For the Floating Photovoltaic development project, economic analysis is conducted by predicting the amount of power generation in consideration of climate factors. Among the climate factors, the outside temperature increases the temperature of the module. As a result, the efficiency of the module is reduced. Due to global warming, the outside temperature is rising every year, when estimating the amount of power generation over the next 20 years, a more accurate prediction will be possible only when considering the temperature rise.

기존 화석 연료의 고갈 및 환경오염의 문제와 대용량 발전을 위하여 해양환경 및 자원을 이용한 친환경에너지 발전에 대한 연구 및 개발이 증가하고 있으며, 이 중 높은 발전 효율을 가진 해상태양광 발전에 대한 연구가 크게 증가하고 있다. 환경하중이 비교적 약한 내수조건과 달리, 환경하중이 강한 해양에서의 태양광 발전을 위해서는 더 강한 강성의 구조재를 사용해야 한다. 하지만, 구조재의 생 산 가능성, 무게를 포함한 구조물 특성 및 경제적 효율성 등의 제약조건이 발생할 수 있다. 따라서, 본 연구에서는 부유식 방파제를 설 치함으로써 태양광구조물에 작용하는 파랑하중을 감소시켜 구조재의 강성 강화를 최소화하고자 하였다. 부유식 방파제의 크기 및 구 조물로부터의 거리를 변화하여 이에 따른 파랑하중 및 구조재 응력의 감소 정도를 확인하였다. 다수 부력체의 상호간섭을 고려한 파 랑하중의 경우, 고차경계요소법(Higher-Order Boundary Element Emthod)을 이용해 산정하였으며, 구조재에 작용하는 응력은 유한요 소법(Finite Element Method)을 통해 평가하였다. 각 조건에서의 최대응력을 분석 및 비교함으로써 해상태양광 발전 시스템에 대한 부 유식 방파제의 영향을 확인하였으며, 부유식 방파제의 크기가 파랑하중 및 구조재 응력 감소에 큰 영향을 미침을 확인하였다.

본 연구는 충주댐 (청풍호)의 부유식 수상태양광 발전 시스템 (FPV)이 수질에 미치는 영향을 조사하고자 하였다. 충주댐 (청풍호) FPV는 수표면적 (97 km2)의 0.04% 를 차지 한다. FPV 설치 전후 호수 전체의 수질을 비교·분석하였다. 전체 호수의 DO, BOD, TOC 및 Chl-a는 설치 기간 후 유의한 수준 (p<0.05)에서 증가한 반면, 전기전도도는 감소하였다. 이는 동일한 비교 기간 동안 40% 증가한 강수량 으로 인해 영양염류 유입이 증가한 때문으로 판단된다. 또한 2017년 5월과 11월 FPV 중앙 직하부 (FPVC) 및 영향권 지점에서 수질 인자를 측정·비교하였다. 그 결과, FPVC와 영향권 지점의 수질 인자가 통계적으로 다르지 않았으며 (p>0.05), FPV 시설이 수질 저하를 유발하지 않음을 보여주었다. 2018년 9월부터 11월까지 5차례에 걸쳐 수온, 광도 및 식물 플랑크톤 군집도 수심별로 측정·분석하였다. 수온은 지점별로 다르지 않았으며, 광도는 FPVC에서 27~50%로 감소한 것으로 조사되었다. 대조구와 비교해보면 감소된 광도에도 불구하고 FPVC에서 조류의 출현종과 현존량이 유의미하게 다르지 않았다 (p>0.05). 그러나, 11월 초의 시료의 경우, FPVC에서 Aulacoseira 속에 속하는 부착 규조류가 우점하였으며 대조구보다 현존량이 상당히 높았다. 이는 FPV 시스템에 의한 일시적이고 국부적인 정체 수역 형성과 관계있을 것으로 판단된다. 본 연구 결과는 향후 수상태양광 설치에 관한 정책수립에 필요한 기초 자료를 제공할 수 있을 것으로 판단된다. 또한 수상태양광 시설에 대한 장기적인 수질 모니터링과 수상태양광 시설에 의한 수리동역학적 연구, 수상태양광의 설치 면적과 수질과의 상관관계 연구 등이 필요하며 이를 통해 수상태양광 활용성을 극대화 시킬 수 있을 것으로 보인다.

We investigate the effect of light intensity and wavelength of a solar cell device using photoconductive atomic force microscopy(PC-AFM). A POCl3 diffusion doping process is used to produce a p-n junction solar cell device based on a poly- Si wafer, and the electrical properties of prepared solar cells are measured using a solar cell simulator system. The measured open circuit voltage(Voc) is 0.59 V and the short circuit current(Isc) is 48.5 mA. Moreover, the values of the fill factors and efficiencies of the devices are 0.7 and approximately 13.6%, respectively. In addition, PC-AFM, a recent notable method for nano-scale characterization of photovoltaic elements, is used for direct measurements of photoelectric characteristics in limited areas instead of large areas. The effects of changes in the intensity and wavelength of light shining on the element on the photoelectric characteristics are observed. Results obtained through PC-AFM are compared with the electric/optical characteristics data obtained through a solar simulator. The voltage(VPC-AFM) at which the current is 0 A in the I-V characteristic curves increases sharply up to 18 W/m2, peaking and slowly falling as light intensity increases. Here, VPC-AFM at 18 W/m2 is 0.29 V, which corresponds to 59 % of the average Voc value, as measured with the solar simulator. Furthermore, while the light wavelength increases from 300 nm to 1,100 nm, the external quantum efficiency(EQE) and results from PC-AFM show similar trends at the macro scale but reveal different results in several sections, indicating the need for detailed analysis and improvement in the future.

This paper presents the impact of partial shading on CuInxGa(1-x)Se2(CIGS) photovoltaic(PV) modules with bypass diodes. When the CIGS PV modules were partially shaded, the modules were under conditions of partial reverse bias. We investigated the characterization of the bypass diode and solar cell properties of the CIGS PV modules when these was partially shaded, comparing the results with those for a crystalline silicon module. In crystalline silicon modules, the bypass diode was operated at a partial shade modules of 1.67 % shading. This protected the crystalline silicon module from hot spot damage. In CIGS thin film modules, on the other hand, the bypass diode was not operated before 20 % shading. This caused damage because of hotspots, which occurred as wormlike defects in the CIGS thin film module. Moreover, the bypass diode adapted to the CIGS thin film module was operated fully at 60% shading, while the CIGS thin film module was not operated under these conditions. It is known that the bypass diode adapted to the CIGS thin film module operated more slowly than that of the crystalline silicon module; this bypass diode also failed to protect the module from damage. This was because of the reverse saturation current of the CIGS thin film, 1.99 × 10−5 A/cm2, which was higher than that of crystalline silicon, 8.11 × 10−7 A/cm2.

지형 효과가 포함된 태양복사 모델(GWNU)을 이용한 한반도의 태양광 자원지도를 개발하였다. 태양복사 모델의 입력 자료는 위성 관측 자료(MODIS, OMI, MTSAT-1R)와 수치 모델(RDAPS) 자료를 사용하였으며 특히 고해상도 지형 자료를 이용하여 지형 효과에 따른 한반도의 지표면 태양광 변화를 계산하였다. 계산 결과를 월 및 연 누적하여 분석하였을 때 여름철은 태양 고도각이 높아 지형 효과에 영향이 10% 이하로 적은 반면 겨울철은 20% 이상의 큰 차이가 나타났다. 또한 4 km 해상도의 지표면 태양광의 경우보다 1 km 해상도의 경우 지형 효과 포함에 따른 태양광 차이가 약 2배 정도 크게 나타났다. 즉 지표면에 도달하는 태양광을 정확히 모델링하기 위해서는 입력 자료뿐만 아니라 정확하고 고해상도의 지형 자료가 필연적이며 지형효과는 더욱 뚜렷이 나타나 실제와 유사할 것이다.

We studied the warming effect induced by Photovoltaic(PV) power plants in rural areas during summer daytime using a simple analytical urban meteorological model. This analysis was based on observed meteorological elements and the capacity of the PV power plant was 10 MWp. The major axis length of the PV power plant was assumed to be 1km. Data of the necessary meteorological elements were obtained from a special meteorological observation campaign established for a over a PV power plant. We assumed that the wind flowed along the major axis of the PV power plant(1 km). As a result, the air temperature on the downwind side of the PV power plant was estimated to invrease by about 0.47 °C.