결론부터 씁니다. 스트링 인버터와 중앙 인버터의 선택은 효율표나 kW당 단가로 끝나지 않습니다. 판단 기준은 두 가지입니다. 고장 1건이 멈춰 세우는 kW가 얼마인가, 그리고 보호와 인터락을 직류측과 교류측 중 어디에 몰아 둘 것인가입니다. 평탄하고 균일한 부지에 단일 방위로 깔린 수 MW 이상 설비에서 정비 인력이 상주하면 중앙형이 유리합니다. 방위·경사가 섞이거나 음영이 있고, 출동에 반나절 이상 걸리는 원격지라면 스트링형이 유리합니다.
안전 인터락: 어느 계층에 무엇을 거는가
두 방식은 인터락이 걸리는 위치가 다릅니다. 중앙형은 수십 개 스트링을 접속반에서 모아 수백 A급 직류 모선으로 인버터에 들어가므로, 직류측 차단과 아크 대응이 주 리스크입니다. 스트링형은 직류 회로가 짧고 전류가 작은 대신 교류측 병렬 대수가 늘어나 보호 협조와 통신 노드 수가 선형으로 증가합니다.
- □ 비상정지(EMO)와 소방 연동은 수배전반 차단기 트립 코일과 인버터 외부 정지 단자를 하드와이어로 직접 개방하는지 확인합니다. 발전소 제어기(PPC)나 PLC는 이 경로의 상태를 감시만 하며, 소프트웨어로 해제하거나 지연시키지 않습니다.
- □ 중앙형: 접속반 출력 차단기(DC 부하개폐기) 개방 전에 인버터 게이트 블록이 먼저 들어가는지 확인합니다. 부하 전류가 흐르는 상태에서 직류 개폐기를 여는 순서는 아크를 만듭니다.
- □ 스트링형: 교류 분전반 분기 차단기와 인버터 대수가 1:1인지, 분기 차단기 정격이 인버터 최대 출력전류와 협조되는지 확인합니다.
- □ 공통: 수전점 보호계전기(과전압·저전압·과주파수·저주파수) 트립은 인버터 개별 보호와 독립된 하드웨어 경로로 유지합니다.
- □ 공통: 인버터 운전 허가(RUN PERMIT) 시그널은 상위 통신이 끊기면 사전 정의된 안전 상태로 수렴하도록 정의합니다. 마지막 지령 유지로 두지 않습니다.
고장 1건이 멈추는 kW
설비 용량이 같아도 고장 격리 단위가 다르면 정지 손실이 달라집니다. 아래는 계산을 위한 가정값입니다. 가정: 설비 3,000 kW, 중앙형 1대 구성 대비 100 kW 스트링 인버터 30대 구성, 이용률 15%, 고장 후 복구까지 중앙형 3일·스트링형 3일로 동일.
중앙형 1대 고장 시 정지 전력량은 3,000 kW × 24 h × 0.15 × 3일 = 32,400 kWh입니다. 스트링형 1대 고장 시에는 100 kW × 24 h × 0.15 × 3일 = 1,080 kWh입니다. 같은 복구 시간이라면 격리 단위가 30분의 1이므로 손실도 30분의 1입니다. 문제는 복구 시간이 같지 않다는 데 있습니다.
| 항목 | 중앙 인버터 | 스트링 인버터 |
|---|---|---|
| 고장 격리 단위 | 인버터 1대 = 설비 대부분 | 인버터 1대 = 수~수십 스트링 |
| 직류측 리스크 | 대전류 직류 모선, 접속반 아크 | 직류 회로 짧음, 전류 작음 |
| 교류측 리스크 | 단일 연계점, 보호 협조 단순 | 병렬 대수 많음, 분기 보호 다수 |
| MPPT 단위 | 인버터당 1~수 개 | 인버터당 복수 개 |
| 통신 노드 수 | 적음 | 인버터 수만큼 증가 |
| 복구 방식 | 현장 부품 교체, 정비 인력 필요 | 유닛 교체, 예비품 재고로 대응 |
| 설치 조건 | 전용 기기실 또는 패키지 스테이션 | 어레이 인근 분산 설치 |
이 표에서 읽어야 할 것은 리스크의 총량이 아니라 위치입니다. 중앙형은 위험이 직류측 한곳에 모이는 대신 교류측 로직이 단순하고, 스트링형은 직류측 위험을 잘게 나누는 대가로 교류측 인터락과 I/O 맵이 인버터 대수만큼 늘어납니다. 설계 인력이 어느 쪽 검증에 강한지가 사실상 선택을 결정합니다.
선택 순서도
- 부지의 방위·경사·음영 조건을 확인합니다. 방위가 2개 이상 섞이거나 오전·오후 음영이 다르면 MPPT를 잘게 나눌 수 있는 스트링형으로 갑니다.
- 정비 출동 시간과 예비품 전략을 확인합니다. 출동이 하루 이상 걸리는데 중앙형 예비 파워스택을 현장에 보관하지 못하면 스트링형으로 갑니다.
- 연계 전압과 기기실 확보 여부를 확인합니다. 특고압 연계로 승압변압기가 필요하고 패키지 스테이션을 둘 부지가 있으면 중앙형이 배치상 유리합니다.
- 교류측 보호 협조 검토 범위를 확인합니다. 스트링형 30대 병렬이라면 분기 차단기 30개와 통신 노드 30개의 시험 항목이 생깁니다. 시운전 일정에 이 시험 시간을 넣습니다.
- 직류측 아크·절연 감시 방식을 확인합니다. 중앙형은 접속반 단위 감시가 필수 항목이고, 스트링형은 인버터 내장 기능의 동작 조건을 제조사 자료로 확인합니다.
발전소 제어기 로직 예시
아래는 스트링형 30대 구성에서 발전소 제어기가 인버터별 상태를 모아 운전 가능 용량을 상위에 보고하는 의사코드입니다. 중앙형이라면 배열 크기가 1이 되고, 대신 접속반 차단기 상태 입력이 늘어납니다.
(* IEC 61131-3 ST 의사코드 - 스트링 인버터 30대 운전 허가 및 가용 용량 집계 *)
(* %I0.0 DI_EMO_LOOP_HEALTHY : EMO 하드와이어 루프 정상(1) - 감시 전용 *)
(* %I0.1 DI_POC_RELAY_TRIP : 수전점 보호계전기 트립(1) *)
(* %I0.2 DI_ACB_MAIN_CLOSED : 주 차단기 투입(1) *)
(* %IX10.0~%IX13.5 DI_INV_FAULT[1..30] : 인버터별 고장 접점(1=고장) *)
(* %IX20.0~%IX23.5 DI_BRK_BRANCH_CLOSED[1..30] : 교류 분기 차단기 투입(1) *)
(* %QX30.0~%QX33.5 DO_INV_RUN_PERMIT[1..30] : 인버터별 운전 허가 *)
(* %MW200 PLANT_AVAIL_KW : 가용 용량(kW) - MODBUS_TCP로 상위 보고 *)
VAR CONSTANT INV_RATED_KW : INT := 100; N_INV : INT := 30; END_VAR
PLANT_OK := DI_EMO_LOOP_HEALTHY AND NOT DI_POC_RELAY_TRIP AND DI_ACB_MAIN_CLOSED;
PLANT_AVAIL_KW := 0;
FOR I := 1 TO N_INV DO
(* 개별 인버터: 분기 차단기 투입 + 고장 없음 + 발전소 조건 성립 시에만 허가 *)
DO_INV_RUN_PERMIT[I] := PLANT_OK AND DI_BRK_BRANCH_CLOSED[I] AND NOT DI_INV_FAULT[I];
IF DO_INV_RUN_PERMIT[I] THEN
PLANT_AVAIL_KW := PLANT_AVAIL_KW + INV_RATED_KW;
END_IF;
END_FOR;
(* 상위 통신 감시: MODBUS_TCP 응답 없음 5000 ms 지속 시 통신 이상 플래그 *)
TON_COMM(IN := NOT COMM_HEARTBEAT_OK, PT := T#5000MS);
COMM_LOSS_ALARM := TON_COMM.Q; (* 운전 허가에는 관여하지 않음, 경보 전용 *)이 로직의 요점은 가용 용량을 대수 단위로 보고한다는 점입니다. 중앙형은 이 값이 0 아니면 정격이지만, 스트링형은 100 kW 단위로 내려갑니다. 출력제어 지령을 받는 입장에서는 이 계단 크기가 응답 정밀도를 결정합니다. 통신 감시 시간 5,000 ms는 예시값이며, 실제 값은 상위 시스템 요구 조건으로 확인해야 합니다.
경계 조건
스트링형의 유리함은 “복구 시간이 같다”는 전제에서 나옵니다. 중앙형 제조사가 파워스택을 모듈 단위로 교체하도록 설계했고, 현장에 예비 모듈이 있어 수 시간 안에 복구된다면 격리 단위의 차이는 손실 차이로 이어지지 않습니다. 반대로 스트링형이라도 인버터 30대 중 동일 로트 불량이 연쇄로 나면 격리 단위가 작다는 장점은 사라집니다.
교류측 노이즈와 고조파는 병렬 대수와 계통 임피던스에 따라 양상이 달라지므로 단정할 수 없습니다. 파형 분석 및 실측 요망입니다. 결국 단일 기준은 하나입니다. 고장 1건당 예상 정지 kWh(격리 단위 kW × 실제 복구 시간)가 작은 쪽을 선택합니다.
