity Price	Hourly Retail Prices from Korea Electric Power Corporation in March 2023

3.3 전력시장, 탄소배출권거래 및 광역 상수도 거래 환경

Table 5는 수자원 도매거래에 적용되고 있는 수자원의 종류에 따라 구분할 수 있는 가격정보를 나타낸 표이다. 해당 자료는 국내 광역 상수도계통 운영자의 가격 공시정보에서 추출하였으며 기본요금과 실제 공급량에 따른 가격으로 구분하여 전산모의에 반영하였다.

Table 5.

Financial parameters for sales and treatment of the water resources

Type	Demand and Utilization Charge for Metropolitan Water Resources
	Raw Water (KRW/m3)	Treated Water (KRW/m3)	Treated Water for Industrial Use (KRW/m3)
Demand Charge	70.0	130.0	98.0 KRW/m3
Utilization Charge	163.7	302.8	230.0 KRW/m3
	Chemical Cost after Sites
Location	Unit Price per m3
Seongnam	$Y = 2.692 \times Q^{0.9873}$
Siheung	$Y = 1.3487 \times Q^{1.0814}$

4. 전산모의 결과

4.1 전력시장 참여 조건 및 운영환경 고려 경제성

Table 6은 전력시장 전산모의 전제환경에 따라 도출된 전력시장, 탄소배출권거래 및 송수설비 운영비용을 나타낸 결과이다. 적극적 전력시장 참여와 탄력적 운영을 고려한 경우, 2일간의 전체 이윤은 1,437,224천원으로 가장 높은 경제성을 보였으며 이는 비탄력적 운영 및 비적극적 전력시장 참여를 전제로 도출된 수익의 대략 10% 가량 향상된 경제성이다. 각 수익 요소 중, 가장 큰 감소율을 보인 요소는 REC 수익부문으로 비적극적 전력시장 참여 및 비탄력적 운영 전제 환경에서 도출된 수익에 비하여 198% 가량 향상된 경제성이 도출되었다. 배출권 거래에 대한 경제성 역시 21% 가량 적극적 전력시장 참여 전제 환경에서 향상된 것으로 도출되었으며, 전력도매시장 내 경제성 역시 54% 가량 향상된 것으로 도출되었다.

Table 6.

Profit from active and passive participation in the electricity market (1,000 KRW)

Type	Passive		Active
	Elastic (S1)	Inelastic (S2)	Elastic (S3)	Inelastic (S4)
Renewable Energy Certificate	62,347	52,831	157,438	157,438
Electricity Wholesale Market	12,190	11,677	17,971	17,947
Water Resource	1,244,628	1,244,628	1,244,628	1,244,628
Trades of GHG Emission Right	9,330	9,153	11,052	11,052
Forecast Incentive	-	-	78	78
Economic Demand Response	-	-	6,056	6,056

배출권 및 가격발전계획에 따른 자발적 수요감축 참여로부터 발생한 이윤은 전체총수익 변동률의 5%에 불과한 것으로 모의되었다. 이는 전력시장운영자가 공시한 가격결정계획에 따른 자발적 수요 감축시장에 참여할 수 있는 시간이 1시간 밖에 되지 않음으로 사료된다. 배출권 수익 상승의 직접적 요인은 도수관로 내 소수력발전원의 수익성이 향상되었기 때문으로 추론할 수 있다.

Fig. 2는 전산모의 대상 소수력발전원에 대한 출력을 나타낸 표이다. 전체 전산모의 기간은 48시간으로 설정되었으나, 시흥정수장 인입로에 설치된 것으로 전제된 소수력발전원의 기동시간이 18~19시간의 도수 지연시간으로 인하여 의미 있는 출력변화를 보기 위하여, 19시부터 시작하여 24시간 후까지의 출력변화를 살펴보았다. Fig. 2와 같이 적극적 전력시장 참여 환경을 전제로, 최적 입찰 논리를 고려한 경우, 소수력발전원의 관로로 최대한 많은 유량을 보내는 점을 확인할 수 있다. 그러나 기존운영과 같이 별도로 전력시장 참여를 고려하지 않은 상태에 서 관로의 유량제어만을 고려하였을 시, 수익성 향상을 기대하기 힘든 방향으로 운영된 것을 확인할 수 있다.

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Fig. 2.

Hourly electricity generated by small hydropower generators after postulations

4.2 전산모의 전제환경별 가격신호 대비 광역 상수도계통 운영설비 출력 상관관계

Table 7은 시흥정수장 부지 내 태양광발전원과 물리적으로 연계되어 운영되는 전력저장장치의 운영일정에 대한 전산모의 결과를 요약한 표이다. 이윤극대화를 고려한 연계 또는 비 연계운영 대상 전력저장장치 운영계획은 통념적으로 SMP가 상대적으로 낮거나 높을 때 충전 및 방전을 하는 운영일정으로 도출된다. 그러나 본 전산모의 환경에서는 유의미한 상관관계가 도출되지 않았으나, 적극적 전력시장에 참여 환경을 전제로 한 경우, 비적극적 참여 환경을 상정한 결과보다는 유의미한 상관관계가 도출되었다.

Table 7.

Correlation from electricity charged and discharged after postulations

	Passive		Active
Correlation	Elastic (S1)	Inelastic (S2)	Elastic (S3)	Inelastic (S4)
Charging	-0.2343	-0.2341	-0.1991	-0.1991
Discharging	0.1123	0.1923	-0.0556	-0.0501
	Passive		Active
Electricity (kWh)	Elastic (S1)	Inelastic (S2)	Elastic (S3)	Inelastic (S4)
Charged	6,832	6,832	3,157	3,157
Discharged	6,832	6,832	1,324	1,324

Fig. 3은 전력시장 참여자 관점이 아닌 광역 상수도계통운영자 관점에서의 가격신호를 나타낸 표이다. 전력시장 참여만을 고려하였을 경우, SMP 및 REC 수익만을 고려한 운영계획에 따라 충전 및 방전 운영계획이 도출되는 것이 상식적이나 전체 가격신호의 경우 SMP의 5배, REC 인증서, REC 가중치 적용 및 SMP를 합한 가격신호의 1.5배 인점을 고려할 때 전력저장장치 역시 높은 전체 가격신호에 따라 제어되는 것을 확인할 수 있다.

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Fig. 3.

Price signals after types of market environment

또한 가격신호의 관점에서 수자원 생산에 대한 시간대별 가격신호는 광역 상수도계통 운영자가 적용할 수 있는 동시간대 전체 가격신호의 33.4% 이상을 차지한다. 통념적인 전력저장장치의 운영계획에서는 전력저장장치의 충전 및 방전 운영계획이 단순히 전력시장으로부터의 수익만을 고려하나, 광역 상수도계통 운영자의 경우, 활용할 수 있는 기타 설비의 종류가 다양함에 전력저장장치만의 수익 극대화를 고려하지 않은 것으로 사료된다.

광역 상수도계통운영자 관점에서의 가격신호를 고려하였을 경우 전력저장장치의 충*방전 운영계획은 적극적 전력시장 참여 환경 및 비탄력적 운영 시, 방전 및 충전에 대한 상관관계는 0.3 초과 및 -0.75 이하이며, 적극적 전력시장 참여환경 및 탄력적 운영 시, 0.34 초과 및 -0.75 이하로 모의되었다. 그러나, 적극적 참여를 제외한 환경에서의 운영 모의 시, 상관관계는 유의미한 차이를 보이지 않았다.

취수사업소 및 정수사업소의 탄소배출원 및 비용요소는 위 Table 8에서 언급된 요소를 제외하고도 다양하다. 그 중에서 현재 단일 간접적 탄소배출원으로 가장 높은 배출량을 차지하며 근래 들어 가장 높은 변동비 요소 중 가장 높은 변동폭을 보인 송수설비의 전력 소비형태와 관련하여 운영계획을 도출하였다. 본 연구 내 상정환경에서 가장 높은 운영비용의 절감율은 기존 운영 방식 대비 3.83%로 적극적 전력시장 및 탄력적 운영을 상정한 환경에서 도출되었다.

Table 8.

Cost of operation simulated after postulation (1,000 KRW)

	Passive		Active
	Elastic (S1)	Inelastic (S2)	Elastic (S3)	Inelastic (S4)
Electricity Cost from Dispatch Pumps	61,172	60,148	57,112	57,135
Chemical Cost	19,005	18,754	18,769	18,771
Indirect GHG from Dispatch Pumps	423.026 tCO2eq	414.647 tCO2eq	416.784 tCO2eq	416.784 tCO2eq

반대로, 비적극적 전력시장 참여 및 탄력적 운영만을 고려한 경우 오히려 1.62% 가량 전력비용이 증가한 것으로 모의되었다. 전력비의 관점에서 대조군인 비적극적 전력시장 참여 및 비탄력적 운영 전제 환경에서 도출된 전력 사용량 대비 적극적 전력시장 참여 및 탄력적 운영을 전제한 경우가 5% 가량의 절감 실적을 도출하였다. 이는, 수자원 공급량의 준수와 더불어, 송수관로를 통한 용량 제약으로 인하여 해당 제약조건을 포함하지 않고 도출된 타 연구 결과 대비 획기적 변화는 도출되지 않았다.

송수설비에 의한 탄소 배출량만을 고려한 경우, 비적극적 전력시장 참여 및 비탄력적 운영을 전제한 결과 대비 오히려 0.52% 가량 증가하는 추세를 보였다. 이는, 환경제약에 대한 사항을 별도로 고려하지 않고, 수익 극대화의 관점에서 최적화를 구현한 한계로 판단된다.

4.3 전산모의 전제환경별 가격신호 고려 도수 및 송수펌프 운영결과

Fig. 4는 전산모의 대상 광역 상수도계통 내 송수설비의 시간 단위 운영 실적을 나타낸 자료이다. 전력도매 및 REC의 가격신호와의 상관관계는 반대로 송수설비 운영은 전력소매가격에 대한 가격신호와 음의 관계로 운영되는 방향이 가장 이상적이다. 가장 낮은 상관관계는 적극적 전력시장 참여 및 탄력적 운영을 상정한 환경에서 -0.44로 도출되었으며, 적극적 전력시장 참여 및 비탄력 운영의 경우 –0.42로 도출되었다.

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Fig. 4.

Hourly water dispatch pattern simulated

가장 반대의 상관관계로 도출된 환경은 비적극적 전력시장 참여 및 비탄력적 운영환경으로 0.27의 상관관계로 전력소매요금이 상대적으로 높은 시점에 오히려 송수설비를 운영하는 것으로 확인되었다. 다만, 비적극적 전력시장 참여 및 탄력적 운영을 상정한 경우, -0.036으로 약한 음의 관계를 나타내었는데, 이는 탄력적 운영을 전제하였을 때 엄격한 시간 단위별 도*송수운영계획에서 제한적 자유도를 부여함으로써, 일정 부분 타 시간대로도 송수가 이루어졌기 때문으로 판단된다.

적극적 전력시장 참여 및 탄력/비탄력 운영을 상정한 환경에서 공통으로 2023년 3월 29일 및 30일 실제 경제성 수요반응 참여 구간인 20시, 별도로 설비를 이윤극대화를 위하여 감발한 사항을 확인할 수 있다. 송수설비에 국한된 전력사용량의 관점에서 비적극적 전력시장 참여 및 비탄력적 운영을 고수한 경우 평균적으로 15,155 kWh를 사용하였다. 이는 상정 환경 중, 가장 적은 전력소모로 모의된 값이나 수익성 관점에서는 감소하는 추세를 보였다. 그러나, 본 상정환경에서 모의된 전력사용량이 대조군 대비 1% 가량 높게 모의되었다고 하더라도 전체 수익관점에서 5%의 비용절감 및 10%의 전력시장 참여 수익증대로 인하여 15%의 이윤극대화 효과가 발생하였다. 따라서 비적극적 전력시장 참여 및 비탄력적 운영 방식이 비용절감에 기여가 될 것으로 주장하기는 불가하다고 사료된다.

5. 요약 및 결론

본 연구는 기존에 없던 광역 상수도계통 내 존재하는 설비를 활용하여 재생전력원의 출력 변동성 제어, 체계적 수요반응 참여를 포함, 관로 내 흐름제약 조건을 종합적으로 선형적으로 고려하여 RE100 참여에 있어 일정 부문 활용이 가능할 것으로 판단되는 최적 운영 논리를 제작하였다. 체계적 및 적극적 전력시장을 참여하며 송수설비의 탄력적 운영을 전제하는 경우 수익성이 기존 운영 대비 15% 가량 상승하는 것으로 모의되었다. 또한 기존 연구에서 전력시장 참여에 대한 가격신호를 설계할 시, 전력시장 내 보상단가 위주로 분석을 진행하였으나, 본 연구에서는 광역 상수도계통운영자의 관점에서 분석을 진행하였다. 상기 사항을 고려할 때, 이는 기존 전력시장 참여자와는 다른 기술적 특성을 보유한 광역 상수도계통운영자에 대한 별도의 운영 논리의 개발이 지속적으로 필요할 것으로 판단된다.

본 연구에서는 전산모의 대상 광역 상수도계통운영자가 말단 배수지에 대한 운영 정보 및 제어권한이 없는 사항만을 고려하여 비탄력적 공급계획을 전제로 운영계획을 설계하였다. 또한 근래 들어 언급되는 녹색요금제와 지역별 차등 전력요금제에 대한 실질적 경제성에 대하여 언급하지 않았으며 수자원 운영자의 특성을 고려한 PPA 이행 방식에 대한 내용 역시 부재하다. 따라서 이에 대한 운영논리 설계를 향후 연구계획으로 진행할 예정이다. 또한 RE100 이행을 고려한 한국수자원공사 및 지방상수도 운영자들에 대한 사회후생성에 관한 연구 역시 진행할 예정이다.

도수관로의 경우 경제적 유속에 근거하여 고정값으로 설정하여 도수계획을 수립하였다. 그러나 실질적으로는 유량제어를 실제로 진행함에 있어 송수시간이 변경된다. 따라서 이를 Piece-wise 선형함수로 구현하여 실절적 안정적 및 유동적 범위 내의 송수계획을 도출할 예정이다. 또한 도*송수 진행 과정에서 발생할 수 있는 양정 손실에 대하여 별도로 고려할 것이다. 현재 전력시장과 수자원 운영 논리에 관한 연구는 분야의 모호성으로 인하여 많이 진척되지 않고 있으며 공개 데이터 부족으로 인해 통계학적 기법에 의존하고 있다. 향후 본 연구와 더불어 상세한 수리적 최적 운영계획을 고려한 후속 연구를 통하여 Water-energy Nexus 분야의 발전에 기여하고자 한다.

Acknowledgements

이 논문은 정부(과학기술정보통신부)의 재원으로 한국연구재단의 지원을 받아 수행된 연구임(No. 2022R1F1A1074449).

Conflicts of Interest

The authors declare no conflict of interest.

References

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Journal of Korea Water Resources Association ISSN:2799-8746(Print) 2799-8754(Online) 한국수자원학회 논문집

Preview

Optimal bid method in the electricity market considering management of dispatch pumps in metropolitan water resource network

ABSTRACT

MAIN

Table 1.

Settlement rules for resources participating in forecast incentive

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

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(14)

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(16)

(17)

Fig. 1.

Dispatch network of water resources

Table 2.

Dispatching capability of the metropolitan intake and treatment facilities in the network

Table 3.

Technical specification of electric resources in the network

Table 4.

Financial parameters for the electricity market and trades of GHG emission right

Table 5.

Financial parameters for sales and treatment of the water resources

Table 6.

Profit from active and passive participation in the electricity market (1,000 KRW)

Fig. 2.

Hourly electricity generated by small hydropower generators after postulations

Table 7.

Correlation from electricity charged and discharged after postulations

Fig. 3.

Price signals after types of market environment

Table 8.

Cost of operation simulated after postulation (1,000 KRW)

Fig. 4.

Hourly water dispatch pattern simulated

Acknowledgements

Conflicts of Interest

References