Research Article

Journal of the Korean Solar Energy Society. 30 April 2024. 51-63
https://doi.org/10.7836/kses.2024.44.2.051

ABSTRACT


MAIN

  • 1. 서 론

  • 2. 아치형 태양광 시스템의 발전 성능 및 불균일 손실 분석을 위한 실험

  •   2.1 방위각에 따른 태양광 모듈의 I-V 측정 실험

  •   2.2 3kW급 아치형 태양광 시스템 구축

  •   2.3 불균일 손실 분석을 위한 I-V 곡선 시뮬레이션 모델링

  • 3. 아치형 태양광 시스템의 발전 성능 및 불균일 손실 분석 결과

  •   3.1 방위각에 따른 태양광 모듈의 I-V 곡선 분석

  •   3.2 3kW급 아치형 태양광 시스템의 데이터 분석

  •   3.3 시뮬레이션을 이용한 불균일 손실 분석 결과

  • 4. 결 론

1. 서 론

국내 신재생에너지 누적 설비용량은 2023년 기준 35 GW로 액화천연가스, 석탄, 화력에 이어 세 번째 규모로 크게 성장하였다. 신재생 에너지원 중 태양광의 비중은 상업용 기준 총 24 GW가 설치되었으며, 이는 전체 신재생에너지 규모의 76.3%이다1). 하지만, 탄소 중립 및 RE100/CF100 달성을 위해서는 현재보다 더 많은 태양광 발전소가 구축되어야 하지만, 국토의 70%가 산지로 이루어진 국내 여건상 태양광 발전소의 구축 및 확대는 어려울 것이다.

태양광 시스템의 설치를 확대하기 위해 지상형 태양광 시스템이 아닌 건물형, 수상형, 영농형 등 다양한 입지에 태양광 시스템을 설치하는 연구가 진행되었다. 첫 번째, 건물형 태양광은 건축물의 건축자재로 사용되는 BIPV (Building Intergrated Photovoltaic)와 건물 옥상 또는 벽면 등에 설치되는 BAPV (Building attached/applied Photovoltaic)로 구분할 수 있다2). 두 번째, 수상형 태양광은 강, 호수, 저수지 등 물 위에 설치된 태양광을 말하며3), 대규모로 설치 및 환경적 영향으로 지상형 태양광시스템 대비 약 1.5% 이상의 이용률 향상이 가능한 장점이 있다. 세 번째, 영농형 태양광은 농경지에 태양광 모듈을 포함하는 구조물이 설치되는데, 농작물 재배와 함께 전기를 생산할 수 있다4). 이러한 입지다변화 태양광시스템을 통해 유휴부지에 태양광 추가설치가 가능할 것이다.

이외에도 도로에 설치 가능한 방음 터널형 태양광 및 농수로에 설치가능한 수로 태양광 설치도 고려되고 있다. 이와 같은 시스템은 설치 각도가 같은 설치 구조가 아닌 기존 구조물의 형태와 심미성을 고려해 아치형 구조로 계획되고 있다. 해외에서도 운하 등과와 같은 수로 위에 태양광을 설치해 발전 사업을 하는 사례가 있으나5), 대부분 아치형 구조가 아닌 동일한 설치 각도를 가진 구조물 형태이다. 수로 태양광에 관한 과거 연구는 물에 의한 반사, 냉각 효과 등에 관하여 대부분 수행되었으며6), 후면이득이 있는 양면형 태양광모듈이 적용된 시스템의 설치각의 차이가 발생되는 아치형 구조에 있어서 발전성능의 차가 어느 정도인지 평가하는 연구는 거의 수행되지 않았다.

본 논문에서는 아치형 태양광시스템의 방위각 및 설치 각도에 따른 발전 성능 특성을 검증하기 위해 다음과 같은 실험을 진행하였다. 먼저, 방위각에 따른 설치 각도별 모듈 I-V 곡선을 측정하였다. 동서 및 남북 방위로 2 Set의 3kW급 아치형 태양광 시스템을 구축하고 데이터를 수집해 발전량을 비교 및 분석하였다. 마지막으로, 발전량 분석 결과를 이용해 동서 및 남북 방위에 따른 불균일 손실을 시뮬레이션 하였고, 아치형 태양광 시스템의 발전 손실을 최소화 할 수 있는 방안을 제시하고자 한다.

2. 아치형 태양광 시스템의 발전 성능 및
불균일 손실 분석을 위한 실험

2.1 방위각에 따른 태양광 모듈의 I-V 측정 실험

일반적으로 태양광 모듈은 빛을 가장 많이 받을 수 있는 정남을 기준으로 설치된다. 하지만, 설치 환경에 따라 방위각은 남동 또는 남서쪽으로 설치되는 경우도 있다. 아치형 태양광 시스템의 경우에는 아치의 구조적인 특징으로 인해 일반적인 설치 환경의 방위각과 달라질 수 있다. 방위각에 따른 태양광 모듈의 출력을 확인하기 위한 지그를 제작하였다. 제작된 지그는 태양광 모듈 1장이 설치될 수 있으며, 동쪽과 서쪽 또는 남쪽과 북쪽이 최대한 같은 시간대에 측정이 될 수 있도록 Fig. 1과 같이 2개를 제작하여 설치하였다. I-V 곡선 측정 장비는 모듈 Level 측정이 가능한 전압과 전류 범위이며, 측정 장비의 자세한 사양은 Table 1과 같다.

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Fig. 1

I-V Measurement system for PV modules based on azimuth and tilt Angle

Table 1

Specification of I-V tracer

DC input voltage [V] ≤ 100
DC input current [A] ≤ 20
DC input power [W] ≤ 2000
Voltage resolution [mV] 50
Voltage resolution [mA] 10
Sampling [point/ms] 200/10

2.2 3kW급 아치형 태양광 시스템 구축

동일한 설치 각도를 갖는 일반적인 태양광시스템과 달리 아치형 태양광 시스템 설치 각도가 모듈별로 다르게 설치될 수 있다. 모듈의 설치 각도가 다른 아치형 태양광 시스템에 대한 발전량(불균일 손실 포함)을 분석하기 위해 실증 BED를 구축하였다. 방위각과 설치 각도가 다른 아치형 시스템을 2종류로 설계하였다. 각각의 시스템은 540 W급 양면 태양광 모듈이 5장씩 직렬로 연결되고, 3.7 kW급 태양광 인버터로 각각 연결되는 구성이다. 태양광 모듈 및 인버터의 사양은 Table 2와 같다.

Table 2

Specification of PV module and inverter

PV module PV inverter
Maximum power [W] 540 Rated output power [kW] 3.7
Open-circuit voltage [V] 49.60 DC input voltage [V] 70 ~ 540
Maximum voltage [V] 41.64 Rated input voltage [V] 450
Short-circuit current [A] 13.86 Rated input current [A] 33.2
Maximum current [A] 12.97 MPPT voltage range [V] 185 ~ 430
Efficiency [%] 20.9 Euro efficiency [%] ≥ 96%

아치형 태양광 시스템의 방위각은 하나는 동서 방위, 다른 하나는 남북 방위이다. Fig. 2와 같이 동서 방위와 남북 방위의 설치 각도는 동쪽(남쪽) 5°, 동쪽(남쪽) 3°, 0°, 서쪽(북쪽) 5°, 서쪽(북쪽) 3°이며, 태양광 모듈과 지면과의 높이는 1 m로 설계하였다.

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Fig. 2

Configuration of arched PV system

설치 각도에 따른 일사량 분석을 위해 설치 각도별 일사량 계를 설치하였으며, 모듈 온도는 설치 각도가 0°로 설치된 모듈의 중앙에 k-type 열전대를 설치해 데이터를 수집하였다. 설치된 일사량 계와 열전대의 사양은 Tables 3, 4와 같다. 발전량 분석을 위해 각 인버터의 전압, 전류, 출력 데이터 및 일사량과 모듈 온도는 데이터 로거에 1분 평균값으로 저장되어지며, 데이터 수집 구성도는 Fig. 3과 같다.

Table 3

Specification of pyranometer

Wavelength range [nm] 310 ~ 2800
Measurement range [W/m2] 0 ~ 2000
Sensitivity [μV/W/m2] 15
Response time [sec] ≤18
Non linearity [%] 2.5
Table 4

Specification of thermocouple

Measurement temperature range [℃] -200 ~ 1250
Measurement standard error [%] 0.75

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Fig. 3

Configuration for data collection at demonstration site

2.3 불균일 손실 분석을 위한 I-V 곡선 시뮬레이션 모델링

구축된 동서 및 남북 아치형 시스템의 모듈은 방위각과 설치 각도가 다르므로, 모듈에 입사되는 일사량의 차이가 발생하여, 모듈별 생산되는 전류가 다르다. 모듈별 전류 차이로 인해 서로 다른 전류를 갖는 모듈을 직렬로 연결하게 되면 전체 태양광 스트링의 전류는 가장 낮은 출력전류를 갖는 모듈의 전류와 같게 된다.

방위각 및 설치 각도별 일사량 차이에 의한 불균일 손실을 확인하기 위해 Matlab simulink를 이용하여 시뮬레이션을 실시하였다. 시뮬레이션 모델은 Fig. 4와 같으며 실증에 사용된 태양광 모듈의 사양과 직렬연결 수를 반영하였다. 본 시뮬레이션에서는 일사량 차이에 따른 출력 손실을 확인하는 것이 목적이므로, 모듈 온도는 25℃는 동일하게 설정하였다. 실제 측정된 설치 각도별 일사량 값을 이용하여 동서 방위와 남북 방위의 I-V 곡선을 시뮬레이션에 사용하였다.

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Fig. 4

MATLAB simulink diagram for output loss analysis

3. 아치형 태양광 시스템의 발전 성능 및 불균일 손실 분석 결과

3.1 방위각에 따른 태양광 모듈의 I-V 곡선 분석

모듈의 I-V 곡선은 동일한 지그 2개를 동(90°)과 서쪽(270°) 또는 남쪽(180°)과 북쪽(360°)으로 설치하고, 모듈의 설치 각도는 30°로 고정하여 측정하였다. 동쪽과 서쪽의 경우에는 각 방위에서의 일사량이 최대가 되는 시점이 오전과 오후이므로, 오전과 오후에 측정을 실시하였으며, 남쪽과 북쪽의 경우에는 남쪽의 일사량이 최대가 되는 시점에 측정을 실시하였다.

Fig. 5는 오전(10시 40 ~ 50분), Fig. 6은 오후(14시 35 ~ 45분)측정된 동쪽 및 서쪽 설치된 모듈의 I-V 곡선이다. 오전 시간에 동쪽 설치 모듈의 일사량과 출력은 각각 791.2 W/m2, 325.9 W이며, 서쪽 설치 모듈의 일사량과 출력은 각각 426.6 W/m2, 199.8 W이다. 서쪽 설치 모듈의 출력은 동쪽 설치 모듈의 약 61% 수준이었다.

오후 시간에 동쪽 설치 모듈의 일사량과 출력은 각각 263.8 W/m2, 126.0 W이며, 서쪽 설치 모듈의 일사량과 출력은 각각 922.5 W/m2, 343.8 W이다. 동쪽 설치 모듈의 출력은 서쪽 설치 모듈의 약 37% 수준이었다.

Fig. 6은 남쪽과 동쪽 설치된 모듈의 I-V 곡선이다. 남쪽 설치 모듈의 일사량과 출력은 각각 959.8 W/m2, 367.1 W이며, 북쪽 설치 모듈의 일사량과 출력은 각각 413.4 W/m2, 167.9 W이다. 북쪽 모듈의 출력은 남쪽 모듈의 출력의 약 46% 수준이었다.

실험은 I-V 측정 장비 한 대로 측정을 실시하였기 때문에 측정 과정 중에 일사량 변화가 발생하였다. 하지만, 태양과 반대인 오전의 서쪽, 오후의 동쪽, 그리고 북쪽에서의 출력은 태양과 정면인 오전의 동쪽, 오후의 서쪽, 그리고 남쪽에서의 출력에 약 60% 이하로 감소함을 확인하였다. I-V 측정은 순간적인 출력을 측정하므로, 해당 출력 수준이 모든 설치 환경 및 방위각 차이에서의 절대적인 값은 아니지만 모듈이 태양과 정면인 경우와 반대되는 경우에는 출력 차이가 크게 발생됨을 확인하였다.

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Fig. 5

I-V curves at north and south azimuth

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Fig. 6

I-V curves at east and west azimuth

3.2 3kW급 아치형 태양광 시스템의 데이터 분석

(1) 발전량 및 일사량 데이터 분석

아치형 태양광 시스템의 분석은 인버터의 출력 데이터와 일사량 데이터를 이용하였다. 데이터 수집 기간은 22년 10월부터 24년 1월까지이며, 발전량 분석은 인버터가 정지한 상황(고장 및 밤 시간대)을 제외한 모든 시간대의 데이터를 이용하였다.

Fig. 7은 데이터 수집 기간 동안에 동서 방위 시스템과 남북 방위 시스템의 발전량이다. 동서 방위의 봄(23.03 ~ 05), 여름(23.06 ~ 08), 가을(23.09 ~ 11), 겨울(22.12 ~ 23.02)의 계절별 누적 발전량은 1046.0 kWh, 815.8 kWh, 725.7 kWh, 424.7 kWh 순이다. 남북 방위의 봄(23.03 ~ 05), 여름(23.06 ~ 08), 가을(23.09 ~ 11), 겨울(22.12 ~ 23.02)의 계절별 누적 발전량은 989.8 kWh, 747.5 kWh, 663.1 kWh, 394.4 kWh 순이다. 동서 방위와 남북 방위 시스템 모두 봄, 여름, 가을, 겨울 순으로 발전량이 높았다. 여름의 경우 일사량은 좋지만 외기 온도가 높아 발전 손실이 발생하며, 특히 23년 여름 대전 지역의 평균 강수량은 1973년 이래 평균 강수량은 3위, 장마철 강수량은 2위로 평년 대비 발전량이 다소 낮았다7). 동서 방위와 남북 방위의 발전량 차이를 앞과 같이 계절별로 나누어 분석하면, 봄에는 56.2 kWh, 68.3 kWh, 62.6 kWh, 30,3 kWh로, 동서 방위가 남북 방위보다 발전량이 높았다. 데이터 수집 기간 동안의 동서 방위와 남북 방위의 전체 누적 발전량은 동서 방위가 3628.6 kWh, 남북 방위가 3361.2 kWh로 동서 방위가 남북 방위보다 267.4 kWh 높았다. 남북 방위의 누적 발전량은 동서 방위의 누적 발전량의 92.6% 수준이었다.

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Fig. 7

Monthly power generation of arched PV system

Fig. 8은 데이터 수집 기간 동안에 설치된 동서 및 남북 방위의 누적 일사량이다. 동서 및 남북 방위에는 설치 각도별로 1개씩 일사량 계가 설치되어 방위 시스템별 총 5개의 일사량 계에서 일사량을 계측한다. 수집된 일사 데이터를 동서 및 남북 방위로 합쳐서 데이터 수집 기간 동안의 누적 일사량을 비교하면, 동서 방위의 누적 일사량은 7,761.1 kWh/m2, 7,535.7 kWh/m2이 동서 방위가 남북 방위 보다 일사량이 225.4 kWh/m2 높았다. 남북 방위의 누적 일사량은 동서 방위의 누적 일사량의 97.1% 수준이었다.

발전량 및 일사량 분석 결과, 동서 방위와 남북 방위에 따른 차이가 발생하였다. 아치형 시스템에서 방위각 차이에 따른 출력 차이가 있는 것으로 판단되어 정밀 분석을 실시하였다.

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Fig. 8

Monthly accumulated irradiance of arched PV system

(2) 동서 및 남북 방위 시스템에의 발전량 차이 분석

동서 및 남북 방위에서의 출력 차이를 분석하기 위해 전체 수집된 데이터 중 일부 데이터를 샘플링하였다. 계절별 한 달을 선정하고, 선정된 달에서 일사량의 변화가 크지 않은 하루를 선정하여 일사량과 발전량을 분석하였다. 일사량은 동서 및 남북 방위에 설치된 각 5개의 일사량 계 중 정반대 위치에 설치된 남쪽 5° 및 북쪽 5°와 동쪽 5° 및 서쪽 5°의 측정 데이터를 사용하였다.

Fig. 9는 계절에 따른 동서 및 남북 방위의 일사량 데이터로, (a)는 1월, (b)는 5월, (c)는 7월, (d)는 10월이다. 오전 시간(06:00 ~ 09:00)에 동, 서, 남, 북의 일사량이 감소했다가 시간이 지난 뒤 증가하는 것을 확인하였다. 이는 Fig. 10과 같이 구축된 아치형 태양광 시스템이 구축된 동쪽 방향으로 약 10 m 이상의 나무가 있어 태양의 고도가 낮은 이른 오전 시간에 음영이 발생하기 때문이었다. 이러한 원인으로 인해 Fig. 11의 발전량 분석 결과를 보면, 태양의 고도가 낮은 겨울(Fig. 11(a))의 이른 오전 시간(09:00 이전)에는 동서 방위의 발전량이 남북 방위의 발전량 보다 낮았다.

이를 제외한 시간대에 일사량을 보면 전반적으로 12시 이전에는 동쪽의 일사량이 가장 높았고, 12시(정오) 부근에는 남쪽의 일사량이 높았고, 12시 이후에는 서쪽의 일사량이 높았다. 북쪽의 경우, 계절 또는 시간에 관계없이 가장 낮은 일사량을 보였다.

Fig. 11의 발전량 데이터 분석을 보면 동서 방위가 남북 방위보다 1월의 오전 시간을 제외하고는 높은 것을 확인할 수 있다. 앞서 일사량 분석 결과를 통해 북쪽의 일사량은 계절과 시간에 관계없이 항상 낮은 일사량이므로, 남쪽과 북쪽이 함께 연결된 남북 방위 시스템은 동서 방위 시스템 보다 발전량이 낮게 된다.

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Fig. 9

Irradiance by installation angle depending on season

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Fig. 10

Shading caused by trees Within the demonstration site

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Fig. 11

Power generation by installation angle depending on season

3.3 시뮬레이션을 이용한 불균일 손실 분석 결과

측정된 일사량 데이터 중 샘플링 된 데이터는 Fig. 12와 같으며, 일사량이 가장 높은 시점(빨간색 화살표)에서의 동서 및 남북 방위의 일사량 값은 다음과 같다. 동서 방위의 일사량은 동쪽 5°는 856 W/m2 , 동쪽 3°는 869 W/m2, 동서쪽 0°는 864 W/m2, 서쪽 3°는 871 W/m2, 서쪽 5°는 892 W/m2이다. 남북 방위의 일사량은 남쪽 5°는 898 W/m2, 남쪽 3°는 833 W/m2, 남북쪽 0°는 850 W/m2, 북쪽 3°는 833 W/m2, 북쪽 5°는 805 W/m2이었다. 동서 방위에서 가장 높은 일사량은 서쪽 5°인 892 W/m2이며, 남북 방위에서 가장 높은 일사량은 남쪽 5°인 898 W/m2이었다.

동서 방위의 최대 일사량(서쪽 5°)을 기준으로 시뮬레이션 된 I-V곡선은 Fig. 13의 파란색 점선이며, 동서 방위의 설치 각도별 측정된 일사량 값(동쪽 5°, 동쪽 3°, 동서쪽 0°, 서쪽 3°, 서쪽 5°)을 이용한 I-V 곡선은 Fig. 13의 주황색 실선이다. 각각의 최대 출력은 파란색 점선은 2370.9 W, 주황색 실선은 2312.2 W이다. 두 I-V 곡선의 최대 출력 차이는 58.7 W이다.

남북 방위의 최대 일사량(남쪽 5°)을 기준으로 시뮬레이션 I-V 곡선은 Fig. 13의 노란색 점선이며, 남북 방위의 설치 각도별 측정된 일사량 값(동쪽 5°, 동쪽 3°, 동서쪽 0°, 서쪽 3°, 서쪽 5°)을 이용한 I-V 곡선은 Fig. 13의 보라색 실선이다. 각각의 최대 출력은 노란색 점선은 2386.1 W, 보라색 실선은 2239.7 W이다. 두 I-V 곡선의 최대 출력 차이는 146.4 W이다.

시뮬레이션 결과로부터, 동서 방위와 남북 방위의 측정 최대 일사량을 기준으로 한 I-V 곡선은 일사량 차이가 미비(6 W/m2)하여, I-V 곡선이 거의 유사함을 알 수 있다. 하지만, 동서 방위의 최소 일사량인 동쪽 5°의 일사량은 856 W/m2로 남북 방위의 최소 일사량인 북쪽 5°의 일사량은 805 W/m2보다 높았다. 그 결과, 설치 각도별 일사량 값을 이용한 I-V 곡선은 동서 방위(Fig. 10의 주황색 실선)가 남북 방위(Fig. 10의 보라색 실선)보다 출력이 72.5 W 높았다. 시뮬레이션을 통해 북쪽의 낮은 일사량으로 인해 남북 방위의 출력이 동서 방위의 출력 보다 낮아 구축된 시스템에서는 동서 방위의 발전량이 남북 방위보다 높음을 확인하였다. 하지만, 두 시스템 모두 방위각으로 인한 일사량 차이로 인해 출력 손실, 즉 불균일 손실이 발생함을 확인하였다.

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Fig. 12

Measured irradiance by azimuth and installation angle

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Fig. 13

I-V curves simulation with irradiance

4. 결 론

본 논문에서는 동서 및 남북 방위를 갖는 3 kW급 아치형 태양광 시스템을 구축해 발전량을 분석하고 그에 따른 출력 손실(불균일 손실)에 관한 연구를 수행하였다. 태양광 모듈이 직렬로 연결된 스트링 상에서는 낮은 전류를 갖는 태양광 모듈의 전류 값이 스트링 전류 값이 된다. 일반적인 지상형 태양광 발전소에서는 설치 각도가 상이한 태양광 모듈로 스트링을 구성하지 않지만, 아치형과 같은 구조에서는 시공의 편의성 및 인버터의 배치 등으로 인해 방위각과 설치 각도가 다른 태양광 모듈로 스트링을 구성하는 경우가 발생할 수 있으며, 이런 경우 불균일 손실을 발생하게 된다.

방위각과 설치 각도에 따른 모듈 1장의 I-V 곡선 측정 결과, 서로 다른 방위각(동서 및 남북)에서 모듈의 출력은 약 2배 이상의 차이가 있었다. 구축된 3 kW급 아치형 시스템을 통한 실증 데이터 분석 결과, 5 ~ 7월의 동서 방위의 누적 일사량은 1859.0 kWh/m2, 남북 방위의 누적 일사량은 1854.7 kWh/m2으로 비슷한 수준 이었지만, 동서 방위의 누적 발전량은 899.6 kWh, 남북 방위의 누적 발전량은 849.8 kWh로 발전량 차이가 있었다. 동서 방위와 남북 방위 시스템의 출력 차이 원인을 확인하기 위해 일사량 측정 데이터를 이용한 I-V 곡선 시뮬레이션 결과, 동서 방위의 불균일 손실은 58.7 W, 남북 방위의 불균일 손실은 146.4 W로 남북 방위가 동서 방위보다 불균일 손실이 더 크다는 것을 확인하였다.

구축된 3 kW급 시스템은 5장의 모듈이 스트링을 구성하는 소규모 스트링으로 설치 각도가 작고 차이가 크지 않음에도 불균일 손실이 발생하였다. 하지만, 수십 장의 모듈이 직렬 연결되는 kW급 이상의 스트링에서는 방위각에 따른 설치 각도의 차이가 더 커져 일사량이 입사되지 못하는 태양광 모듈이 존재하므로, 방위각과 설치 각도가 상이한 모듈로 태양광 스트링을 구성하게 되면 본 연구 결과 보다 큰 불균일 손실이 발생할 수 있다. 아치형 시스템 설치 시, 방위각과 설치 각도가 상이한 태양광 모듈로 태양광 스트링을 구성하지 않거나 MLPE (Module Level Power Electronics)를 설치해 불균일 손실을 최소화하는 설계가 필요하다.

Acknowledgements

본 연구는 한국에너지기술평가원 에너지기술개발사업의 지원을 받아 수행한 연구 과제입니다(No. 20213030010340).

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PV Magazine, US Federal Agencies Urged to Tap 25 GW of Solar Potential On Canals, 2023. https://www.pv-magazine.com/2023/07/21/us-federal-agencies-urged-to-tap-25-gw-of-solar-potential-on-canals/. last accessed on the 19th February 2024.

6

Climate Services Department, Climate analysis Results for Daejeon, Sejong, and Chungnam in the Summer of 2023 (June to August), Daejeon Regional Office of Meteorology, 2023.

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