KR101390350B1 - 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정 - Google Patents
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Abstract
본 발명은 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정에 관한 것이다. 본 발명은, 태양전지층을 구성하기 위한 다수의 태양전지(Cell) 각각에 대한 테스트를 수행하는 제 1 단계; 리본(Ribbon)으로 상기 다수의 태양전지(Cell) 간을 직렬로 연결하여 솔더링(Soldering)을 하여 태양전지 스트링을 형성하는 Tabbing & String 과정을 수행하여 상기 태양전지층을 형성하는 제 2 단계; 상기 태양전지층의 상단에 형성되기 위한 저철분 강화 글래스층 및 제 1 EVA층/EVA 대체층과 상기 태양전지층의 하단에 형성되기 위한 제 2 EVA층/EVA 대체층 형성을 위한 글래스(Glass) 공급 & EVA 배치를 수행하는 제 3 단계; 상기 태양전지층의 상단에 상기 저철분 강화 글래스층 및 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 배열을 위한 태양전지(Cell) Lay up을 수행하는 제 4 단계; 상기 태양전지층으로부터 전기적 에너지를 전달받기 위한 전기 배선관인 Bus Bar에 대한 용접을 수행하는 제 5 단계; 상기 태양전지층의 하부에 차례로 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층, 접착 부착포형 유리섬유층 및 강화 방열백시트층를 배열하여 샌드위치 구조를 형성하는 제 6 단계; 및 상기 강화 방열백시트층을 타공한 뒤, 상기 용접된 Bus Bar에 대한 타공된 영역으로 배열을 수행하여 태양광 모듈을 생성하는 제 7 단계; 을 포함하며, 상기 제 6 단계에 있어서, 후면 보호제인 상기 강화 방열백시트층은 300 마이크론과 코팅 두께를 50 마이크론 이상인 것을 사용하며, 타공시 가로 9~10cm, 폭 1cm의 공간을 타공기 혹은 타공 절단기를 이용하여 타공하고, 상기 Bus Bar를 상기 강화 방열백시트층 쪽으로 빼낸 후 테이프로 고정하는 것을 특징으로 한다.
Description
본 발명은 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정에 관한 것으로, 보다 구체적으로는, 다수의 태양전지(Cell)를 이용한 태양광 모듈의 하나로 현재 기 개발된 태양광 모듈과 다르게 특수 목적용으로 설계되어 태양광 모듈이 적용하지 못하는 사막 혹은 열대 지역에서도 제대로 된 성능을 발휘하기 위한 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정에 관한 것이다.
최근 태양광 산업의 급격한 성장으로 다양한 형태의 태양광 모듈이 개발되고 있고 적용이 되고 있으나, 수차례의 실증단지를 통해 온도가 높고, 일사량이 높은 지역에서는 기존의 태양광 모듈이 적용이 불가능함이 파악되고 있다.
이는 결정질형 태양광 전지뿐만 아니라, 박막형 태양전지 모듈에서도 동일하게 나타나는 현상이다. 이러한 현상은 도 1의 온도에 따른 태양광 모듈의 I-V 곡선변화를 나타내는 그래프, 도 2의 사막지역에 설치한 결정질 모듈의 발전효율을 나타내는 그래프로 230W기준으로 2011년 9월 두바이에서 실험한 데이터, 도 3의 사막지역에 설치된 태양광 모듈의 글래스(Glass) 표면을 광학현미경(×100)으로 촬영한 것을 나타내는 도면을 보면 명확하게 알 수 있다.
이러한 이유는 광전기전력으로 사용하는 태양전지(Cell)이 온도에 대한 한계를 나타내고 있는 것을 알 수 있는데, 도 1과 같이 온도 특성에 대하여 급격한 전압의 하락이 이루어지고 있고 이를 수치적으로 나타나면 1℃ 변화에 0.44%의 출력 감소가 결정질형 태양광 발전 모듈에서, 박막형 태양전지(비정질 실리콘 태양전지, 구리인듐 셀레나이드(CIGS) 박막형 태양전지)에서는 0.22%의 출력감소를 실험을 통하여 확인된다.
기존의 태양전지(Cell)는 이러한 기술적 한계에 후면 보호재인 불소수지계열 혹은 PET의 소재를 적용함에 따라 열 문제에서는 더욱더 문제를 발생하게 설계가 되어져 있다. 이에 일반 태양광 모듈의 설치는 사막지역 혹은 열대지역에서 발전하는 것이 현실적으로 불가능하다.
한편, 도 2의 실제 사막에서 태양광 발전소를 설치했을 경우 대기온도에 따른 발전효율에 대한 그래프를 참조하면, 현재 발명되고 만들어지고 있는 태양광 모듈은 사막지역과 같은 고온지역에 설치가 불가능한 것을 알 수 있다. 또한, 사막지방에 설치한 태양광 모듈은 전면부는 강하게 부는 모래바람에 의하여 표면의 거칠기 즉 조도와 태양 전지에서 발생하는 정전기에 의하여 모래먼지가 많이 부착이 되게 된다. 이러한 영향으로 인해서 1년 사이에 모듈의 자체 효율은 50% 이하로 대기온도의 최고점인 14시에서부터는 효율이 20% 이하로 하락하게 되는 원인이 된다.
이러한 이유로 인하여 결정질형, 혹은 박막태양전지인 비결정질형 태양광 모듈은 사막에 적용되는 것이 상당히 어렵거나 적용이 현실적으로 불가능하여 진다. 이에 해당 기술 분야에 있어서는 이러한 어려움을 극복하는 것과 동시에 기존의 태양광 모듈을 적용함과 동시에 사막에서도 최대한 발전효율이 이루어질 수 있도록 개발이 요구되고 있다.
한편, 일반적으로 현재 개발된 태양광 모듈 혹은 열대지역으로 개발되고 있는 태양광 모듈은 모두 부품을 외부에서 가공하거나 혹은 원재료를 바꿈으로 가격적인 부분과 기존의 라인을 적용할 수 없는 한계를 갖고 있다. 이에 해당 기술분야에 있어서는 기존의 태양광 모듈의 라인의 변경 없이 적용할 수 있도록 기개발되어진 방열백시트의 성능향상과 세라믹 도료의 성능향상과 적용처 변경 등의 자체 개발을 통하여 기존 태양 전지 모듈의 라인이 적용이 가능하면서 동시에 모든 작업을 일체형으로 개발할 수 있도록 설계하고 이것을 연구를 통하여 개발하고자 하고자 하는 시도가 계속되고 있다.
[관련기술문헌]
1. 태양전지모듈(특허출원번호 제10-1997-00515221호)
2. 태양 전지 모듈용 충전재, 및 그것을 이용한 태양 전지모듈, 및 태양 전지 모듈용 충전재의 제조 방법(FILLER FOR SOLAR CELL MODULE, SOLAR CELL MODULE USING SAME, AND METHOD FOR PRODUCING FILLER FOR SOLAR CELL MODULE)(특허출원번호 제10-2008-7013353호)
본 발명은 상기의 문제점을 해결하기 위한 것으로, 태양 전지의 열적 문제를 극복하고 태양광 글래스(Glass)의 조도 문제를 해결하며, 특히 발전효율이 일반 지역에서와 동등한 수준의 태양광 모듈을 제조하기 위한 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정을 제공하기 위한 것이다.
또한, 본 발명은 사막지역에서 태양전지의 내부온도를 60~75℃ 가량으로 유지함과 동시에 발전 효율을 국내에서 설치된 모듈과 동등하게 유지할 수 있도록 함으로써, 수직일사량이 높은 사막 혹은 열대지역에서 기존의 태양광 모듈을 적용할수 있는 획기적인 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정을 제공하기 위한 것이다.
또한, 본 발명은 태양전지 내부의 열관리와, 전면부의 고내구성 고수명의 세라믹 코팅을 통하여 태양광 모듈의 열화현상으로 인한 문제를 극복하여 태양광 모듈의 수명을 향상시켜 기존의 사막에서 6개월 내지 1년 내에 문제가 발생한 부분을 기존의 보증대로 15년 보증 25년 사용의 원칙을 지킬 수 있게 되고, 이에 따른 유지 보수 비용을 혁신적으로 절감하는 효과를 낳도록 하기 위한 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정을 제공하기 위한 것이다.
또한, 본 발명은 신교 생산라인을 증설하거나 새로운 모듈 생산 시스템을 제조없이 단순히 세라믹코팅 공정만 추가함으로 생산이 가능하도록 설계하고 적용함으로 기존 생산라인을 그대로 적용함과 동시에 방열 백시트가 가진 휘어짐, 낮은 가공성, 내구성 등을 EVA의 봉지재를 대체하는 다양한 수지를 적용함에 따라 원가 하락과 더불어 높은 온도에서도 견딜 수 있도록 하기 위한 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정을 제공하기 위한 것이다.
그러나 본 발명의 목적들은 상기에 언급된 목적으로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 목적들은 아래의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
상기의 목적을 달성하기 위해 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정은, 태양전지층을 구성하기 위한 다수의 태양전지(Cell) 각각에 대한 테스트를 수행하는 제 1 단계; 리본(Ribbon)으로 상기 다수의 태양전지(Cell) 간을 직렬로 연결하여 솔더링(Soldering)을 하여 태양전지 스트링을 형성하는 Tabbing & String 과정을 수행하여 상기 태양전지층을 형성하는 제 2 단계; 상기 태양전지층의 상단에 형성되기 위한 저철분 강화 글래스층 및 제 1 EVA층/EVA 대체층과 상기 태양전지층의 하단에 형성되기 위한 제 2 EVA층/EVA 대체층 형성을 위한 글래스(Glass) 공급 & EVA 배치를 수행하는 제 3 단계; 상기 태양전지층의 상단에 상기 저철분 강화 글래스층 및 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 배열을 위한 태양전지(Cell) Lay up을 수행하는 제 4 단계; 상기 태양전지층으로부터 전기적 에너지를 전달받기 위한 전기 배선관인 Bus Bar에 대한 용접을 수행하는 제 5 단계; 상기 태양전지층의 하부에 차례로 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층, 접착 부착포형 유리섬유층 및 강화 방열백시트층를 배열하여 샌드위치 구조를 형성하는 제 6 단계; 및 상기 강화 방열백시트층을 타공한 뒤, 상기 용접된 Bus Bar에 대한 타공된 영역으로 배열을 수행하여 태양광 모듈을 생성하는 제 7 단계; 을 포함하며, 상기 제 6 단계에 있어서, 후면 보호제인 상기 강화 방열백시트층은 300 마이크론과 코팅 두께를 50 마이크론 이상인 것을 사용하며, 타공시 가로 9~10cm, 폭 1cm의 공간을 타공기 혹은 타공 절단기를 이용하여 타공하고, 상기 Bus Bar를 상기 강화 방열백시트층 쪽으로 빼낸 후 테이프로 고정하는 것을 특징으로 한다.
이때, 상기 제 7 단계 이후, 상기 태양광 모듈의 샌드위치 구조를 135℃~170℃의 고온으로 라미네이팅하여 누수로부터 보호하는 Lamination 공정을 수행하는 제 8 단계; 상기 라미네이팅 과정이 수행된 상기 태양광 모듈의 ER 테스크를 수행한 뒤 품질검사를 수행하는 제 9 단계; 및 상기 태양광 모듈의 트리밍(Trimming) 공정 및 프레임(Frame) 조립과정을 수행하는 제 10 단계; 를 더 포함하며, 상기 프레임 조립과정은 라미네이팅 과정이 수행된 샌드위치 구조의 태양광 모듈에 알루미늄 프레임 및 충진재를 이용하여 봉합(encapsulation)하는 과정이며, 상기 제 10 단계에 있어서, 상기 프레임 조립 과정에서 상기 알루미늄 프레임(Frame)의 경우 공정상에서 직접 코팅을 위해 미코팅 제품을 사용하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 제 10 단계 이후, 상기 태양광 모듈의 역전류 방지 및 전기손실을 방지하기 위해 뒷면에 Junction Box(Diode)를 결합하는 J-Box 조립을 수행하는 제 11 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 11 단계에 있어서, 상기 Junction Box는 알루미늄 케이스로 되어진 것을 사용하는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 11 단계 이후, 상기 J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤, 포장을 통해 제조공정을 마무리하는 제 12 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 11 단계 이후, 상기 J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤, 상기 성능검사가 완료된 태양광 모듈의 글래스(Glass) 프레임(Frame) 절단을 수행한 뒤, 저철분 강화 글래스층을 생성을 위한 고경도 세라믹코팅을 배치하는 제 12 단계; 및 상기 저철분 강화 글래스층의 상부에 고경도 세라믹코팅층을 형성하기 위한, 스프레이 코팅(Spray Coating)을 수행한 뒤, 건조/경화를 진행하는 제 13 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 13 단계에 있어서, 상기 태양광 모듈의 스프레이 세라믹 코팅의 경우는 눕혀서 고정시킨 상태에서 스프레이 코팅 방법으로 3회 반복(50 마이크론)과 5회 반복(100 마이크론) 도포를 실시하는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 13 단계에 있어서, 건조는 60 내지 100℃ 수준의 열풍건조 또는 직광건조방조로 가능하며, 열풍건조시 온도는 60~100℃ 수준으로 유지되어야 하며, 4 분간 흐르도록 연속건조 방식으로 수행하는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 13 단계 이후, 건조/경화가 진행된 상기 고경도 세라믹코팅층이 형성된 상기 저철분 강화 글래스층을 냉각시킨 태양광 모듈의 포장을 수행하는 제 14 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 14 단계에 있어서, 상기 냉각시 자연냉각을 시키며 완전 냉각되어져 표면 온도가 25℃ 이하일 경우 포장을 실시하며, 냉각 방식은 송풍 냉각을 사용하는 것이 바람직하다.
상기의 목적을 달성하기 위해 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈은, 고경도 세라믹코팅층, 저철분 강화 글래스층, 제 1 EVA층/EVA 대체층, 태양전지층, 제 2 EVA층/EVA 대체층, 접착 부착포형 유리섬유층, 그리고 강화 방열백시트층가 차례로 적층되어 형성되는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈에 있어서, 상기 고경도 세라믹코팅층은 연필경도가 8H급 이상의 소재를 사용하고, 상기 강화 방열백시트층의 경우 알루미늄의 두께 및 코팅의 두께가 각각 250 내지 300 마이크론, 50 내지 100 마이크론의 된 것을 사용하며, 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 및 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층은 550 내지 800마이크론의 두께의 소재를 적용하며, 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 및 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층은, VA 소재는 열에 약함으로 인해서 대체 소재로 핫멜트 타입의 태양전지용 봉지재, 실리콘 타입의 태양봉지제, UV 경화형 우레탄 소재, 액상실리콘 중에서 적어도 하나 이상을 적용하며, 용융점이 90 내지 120℃ 수준의 고 내열성 접착소재로 대체가 가능하며, 상기 접착 부착포형 유리섬유층은, 부직포타입의 유리섬유에 접착성능을 추가함으로 접착력의 향상과 동시에 내열성, 내습성을 강화하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 고경도 세라믹코팅층은, 반사 방지 기능과 이지 크리닝 기능을 동시에 가질수 있도록 Si-O2, Ti-O2, Zr-O2를 기초로 하여 PTF를 0.2% 첨가하여 만든 고내구성 세라믹코팅으로 경화 온도는 60~100℃인 것을 특징으로 한다.
이때, 상기 제 7 단계 이후, 상기 태양광 모듈의 샌드위치 구조를 135℃~170℃의 고온으로 라미네이팅하여 누수로부터 보호하는 Lamination 공정을 수행하는 제 8 단계; 상기 라미네이팅 과정이 수행된 상기 태양광 모듈의 ER 테스크를 수행한 뒤 품질검사를 수행하는 제 9 단계; 및 상기 태양광 모듈의 트리밍(Trimming) 공정 및 프레임(Frame) 조립과정을 수행하는 제 10 단계; 를 더 포함하며, 상기 프레임 조립과정은 라미네이팅 과정이 수행된 샌드위치 구조의 태양광 모듈에 알루미늄 프레임 및 충진재를 이용하여 봉합(encapsulation)하는 과정이며, 상기 제 10 단계에 있어서, 상기 프레임 조립 과정에서 상기 알루미늄 프레임(Frame)의 경우 공정상에서 직접 코팅을 위해 미코팅 제품을 사용하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 제 10 단계 이후, 상기 태양광 모듈의 역전류 방지 및 전기손실을 방지하기 위해 뒷면에 Junction Box(Diode)를 결합하는 J-Box 조립을 수행하는 제 11 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 11 단계에 있어서, 상기 Junction Box는 알루미늄 케이스로 되어진 것을 사용하는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 11 단계 이후, 상기 J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤, 포장을 통해 제조공정을 마무리하는 제 12 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 11 단계 이후, 상기 J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤, 상기 성능검사가 완료된 태양광 모듈의 글래스(Glass) 프레임(Frame) 절단을 수행한 뒤, 저철분 강화 글래스층을 생성을 위한 고경도 세라믹코팅을 배치하는 제 12 단계; 및 상기 저철분 강화 글래스층의 상부에 고경도 세라믹코팅층을 형성하기 위한, 스프레이 코팅(Spray Coating)을 수행한 뒤, 건조/경화를 진행하는 제 13 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 13 단계에 있어서, 상기 태양광 모듈의 스프레이 세라믹 코팅의 경우는 눕혀서 고정시킨 상태에서 스프레이 코팅 방법으로 3회 반복(50 마이크론)과 5회 반복(100 마이크론) 도포를 실시하는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 13 단계에 있어서, 건조는 60 내지 100℃ 수준의 열풍건조 또는 직광건조방조로 가능하며, 열풍건조시 온도는 60~100℃ 수준으로 유지되어야 하며, 4 분간 흐르도록 연속건조 방식으로 수행하는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 13 단계 이후, 건조/경화가 진행된 상기 고경도 세라믹코팅층이 형성된 상기 저철분 강화 글래스층을 냉각시킨 태양광 모듈의 포장을 수행하는 제 14 단계; 가 더 수행되는 것이 바람직하다.
또한, 상기 제 14 단계에 있어서, 상기 냉각시 자연냉각을 시키며 완전 냉각되어져 표면 온도가 25℃ 이하일 경우 포장을 실시하며, 냉각 방식은 송풍 냉각을 사용하는 것이 바람직하다.
상기의 목적을 달성하기 위해 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈은, 고경도 세라믹코팅층, 저철분 강화 글래스층, 제 1 EVA층/EVA 대체층, 태양전지층, 제 2 EVA층/EVA 대체층, 접착 부착포형 유리섬유층, 그리고 강화 방열백시트층가 차례로 적층되어 형성되는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈에 있어서, 상기 고경도 세라믹코팅층은 연필경도가 8H급 이상의 소재를 사용하고, 상기 강화 방열백시트층의 경우 알루미늄의 두께 및 코팅의 두께가 각각 250 내지 300 마이크론, 50 내지 100 마이크론의 된 것을 사용하며, 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 및 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층은 550 내지 800마이크론의 두께의 소재를 적용하며, 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 및 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층은, VA 소재는 열에 약함으로 인해서 대체 소재로 핫멜트 타입의 태양전지용 봉지재, 실리콘 타입의 태양봉지제, UV 경화형 우레탄 소재, 액상실리콘 중에서 적어도 하나 이상을 적용하며, 용융점이 90 내지 120℃ 수준의 고 내열성 접착소재로 대체가 가능하며, 상기 접착 부착포형 유리섬유층은, 부직포타입의 유리섬유에 접착성능을 추가함으로 접착력의 향상과 동시에 내열성, 내습성을 강화하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 고경도 세라믹코팅층은, 반사 방지 기능과 이지 크리닝 기능을 동시에 가질수 있도록 Si-O2, Ti-O2, Zr-O2를 기초로 하여 PTF를 0.2% 첨가하여 만든 고내구성 세라믹코팅으로 경화 온도는 60~100℃인 것을 특징으로 한다.
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본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정은, 태양 전지의 열적 문제를 극복하고 태양광 글래스(Glass)의 조도 문제를 해결하며, 특히 발전효율이 일반 지역에서와 동등한 수준의 태양광 모듈을 제조가 가능하다.
또한, 본 발명의 다른 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정은, 사막지역에서 태양전지의 내부온도를 60~75℃ 가량으로 유지함과 동시에 발전 효율을 국내에서 설치된 모듈과 동등하게 유지할 수 있도록 함으로써, 수직일사량이 높은 사막 혹은 열대지역에서 기존의 태양광 모듈을 적용할 수 있는 효과를 제공한다.
또한, 본 발명의 다른 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정은, 태양전지 내부의 열관리와, 전면부의 고내구성 고수명의 세라믹 코팅을 통하여 태양광 모듈의 열화현상으로 인한 문제를 극복하여 태양광 모듈의 수명을 향상시켜 기존의 사막에서 6개월 내지 1년 내에 문제가 발생한 부분을 기존의 보증대로 15년 보증 25년 사용의 원칙을 지킬 수 있게 되고, 이에 따른 유지 보수 비용을 혁신적으로 절감하는 효과를 제공한다.
뿐만 아니라, 본 발명의 다른 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈, 그리고 이의 제조 공정은, 신교 생산라인을 증설하거나 새로운 모듈 생산 시스템을 제조없이 단순히 세라믹코팅 공정만 추가함으로 생산이 가능하도록 설계하고 적용함으로 기존 생산라인을 그대로 적용함과 동시에 방열 백시트가 가진 휘어짐, 낮은 가공성, 내구성 등을 EVA의 봉지재를 대체하는 다양한 수지를 적용함에 따라 원가 하락과 더불어 높은 온도에서도 견딜 수 있는 효과를 제공한다.
도 1은 종래의 온도에 따른 태양광 모듈의 I-V 곡선변화를 나타내는 그래프이다.
도 2는 종래의 태양광 모듈을 사막지역에 설치한 결정질 모듈의 발전효율을 나타내는 그래프이다.
도 3은 종래의 태양광 모듈이 사막지역에 설치된 뒤, 글래스(Glass) 표면을 광학현미경으로 촬영한 것을 나타내는 도면이다.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈이 적층된 상태를 설명하기 위한 도면이다.
도 5는 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정을 나타내는 도면이다.
도 6은 도 5의 제조 공정을 통해 생성된 태양광 모듈에 대한 내광성, 내후성 내습성등을 측정한 결과표이다.
도 7 및 도 8은 도 5의 제조 공정을 통해 생성된 태양광 모듈에 대한 발전효율에 대한 시험 결과를 나타내는 그래프 및 도표이다.
도 2는 종래의 태양광 모듈을 사막지역에 설치한 결정질 모듈의 발전효율을 나타내는 그래프이다.
도 3은 종래의 태양광 모듈이 사막지역에 설치된 뒤, 글래스(Glass) 표면을 광학현미경으로 촬영한 것을 나타내는 도면이다.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈이 적층된 상태를 설명하기 위한 도면이다.
도 5는 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정을 나타내는 도면이다.
도 6은 도 5의 제조 공정을 통해 생성된 태양광 모듈에 대한 내광성, 내후성 내습성등을 측정한 결과표이다.
도 7 및 도 8은 도 5의 제조 공정을 통해 생성된 태양광 모듈에 대한 발전효율에 대한 시험 결과를 나타내는 그래프 및 도표이다.
이하, 본 발명의 바람직한 실시예의 상세한 설명은 첨부된 도면들을 참조하여 설명할 것이다. 하기에서 본 발명을 설명함에 있어서, 관련된 공지 기능 또는 구성에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 불필요하게 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명을 생략할 것이다.
도 4는 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈이 적층된 상태를 설명하기 위한 도면이다. 도 4를 참조하면, 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈은 고경도 세라믹코팅층(110), 저철분 강화 글래스층(120), 제 1 EVA층/EVA 대체층(130), 태양전지층(140), 제 2 EVA층/EVA 대체층(150), 접착 부착포형 유리섬유층(160), 그리고 강화 방열백시트층(170)을 포함한다.
본 발명에 사용된 고경도 세라믹코팅층(110)은 연필경도가 8H급 이상의 소재를 사용하고 강화 방열백시트층(170)의 경우는 기존에 특허등록된 설계에서 알루미늄의 두께 및 코팅의 두께가 각각 250 내지 300 마이크론, 50 내지 100 마이크론의 된 제품으로 개량하여 적용하였으며, 기존의 봉지재로 사용한 제 1 EVA층/EVA 대체층(130) 및 제 2 EVA층/EVA 대체층(150)은 550 내지 800마이크론의 두께의 소재를 적용하였다.
이때 EVA 소재는 열에 약함으로 인해서 대체 소재는 핫멜트 타입의 태양전지용 봉지재, 실리콘 타입의 태양봉지제, UV 경화형 우레탄 소재, 액상실리콘 등의 대체 소재로 기존의 열라미네이트를 이용하는 것과 동시에 용융점이 90 내지 120℃ 수준의 고 내열성 접착소재로 대체가 가능하다.
즉 이러한 내용은 사막의 높은 대기온도로 인한 태양전지 모듈의 내부의 온도가 120도까지 상승될 경우를 대비하여 높은 열전달성 및 열충격, 내열성을 갖추는 제품으로 설계한다. 이러한 적용과 더불어서 장기간 빛의 조사로 인해서 발생되어지는 황변 현상을 해소하고 충분한 산소 공급으로 황변을 억제하였다.
그러나 결정질형 실리콘의 수분에 약한점을 보완하기 위하여 후면보호재인 방열 백시트의 두께와 코팅 두께를 상승시켜 적용을 하였고 접착력 향상을 위하여 충분한 가교시간을 두는 것이 이 발명의 특징이다.
또한 일반적으로 사용하는 접착 부착포형 유리섬유층(160)에서 부직포타입의 유리섬유에 접착성능을 추가함으로 접착력의 향상과 동시에 내열성, 내습성을 강화한다. 이때 사용하는 접착 유리섬유는 금속과 봉지재간의 가교를 향상시키고 열이 보다 효율적으로 전달 되도록 적용하였으며, 기존 제품들이 셀과 EVA 봉지재간의 가교성을 높이기 위하여 적용을 하였으나, 이럴 경우 결정질 실리콘 셀에 마이크로크랙등의 위험요소가 강해짐으로 반대편인 EVA와 금속방열 백시트의 가교성을 높이기 위하여 적용하였다.
고경도 세라믹코팅층(110)은 반사 방지 기능과 이지 크리닝 기능을 동시에 가질수 있도록 Si-O2, Ti-O2, Zr-O2를 기초로 하여 PTF를 0.2% 첨가하여 만든 고내구성 세라믹코팅으로 경화 온도는 60~100℃이며, 내구성의 수명은 기존의 Ti-O2 기본베이스 제품보다 높은 10년 내외의 수명을 가지고, 동시에 가장 많이 사용하는 AR 코팅의 경도보다 약 2배 정도 높은 경도를 가진 성능을 갖는다. 이때 소량의 볼소 필러를 투입함으로 이지크리닝 기능을 더하여 사막에서의 먼지 접착 문제를 해결한다.
저철분 강화 글래스층(120)을 이루는 글래스(Glass)는 태양광용 저철분 강화 유리로 아사히 글래스의 3.0mm 제품을 기본으로 적용한다.
제 1 EVA층/EVA 대체층(130) 및 제 2 EVA층/EVA 대체층(150)에 사용되는 EVA 제품은 브릿지스톤사의 750 마이크론 제품과, 진흥공업의 500 마이크론 제품이 사용되며, 액상실리콘의 경우는 SKC의 제품을 열경화형 우레탄 소재는 3M제품을 사용한다.
접착 부착포형 유리섬유층(160)은 일본 세이시사의 제품으로 사용하여 아크릴타입의 접착제를 이용해 포도 점착이 가능하도록 한다.
이와 같은 본 발명에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈은 기존의 불소수지를 이용한 후면재를 대체하여 "등록특허 제10-0962642호 2010. 06.03 세라믹 코팅 방열시트를 구비한 태양광 발전용 모듈"에서 후면 보호재인 세라믹 혹은 하이브리드 코팅으로 제작된 방열성능을 구비한 후면재를 적용할 뿐만 아니라, 전면에는 고내구성 글래스(Glass) 코팅 소재를 이용하는 것을 기술적 특징으로 한다.
도 5는 본 발명의 실시예에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정을 나타내는 도면이다. 도 4 및 도 5를 참조하면, 태양전지층(140)를 구성하기 위한 다수의 태양전지(Cell) 각각에 대한 테스트를 수행한다(S11). 즉, 태양전지 공장에서 등급별로 효율성을 측정해서 판매를 하지만 운송중의 파손 및 전기적 특성을 검사하기 위해 셀 테스터(Cell Tester)에 의해 전기적 특성 및 효율성을 시험하여 양지의 제품을 사용하기 위해 다수의 태양전지(Cell)에 대한 테스트를 수행한다.
단계(S11)에 따라 태양전지(Cell)가 테스트에 합격되면, 리본(Ribbon)으로 다수의 태양전지(Cell) 간을 직렬로 연결하여 솔더링(Soldering)을 하여 태양전지 스트링을 형성하는 Tabbing & String 과정을 수행하여 태양전지층(140)을 형성한다(S12).
단계(S12) 이후, 태양전지층(140)의 상하에 형성되기 위한 저철분 강화 글래스층(120), 제 1 EVA층/EVA 대체층(130), 및 제 2 EVA층/EVA 대체층(150) 형성을 위한 글래스(Glass) 공급 & EVA 배치를 수행한다(S13).
단계(S13) 이후, 태양전지층(140)의 상부에 저철분 강화 글래스층(120) 및 제 1 EVA층/EVA 대체층(130) 배열을 위한 태양전지(Cell) Lay up을 수행한다(S14).
단계(S14) 이후, 태양전지층(140)으로부터 전기적 에너지를 전달받기 위한 전기 배선관인 Bus Bar에 대한 용접을 수행한다(S15).
단계(S16) 이후, 태양전지층(140)의 하부에 차례로 제 2 EVA층/EVA 대체층(150), 접착 부착포형 유리섬유층(160) 및 강화 방열백시트층(170)를 배열하여 샌드위치 구조를 형성한다(S16).
단계(S17) 이후, 강화 방열백시트층(170)를 타공한 뒤(S17), 단계(S15)에서 용접된 Bus Bar에 대한 타공된 영역으로 배열을 수행하여 태양광 모듈을 생성한다(S18). 여기서, 후면 보호제인 강화 방열백시트층(170)은 템솔에서 개발한 방열 백시트를 기본으로 사용하되, 기존의 알루미늄 두께가 100 내지 200마이크론의 제품에서 방열 성능을 향상하기 위하여 300 마이크론 수준의 제품과 코팅 두께를 50 마이크론 이상 올린 제품을 적용하며, 알루미늄 기존의 제품임으로 자동공급장치를 활용하여 사용한다. 한편, 기존의 Bus Bar의 경우는 강화 방열백시트층(170)과 절연성 문제가 없었으나 알루미늄 백시트는 절연성의 문제가 발생함으로 가로 9~10cm, 폭 1cm의 공간을 타공기 혹은 타공 절단기를 이용하여 타공하고, Bus Bar를 강화 방열백시트층(170) 쪽으로 빼낸 후 테이프로 고정한다.
단계(S18) 이후, 태양광 모듈의 샌드위치 구조를 고온으로 라미네이팅하여 누수 등으로부터 보호하는 Lamination 공정을 수행한다(S19). 이때 라미네이트 온도는 135℃~170℃ 수준으로 수행하는 것이 바람직하다.
단계(S19) 이후, 라미네이팅 과정이 수행된 태양광 모듈의 ER 테스크를 수행한 뒤(S20), 품질검사를 수행한다(S21).
단계(S21) 이후, 태양광 모듈의 트리밍(Trimming) 공정 및 프레임(Frame) 조립과정을 수행한다(S22). 여기서 프레임 조립과정은 라미네이팅 과정이 수행된 샌드위치 구조의 태양광 모듈에 알루미늄 프레임 및 충진재를 이용하여 봉합(encapsulation)하는 과정일 수 있다.
여기서 알루미늄 프레임(Frame)의 경우 공정상에서 직접 당사가 코팅을 함으로 기존의 코팅 제품이 아닌 미코팅 제품을 선정한다. 한편 모듈화를 위해 기존의 태양광 결정질형 모듈의 개발시에는 일반적으로 열라미네이터의 경우 20 내지 23분 수준으로 약 140~155℃ 수준으로 EVA의 가교성 80 내지 85%수준으로 유지할 수 있도록 되어져 있으나 본 발명에서는 라미네이터 시간을 약 15 내지 19분으로 단축시키며, 알루미늄 소재 베이스와 EVA Film 대체춤을 사용할 시에는 각각의 성능에 맞게 변경한다.
단계(S22) 이후, 태양광 모듈의 파손 기타 사유로 제 기능을 발휘하지 못하는 경우를 대비하여 역전류 방지 및 전기손실을 방지하기 위해 뒷면에 Junction Box(Diode)를 결합하는 J-Box 조립을 수행한다(S24). 여기서, Junction Box는 LDT에서 개발한 제품을 사용하되 다이오드 성능은 20% 이상 성능이 개선되고 열적 안정성을 높이기 위하여 알루미늄 케이스로 되어진 제품을 사용한다.
단계(S24) 이후, J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤(S25), 포장을 통해 제조공정을 마무리한다(S26).
한편, 단계(S25) 이후의 추가적 과정으론, 단계(S27) 내지 단계(S31)이 더 수행될 수 있다.
보다 구체적으로, 단계(S25)의 성능검사가 완료된 태양광 모듈의 글래스(Glass) 프레임(Frame) 절단을 수행 한 뒤(S27), 저철분 강화 글래스층(120)을 생성을 위한 고경도 세라믹코팅을 배치한다(S28).
이후, 저철분 강화 글래스층(120)의 상부에 고경도 세라믹코팅층(110)을 형성하기 위한, 스프레이 코팅(Spray Coating)을 수행한 뒤(S29), 건조/경화를 진행한다(S30). 최종 태양광 모듈의 스프레이 세라믹 코팅의 경우는 약 15% 수준으로 눕혀서 고정시킨 상태에서 스프레이 코팅 방법으로 3회 반복(50 마이크론), 5회 반복(100 마이크론) 도포를 실시한다. 이때 투명 타입으로 도포되면, 균일하게 도포 되도록 유의해야 한다.
여기서, 태양광용 모듈 제조 라인을 그대로 적용을 하는 것이 1차 적인 방법이나 현재의 시스템과 장소적인 여건에서 연속공정으로 세라믹 스프레이 공정을 추가로 진행할 수 없음에 따라 추가적으로 프레임(Frame)과 글래스(Glass)를 추가로 코팅하여 기존 설비라인에 적용하는 것을 선택한다. 한편, 글래스(Glass) 코팅 후 건조는 60 내지 100℃ 수준의 열풍건조, 직광 방식 등의 방법으로 건조가 가능하다. 즉 건조의 방법은 열풍방식과 직광건조 방식이 있으며 일반적으로 열풍건조방식을 적용한다. 이때 건조로 온도는 60~100℃ 수준으로 유지되어야 하며, 약 4 분간 흐르도록 연속건조 방식으로 통과시킨다.
또한, 일단 글래스(Glass)과 프레임(Frame)은 같이 건조해야하며 건조시간은 약 5 내지 8 분에서 형성가능하다. 연속공정에서 태양광 모듈의 프레임(Frame)과 J-Box를 모두 결합후, 시뮬레이터 이용 성능검사 후 완제품상태의 전면부위를 전체 코팅하고 동일한 온도에서 건조 및 강화 작업을 한다.
이때 기존에 실리콘으로 접착된 부위도 동시에 건조가 일어나고 컨베이어 방식으로 작업을 진행함으로 직업의 진행속도에서는 기존의 라인과 별다른 차이가 없다.
단계(S31) 이후, 건조/경화가 진행된 고경도 세라믹코팅층(110)이 형성된 저철분 강화 글래스층(120)을 냉각시킨 뒤(S31), 포장을 수행한다(S32).
최종적으로 나온 태양광 모듈의 경우 자연냉각을 시키며 완전 냉각되어져 표면 온도가 약 25℃ 이하일 경우 포장을 실시한다. 이때 송풍 냉각방식을 사용해도 무방하다.
이와 같은 제조 공정을 통해 생성된 태양광 모듈에 대한 내광성, 내후성 내습성등을 측정한 결과표는 도 6의 표 1과 같다.
여기서 시험장소는 두바이의 사막이고 2011년 9월 시행일이며, 발전효율은 12:00 내지 02:00의 평균 발전효율이며, 가장 대표 되는 제품 3종을 도 7의 그래프로 나타낸 것이며, 도 8은 도표로 나타낸 것이다.
첫째, 내광성은 초에너지 조사시험기에 도 5의 과정으로 생성된 태양전지 모듈을 투입하고 UV램프에 의해 5시간의 자외선 조사 및 1시간의 이슬점 응결을 반복하여 2500시간 동안 수행한 결과이다. 도 6의 표 1과 같이 변화가 없을 경우 O으로 표시하고 변화가 있을 시에는 코멘트로 표시한다.
둘째, 내후성은 선샤인 weather-O-meter에 태양광 모듈을 투입하고, 제논 램프로 광조사를 하여 노출시켰으며 2시간에 8분 동안 강우를 반복하여 촉진내후성 시험을 수행하며, 5000시간 후에 외간의 변화를 관찰한다. 관찰 결과는 변화가 없을 경우 O으로, 약간의 변화에 대해서는 상태에 따라 코멘트로 표시한다.
셋째, 내습성(항온항습테스트)은 환경시험기에 태양광 모듈을 투입하고 온도 85℃, 습도 85%의 환경하에서 2500시간을 방치하고 외관상의 변화를 관찰한다. 관찰 결과는 변화가 없을 경우 O으로 , 약간의 변화에 대해서는 상태에 따라 코멘트로 표시한다.
넷째, 염수분무테스트는 염수분무기에 태양광 모듈을 투입하고 염분 농도 5%의 염수를 지속적으로 분사하여 2500 시간 동안 방치하고 외관상의 변화를 관찰한다. 관찰 결과는 변화가 없을 경우 O으로, 약간의 변화에 대해서는 상태에 따라 코멘트로 표시한다.
다섯째로, 발전효율은 태양광 모듈을 지지대에 설치 후 각 출력량 대비 초기 출력값으로 나눈 발전효율로 측정을 하며 인버터 및 태양광 모듈 측정기를 통하여 출력을 확인한다. 이 결과는 %수치로 기록한다. 그리고 도 7은 실시예 vs 비교예의 발전효율을 나타내는 그래프이다.
여섯째로, 샌딩테스트는 샌드블라스트의 공기압축률을 대기압 대비 약 15기압으로 조정하여 터널식 샌드블라스트 기기에 통과시키고 난 후에 광학현미경으로 표시를 하여 변화없으면 O , 변화에 따라 조도를 표시한다.
한편, 도 5의 본 발명에 따른 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정에 사용되는 태양전지(cell)은 STX 생산되는 단결정형 실리콘 태양전지와, 다결정형 실리콘 태양전지를 각각 사용하며, 실리콘 태양전지는 발전효율이 17.3%, 모듈제조시 16.5% 발전효율을 갖는다.
도 6 내지 도 8을 참조하면, 본 발명의 태양광 모듈을 적용할 경우와 비교예와의 비교에서 볼 때 본 발명의 표면처리와 세라믹코팅을 통하여 기존의 사막에 설치될 경우의 문제를 극복할 수 있으며, 일반 지역에서의 모듈과 동일한 80 %이상의 성능을 낼 수 있다. 이에 따라 각 태양광 모듈의 효율 및 평균 발전시간을 1시간에서 5시간으로 평균 발전량을 25% 수준에서 75% 수준으로 상승시킬 수 있다.
그리고 태양광 모듈의 표면에 내구성에서도 세라믹 코팅을 통하여 내후성, 내구성을 모두 만족할 수 있는 수준이다. 세라믹코팅을 처리한 부분은 두께에 관계없이 샌드블라스트에서 모두 견딜 수 있으며 표면의 변화가 없었으나, 세라믹코팅을 처리하지 않는 무처리의 경우에는 표면의 조도 11~12 Rsm으로 표시된다. 따라서 기종의 유리에는 모래바람에 풍화가 일어나서 일정한 조도가 발생하나 당사에서 적용한 고경도 세라믹코팅을 통하여서 문제가 없다.
이상의 설명에 따른 태양광 모듈은 사막 및 열대지역에서 적용이 가능하여, 사막, 열대지역 전용 태양광 모듈의 기존의 문제점을 해결하고 발전출력을 일반지역과 동일하게 발전할수 있는 고효율 태양광 발전 모듈을 제시한다.
또한, 세라믹코팅, 방열기능부여와 태양광 모듈을 모두 한 라인에서 생산할수 있도록 설계 고안한 생산 시스템으로 자동화라인이 적용이 가능하며, 기존의 EVA를 대체하여 액상실리콘, 우레탄 등을 적용함으로, 이외에 PP, 에폭시, ABS 열경화형 핫멜트 등을 사막화 모듈로 대체 사용이 가능하며, 이러한 봉지재에 방열 백시트를 적용시킴으로 고온에서도 높은 방열 성능이 나오도록 설계한다.
또한, 기존의 방열 백시트의 두께를 향상시켜 기존모듈에 적용한 사막전용 태양광 발전 모듈에 해당하며, 기존의 Ti-O2, ARC 코팅에서 벗어난 Si-O2 + Ti-O2 + Zr-O2 복합 세라믹 코팅 기술이 적용된 사막 전용 태양광 발전용 모듈을 제시한다.
뿐만 아니라, 접착성을 향상시킨 부직포형 유리섬유를 적용한 태양광 발전모듈로 기존의 불소수지가 아닌 알루미늄 방열백시트에 적용한 사막 전용 태양광 발전 모듈을 제시하며, 대기온도에 상관없이 모듈의 내부온도가 80℃이하가 되도록 냉각시스템을 일체화한 사막 전용 태양광 발전용 모듈이다.
이상과 같이, 본 명세서와 도면에는 본 발명의 바람직한 실시예에 대하여 개시하였으며, 비록 특정 용어들이 사용되었으나, 이는 단지 본 발명의 기술 내용을 쉽게 설명하고 발명의 이해를 돕기 위한 일반적인 의미에서 사용된 것이지, 본 발명의 범위를 한정하고자 하는 것은 아니다. 여기에 개시된 실시예 외에도 본 발명의 기술적 사상에 바탕을 둔 다른 변형 예들이 실시 가능하다는 것은 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명한 것이다.
110: 고경도 세라믹코팅층
120: 저철분 강화 글래스층
130: 제 1 EVA층/EVA 대체층
140: 태양전지층
150: 제 2 EVA층/EVA 대체층
160: 접착 부착포형 유리섬유층
170: 강화 방열백시트층
120: 저철분 강화 글래스층
130: 제 1 EVA층/EVA 대체층
140: 태양전지층
150: 제 2 EVA층/EVA 대체층
160: 접착 부착포형 유리섬유층
170: 강화 방열백시트층
Claims (17)
- 태양전지층을 구성하기 위한 다수의 태양전지(Cell) 각각에 대한 테스트를 수행하는 제 1 단계;
리본(Ribbon)으로 상기 다수의 태양전지(Cell) 간을 직렬로 연결하여 솔더링(Soldering)을 하여 태양전지 스트링을 형성하는 Tabbing & String 과정을 수행하여 상기 태양전지층을 형성하는 제 2 단계;
상기 태양전지층의 상단에 형성되기 위한 저철분 강화 글래스층 및 제 1 EVA층/EVA 대체층과 상기 태양전지층의 하단에 형성되기 위한 제 2 EVA층/EVA 대체층 형성을 위한 글래스(Glass) 공급 & EVA 배치를 수행하는 제 3 단계;
상기 태양전지층의 상단에 상기 저철분 강화 글래스층 및 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 배열을 위한 태양전지(Cell) Lay up을 수행하는 제 4 단계;
상기 태양전지층으로부터 전기적 에너지를 전달받기 위한 전기 배선관인 Bus Bar에 대한 용접을 수행하는 제 5 단계;
상기 태양전지층의 하부에 차례로 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층, 접착 부착포형 유리섬유층 및 강화 방열백시트층를 배열하여 샌드위치 구조를 형성하는 제 6 단계; 및
상기 강화 방열백시트층을 타공한 뒤, 상기 용접된 Bus Bar에 대한 타공된 영역으로 배열을 수행하여 태양광 모듈을 생성하는 제 7 단계; 을 포함하며,
상기 제 6 단계에 있어서, 후면 보호제인 상기 강화 방열백시트층은 300 마이크론과 코팅 두께를 50 마이크론 이상인 것을 사용하며, 타공시 가로 9~10cm, 폭 1cm의 공간을 타공기 혹은 타공 절단기를 이용하여 타공하고, 상기 Bus Bar를 상기 강화 방열백시트층 쪽으로 빼낸 후 테이프로 고정하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 삭제
- 청구항 1에 있어서, 상기 제 7 단계 이후,
상기 태양광 모듈의 샌드위치 구조를 135℃~170℃의 고온으로 라미네이팅하여 누수로부터 보호하는 Lamination 공정을 수행하는 제 8 단계;
상기 라미네이팅 과정이 수행된 상기 태양광 모듈의 ER 테스크를 수행한 뒤 품질검사를 수행하는 제 9 단계; 및
상기 태양광 모듈의 트리밍(Trimming) 공정 및 프레임(Frame) 조립과정을 수행하는 제 10 단계; 를 더 포함하며,
상기 프레임 조립과정은 라미네이팅 과정이 수행된 샌드위치 구조의 태양광 모듈에 알루미늄 프레임 및 충진재를 이용하여 봉합(encapsulation)하는 과정이며,
상기 제 10 단계에 있어서, 상기 프레임 조립 과정에서 상기 알루미늄 프레임(Frame)의 경우 공정상에서 직접 코팅을 위해 미코팅 제품을 사용하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 삭제
- 삭제
- 청구항 3에 있어서, 상기 제 10 단계 이후,
상기 태양광 모듈의 역전류 방지 및 전기손실을 방지하기 위해 뒷면에 Junction Box(Diode)를 결합하는 J-Box 조립을 수행하는 제 11 단계; 를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 6에 있어서, 상기 제 11 단계에 있어서,
상기 Junction Box는 알루미늄 케이스로 되어진 것을 사용하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 7에 있어서, 상기 제 11 단계 이후,
상기 J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤, 포장을 통해 제조공정을 마무리하는 제 12 단계; 를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 7에 있어서, 상기 제 11 단계 이후,
상기 J-Box 조립이 수행된 태양광 모듈에 대한 성능검사를 완료한 뒤, 상기 성능검사가 완료된 태양광 모듈의 글래스(Glass) 프레임(Frame) 절단을 수행한 뒤, 저철분 강화 글래스층을 생성을 위한 고경도 세라믹코팅을 배치하는 제 12 단계; 및
상기 저철분 강화 글래스층의 상부에 고경도 세라믹코팅층을 형성하기 위한, 스프레이 코팅(Spray Coating)을 수행한 뒤, 건조/경화를 진행하는 제 13 단계; 를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 9에 있어서, 상기 제 13 단계에 있어서,
상기 태양광 모듈의 스프레이 세라믹 코팅의 경우는 눕혀서 고정시킨 상태에서 스프레이 코팅 방법으로 3회 반복(50 마이크론)과 5회 반복(100 마이크론) 도포를 실시하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 9에 있어서, 상기 제 13 단계에 있어서,
건조는 60 내지 100℃ 수준의 열풍건조 또는 직광건조방조로 가능하며, 열풍건조시 온도는 60~100℃ 수준으로 유지되어야 하며, 4 분간 흐르도록 연속건조 방식으로 수행하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 9에 있어서, 상기 제 13 단계 이후,
건조/경화가 진행된 상기 고경도 세라믹코팅층이 형성된 상기 저철분 강화 글래스층을 냉각시킨 태양광 모듈의 포장을 수행하는 제 14 단계; 를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 청구항 12에 있어서, 상기 제 14 단계에 있어서,
상기 냉각시 자연냉각을 시키며 완전 냉각되어져 표면 온도가 25℃ 이하일 경우 포장을 실시하며, 냉각 방식은 송풍 냉각을 사용하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈의 제조 공정.
- 고경도 세라믹코팅층, 저철분 강화 글래스층, 제 1 EVA층/EVA 대체층, 태양전지층, 제 2 EVA층/EVA 대체층, 접착 부착포형 유리섬유층, 그리고 강화 방열백시트층가 차례로 적층되어 형성되는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈에 있어서,
상기 고경도 세라믹코팅층은 연필경도가 8H급 이상의 소재를 사용하고, 상기 강화 방열백시트층의 경우 알루미늄의 두께 및 코팅의 두께가 각각 250 내지 300 마이크론, 50 내지 100 마이크론의 된 것을 사용하며, 상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 및 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층은 550 내지 800마이크론의 두께의 소재를 적용하며,
상기 제 1 EVA층/EVA 대체층 및 상기 제 2 EVA층/EVA 대체층은,
EVA 소재는 열에 약함으로 인해서 대체 소재로 핫멜트 타입의 태양전지용 봉지재, 실리콘 타입의 태양봉지제, UV 경화형 우레탄 소재, 액상실리콘 중에서 적어도 하나 이상을 적용하며, 용융점이 90 내지 120℃ 수준의 고 내열성 접착소재로 대체가 가능하며,
상기 접착 부착포형 유리섬유층은,
부직포타입의 유리섬유에 접착성능을 추가함으로 접착력의 향상과 동시에 내열성, 내습성을 강화하는 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈.
- 삭제
- 삭제
- 청구항 14에 있어서, 상기 고경도 세라믹코팅층은,
반사 방지 기능과 이지 크리닝 기능을 동시에 가질수 있도록 Si-O2, Ti-O2, Zr-O2를 기초로 하여 PTF를 0.2% 첨가하여 만든 고내구성 세라믹코팅으로 경화 온도는 60~100℃인 것을 특징으로 하는 사막 및 열대 지역 전용 태양광 모듈.
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