수치적분법을 이용한 제한된 면적 내 최대 발전량을 위한 양면형 수상태양광의 최적 설계에 관한 연구 Optimal Design of Bifacial Floating PVs for Maximum Power Generation under Limited Area Using Numerical Integration원문보기
본 논문에서는 탄소중립 실현 및 RE100 확산 추세 가운데, 양면형 태양광 모듈을 적용하여 제한된 면적 내에서 최대 발전량을 생산할 수 있는 중대형 수상태양광의 중대형 수상태양광 설계에 관한 연구를 진행하였다. 기존의 단면형 태양광 모듈을 적용한 태양광 발전소는 최대의 효율을 위해 남향으로 설치한다. 태양광 모듈은 음영 발생시 손실이 발생하는 단점이 있기 때문에 태양광 어레이간 충분한 이격거리를 확보해야 한다. 이에 따라 태양광 발전소의 효율 ...
본 논문에서는 탄소중립 실현 및 RE100 확산 추세 가운데, 양면형 태양광 모듈을 적용하여 제한된 면적 내에서 최대 발전량을 생산할 수 있는 중대형 수상태양광의 중대형 수상태양광 설계에 관한 연구를 진행하였다. 기존의 단면형 태양광 모듈을 적용한 태양광 발전소는 최대의 효율을 위해 남향으로 설치한다. 태양광 모듈은 음영 발생시 손실이 발생하는 단점이 있기 때문에 태양광 어레이간 충분한 이격거리를 확보해야 한다. 이에 따라 태양광 발전소의 효율 최적화를 위해서는 태양광 모듈 배치 소요 면적이 증가하게 된다. 그러나 기존의 태양광 모듈 설치 방식인 남향의 단방향 설치방식 대신 동·서 방향의 양방향으로 병행하여 설치하면 태양광 발전소 건설을 위한 소요 면적을 줄일 수 있다. 단면형 태양광 모듈은 전면을 통해서만 빛을 흡수하여 발전하기 때문에 동·서 방향 설치 시 효율이 낮다. 하지만 양면형 태양광 모듈은 전면 뿐만 아니라 후면을 통해서도 빛을 흡수할 수 있기 때문에 동향으로 설치시에는 정오 이전에는 전면을 통해 높은 발전량을 기대할 수 있고, 정오 이후에도 후면을 통해 발전하여 단면형 태양광 모듈에 비해 비교적 높은 발전량을 기대할 수 있다. 반대로 서향 설치시에는 정오 이전에는 후면을 통해 발전하여 단면형 태양광 모듈에 비해 비교적 높은 발전량을 기대할 수 있고, 정오 이후에는 전면을 통해 높은 발전량을 기대할 수 있다. 특히, 양면형 태양광 모듈은 일출 직후 및 일몰 직전 시간, 음영 등 직접광이 적은 저일사량대의 환경에서 기존의 단면형 태양광 모듈에 비해 상대적으로 더 많은 발전량을 생산할 수 있다. 이러한 양면형 태양광 모듈의 강점을 활용하여 제한된 면적 내에서 최대의 발전량을 생산할 수 있는 동향 및 서향으로 병행 설치하는 방식을 제안하였다. 본 논문의 제1장에서는 후면 광 특성을 고려한 양면형 수상태양광의 제한된 면적 내 최대발전량 설계에 관한 연구의 배경 및 목적과 방법 및 범위에 대해 서술하였다. 제2장에서는 태양광 발전 특성으로, 태양광 발전의 원리와 양면형 태양광 발전 특성에 대해 서술하였다. 태양광 발전은 일정 에너지 이상의 빛을 흡수하면 전자가 생성되어 발전하는 광전효과를 이용하는 원리이므로 태양광 발전의 효율을 향상시키기 위해서는 빛을 많이 흡수하고 손실을 줄일 수 있는 방법에 대한 연구가 중요하다. 이에 빛 흡수율 향상 및 손실 감소를 위한 태양전지 및 태양광 모듈의 제조 기술을 소개하였다. 또한, 본 논문에서 적용하고자 하는 양면형 태양광 모듈의 원리, 제조공정 및 기존의 단면형 태양광 모듈 대비 강점을 소개하였다. 제3장에서는 수상태양광 발전 시스템 설계로, 수상태양광 개발 동향, 수상태양광 발전 시스템의 구성요소 및 설계 요소에 대해 서술하였다. 수상태양광은 유휴수면 위에 부력체를 이용하여 태양광 모듈을 설치하여 발전하는 시스템이다. 수상태양광은 국토 면적을 효율적으로 이용할 수 있으며 수면에 의한 냉각효과로 육상 태양광과 비교하여 상대적으로 높은 효율을 보여 전세계적으로 보급이 확대되고 있다. 수상태양광은 기존의 육상 태양광과 달리 수면 위에 부유식으로 설치되므로 설치 환경에 적합한 기자재 선정 및 설치 방식을 고려해야 하므로 이에 대한 소개를 서술하였다. 또한, 수상태양광의 효율적인 설계를 위해 고려해야 하는 태양광 모듈의 설치 경사각 및 방위각, 태양광 어레이 간 이격거리 등의 설계 요소에 대해 소개하였다. 제4장에서는 양면형 수상태양광의 출력 예측에 대해 서술하였다. 제안하는 설치 방식의 효용성을 검토하기 위해, 설치 방식에 따른 양면형 수상태양광 출력 예측식을 모델링하였다. 태양광 발전은 경사진 태양광 모듈의 표면에 수직으로 입사되는 빛에 의해 출력이 변화한다. 즉, 태양광 모듈의 출력을 예측하기 위해서 일사량의 예측이 선행되어야 하므로 태양과 지구의 위치적 관계와 태양광 모듈의 설치 방법에 따른 경사면 일사량예측 식을 소개하였다. 또한, 양면형 태양광 모듈의 출력에 영향을 미치는 빛을 전면광과 후면광으로 구분하여 양면형 태양광 모듈의 출력 예측식을 모델링하였다. 이 때 후면 광은 태양광 모듈이 설치된 바닥면에서 반사되어 태양광 모듈의 후면으로 입사되는 직접광과 대기중의 산란광으로 구분하고 View factor를 이용하여 모델링하였다. 또한, 동향 및 서향으로 설치된 양면형 태양광 모듈의 출력은 시간에 따른 태양의 방위각 변화와 태양광 모듈의 설치 방위각과의 관계를 통해 모델링하였다. 제5장에서는 실험 및 결과로, 설치 방식별 일사량, 설치 경사각, 이격거리에 의한 출력 특성을 비교하였으며 제4장의 출력 예측 모델의 검증을 진행하였다. 옥외 실험을 통해 제안하는 설치 방식의 저일사량 조건에서의 강점을 확인하였으며, 일간 출력은 0.63~13.65[%]의 오차율로 예측되고 측정된 동향 및 서향 일사량을 이용한 일간 출력은 0.11~7.28[%]의 오차율로 예측이 됨을 확인하였다. 제6장에서는 중대형 수상태양광 발전 시스템 설계 및 경제성 분석으로, 기존설치 방식으로 100[MW] 설치시 소요 면적 기준으로 설치 방식별 설치 가능 용량. 예상 발전량 및 총투자비, 운영비 등을 고려한 경제성을 분석하였다. 설치 가능 용량은 태양광 모듈 경사각(15~30[°])에 따라 22~40[%] 더 많은 것으로 산출되었다. Mono-S 방식과 Bi-EW 방식의 단위면적당 발전량을 비교하면 15[°] 설치 시 각각 79,151.63 [MWh/㎢] 및 99,067.28 [MWh/㎢], 30[°] 설치 시 각각 74,503.00 [MWh/㎢] 및 101,212.20 [MWh/㎢]으로, 25.16~35.85[%] 더 많은 것으로 산출되었다. 게다가 설치 방식 별 예상 발전량과 총투자 비용을 고려하여 경제성을 비교하면 Bi-EW 설치 방식의 수상태양광 발전사업이 총투자비는 가장 높지만 IRR, DSCR 및 NPV가 가장 높고 LCOE도 가장 낮아 경제적임을 확인하였다. 본 연구를 통해 제한된 면적에서 최대의 전력을 생산하는 설계 방법을 제안함으로써 재생에너지 발전량 증대 및 수상태양광의 경제성 향상에 기여할 것이라 예상된다. 또한, 제안하는 설치 방법을 통해 정오 부근의 피크 전력을 낮추고 저일사량 대의 발전량을 증대시킴으로써 전력계통의 안정적 운영에 기여할 것이라 예상된다.
본 논문에서는 탄소중립 실현 및 RE100 확산 추세 가운데, 양면형 태양광 모듈을 적용하여 제한된 면적 내에서 최대 발전량을 생산할 수 있는 중대형 수상태양광의 중대형 수상태양광 설계에 관한 연구를 진행하였다. 기존의 단면형 태양광 모듈을 적용한 태양광 발전소는 최대의 효율을 위해 남향으로 설치한다. 태양광 모듈은 음영 발생시 손실이 발생하는 단점이 있기 때문에 태양광 어레이간 충분한 이격거리를 확보해야 한다. 이에 따라 태양광 발전소의 효율 최적화를 위해서는 태양광 모듈 배치 소요 면적이 증가하게 된다. 그러나 기존의 태양광 모듈 설치 방식인 남향의 단방향 설치방식 대신 동·서 방향의 양방향으로 병행하여 설치하면 태양광 발전소 건설을 위한 소요 면적을 줄일 수 있다. 단면형 태양광 모듈은 전면을 통해서만 빛을 흡수하여 발전하기 때문에 동·서 방향 설치 시 효율이 낮다. 하지만 양면형 태양광 모듈은 전면 뿐만 아니라 후면을 통해서도 빛을 흡수할 수 있기 때문에 동향으로 설치시에는 정오 이전에는 전면을 통해 높은 발전량을 기대할 수 있고, 정오 이후에도 후면을 통해 발전하여 단면형 태양광 모듈에 비해 비교적 높은 발전량을 기대할 수 있다. 반대로 서향 설치시에는 정오 이전에는 후면을 통해 발전하여 단면형 태양광 모듈에 비해 비교적 높은 발전량을 기대할 수 있고, 정오 이후에는 전면을 통해 높은 발전량을 기대할 수 있다. 특히, 양면형 태양광 모듈은 일출 직후 및 일몰 직전 시간, 음영 등 직접광이 적은 저일사량대의 환경에서 기존의 단면형 태양광 모듈에 비해 상대적으로 더 많은 발전량을 생산할 수 있다. 이러한 양면형 태양광 모듈의 강점을 활용하여 제한된 면적 내에서 최대의 발전량을 생산할 수 있는 동향 및 서향으로 병행 설치하는 방식을 제안하였다. 본 논문의 제1장에서는 후면 광 특성을 고려한 양면형 수상태양광의 제한된 면적 내 최대발전량 설계에 관한 연구의 배경 및 목적과 방법 및 범위에 대해 서술하였다. 제2장에서는 태양광 발전 특성으로, 태양광 발전의 원리와 양면형 태양광 발전 특성에 대해 서술하였다. 태양광 발전은 일정 에너지 이상의 빛을 흡수하면 전자가 생성되어 발전하는 광전효과를 이용하는 원리이므로 태양광 발전의 효율을 향상시키기 위해서는 빛을 많이 흡수하고 손실을 줄일 수 있는 방법에 대한 연구가 중요하다. 이에 빛 흡수율 향상 및 손실 감소를 위한 태양전지 및 태양광 모듈의 제조 기술을 소개하였다. 또한, 본 논문에서 적용하고자 하는 양면형 태양광 모듈의 원리, 제조공정 및 기존의 단면형 태양광 모듈 대비 강점을 소개하였다. 제3장에서는 수상태양광 발전 시스템 설계로, 수상태양광 개발 동향, 수상태양광 발전 시스템의 구성요소 및 설계 요소에 대해 서술하였다. 수상태양광은 유휴수면 위에 부력체를 이용하여 태양광 모듈을 설치하여 발전하는 시스템이다. 수상태양광은 국토 면적을 효율적으로 이용할 수 있으며 수면에 의한 냉각효과로 육상 태양광과 비교하여 상대적으로 높은 효율을 보여 전세계적으로 보급이 확대되고 있다. 수상태양광은 기존의 육상 태양광과 달리 수면 위에 부유식으로 설치되므로 설치 환경에 적합한 기자재 선정 및 설치 방식을 고려해야 하므로 이에 대한 소개를 서술하였다. 또한, 수상태양광의 효율적인 설계를 위해 고려해야 하는 태양광 모듈의 설치 경사각 및 방위각, 태양광 어레이 간 이격거리 등의 설계 요소에 대해 소개하였다. 제4장에서는 양면형 수상태양광의 출력 예측에 대해 서술하였다. 제안하는 설치 방식의 효용성을 검토하기 위해, 설치 방식에 따른 양면형 수상태양광 출력 예측식을 모델링하였다. 태양광 발전은 경사진 태양광 모듈의 표면에 수직으로 입사되는 빛에 의해 출력이 변화한다. 즉, 태양광 모듈의 출력을 예측하기 위해서 일사량의 예측이 선행되어야 하므로 태양과 지구의 위치적 관계와 태양광 모듈의 설치 방법에 따른 경사면 일사량예측 식을 소개하였다. 또한, 양면형 태양광 모듈의 출력에 영향을 미치는 빛을 전면광과 후면광으로 구분하여 양면형 태양광 모듈의 출력 예측식을 모델링하였다. 이 때 후면 광은 태양광 모듈이 설치된 바닥면에서 반사되어 태양광 모듈의 후면으로 입사되는 직접광과 대기중의 산란광으로 구분하고 View factor를 이용하여 모델링하였다. 또한, 동향 및 서향으로 설치된 양면형 태양광 모듈의 출력은 시간에 따른 태양의 방위각 변화와 태양광 모듈의 설치 방위각과의 관계를 통해 모델링하였다. 제5장에서는 실험 및 결과로, 설치 방식별 일사량, 설치 경사각, 이격거리에 의한 출력 특성을 비교하였으며 제4장의 출력 예측 모델의 검증을 진행하였다. 옥외 실험을 통해 제안하는 설치 방식의 저일사량 조건에서의 강점을 확인하였으며, 일간 출력은 0.63~13.65[%]의 오차율로 예측되고 측정된 동향 및 서향 일사량을 이용한 일간 출력은 0.11~7.28[%]의 오차율로 예측이 됨을 확인하였다. 제6장에서는 중대형 수상태양광 발전 시스템 설계 및 경제성 분석으로, 기존설치 방식으로 100[MW] 설치시 소요 면적 기준으로 설치 방식별 설치 가능 용량. 예상 발전량 및 총투자비, 운영비 등을 고려한 경제성을 분석하였다. 설치 가능 용량은 태양광 모듈 경사각(15~30[°])에 따라 22~40[%] 더 많은 것으로 산출되었다. Mono-S 방식과 Bi-EW 방식의 단위면적당 발전량을 비교하면 15[°] 설치 시 각각 79,151.63 [MWh/㎢] 및 99,067.28 [MWh/㎢], 30[°] 설치 시 각각 74,503.00 [MWh/㎢] 및 101,212.20 [MWh/㎢]으로, 25.16~35.85[%] 더 많은 것으로 산출되었다. 게다가 설치 방식 별 예상 발전량과 총투자 비용을 고려하여 경제성을 비교하면 Bi-EW 설치 방식의 수상태양광 발전사업이 총투자비는 가장 높지만 IRR, DSCR 및 NPV가 가장 높고 LCOE도 가장 낮아 경제적임을 확인하였다. 본 연구를 통해 제한된 면적에서 최대의 전력을 생산하는 설계 방법을 제안함으로써 재생에너지 발전량 증대 및 수상태양광의 경제성 향상에 기여할 것이라 예상된다. 또한, 제안하는 설치 방법을 통해 정오 부근의 피크 전력을 낮추고 저일사량 대의 발전량을 증대시킴으로써 전력계통의 안정적 운영에 기여할 것이라 예상된다.
In this paper, with the spread of interest in realization of carbon neutral and RE100, a study on designing large-scale bifacial Floating PVs (Photovoltaic system) for maximum power generation under limited area was conducted. In PV power plants with conventional monofacial PV modules, PV modules wo...
In this paper, with the spread of interest in realization of carbon neutral and RE100, a study on designing large-scale bifacial Floating PVs (Photovoltaic system) for maximum power generation under limited area was conducted. In PV power plants with conventional monofacial PV modules, PV modules would be installed southward for maximum efficiency. PV modules have the disadvantage of power loss due to shading, so sufficient separation distance between PV arrays should be ensured. Accordingly, to optimize the efficiency of the PV power plant, the area required to arrange the PV modules increases. However, if PV modules are installed in both directions in the east and west in parallel instead of the south-facing installation method, the required area for PV power plant could be reduced. Since the conventional PV modules absorb light only through the front surface, the efficiency is low when installed in the east and west directions. On the other hand, since bifacial PV modules could absorb light not only from the front but also from the rear, a large amount of power could be expected from the front before noon when installing it in the east direction and relatively large amount of power could be expected after noon by absorbing form the rear compared to monofacial PV module. On the contrary, when bifacial PV modules are installed facing west, a large amount of power could be expected from the rear after noon, and relatively large amount of power could be expected before noon by absorbing form the rear compared to monofacial PV module. Bifacial PV modules could produce relatively more power generation than that of conventional monofacial PV module in a low irradiation environment with less direct light, such as right after sunrise, just before sunset, and shading, etc. Taking these advantages, a designing of parallel installation of bifacial PV module facing east and west directions was proposed to maximize power generation under limited area. Chapter 1 of this paper describes the background, purpose, method, and scope of the study on the designing large-scale bifacial Floating PVs with maximum power under limited area. Chapter 2 describes the principle of PV power generation and the characteristics of bifacial PV power generation. Since PV power generation uses a photoelectric effect, the principle that electrons are generated when absorbing lights with a certain energy, research on methods that could absorb a lot of light and reduce losses are important to improve the efficiency of PV power generation. Accordingly, the technologies of manufacturing solar cells and PV modules to improve light absorption and to reduce the loss were introduced. In addition, the principle, manufacturing process, and strength of bifacial PV module compared to the conventional PV module are described. Chapter 3 describes development trends, components, and design elements of Floating PVs. Floating PVs are systems that generate power by installing PV modules with buoyancy body on an idle water surface. Floating PVs could efficiently use the land area and shows relatively high efficiency compared to on-land PVs thanks to cooling effect by water surface, and supply is expanding worldwide. Unlike on-land PV, Floating PV is installed on the water surface, so it is necessary to consider the method of selecting and installing equipment suitable for the installation environment, so an introduction to this is described. In addition, it was introduced for design elements such as the installation tilt angle, azimuth, separation distance between PV arrays. Chapter 4 describes the prediction of the power for bifacial Floating PVs. To review the effectiveness of the proposed installation method, the equation of bifacial PV power according to installation method was modeled. In a PV power system, the output is changed by incident light perpendicular to the surface of inclined PV modules. In other words, since irradiation must be predicted to predict the output of the PV module, the prediction model for tilted irradiation according to the positional relation between the sun and the earth and the installation method of PV modules was introduced. In addition, the light affecting the output of the bifacial PV module was divided into front light and rear light, and the power prediction of bifacial PV module was modeled. The rear light was divided into direct light reflected from the floor surface where the PV module was installed and scattered light in the atmosphere and modeled using a View factor. The power of the bifacial PV module installed in the east and west directions was modeled through the relationship between the change in the sun’s azimuth over time and the installation azimuth of the PV module. In Chapter 5, the output characteristics by irradiation installation tilt angle, and separation distance for each installation method were compared, and the power prediction model of Chapter 4 was verified. Outdoor experiments confirmed the advantage of the proposed installation method under low irradiation conditions, and the daily power was predicted at an error rate of 0.63-13.65[%], and the daily power based on the measured irradiation of the facing east and west was predicted at an error rate of 0.11-7.28[%]. Chapter 6 analyzes the design of large-scale bifacial Floating PVs and the economic feasibility, considering the estimated power generation, total investment, and operating costs based on the area required for installation of 100 [MW]. Comparing the arrangement of PV modules considering the separation distances between PV module arrays for the installation methods, the installable capacity of Bi-EW under the required area for 100 [MW] Floating PVs with PV modules facing south was calculated to be 22 to 40[%] higher depending on the tilt angle of the PV module (15 to 30[°]). Compared with the conventional Mono-S installation method with Bi-EW, the expected annual power generation density obtained using the installable capacity and power prediction model was calculated to be at 79,151.63 to 99,067.28 [MWh/㎢] with a tilt angle of 15[°] and 74,503.00 to 101,212.20 [MWh/㎢] with a tilt angle of 30[°], showing that the power density was 25.16 to 35.85[%] higher. In addition, considering the expected amount of power generation by installation method and the total investment cost, it was confirmed that Floating PVs with the Bi-EW installation method had the highest total investment cost, but the highest IRR, DSCR, NPV and the lowest LCOE, showing it was economical. It is expected that this study would contribute to the increase of renewable energy generation and the improvement of the economic feasibility of Floating PVs by proposing a design method that generates maximum power under limited area. In addition, it is expected that the proposed installation method would contribute to the stable operation of the power grid by lowering the power peak near noon and increasing the power generation in the low irradiation range.
In this paper, with the spread of interest in realization of carbon neutral and RE100, a study on designing large-scale bifacial Floating PVs (Photovoltaic system) for maximum power generation under limited area was conducted. In PV power plants with conventional monofacial PV modules, PV modules would be installed southward for maximum efficiency. PV modules have the disadvantage of power loss due to shading, so sufficient separation distance between PV arrays should be ensured. Accordingly, to optimize the efficiency of the PV power plant, the area required to arrange the PV modules increases. However, if PV modules are installed in both directions in the east and west in parallel instead of the south-facing installation method, the required area for PV power plant could be reduced. Since the conventional PV modules absorb light only through the front surface, the efficiency is low when installed in the east and west directions. On the other hand, since bifacial PV modules could absorb light not only from the front but also from the rear, a large amount of power could be expected from the front before noon when installing it in the east direction and relatively large amount of power could be expected after noon by absorbing form the rear compared to monofacial PV module. On the contrary, when bifacial PV modules are installed facing west, a large amount of power could be expected from the rear after noon, and relatively large amount of power could be expected before noon by absorbing form the rear compared to monofacial PV module. Bifacial PV modules could produce relatively more power generation than that of conventional monofacial PV module in a low irradiation environment with less direct light, such as right after sunrise, just before sunset, and shading, etc. Taking these advantages, a designing of parallel installation of bifacial PV module facing east and west directions was proposed to maximize power generation under limited area. Chapter 1 of this paper describes the background, purpose, method, and scope of the study on the designing large-scale bifacial Floating PVs with maximum power under limited area. Chapter 2 describes the principle of PV power generation and the characteristics of bifacial PV power generation. Since PV power generation uses a photoelectric effect, the principle that electrons are generated when absorbing lights with a certain energy, research on methods that could absorb a lot of light and reduce losses are important to improve the efficiency of PV power generation. Accordingly, the technologies of manufacturing solar cells and PV modules to improve light absorption and to reduce the loss were introduced. In addition, the principle, manufacturing process, and strength of bifacial PV module compared to the conventional PV module are described. Chapter 3 describes development trends, components, and design elements of Floating PVs. Floating PVs are systems that generate power by installing PV modules with buoyancy body on an idle water surface. Floating PVs could efficiently use the land area and shows relatively high efficiency compared to on-land PVs thanks to cooling effect by water surface, and supply is expanding worldwide. Unlike on-land PV, Floating PV is installed on the water surface, so it is necessary to consider the method of selecting and installing equipment suitable for the installation environment, so an introduction to this is described. In addition, it was introduced for design elements such as the installation tilt angle, azimuth, separation distance between PV arrays. Chapter 4 describes the prediction of the power for bifacial Floating PVs. To review the effectiveness of the proposed installation method, the equation of bifacial PV power according to installation method was modeled. In a PV power system, the output is changed by incident light perpendicular to the surface of inclined PV modules. In other words, since irradiation must be predicted to predict the output of the PV module, the prediction model for tilted irradiation according to the positional relation between the sun and the earth and the installation method of PV modules was introduced. In addition, the light affecting the output of the bifacial PV module was divided into front light and rear light, and the power prediction of bifacial PV module was modeled. The rear light was divided into direct light reflected from the floor surface where the PV module was installed and scattered light in the atmosphere and modeled using a View factor. The power of the bifacial PV module installed in the east and west directions was modeled through the relationship between the change in the sun’s azimuth over time and the installation azimuth of the PV module. In Chapter 5, the output characteristics by irradiation installation tilt angle, and separation distance for each installation method were compared, and the power prediction model of Chapter 4 was verified. Outdoor experiments confirmed the advantage of the proposed installation method under low irradiation conditions, and the daily power was predicted at an error rate of 0.63-13.65[%], and the daily power based on the measured irradiation of the facing east and west was predicted at an error rate of 0.11-7.28[%]. Chapter 6 analyzes the design of large-scale bifacial Floating PVs and the economic feasibility, considering the estimated power generation, total investment, and operating costs based on the area required for installation of 100 [MW]. Comparing the arrangement of PV modules considering the separation distances between PV module arrays for the installation methods, the installable capacity of Bi-EW under the required area for 100 [MW] Floating PVs with PV modules facing south was calculated to be 22 to 40[%] higher depending on the tilt angle of the PV module (15 to 30[°]). Compared with the conventional Mono-S installation method with Bi-EW, the expected annual power generation density obtained using the installable capacity and power prediction model was calculated to be at 79,151.63 to 99,067.28 [MWh/㎢] with a tilt angle of 15[°] and 74,503.00 to 101,212.20 [MWh/㎢] with a tilt angle of 30[°], showing that the power density was 25.16 to 35.85[%] higher. In addition, considering the expected amount of power generation by installation method and the total investment cost, it was confirmed that Floating PVs with the Bi-EW installation method had the highest total investment cost, but the highest IRR, DSCR, NPV and the lowest LCOE, showing it was economical. It is expected that this study would contribute to the increase of renewable energy generation and the improvement of the economic feasibility of Floating PVs by proposing a design method that generates maximum power under limited area. In addition, it is expected that the proposed installation method would contribute to the stable operation of the power grid by lowering the power peak near noon and increasing the power generation in the low irradiation range.
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