조성구
(Sung-Koo Cho)
†iD
김종민
(Chong-Min Kim)
*iD
오수정
(Su-Jeong Oh)
*iD
강해권
(Hae-Gweon Kang)
*iD
장주희
(Ju-Hee Jang)
*iD
-
Electrical Safety Research Institute, Korea Electrical Safety Corporation, Korea.
E-mail : cmkim@kesco.or.kr, krystaloh@kesco.or.kr, khg17@kesco.or.kr, juheejang@kesco.or.kr
Copyright © The Korean Institute of Electrical Engineers
Key Words
Vertical bifacial PV systems, Electrical safety, Maximum current, Maximum system voltage, IEC 62548-1
1. Introduction
최근 태양광발전설비의 보급이 확대됨에 따라 설치공간의 제약을 완화하고 토지 이용 효율성을 높이기 위한 다양한 설치방식이 제안되고 있다. 이 가운데
수직형 양면 태양광발전시스템은 양면형 모듈의 전·후면에 입사되는 직접광, 산란광 및 지면반사광을 발전에 활용하며[1], 농경지와 같은 기존 토지의 용도를 유지하면서 발전을 병행할 수 있다는 점에서 새로운 설치유형으로 주목받고 있다[2,
3].
특히 동·서향으로 배치된 수직형 양면 태양광발전시스템은 오전과 오후에 각각 발전 피크가 형성되는 이중 피크 특성을 나타낸다[1,
4]. 이는 발전출력이 정오 시간대에 집중되는 일반적인 경사형 시스템과 달리 태양광 출력을 시간대별로 분산함으로써 특정 시간대의 출력 집중을 완화할 수
있음을 의미한다. 국내 실증연구에서도 동·서향 수직형 시스템의 시간대별 출력분산 특성이 확인되었으며[4], 경사형 시스템과 수직형 시스템의 조합을 통해 배전계통의 태양광 수용성을 향상시키는 방안이 제시된 바 있다[5]. 따라서 동·서향 수직형 양면 태양광발전시스템은 국내 전력계통의 태양광 출력 집중 문제에 대응할 수 있는 대안 중 하나로서 향후 활용 가능성이 높을
것으로 예상된다.
다만, 전기설계 관점에서 이러한 잠재력을 실현하기 위해서는 수직형 양면 태양광발전시스템이 모듈의 설치형태와 방위, 전·후면 수광조건, 지면반사 특성,
모듈의 온도 특성 및 전기적 출력 특성 측면에서 기존 경사형 시스템과 차이를 나타낸다는 점을 고려할 필요가 있다[1,
6,
7]. 특히 설치조건에 따른 후면 수광의 변화가 최대전류 산정에 영향을 줄 수 있으며, 수직 설치에서 형성되는 온도와 일사조건의 시간적 특성은 최대 시스템
전압 산정조건의 대표성에도 영향을 줄 수 있다. 따라서 기존 경사형 시스템과 다른 설치·운전조건이 현행 전기설계기준에 적절히 반영되는지 검토할 필요가
있다.
태양광발전설비의 직류회로에서 최대전류의 적정 산정은 케이블 및 과전류 보호장치의 정격 선정과 직접적으로 연계되므로 전기안전 측면에서 중요한 설계요소이다.
하지만 기존 연구는 주로 발전량, 출력패턴, 양면 발전이득, 설치 최적화, 토지 이용성 및 계통 연계 효과를 중심으로 수행되어 왔으며[1-
7], 수직형 시스템의 구조적·전기적 특성을 전기안전 관점에서 종합적으로 검토하고 이를 관련 전기설계 및 안전기준과 연계하여 분석한 연구는 상대적으로 제한적이다.
따라서 수직형 양면 태양광발전시스템의 확대 적용에 대비하여 선행연구에서 확인된 특성을 전기안전 관점에서 재검토하고, 현행 기준을 적용할 때 별도로
고려할 필요가 있는 사항을 체계적으로 분석할 필요가 있다.
본 연구에서는 국내외 선행연구를 바탕으로 수직형 양면 태양광발전시스템과 기존 경사형 시스템의 구조적·전기적 특성을 비교하고, 수직형 시스템의 설치·운전
특성으로 인해 별도의 검토가 필요한 전기안전 항목을 도출하고자 한다. 또한 양면형 태양광발전설비에 적용되는 국내 관련 기준과 IEC 표준의 설계 및
안전 요구사항을 분석하여, 수직형 양면 태양광발전시스템에 현행 기준을 적용할 때 고려해야 할 기술적 사항을 검토한다.
2. 수직형 양면 태양광발전시스템의 전기설계 관련 특성 및 분석대상 도출
2.1 수직형 양면 태양광발전시스템의 특성
수직형 양면 태양광발전시스템은 양면형 모듈의 모듈면을 수평면에 대해 약 90°로 설치하여 전면과 후면의 일사를 모두 발전에 이용하는 방식이다. 수직형은
설치각도를 의미하며, 실제 수광조건은 방위, 설치높이, 어레이 간격, 주변 구조물 및 지면반사 특성에 따라 달라진다[1,
4].
일반적인 경사형 시스템에서는 특정 방위로 기울어진 모듈 전면이 주된 수광면으로 작용하며, 전면에 입사되는 직접광과 산란광의 기여가 상대적으로 크다.
반면 동·서향 수직형 양면 시스템은 태양의 이동에 따라 오전과 오후에 서로 다른 면의 직접광 기여가 증가하므로, 시간대에 따라 전면과 후면의 상대적인
수광기여도가 달라질 수 있다[1,
4]. 또한 수직형 양면 시스템의 양면은 직접광과 산란광뿐만 아니라 지면 및 주변 구조물에서 반사되는 일사의 영향을 함께 받으며, 특히 후면 수광은 지면반사율,
설치높이, 어레이 간격 및 주변 차폐조건에 따라 달라질 수 있다[1,
6].
따라서 수직형 양면 시스템은 경사형 시스템과 달리 설치조건에 따라 전·후면 수광 비중과 시간대별 일사분포가 달라질 수 있으며, 이에 따라 전기적 출력
특성에도 차이가 나타날 수 있다. 경사형과 수직형 양면 시스템의 수광 구조를 그림 1에 비교하였다.
그림 1 경사형과 수직형 양면 태양광발전시스템의 수광 구조 비교
Fig. 1 Comparison of irradiance reception between tilted and vertical bifacial PV
systems
양면형 모듈의 후면은 동일한 일사조건에서도 전면과 동일한 전기출력을 발생시키지 않으므로, 후면의 발전기여도는 양면율(bifaciality factor)을
이용하여 나타낼 수 있다. 단락전류 양면율 $\phi_{Isc}$는 동일한 시험조건에서 후면 조사에 의해 발생한 단락전류와 전면 조사에 의해 발생한
단락전류의 비로 정의되며, 식 (1)과 같이 나타낼 수 있다.
여기서 $I_{sc,rear}$와 $I_{sc,front}$는 각각 모듈 후면과 전면에 동일한 일사량을 조사하였을 때 측정되는 단락전류를 의미한다.
전면과 후면에 일사가 동시에 입사되는 경우 양면형 모듈에 작용하는 등가 일사량 $G_{eq}$는 전면 일사량과 양면율을 적용한 후면 일사량의 합으로
식 (2)와 같이 나타낼 수 있다.
여기서 $G_{front}$와 $G_{rear}$는 각각 모듈 전면과 후면의 일사강도이다. 식 (2)는 동일한 후면 일사강도에서도 단락전류 양면율에 따라 후면 일사의 전기적 기여가 달라질 수 있음을 나타낸다. 다만 등가 일사강도는 공간적 일사 불균일,
온도 및 분광조건의 영향을 모두 표현하는 값은 아니다.
따라서 수직형 양면 시스템의 전기적 특성은 설치각도 자체보다 방위, 전·후면 일사조건, 양면율, 모듈 온도 및 주변 반사환경의 조합으로 해석할 필요가
있으며 이러한 수직형 양면 시스템의 특성이 전기설계 관련 변수에 미치는 영향은 2.2절에서 선행연구를 통해 검토한다.
2.2 선행연구 분석
2.2.1 수광조건에 따른 출력전류 특성
양면형 태양광모듈의 출력전류는 전면 일사강도뿐만 아니라 후면 일사강도와 단락전류 양면율에 따라 달라진다. 식 (2)의 등가 일사강도가 증가하면 단락전류와 동작전류도 증가할 수 있으므로, 최대전류는 모듈 정격값과 함께 실제 설치환경의 전·후면 일사조건을 고려하여
검토할 필요가 있다. 최근 결정질 실리콘 셀 시장은 p형 PERC에서 n형 TOPCon 중심으로 전환되고 있으며, HJT 등 고효율 n형 셀 기술의
적용도 확대되고 있다[8]. 이와 같은 셀 기술의 변화에 따라 양면형 모듈의 양면율도 달라질 수 있으며, IEA PVPS는 최대출력 기준 양면율을 PERC 양면 모듈 약 60–70%,
HJT 양면 모듈 90% 이상으로 제시하고 있다[9]. 고양면율 모듈일수록 동일한 후면 일사에서 후면의 전기적 기여가 커질 수 있으나, 최대전류 산정에는 최대출력 양면율과 구분하여 단락전류 양면율을
적용해야 한다. 관련 양면율 및 후면 일사 비율은 표 1에 정리하였다.
표 1 양면형 태양광발전시스템의 양면율 및 후면 일사 비율 [9]
Table 1 Reported bifaciality factors and rear-side irradiance ratios for bifacial
PV systems [9]
|
Item
|
Reported value
|
Condition
|
|
Bifaciality, PERC
|
approx. 60–70 %
|
At maximum power
|
|
Bifaciality, HJT
|
≥ 90 %
|
At maximum power
|
|
Rear-to-front annual irradiance ratio
|
approx. 10–26 %
|
Installation-dependent
|
IEA PVPS에 제시된 고정식 실증사례의 후면·전면 연간 일사비율은 약 10–26% 범위였으나[9], 이는 연간 평균값이므로 실제 최대전류가 형성되는 수광조건을 직접 나타내지는 않는다. 선행연구를 종합하면 정격조건을 초과하는 출력전류의 발생요인은
양면 수광에 따른 후면의 전기적 기여 증가와 과일사에 따른 입사 일사강도의 증가로 구분할 수 있다. 과일사는 수직형 양면 시스템에 고유한 현상은 아니지만,
후면 수광 증가와 중첩될 경우 최대전류 산정조건에 영향을 줄 수 있다.
첫째, 적설, 높은 지면반사율, 후면 차폐가 적은 개방형 배치 등으로 후면 수광이 증가하면 등가 일사강도와 출력전류가 함께 증가할 수 있다. IEA
PVPS는 후면 수광 증가에 따른 양면형 시스템의 전류 증가 가능성을 제시하며[9], 수직형 양면 시스템의 실증연구에서는 고알베도 환경에 따른 후면 수광과 출력 증가가 보고되었다[10]. 특히 고양면율 모듈이 적용된 조건에서는 후면 일사의 전기적 기여가 상대적으로 커질 수 있다. 이와 같은 출력전류 증가는 시스템 설계 시 가정한
최대전류와 실제 운전조건에서 발생 가능한 최대전류 사이의 차이를 증가시킬 수 있으므로, 직류회로의 설계전류 및 전류정격 검토와 연계하여 평가할 필요가
있다.
후면 수광 증가는 자연 지면반사뿐 아니라 반사판이나 고반사 재료의 적용으로도 발생할 수 있다. 이러한 인위적 반사환경이 적용되는 경우에는 모듈 정격이나
대표 양면 일사조건과 실제 후면 일사조건 사이에 차이가 커질 수 있으므로, 전·후면 일사조건을 반영한 최대전류 확인이 필요하다.
둘째, 구름 증강효과에 따른 과일사 조건에서는 모듈면 일사강도가 STC 기준인 1,000 W/m²를 초과할 수 있다. 노르웨이 남부에서는 최대 약
1,600 W/m²에 이르는 과일사가 실측된 바 있으며[11], 구름 증강현상이 실제 발전출력 증가로 이어질 수 있음도 분석된 바 있다[12]. 다만 이러한 과일사가 설계전류 산정에 어떻게 반영되는지는 기준에서 사용하는 산정방법과 시간평균 조건을 함께 고려해야 한다.
수직형 양면 시스템에서는 후면 수광 증가와 과일사가 각각 또는 동시에 작용할 수 있다. 이때 출력전류는 단락전류 양면율과 전·후면 일사조건의 조합으로
결정되므로 특정 모듈 기술이나 단일 환경요인만으로 최대전류를 판단하기 어렵다. 두 조건과 등가 일사강도의 관계를 그림 2에 나타내었다.
그림 2 수직형 양면 시스템의 최대전류 증가조건과 등가 일사강도의 개념적 관계
Fig. 2 Conceptual relationship between maximum current conditions and equivalent irradiance
in vertical bifacial PV systems
따라서 최대전류 검토에서는 단락전류 양면율과 실제 전·후면 일사조건, 지면반사율, 인위적 반사환경 및 과일사 조건을 함께 고려하여 예상 최대전류를
산정할 필요가 있다.
2.2.2 수직 설치의 모듈 온도 특성과 최대전압 산정조건
태양광모듈의 개방전압은 셀 온도의 영향을 받으며, 일반적으로 셀 온도가 낮아질수록 개방전압은 증가한다. 수직형과 경사형 양면 모듈을 비교한 열유동
해석에서는 검토된 조건에서 수직형 모듈의 평균 운전온도가 상대적으로 낮게 나타난 사례가 보고되었다[7]. 이는 수직 설치에서 모듈 전·후면의 공기 흐름과 열전달 조건이 경사형과 다르게 형성될 수 있음을 보여준다. 다만 평균 운전온도의 차이가 최대 개방전압의
차이를 직접 의미하는 것은 아니다.
모듈의 개방전압은 셀 온도뿐 아니라 모듈면에 입사되는 일사강도의 영향을 함께 받는다. 셀 온도가 가장 낮은 시간대라 하더라도 일사강도가 충분하지 않으면
해당 조건에서 최대 개방전압이 형성된다고 보기 어렵다. 따라서 최대전압을 결정하는 조건은 단순한 최저 셀 온도보다는, 낮은 셀 온도와 발전 가능한
수준의 일사가 시간적으로 중첩되는 조건으로 볼 필요가 있다.
특히 동·서향 수직형 시스템은 태양의 이동에 따라 오전과 오후에 서로 다른 면의 직접광 기여가 증가하므로[1,
4], 일사 유입이 증가하는 시간대와 모듈의 저온상태가 중첩되는 양상이 기존 경사형 시스템과 다르게 나타날 수 있다. 예를 들어 오전 시간대에는 야간 냉각
이후 모듈 온도가 상대적으로 낮은 상태에서 동향 면의 일사가 증가할 수 있으므로, 평균 운전온도만으로는 최대 개방전압이 형성되는 조건을 충분히 설명하기
어렵다. 따라서 수직형 시스템에서는 평균 온도 특성과 구분하여, 저온 시기의 셀 온도와 해당 시간대의 모듈면 일사조건을 함께 검토할 필요가 있다.
2.2.3 부분음영 및 전·후면 일사 불균일에 따른 전기적 특성
양면형 태양광모듈은 전면 부분음영이 발생해도 후면에서 광생성 전류가 발생하므로 단면형 모듈과 다른 전기적 특성이 나타날 수 있다. 선행연구에서는 전면
부분음영과 후면 수광의 조합이 바이패스 다이오드의 동작 및 셀의 열적 응답에 영향을 줄 수 있음이 보고되었으며[13], 1축 추적식 양면 태양광시스템을 대상으로 한 연구에서는 후면 일사분포의 불균일이 셀 간 전류 불일치와 출력손실로 이어질 수 있음이 제시되었다[14].
또한 적설지역의 수직형 양면 어레이에서는 지표면의 적설 깊이가 모듈 하단 높이 이상으로 증가할 경우 하부 셀이 가려져 부분음영이 발생할 수 있으며,
동시에 눈 표면 반사로 수광량이 증가하여 I-V 특성과 출력이 달라질 수 있음이 보고되었다[15]. 다만 선행연구에서 확인된 영향은 전류 불일치, I-V 특성 변화, 출력손실 및 셀 온도 변화이며, 이들 현상이 현행 전기안전 설계기준의 설계변수
또는 보호정격과 직접 연결되는지에 대해서는 추가적인 검토가 필요하다.
2.3 현행 기준 적용성 분석대상 선정
선행연구에서 확인된 특성을 현행 설계기준과의 직접적 연계성을 기준으로 분류하였다. 구체적으로 기준에 명시된 설계값과 직접 연결되는지, 케이블·과전류
보호장치 또는 시스템 전압 정격 검토에 연계되는지, 관련 산정방법과 적용조건이 현행 기준에 규정되어 있는지를 검토하였다. 그 결과, 수광조건 변화에
따른 출력전류는 최대 스트링 전류 및 직류회로 전류정격과, 온도·일사조건은 최대 시스템 전압 산정과 직접 연결되는 것으로 분류하였다.
반면 부분음영 및 전·후면 일사 불균일은 전기적·온도 응답을 변화시킬 수 있으나 현행 기준의 산정변수와의 직접적 연계성은 추가 확인이 필요한 것으로
판단하였다. 표 2에 이러한 분류 결과를 정리하였다. 분류 결과, 현행 기준 적용성 분석대상은 ① 현장 수광조건을 반영한 최대전류 및 직류회로 전류정격의
적정성과 ② 온도·일사조건을 고려한 최대 시스템 전압 산정조건의 대표성으로 선정하였다. 부분음영 및 전·후면 일사 불균일에 따른 전기적·온도 특성은
기준 적용성 분석대상과 구분하여 추가 실증 검토항목으로 분류하였다.
표 2 수직형 양면 시스템의 주요 특성과 분석대상 분류
Table 2 Major characteristics of vertical bifacial PV systems and their classification
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Characteristic
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Reported electrical effect
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Classification in this study
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Bifaciality / rear-side irradiance
|
Increased equivalent irradiance and output current under high-albedo, snow-covered,
or open-array conditions [9,
10]
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Max current analysis
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Overirradiance
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Cloud enhancement can raise irradiance above STC and increase PV output [11,
12]
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Max current analysis
|
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Module temperature / irradiance
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Lower average operating temperature under vertical mounting in the investigated scenarios
[7]
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Max system voltage analysis
|
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Partial shading / rear illumination
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Altered bypass-diode operation and cell temperature response under front-side partial
shading [13]
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Additional verification
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Rear-irradiance non-uniformity
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Cell-current mismatch and output loss from non-uniform rear-side irradiance [14]
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Additional verification
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Deep-snow shading of lower module sections
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Lower-section shading with snow-surface reflection, altering I–V characteristics and
output [15]
|
Additional verification
|
3. IEC 기준의 적용성 분석
3.1 양면형 모듈의 기준 전류조건과 시스템 최대전류 설계의 관계
3.1.1 BNPI와 BSI의 설정 배경 및 평가 목적
양면형 태양광모듈의 기준 전기특성과 설계적격성을 평가하기 위해서는 전·후면 수광을 고려한 기준조건이 필요하다. IEC 61215-1:2021은 지상용
태양광모듈의 설계적격성 및 형식승인을 위한 요구사항을 규정하고 있으며, 양면형 모듈에 대해서는 양면 명판 일사조건(Bifacial Nameplate
Irradiance, BNPI)과 양면 스트레스 일사조건(Bifacial Stress Irradiance, BSI)을 제시한다[16]. 두 조건은 모두 후면 수광을 반영하지만 적용 목적은 서로 다르다.
양면형 모듈의 전기특성을 일관되게 평가하기 위해서는 실제 설치환경에 따라 달라지는 후면 수광조건을 대표할 수 있는 기준조건이 필요하며, 이를 위한
양면형 모듈의 출력 정격방법과 후면 일사 및 분광조건에 관한 연구가 수행되어 왔다[17,
18]. 이러한 연구와 표준화 과정을 바탕으로 BNPI는 전면 1,000 W/m²와 후면 135 W/m²의 일사조건에서 양면형 모듈의 명판 전기특성을 평가하기
위한 기준조건으로 사용된다.
BNPI의 후면 일사강도 135 W/m²는 실제 발전설비에서 후면 일사가 항상 전면 일사의 13.5%로 형성된다는 의미가 아니며, 현장에서 발생할
수 있는 후면 일사강도의 상한값을 의미하지도 않는다. 즉 BNPI는 설치환경에 따라 달라지는 후면 수광조건을 대표적인 기준조건으로 표준화하여 양면형
모듈의 전기특성을 비교하기 위한 것이다.
반면 BSI는 전면 1,000 W/m²와 후면 300 W/m²의 일사조건으로, 양면 수광에 의해 증가하는 발전전류를 모듈의 설계적격성 시험에 반영하기
위한 기준조건이다. 따라서 BNPI가 양면형 모듈의 명판 전기특성을 결정하기 위한 기준조건이라면, BSI는 보다 높은 후면 수광에서 발생할 수 있는
증가된 발전전류를 모듈 시험에 반영하기 위한 기준조건이라는 점에서 목적이 다르다. 따라서 BNPI는 양면형 모듈의 명판 전기특성을 평가하기 위한 기준조건이고,
BSI는 증가된 발전전류를 설계적격성 시험에 반영하기 위한 스트레스 기준조건으로 구분할 수 있다. 두 조건과 STC의 차이를 표 3에 정리하였다.
표 3 양면형 모듈의 기준 일사조건 비교
Table 3 Comparison of reference irradiance conditions for bifacial PV modules
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Item
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STC
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BNPI
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BSI
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Front irradiance
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1000 W/m²
|
1000 W/m²
|
1000 W/m²
|
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Rear irradiance
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–
|
135 W/m²
|
300 W/m²
|
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Cell temperature
|
25 ℃
|
25 ℃
|
25 ℃
|
|
Air mass
|
1.5
|
1.5
|
1.5
|
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Reference standard
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IEC 60904-3 [19]
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IEC 61215-1 [16]
|
IEC 61215-1 [16]
|
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Primary purpose
|
Reference electrical characteristics
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Nameplate verification of bifacial modules
|
Current measurement for stress tests
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3.1.2 BNPI와 BSI의 시스템 최대전류 설계상 의미
BNPI와 BSI는 모두 양면형 모듈의 전류와 관련된 기준조건이지만, 실제 발전설비의 최대 운전전류를 직접 나타내는 설계값은 아니다. 따라서 모듈
수준의 정격·시험조건과 시스템 수준의 최대전류 산정조건을 구분할 필요가 있다.
특히 BSI의 의미는 양면 수광으로 발전전류가 증가할 수 있다는 특성이 모듈의 설계적격성 시험단계에서 고려된다는 데 있다. 그러나 BSI의 후면 일사강도
300 W/m²는 실제 발전설비에서 허용되는 후면 일사강도의 상한이나 시스템의 최대 허용전류를 의미하지 않으며, 해당 조건을 초과하면 과전류 보호장치가
동작해야 한다는 기준을 의미하지도 않는다. 따라서 BSI는 모듈 시험조건으로서는 의미가 있으나 실제 시스템 최대전류의 직접적인 설계값으로 사용할 수
없다.
이와 같은 모듈 수준의 시험조건은 케이블과 과전류 보호장치의 정격 검토에 사용되는 시스템 최대전류와도 목적이 다르다. 모듈의 기준 전류조건과 시스템
설계전류의 관계를 그림 3에 정리하였다.
그림 3 양면형 태양광모듈의 기준 전류조건과 시스템 최대전류 설계의 관계
Fig. 3 Relationship between reference current conditions of bifacial PV modules and
system maximum-current design
IEC 62548-1 Annex F는 양면형 어레이의 $K_{Corr}$을 시뮬레이션으로 산정하도록 하되, 일정한 적용조건에서는 BNPI 단락전류와
모듈 전면 STC 단락전류의 비를 이용할 수 있도록 규정한다[20]. 따라서 BNPI는 실제 최대전류 자체는 아니지만 시스템 최대전류 산정을 위한 대체 보정값에 활용될 수 있으며, BSI는 시스템 최대전류 산정의
직접 입력값으로 규정되어 있지 않다.
수직형 양면 시스템에서 중요한 점은 BNPI 수치 자체보다 해당 설치가 BNPI 기반 대체산정의 적용범위에 해당하는지, 또는 설치환경을 반영한 $K_{Corr}$
시뮬레이션이 필요한지를 판단하는 것이다. 이 적용구조는 3.2절에서 IEC 62548-1 부속서 F를 중심으로 분석한다.
3.2 IEC 62548-1의 최대전류 산정체계
3.2.1 최대 스트링 전류 및 보정계수 산정구조
앞 절에서 검토한 BNPI와 BSI가 모듈 수준의 기준조건인 반면, 실제 태양광발전 어레이의 최대전류는 시스템의 설치조건을 반영하여 별도로 산정해야
한다. IEC 62548-1:2023+AMD1:2025는 최대전류 산정방법을 부속서 F에 규정하고 있으며, F.2에서는 스트링 구성에 따른 최대 스트링
전류의 산정방법을 제시한다[20]. 직류 조정장치(DCU)를 포함하지 않는 스트링의 최대전류는 식 (3)과 같이 산정된다.
여기서 $I_{SC\ MOD}$는 최대전류 산정의 기준이 되는 모듈 단락전류이며, 전류 산정계수 $K_{I}$는 식 (4)와 같다.
IEC 62548-1에서 $K_{I}$는 케이블 및 퓨즈의 정격을 결정하기 위한 전류 산정에 사용된다[20]. 1.25는 모든 설비에 적용되는 안전계수이며, $K_{Corr}$은 설치위치와 설계조건을 반영하는 보정계수로서 일반적인 경우 1.0이 적용되지만
조건에 따라 1.0보다 크거나 작을 수 있다. 부속서 F의 Table F.2는 모든 모듈 경사각에서 알베도 40% 이하인 경우, 또는 알베도가 더
높더라도 모듈 경사각이 30° 이하인 경우를 $K_{Corr}=1.0$의 일반적인 범위로 제시한다. 또한 셀 온도 −10 ℃～75 ℃, 대기질량 1.0
이상 및 모든 구름 증강효과도 $K_{Corr}=1.0$의 범위에 포함하며 이 범위를 벗어나는 환경조건은 프로젝트별 시뮬레이션을 통해 검토한다[20].
시뮬레이션을 이용하는 경우에는 스트링에서 예상되는 최대전류의 1시간 평균값 $I_{SIM\ MAX}$을 산정하고, 이를 $I_{SC\ MOD}$로
나누어 $K_{Corr}$을 결정한다. 따라서 $K_{Corr}$은 순간적으로 발생하는 최고전류를 직접 사용하는 것이 아니라, 설치환경을 반영하여
산정된 최대 예상전류의 1시간 평균값을 기준으로 결정된다.
3.2.2 양면형 및 비최적 방위 어레이의 $K_{Corr}$ 산정구조
IEC 62548-1 부속서 F.4는 설치 및 환경조건에 따라 $K_{Corr}$의 적용방법을 구분한다. 특수 환경조건에는 F.5, 비최적 방위의
단면형 어레이에는 F.6, 비최적 방위에 해당하지 않는 양면형 어레이에는 F.7, 양면형이면서 비최적 방위에 해당하는 어레이에는 F.8이 적용된다.
여기서 비최적 방위는 맑은 하늘(clear sky) 조건에서 어레이면 일사강도가 1,000 W/m²에 도달하지 않는 위치 또는 방위를 의미한다. 이
정의에 따르면 수직형 양면 시스템의 F.7 또는 F.8 적용 여부는 모듈 경사각이 90°라는 사실만으로 결정할 수 없으며, 설치지역과 방위에 따른
맑은 하늘 조건의 어레이면 일사강도를 기준으로 판단해야 한다.
한편 F.6의 Table F.3에 제시된 북위 47°, 알베도 0.2 조건의 값은 단면형 비최적 방위 어레이를 대상으로 단순 기하식에 의해 산정된
예시이며, 음영과 고알베도 조건은 고려하지 않는다. 따라서 해당 예시값을 수직형 양면 시스템의 $K_{Corr}$ 산정에 직접 적용하는 것은 적절하지
않다.
F.7에서는 알베도, 설치지역, 방위, 음영, 어레이 간격, 양면율 및 미스매치 등의 설치조건을 반영한 시뮬레이션을 통해 $K_{Corr}$을 산정한다.
시뮬레이션 자료가 없는 경우에는 BNPI 조건의 단락전류 $I_{SC\ BNPI}$와 모듈 전면의 STC 단락전류 $I_{SC\ MOD}$의 비를
$K_{Corr}$로 사용할 수 있다. 다만 전면 일사강도가 1,000 W/m²일 때 후면 일사강도가 135 W/m²를 초과할 수 있는 설치조건에서는
$K_{Corr}$ 산정을 위한 시뮬레이션이 요구되며, 펜스형 양면 모듈이나 적설지역의 개방형 랙 설치가 대표적인 사례로 제시된다.
반면 F.8은 양면형 모듈이면서 비최적 방위에 해당하는 어레이를 대상으로 하며, 최대 예상전류 $I_{SIM\ MAX}$를 결정하기 위한 시뮬레이션을
요구한다. 이 경우 $K_{Corr}$은 F.4에 따라 산정하며 1.0보다 크거나 작을 수 있고, F.7과 같은 BNPI 기반 대체산정방법은 제시하지
않는다.
따라서 수직형 양면 시스템에서는 설치지역과 방위에 따른 어레이면 일사조건을 기준으로 F.7 또는 F.8의 적용 여부를 먼저 판단하고, 이후 해당 조항에서
규정하는 $K_{Corr}$ 산정방법을 적용해야 한다. 이 적용 절차를 그림 4에 정리하였다.
그림 4 IEC 62548-1 부속서 F의 보정계수 적용 절차
Fig. 4 Application procedure for correction-factor determination in Annex F of IEC
62548-1
3.2.3 수직형 양면 설치에서의 적용성
앞 절의 검토 결과, 수직형 양면 시스템은 별도의 최대전류 산정체계를 적용하기보다는 설치지역과 방위, 후면 수광조건 등을 반영하여 적절한 $K_{Corr}$
산정방법을 선택하는 것이 중요하다. 특히 수직형 설치에서는 실제 설치환경을 반영한 전·후면 일사 및 스트링 전류자료를 확보하여 $K_{Corr}$
산정조건의 적정성을 확인할 필요가 있다.
IEC 62548-1 F.3은 과전류 보호장치와 케이블의 정격 산정을 위해 어레이 각 부분에서 발생할 수 있는 고장전류를 계산하도록 규정한다. 병렬
연결된 다른 스트링에서 고장 스트링으로 흐르는 역방향 고장전류 $I_{F,\ STRING}$은 전체 병렬 스트링 수 $N_S$와 최대 스트링 전류
$I_{STRING\ MAX}$를 이용하여 식 (5)와 같이 산정된다.
따라서 $K_{Corr}$에 의해 결정되는 최대 스트링 전류는 정상 운전조건의 전류정격뿐만 아니라 병렬 스트링의 역방향 고장전류 산정에도 직접 영향을
미치며, 이는 케이블과 과전류 보호장치의 정격 검토로 연결된다. 수직형 양면 시스템에서 적절한 $K_{Corr}$의 결정은 최대전류 산정을 넘어 후속
고장전류 및 직류회로 보호설계의 기초가 된다.
3.3 최대 시스템 전압 산정 및 수직형 적용성 검토
IEC 62548-1에 따르면 태양광발전 어레이의 최대 시스템 전압 $U_{OC,\ MAX}$는 어레이 개방전압 $U_{OC,\ ARRAY}$에 전압
보정계수 $K_U$를 적용하여 식 (6)과 같이 산정한다.
$K_U$는 설치지역의 저온 운전조건을 반영하기 위한 보정계수이며, IEC 62548-1은 현장의 연간 저온 및 저일사 조건을 반영한 시뮬레이션 또는
설치지역의 대표적인 저온 기후조건을 이용하여 최대전압을 보정하도록 규정하고 있다.
IEC 62548-1의 최대 시스템 전압 산정체계는 수직형 양면 시스템에도 적용할 수 있으며, 수직 설치를 위한 별도의 최대전압 산정식이나 전압 보정계수는
규정되어 있지 않다. 따라서 최대전압 산정방법 자체보다는 수직형 시스템의 설치·운전특성이 현행 저온 보정조건에 적절히 반영되는지를 검토하는 것이 중요하다.
수직형 양면 시스템은 기존 경사형 시스템과 모듈면의 일사 유입시간 및 발전시간대가 다르게 형성될 수 있다[1,
4]. 특히 동·서향 수직형 시스템에서는 오전 시간대에 야간 냉각으로 셀 온도가 낮은 상태에서 한쪽 면의 일사강도가 증가할 수 있으므로, 낮은 셀 온도와
발전 가능한 일사가 중첩되는 조건이 기존 경사형 시스템과 다른 시간대에 형성될 가능성이 있다. 따라서 최대 시스템 전압의 적용성 검토에서는 단순한
연간 최저기온이나 평균 운전온도보다 최대 개방전압이 형성될 수 있는 시간대의 셀 온도와 어레이면 일사조건을 함께 고려할 필요가 있다.
이에 수직형 시스템에서는 현행 최대전압 산정체계를 적용하되, 시간대별 모듈 온도와 어레이면 일사자료를 바탕으로 저온 보정조건이 실제 최대 개방전압
발생조건을 대표하는지를 확인하는 것이 주요 검토사항이다.
3.4 국내 적용을 위한 기술적 검토방안
국내 KS C 8561:2024는 양면형 태양광모듈에 대해 STC와 BNPI 조건에서 측정된 단락전류($I_{sc}$), 개방전압($V_{oc}$)
및 최대출력($P_{max}$) 값을 표시하도록 규정하고 있다[21]. 이 중 BNPI 조건의 단락전류는 양면형 모듈의 후면 수광을 반영한 기준 전류정보로서, IEC 62548-1 F.7의 최대전류 산정체계와 연계될
수 있다는 점에서 의미가 있다.
IEC 62548-1 F.7은 양면형 어레이의 $K_{Corr}$을 설치조건을 반영한 시뮬레이션으로 산정하도록 하며, 시뮬레이션 자료가 없는 경우에는
일정 적용조건에서 BNPI 단락전류와 모듈 전면 STC 단락전류의 비를 $K_{Corr}$로 사용할 수 있도록 규정한다[20]. 반면 F.8에 해당하거나 후면 수광조건이 F.7의 BNPI 기반 산정 적용범위를 벗어나는 경우에는 설치환경을 반영한 시뮬레이션을 통해 $K_{Corr}$을
결정해야 한다. 따라서 국내 수직형 양면 시스템에 현행 기준을 적용하기 위해서는 수직 설치 자체보다는 설치지역과 방위에 따른 F.7 및 F.8의 적용
여부와 후면 수광조건을 확인하고, 이에 따라 적절한 $K_{Corr}$ 산정방법을 선택하는 것이 중요하다. KS C 8561은 양면형 모듈의 STC
및 BNPI 조건에서 기준 전기특성을 제공하는 반면, IEC 62548-1은 설치지역, 방위 및 후면 수광조건 등을 반영하여 시스템 수준의 최대전류를
산정할 수 있는 체계를 제시한다[20,
21]. 따라서 두 기준을 연계 적용하면 KS C 8561에서 제공되는 BNPI 기준정보를 활용하면서도 실제 설치환경에 따른 전류 특성을 시스템 설계에
반영할 수 있다.
표 4 국내 적용을 위한 기술적 검토방안
Table 4 Technical approaches for domestic application
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Review step
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Key content
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Validation data
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① Applicability assessment
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Determine the applicability of F.7/F.8 and BNPI-based KCorr determination
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Installation location, orientation, and rear-side irradiance conditions
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② Site-specific validation
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Compare simulation-based maximum string current with measured 1-h average maximum
current
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Front/rear irradiance and string-current data
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③ Applicability refinement
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Distinguish conditions applicable to BNPI-based determination from those requiring
simulation
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Validation results under domestic installation conditions
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이에 본 연구에서는 국내 수직형 양면 태양광발전시스템에 IEC 62548-1의 최대전류 산정체계를 적용하기 위한 검토사항을 ① 적용성 검토, ② 설치조건별
검증, ③ 적용범위 구체화의 세 단계로 구분하여 표 4에 제시하였다.
3.5 기준 적용성 종합 및 향후 실증 방향
2.3절에서 현행 기준 적용성 분석대상으로 선정한 ① 최대전류 및 직류회로 전류정격과 ② 최대 시스템 전압에 대한 분석결과를 표 5에 정리하였다.
분석 결과, 현행 기준은 수직형 양면 태양광발전시스템의 최대전류와 최대 시스템 전압 산정을 위한 기본체계로 적용 가능한 것으로 판단된다. 다만 최대전류의
경우 설치조건에 따른 $K_{Corr}$ 결정이 중요하며, 이에 따라 산정되는 최대 스트링 전류는 직류회로의 고장전류 및 케이블·과전류 보호장치 정격
검토와 연계된다. 따라서 수직형 양면 시스템에서는 설치조건을 반영한 $K_{Corr}$ 산정의 적정성을 확인할 필요가 있다.
최대 시스템 전압의 경우에도 현행 산정체계는 적용 가능하나, 수직형 시스템의 설치방위 및 운전조건에 따라 낮은 셀 온도와 발전 가능한 일사가 동시에
형성되는 조건이 달라질 수 있으므로, 해당 조건이 최대 개방전압 산정조건을 적절히 대표하는지 확인할 필요가 있다. 향후 실증연구에서는 국내 수직형
양면 태양광발전시스템의 전·후면 일사강도, 지면 알베도, 모듈 온도 및 전기적 특성을 동시 계측하여 본 연구에서 도출한 적용조건을 검증할 필요가 있다.
최대전류는 전·후면 수광조건에 따른 전류 특성을 BNPI 기반 산정 및 설치조건별 시뮬레이션 결과와 비교하고, 최대 시스템 전압은 모듈 온도와 어레이면
일사조건에 따른 개방전압 특성을 분석하여 현행 저온 보정조건이 실제 최대 개방전압 발생조건을 적절히 반영하는지 검토할 필요가 있다.
표 5 수직형 양면 태양광발전시스템에 대한 현행 기준의 적용성
Table 5 Applicability of current standards to vertical bifacial PV systems
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Review item/Related standard
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Applicability
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Additional verification
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① Maximum current and DC circuit current rating
IEC 61215-1;
IEC 62548-1 F.2, F.3, F.4, F.7, F.8
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Applicable, provided installation-specific KCorr assessment is performed
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F.7/F.8 applicability; BNPI-based KCorr applicability; site-specific simulation where
required; fault current and cable/OCPD ratings
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② Maximum system voltage
IEC 62548-1 F.1.1, Table F.1
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Applicable, provided low-temperature and irradiance conditions are verified
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Simultaneous low cell temperature and sufficient irradiance using time-resolved module
temperature and plane-of-array irradiance data
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4. 결 론
본 연구는 선행연구에서 보고된 수직형 양면 태양광발전시스템의 주요 전기설계 관련 특성을 검토하고, 현행 기준과 직접 연계되는 설계변수를 도출하여 IEC
기준의 적용조건을 분석하였다. 주요 결과는 다음과 같다.
(1) 수직형 양면 시스템의 주요 특성을 현행 설계기준과의 연계성을 기준으로 분석한 결과, 현장 수광조건을 반영한 최대전류 및 직류회로 전류정격과
온도·일사조건을 고려한 최대 시스템 전압을 주요 기준 적용성 분석대상으로 선정하였다. 부분음영 및 전·후면 일사 불균일에 따른 전기적·온도 특성은
추가적인 실증 검토가 필요한 항목으로 분류하였다.
(2) IEC 62548-1의 최대전류 산정체계는 수직형 양면 시스템에도 적용할 수 있으나, 적용방법은 수직 설치각도 자체가 아니라 설치지역과 방위에
따른 F.7과 F.8의 적용구분 및 설치조건에 적합한 $K_{Corr}$ 결정에 따라 달라진다. 또한 $K_{Corr}$에 의해 산정되는 최대 스트링
전류는 병렬 스트링의 역방향 고장전류와 케이블 및 과전류 보호장치의 정격 검토에 연계되므로, 적정한 $K_{Corr}$의 결정은 수직형 양면 시스템의
전기안전 설계에서 주요한 판단요소이다.
(3) IEC 62548-1의 최대 시스템 전압 산정체계는 수직형 양면 시스템에도 적용할 수 있다. 다만 수직형 시스템에서는 낮은 셀 온도와 발전
가능한 일사가 형성되는 시간적 특성이 기존 경사형 시스템과 다를 수 있으므로, 설치지역과 방위에 따른 모듈 온도 및 어레이면 일사조건을 고려하여 현행
저온 보정조건의 대표성을 확인할 필요가 있다.
(4) KS C 8561:2024에서 제공되는 BNPI 조건의 단락전류는 IEC 62548-1 F.7의 적용조건을 충족하는 경우 $K_{Corr}$
산정을 위한 기준정보로 활용할 수 있다. 따라서 국내 수직형 양면 태양광발전시스템에서는 BNPI 조건을 일률적으로 적용하기보다 설치지역, 방위 및
후면 수광조건을 고려하여 BNPI 기반 산정의 적용 가능 여부와 설치조건별 시뮬레이션 필요 여부를 판단하는 것이 중요하다.
본 연구의 분석결과는 수직형 양면 태양광발전시스템에 현행 전기설계기준을 적용할 때 고려해야 할 주요 판단요소를 제시하며, 향후 국내 설치환경을 반영한
실증을 통해 최대전류 및 최대 시스템 전압 산정조건의 적용범위를 구체화할 필요가 있다.
Acknowledgements
본 연구는 기후에너지환경부의 재원으로 신재생에너지 핵심기술개발사업의 지원을 받아 수행한 연구 과제입니다. (RS-2026-25533381)
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저자소개
He received B.S. and M.S. degrees in Electrical Engineering from Seoul National University
of Science and Technology, Seoul, Korea in 2009 and 2011. He is currently a senior
researcher in the Electrical Safety Research Institute of Korea Electrical Safety
Corporation (KESCO).
He received the M.S. degrees in electrical engineering from Jeonbuk National University,
Jeonju, Korea, in 2001. He is currently a principal researcher in the Electrical Safety
Research Institute of Korea Electrical Safety Corporation (KESCO) since 2001.
She received M.S. degrees in Computer Science and Engineering from Ewha Womans University,
Seoul, Korea in 2016. She is currently a senior researcher in the Electrical Safety
Research Institute of Korea Electrical Safety Corporation (KESCO) since 2016.
He received the M. S. degree in Electrical Engineering from Jeonbuk National University,
Korea, in 2010. He is currently a senior researcher in the Electrical Safety Research
Institute of Korea Electrical Safety Corporation (KESCO).
She received the M.S. degrees in energy and electrical engineering from Korea Polytechnic
University, Siheung, Korea, in 2021. She is currently a assistant researcher in the
Electrical Safety Research Institute of Korea Electrical Safety Corporation (KESCO)
since 2023.