2.1 실증 시스템 구축

2020년도에 제주시 조천읍에 위치한 네 가구에 각각 태양광 3.5 KW 총 14KW를 설치했으며 태양광 모듈의 설치 위치는 실제 거주인의 의견을 수렴하여 결정하였다. 태양광 모듈의 설치 각도에 따라 태양광 발전 예상량 시뮬레이션를 실시했으며, 시뮬레이션 결과 30° 일 때 가장 많은 전기가 발생하는 것으로 시뮬레이션 결과를 참좌여 태양광 모듈은 30° 로 설치하였다. 3.5 KW 용량의 인버터 총 4개를 설치했으며, 인버터의 프로토콜을 받아 실시간으로 발전량을 소비자가 알 수 있는 모니터링 설비를 구축하였으며 실제 소비자에게 실시간으로 발전량을 고지할 수 있는 시스템을 운영하고 있다.

건축 구조 기준 설계 하중에는 우리나라 지역별 설계 하중 지침이 존재하며 우리나라 전 지역의 설계 풍속을 보여주고 있다. 설계 풍속이 가장 낮은 지역은 경기도 안성, 연천, 여주 이천 지역으로 설계 기본 풍속은 24 m/s 이다. 그리고 설계 풍속이 가장 높은 지역은 제주도의 서귀포와 제주 지역으로 44 m/s 이다. 즉 제주도는 가장 높은 설계 풍속이 요구 되는 지역으로 실제 태양광 모듈 설치 후에 강풍에 노출되는 확률이 높다고 말할 수 있으며 이에, 태양광 모듈의 거치대 설계 시, 좀 더 내구성이 높은 설계가 필요하다고 사료된다.

한국에너지공단 신재생에너지센터 공고 제2020-05호에서 제시한 신재생에너지 설비의 지원 등에 관한 지침을 준용하여 현재 우리나라에는 태양광 발전소의 부속품을 설치하고 있으나 태양광 모듈 거치대 관련 지침은 명확히 없는 상황이다.

그래서 본 연구에서는 강한 바람에 태양광 시스템이 노출됐을 때, 보호 기능 옵션이 있는 태양광 모듈 거치대를 설치했다. 보호 기능은 평소에는 고정각으로 설치되었다가 태풍이나 강풍이 부는 날씨에서만 사용자가 태양광 모듈을 지면과 평형을 이루도록 회전시키는 기능이다. 즉, 평소에는 30° 도 태양광 모듈이 작동되다가 태풍이나 동급의 바람이 불 때, 수평으로 회전 시켜 바람이 태양광 시스템을 그대로 통과하도록 하는 시스템으로 설치 후에 아직까지 태양광 시스템의 붕괴 없이 작동되고 있는 상황이다. 거치대의 두께, 빔의 갯수등을 증가시켜 태양광 거치대의 강성을 증가시켜, 태양광 시스템을 보호할 수도 있지만, 그럴 경우 거치대의 비용이 증가하여 오히려 태양광 시스템의 보급에 악 영향을 끼칠 수 있다고 판단했으며, 실제 업체로부터 받은 견적을 비교하면, 약 40 % 정도 설치비가 상승됨을 확인할 수 있었다. 즉, 강성을 증가시키는 방법보다는 보호 기능 옵션을 선택하는 것이 보다 경제적인 것으로 사료된다.

2.2 제주형 태양광 모듈 선정 과정 프로세스

태양광 모듈의 경우 KS C 8561 결정질 실리콘 태양 전지 모듈의 인증 기준을 충족한 태양광 모듈을 설치하도록 권장하고 있으며, 태양광 모듈을 제외한 나머지 부품과 태양광 시스템의 시공 기준은 한국에너지공단 신재생에너지센터에서 제시한 “신재생에너지 설비의 지원 등에 관한 지침”에 근거하여 설치하고 있다. 현재 KS C 8561의 경우 KS C IEC 61215 규격을 토대로 제정된 규격으로 시험 항목과 시험 방법은 거의 유사하다. 초기 및 최종 단계에서 정격 출력, 절연 시험, 습윤 누설 시험을 실시하며, KS C 8561 에서는 시험을 크게 4개 그룹으로 구분할 수 있는데, 본 논문에서는 라인 1~4로 명명하였다 ⁽¹⁾-⁽²⁾.

태양광 모듈이 야외에 설치되면, 태양광 모듈이 노출되는 주요 환경 요인은 빛, 온도, 습도이다. 이를 고려하여 시험 항목 및 조건이 결정되었으며, KS C 8561 의 라인 1은 태양광 모듈의 특성을 평가하는 시험이다. 라인 2,3,4 에서는 광, 온도, 습도 관련 내구성을 평가하도록 시험 항목이 구성되어 있고 염수 분무 시험이 추가돼 있다 ⁽³⁾.

제주도에 설치할 태양광 모듈을 선별하기 위해, 본 연구에서는 먼저 (1단계) KS C 8561 의 시험 항목의 특성을 분석하였으며, (2단계) 제주 기후를 고려하여 추가할 시험 항목 혹은 변경이 필요한 시험 조건을 연구하였다. 그리고 (3단계) 시험 결과를 바탕으로 설치할 모듈을 선정하였다.

현재 KS C 8561의 인증 체계에서는 일반 결정질 태양광 모듈과 고 내구성 태양광 모듈 2가지 제품을 인증하고 있다. 고 내구성 태양광 모듈의 경우 인증 시험 기간만 6개월로 시험의 가혹도도 높고 실제 태양광 모듈 가격도 고가이다. 그리고 2가지 시험에서 차별되며, 내습성을 평가하기 위한 고온 고습 시험의 경우, 온도 85 ℃, 습도 85% 시험 시간 3000 시간이다.

반면 일반 결정질 태양광 모듈의 경우, 온도 85 ℃, 습도 85 % 시험 시간 1000 이다. 그리고 기계적 하중 시험의 경우 정적 시험만 실시하지만, 고 내구성 태양광 모듈 (수상 태양광 모듈) 의 경우 파도 등의 진동을 고려하여 동적 기계적 시험도 같이 실시한다.

제주도에 설치되는 태양광 시스템의 설치 가이드라인을 개발하기 위해 선행적으로 태양광 모듈 선별 기준이 필요하다. 이를 위해 제주 기후의 특징을 파악하고, 그 결과를 바탕으로 기존 태양광 모듈 시험 항목 외에 추가가 필요한 시험 항목이나 혹은 변경해야 할 시험조건 검토가 필요하다. KS C 8561 의 경우, 지상에 설치되는 태양광 모듈에 적용되는 규격으로 제주도의 경우 내륙과 비교하면 일사량은 거의 같고, 온도 변화량은 제주도가 더 적다고 판단된다. 제주도의 경우 섬으로 다습한 지역이므로, 고내구성 태양광 모듈 (수상형 태양광 모듈) 고온 고습 시험 조건과 일반 결정질 태양광 모듈의 고온 고습 시험조건 중, 어느 조건이 좀 더 타당한지 분석이 필요하다.

그림 2는 30년 평균 호주 지역의 위치별 상대 습도를 나타내고 있다. 그림에서 볼 수 있듯이 섬의 중심 지역에서 해안으로 이동할수록 상대 습도가 높아짐을 볼 수 있다. 전라북도 부안에는 내륙에 위치한 기상청과 해안가에 설치되는 부이에서 발표하는 2개의 기상 자료가 존재하며, 상대 습도는 온도에 따라 달라지므로 온도와 상대 습도를 고려하여 실제 절대 습도를 분석하였다.

그림 3은 11월 (겨울)의 같은 지역의 내륙 지역과 해안 지역의 절대 습도를 비교한 결과로 약 2배 정도 절대 습도가 높은 것으로 분석되었다. 물 바로 근처는 절대 습도가 많이 높은 반면 섬의 경우 절대 습도가 그렇게 높다고 보긴 어렵다고 판단된다. 즉, 제주도 내륙에 설치되는 태양광 모듈의 경우 기존의 85 ℃, 85 % 1000 시간의 고온 고습 시험조건 즉, 일반적 태양광 모듈에 적용되는 고온 고습 시험 조건으로 내구성 판별에 충분하다고 판단된다.

KS C 8561의 인증 시험 항목의 경우 IEC 61215 기준을 바탕으로 제정되었는데, 염수 분무 시험이 추가 된 부분이 유일한 차이점이다. 염수 분무 시험은 IEC 60068-2-52 의 시험 기준을 준용하여 만들어 졌는데 시험 가혹도는 1~8 까지 총 8 가지 가혹도가 존재한다. KS C 8561 의 경우 우리나라 전 지역을 고려하여 염수 분무 시험 조건이 결정되었는데, 우리나라 해안가 혹은 섬과 내륙의 경우는 염수 노출 빈도와 정도가 많이 다르므로 가혹도가 가장 낮은 1로 선정하여 인증 시험을 실시하고 있으며, 수상형 태양광 모듈의 경우도 담수를 기준으로 만들어진 기준으로 해안가를 고려하여 개발이 되진 않았다. IEC 60068-2-52에서 가혹도 3은 내륙이 아닌 염분원 (바다)에서 10 km 이상 떨어진 곳에 설치하는 제품에 실시하는 시험으로 정의되어 있다. 가혹도 1의 시험 조건은 염수 농도 5% 공기에 2시간 노출 후에, 166시간 동안 온도 40℃ & 습도 93% 에 노출하는 시험을 총 4개 반복하는 반면, 가혹도 3의 시험 조건은 염수 농도 5% 공기에 2시간 노출 후에, 22 시간 동안 온도 40℃ & 습도 93% 에 노출하는 시험을 총 4개 반복하는 것으로 가혹도 3의 경우 상대적으로 짧은 시간에 염수 노출을 증가시켜 가속시키는 시험으로 분석할 수 있다.

제주형 태양광 모듈의 선정 기준은 1. 일반 결정질 태양광 모듈의 KS 시험을 통과한 모듈 2. 염수 분무 3의 가혹도를 통과한 모듈을 선정하였으며 한국에너지공단에서는 KS 인증을 통과한 제품을 고시하고 있어, 고시된 제품 중에 임의로 선정하였고, 염수 분무 시험 결과를 통해 모듈을 선별했다. 염수 분무 시험 후에 5% 이상의 출력 저하를 보인 모듈의 경우 제외시켰다. 선정된 모듈의 염수 분무 시험 결과는 Table 1 에 나타내었으며, 염수 분무 시험 후에 출력 저하율은 0.9% 이였다. 통상적으로 5% 미만을 합부 기준으로 삼고 있기 때문에 염수 시험에 충분한 내구성을 갖고 있다고 판단된다. 실제 복수의 상용화 제품을 적용하여 염수 분무 시험을 진행하였으며, 출력 저하율이 가장 낮은 제품으로 선정하였으며, 타 제품의 시험 결과는 본 본문에는 보완 상 문제로 기재하지는 않았다.

3.1 태양광 시스템의 전기적 안전성 평가

현재 국내에서는 태양광 모듈 및 전체 태양광 시스템의 경우 성능만을 평가하며, 전기적 안전성을 평가하지는 않는다. 예를 들어 KS C IEC 61730의 경우 태양광 모듈의 안전성을 평가하는 표준으로 태양광 모듈의 누설, 절연, 접지 관련 기능을 평가하는 표준이지만 KS 제품 인증에는 현재 미 포함되어 있으며 ⁽⁴⁾, 구축된 태양광 시스템의 안전성을 거의 평가하고 있지 않은 상황이다. 그러나 본 연구에서는 실제 사람이 거주하는 집에 설치되는 경우로, 태양광 시스템으로 전기 감전 사고 예방 및 안전성 확보를 위해 아직까지 KS 제품 인증에는 적용되고 있지 않지만 IEC 62446 규격을 적용하여 구축 후 태양광 시스템의 안전성을 평가하였다. 첫째 저항 및 습윤 저항을 측정하였다 ⁽⁵⁾ . 접지 저항은 설치된 태양광 모듈의 접지 연결 상태를 확인하는 시험으로 모든 전기 시스템의 기본적이면서 중요한 시험으로 많은 전기 화재 시험의 원인이 접지 상태 불량으로 알려져 있을 만큼 중요한 시험이다. 그리고 습윤 누설 저항의 경우 시험의 목적은 누설 가능성을 파악하는 것으로 실제 시험의 결과 설치된 4가구 모두 전기 안전성이 확보됨을 알 수 있었다. Table 3 에서는 접지 연속성 시험 결과를 보여주고 있다. 설치 후, 태양광 모듈이 발전하는 동안 시험을 실시했으며, 태양광 구조물의 접지에서 10 m 떨어진 지점에 2개의 탐침봉을 설치한 후에, 그 사이에 저항을 측정하였다. 10 Ω 이상의 값이 측정도면 접지 상태 불량으로 판단하며, 전기적 연결이 불안전하고 화재 위험도 높은 것으로 판단된다. 실제 측정값은 3 Ω 이하로, 본 연구에서 설치된 태양광 시스템의 접지 상태를 매우 안전한 것으로 판단된다.

습윤 누설 시험은 스트링의 양극과 음극 그리고 구조물의 접지 사이의 저항을 측정하는 것으로 설치 후에 발전하는 동안 시험을 실시하여 Table 4 에 나타내었다. 습윤 누설 시험의 경우, 누설의 가능성을 판단하는 시험으로 1 ㏁ 이상 이어야 안전성을 확보한 것으로 규격에서는 한정하고 있다. 1호집에서 4호집의 경우, 가장 낮은 값이 900 ㏁ 로, 4 가구 모두 누설 관련 안전성을 확보한 것으로 판단된다. 즉, 태양광 시스템의 통상적 수명이 20년인 것을 감안하면 아직은 초기 단계이며, 현재 초기 단계에서 전기적 안전성 측면에서는 안전성 확보를 검증했으며, 추후 주기적으로 이와 같은 실험을 실시하여 주기적 검증을 실시하고자 한다.

3.2 태양광 시스템의 발전 성능 결과

3월부터 7월까지 생산된 태양광 발전량을 모니터링 했으며, 그 결과를 Table 5 에 요약하였다. 특히 4호집의 경우 발전량이 많지 않았으며, 3호집과 비교했을 때는 58 % 정도로 발전량이 저조한 상태였다. 태양광 시스템의 단선, 태양광 모듈의 고장, 음영 등에 의해 발전량이 저감된다고 알려져 있다 ⁽⁶⁾.

Table 3~4 의 결과에서 저항 값이 측정되는 것을 보면 단선이 없는 것으로 판단되었으며, 태양광 모듈의 고장 및 음영을 분석하기 위해 IR (Infrared Images) 측정을 실시하였다. IR 은 태양광 모듈의 온도를 측정하는 것으로 태양광 모듈의 고장을 진단하는 가장 기초적이며, 포괄적으로 사용하는 방법이다. IR 측정 결과에서, 국부적으로 약 33 ℃ 상승되는 열점 현상이 측정되었으며, Fig. 5에서 그 결과를 나타내었다. 현장 방문을 통해 태양광 모듈 바로 앞에 금속 봉으로 인해 태양광 모듈에 음영이 만들어지고 그로 인해 열점 현상이 발생됨을 알 수 있었다. 8월 이후 현재는 금속봉을 철거한 후 태양광 모듈의 발전량을 모니터링하고 있으며, 제거 후에는 열점 현상을 관찰되지 않았으며, 1호집에서 4호집 발전량 편차는 약 10 % 으로 이는 태양광 모듈이 설치 되는 각도, 전선 등의 저항 값에 기인하는 것으로 판단하고 있다. 태양광 모듈을 수거하여 태양광 모듈의 정격 출력 저하율을 측정하였으며 약 2 % 출력 저하가 발생됨을 알 수 있었다. 통상적인 20년 품질 보증을 위한 태양광 모듈의 출력 감소 패턴은 설치 후에 1년 안에 2~3 % 출력 저하가 발생되며, 그후 출력 저하율이 감소되어 20년 동안 20% 감소가 정형화된 출력 감소 패턴으로, 본 연구에서 설치된 태양광 모듈의 경우, 제주도 환경에서 1년동안 노출되는 동안 약 2 % 출력 감소률을 보이고 있어 초기 출력 감소율이 높지 않으며, 본 연구를 통해 계속적인 모니터링을 실시하고자 한다 ⁽⁷⁾.