CN108172656B - 太阳能电池组件 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种太阳能电池组件，所述太阳能电池组件包括多个太阳能电池、设置在所述多个太阳能电池的迎光侧的透光元件、处于所述多个太阳能电池和所述透光元件之间的前封装层、设置在所述多个太阳能电池的迎光面上的用于连接所述多个太阳能电池的多条焊带、以及设置在至少一条所述焊带的位于所述太阳能电池的部分上的导光膜，所述导光膜包括朝向所述透光元件的光学结构层，用于将光向所述透光元件与空气之间的界面反射，且所述光之后被该界面全内反射至所述太阳能电池的表面，其中，所述导光膜的厚度在20μm至115μm之间，且所述前封装层的克重在400g/m2至520g/m2之间。所述太阳能电池组件具有较高的强度，发电效率较高。

Description

太阳能电池组件
技术领域
本发明涉及光伏产品领域，具体地，涉及一种太阳能电池组件。
背景技术
图1中所示的是一种典型的太阳能电池组件，如图1中所示，该太阳能电池组件包括多个太阳能电池110(因示意需要，图1的截面图中仅示出其中一个太阳能电池110)、前封装层400、后封装层500和透光元件300、以及背板或背板玻璃600，且该多个太阳能电池110由多条焊带120连接在一起，该多条焊带120一般由铜制成。在实际中，透光元件300一般由高强度的钢化玻璃制成，前封装层400、后封装层500一般由乙烯-醋酸乙烯共聚物(即俗称的“EVA”)材料制成，而背板600一般由含氟的聚合物材料制成，因其需要具备良好的耐候性。
为了进一步提高太阳能电池组件对太阳光的利用效率，从而有效地提升组件的发电功率，目前，已经在太阳能电池组件中引入导光膜，其用于将至少一部分起初没有入射到太阳能电池的有效光电转换区域上的阳光反射至前述透光元件300与空气之间的界面，并利用全内反射的原理将这部分阳光重新反射到太阳能电池的有效光电转换区域上。例如，在美国专利US4235643、US5994641、US8063299中公开了将前述导光膜应用于太阳能电池组件的具体技术方案。
在将导光膜应用于太阳能电池组件的各种技术方案中，有一种方案是将导光膜设置在太阳能电池表面的焊带上，例如，将3M公司出品的T80-X导光膜设置在太阳能电池表面的焊带上。如图2中所示，其中示出了将导光膜设置在焊带上的一种具体方案：在太阳能电池110的迎光面上设置有用于将该太阳能电池110与其他太阳能电池110相连接的多条焊带120，且在至少一条焊带120的位于太阳能电池110的部分上设置有导光膜200。此时，为了使得太阳能电池组件通过TC50处理的考验，与不设置导光膜200的方案相比，在将导光膜200设置在太阳能电池表面的焊带120上之后，需要将额外的EVA材料加入到前封装层400之中。TC50处理是指热循环50次的处理，具体步骤如下：在室温下将太阳能电池组件放入气候室内；关闭气候室，使太阳能组件的温度在-40℃±2℃和85℃±2℃循环50次，最高温度和最低温度之间的温度变化速率不超过100℃/h。在每个极端温度下，应保持稳定至少10min，一次循环时间不超过6h。
图6至图8中所示的试验结果验证了这一点。在这些试验中，使用了厚度×宽度为0.20mm×1.5mm的标准焊带，且所采用的导光膜总厚度为115μm。具体地，图6a是前封装层厚度为0.66mm的、未经过层压工艺且未设置导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片(Electroluminescence Image)；图6b是前封装层厚度为0.66mm的、未经过层压工艺且设置了导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；图6c是图6b中的太阳能电池组件半成品经过层压工艺后获得的太阳能电池组件的电致发光照片；图6d是图6c中的太阳能电池组件经过TC50测试后的电致发光照片；图7a是前封装层厚度为0.60mm的、未经过层压工艺且未设置导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；图7b是前封装层厚度为0.60mm的、未经过层压工艺且设置了导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；图7c是图7b中的太阳能电池组件半成品经过层压工艺后获得的太阳能电池组件的电致发光照片；图7d是图7c中的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片；图8a是前封装层厚度为0.46mm的、未经过层压工艺且未设置导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；图8b是前封装层厚度为0.46mm的、未经过层压工艺且设置了导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；图8c是图8b中的太阳能电池组件半成品经过层压工艺后获得的太阳能电池组件的电致发光照片；图8d是图8c中的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片。此处的电致发光照片是通过在无光状态下，向太阳能电池组件的正极和负极提供电压，以使得太阳能电池组件发光，同时拍摄照片而获得的。
从这些图中可以看出，在焊带上设置导光膜后，在前封装层厚度较厚时(如其厚度为0.66mm时，对应的图为图6a-图6d)，组件即使经过层压和TC50处理，太阳能电池也没有出现明显的破碎现象。然而，保持其他方面不变，当将前封装层厚度减至0.6mm时(对应的图为图7a-图7d)，组件在经过层压和TC50处理后，太阳能电池出现了破碎的迹象。进一步地，当将前封装层厚度减至0.46mm时(对应的图为图8a-8d)，组件在经过层压和TC50处理后，太阳能电池出现了更多的破碎迹象。也就是说，为了在焊带表面设置导光膜，需要在前封装层中增加额外的EVA。在上述的例子中，在焊带上设置115μm厚度的导光膜后，需要在前封装层额外增加0.14mm至0.2mm之间厚度的EVA，才能使太阳能电池组件通过TC50处理的考验。
然而，该额外增加的EVA材料导致了组件整体成本的增加。在将导光膜200设置在太阳能电池表面的焊带120上之后，前封装层400额外需增加的EVA厚度大致等于所引入的导光膜200的厚度。因此，希望降低所引入的导光膜200的厚度，以降低前封装层400的增加的厚度，以有效地降低组件成本。此外，采用较薄的导光膜200的另一个优点是，其使得采用较厚的焊带120成为可能，而采用较厚的焊带120可以有效地减小焊带的电阻，从而可以增加组件的功率输出。然而，在进行组件层压后，若保持导光膜200的其他方面不变，而仅仅减小其厚度，则较薄的导光膜200更有可能发生折叠，这不但影响了组件功率的增加，也影响了组件的外观。
发明内容
因此，亟需解决在太阳能电池表面的焊带上设置较薄的导光膜200时容易出现的导光膜200在组件层压过程中出现折叠的问题。
为解决上述问题，本发明提供一种太阳能电池组件，所述太阳能电池组件包括多个太阳能电池、设置在所述多个太阳能电池的迎光侧的透光元件、处于所述多个太阳能电池和所述透光元件之间的前封装层、设置在所述多个太阳能电池的迎光面上的用于连接所述多个太阳能电池的多条焊带、以及设置在至少一条所述焊带的位于所述太阳能电池的部分上的导光膜，所述导光膜包括朝向所述透光元件的光学结构层，用于将光向所述透光元件与空气之间的界面反射，且所述光之后被所述界面全内反射至所述太阳能电池的表面，其中，所述导光膜的厚度在20μm至115μm之间，且所述前封装层的克重在400g/m2至520g/m2之间。
优选地，所述焊带的宽度小于或等于1.0mm，且所述导光膜的宽度减去其所在的焊带的宽度之差处于0至0.2mm的范围内。
优选地，所述导光膜的厚度小于50μm，且所述导光膜的宽度减去其所在的焊带的宽度之差处于0至0.1mm的范围内。
优选地，所述导光膜的宽度不超过其所在的焊带的宽度的120％。
优选地，所述焊带的处于所述太阳能电池之间的部分上未设置所述导光膜。
优选地，制成所述前封装层的材料包括乙烯-醋酸乙烯共聚物材料。
优选地，所述导光膜在150℃时横向收缩率在0.5％至3％之间。
优选地，所述焊带在其所在的太阳能电池上的正投影的面积为其所在的太阳能电池表面之面积的3％至6％。
优选地，所述焊带的厚度小于所述太阳能电池的厚度。
优选地，所述光学结构层包括微结构层和设置在所述微结构层上的由金属材料制成的反光层。
优选地，所述微结构层包括多个三棱柱，且所述多个三棱柱的顶角处于100°至140°的范围内，优选地处于110°至130°的范围内。
优选地，定义与所述三棱柱的面积最小的截面垂直的直线为所述三棱柱的走向，所述三棱柱的走向与其所在的导光膜的长度方向平行。
优选地，定义与所述三棱柱的面积最小的截面垂直的直线为所述三棱柱的走向，所述三棱柱的走向与其所在的导光膜的长度方向成一角度。
优选地，所述三棱柱的走向与其所在的导光膜的长度方向所成的角度处于1°至89°的范围内。
优选地，所述导光膜还包括粘结层和绝缘基底层，所述粘结层和所述光学结构层分别设置在所述绝缘基底层的厚度方向的两侧，且所述粘结层设置在所述焊带上。
优选地，形成所述粘结层的材料由乙烯-醋酸乙烯共聚物材料交联获得，或由丙烯酸压敏胶交联获得。
优选地，由所述乙烯-醋酸乙烯共聚物材料交联后形成的所述粘结层的材料具有大于10％的凝胶含量，优选地具有大于20％的凝胶含量，更优选地具有大于50％的凝胶含量。
在本发明中，设置导光膜可以提高太阳能电池组件的发电效率。并且，由于导光膜的厚度在20μm至115μm之间，允许所述前封装层的克重在400g/m2至520g/m2之间。前封装层的克重与前封装层的厚度成正比。克重越大表面厚度越大，反之亦然。在本申请中，前封装层的克重较小，因此，可以降低太阳能电池组件的成本。
附图说明
附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1是现有技术中的一种太阳能电池组件的截面示意图；
图2是本发明所提供的太阳能电池组件的截面示意图；
图3a是进行层压工艺前的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图3b是图3a中的太阳能电池组件进行层压工艺后获得的太阳能电池组件的电致发光照片；
图3c是焊带厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片，其中，焊带由铜制成；
图3d是焊带厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片，其中，焊带由铜制成；
图3e是焊带厚度×宽度为0.20mm×2.0mm的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片，其中，焊带由铜制成；
图3f是焊带厚度×宽度为0.25mm×1.7mm的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片，其中，焊带由铜制成；
图4是本发明所提供的太阳能电池组件的多种实施方式的发光效率对比图；
图5是本发明所提供的太阳能电池组件中用到的导光膜的结构示意图；
图6a是前封装层厚度为0.66mm的、未经过层压工艺(PRE-LAM)且未设置导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图6b是前封装层厚度为0.66mm的、未经过层压工艺且设置了导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图6c是图6b中的太阳能电池组件半成品经过层压工艺后(POST-LAM)获得的太阳能电池组件的电致发光照片；
图6d是图6c中的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片；
图7a是前封装层厚度为0.60mm的、未经过层压工艺且未设置导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图7b是前封装层厚度为0.60mm的、未经过层压工艺且设置了导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图7c是图7b中的太阳能电池组件半成品经过层压工艺后获得的太阳能电池组件的电致发光照片；
图7d是图7c中的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片；
图8a是前封装层厚度为0.46mm的、未经过层压工艺且未设置导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图8b是前封装层厚度为0.46mm的、未经过层压工艺且设置了导光膜的太阳能电池组件半成品的电致发光照片；
图8c是图8b中的太阳能电池组件半成品经过层压工艺后获得的太阳能电池组件的电致发光照片；
图8d是图8c中的太阳能电池组件经过TC50处理后的电致发光照片；
图9是不同宽度的导光膜在太阳能电池组件中的平整度曲线对比图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
本发明提供一种太阳能电池组件，如图2所示，在根据本发明的一个实施方式中，太阳能电池组件包括多个太阳能电池110、设置在多个太阳能电池110的迎光侧的透光元件300、处于多个太阳能电池110和透光元件300之间的前封装层400、设置在多个太阳能电池110的迎光面上的用于连接多个太阳能电池110的多条焊带120、以及设置在至少一条焊带120的位于所述太阳能电池的部分上的导光膜200。此外，该太阳能电池组件还包括背板或背板玻璃600，以及处于背板或背板玻璃600与该多个太阳能电池110之间的后封装层500。
该导光膜200包括朝向透光元件300的光学结构层，用于将光向所述透光元件与空气之间的界面反射，且所述光之后被全内反射至所述太阳能电池的表面。其中，导光膜200的厚度在20μm至115μm之间，且前封装层400的克重在400g/m2至520g/m2之间(相当于前封装层的厚度在0.46mm至0.6mm之间)。
导光膜200朝向透光元件300的表面为光学结构层，可以对本应照射到该导光膜200对应的焊带120的上表面的入射光进行反射，反射光到达透光元件300后，在透光元件300内传播至透光元件300与空气之间的界面处。由于透光元件300为光密介质、空气为光疏介质，因此，光可以在透光元件300与空气的界面处发生全内反射，并在前封装层400内传播，直至到达太阳能电池110，被太阳能电池转换为电能，从而可以通过提高光利用率的方式提高太阳能电池组件的发电效率。
如之前所述，导光膜的厚度越小，需要用到的前封装层400的厚度越小，从而可以降低太阳能电池组件的成本。但是保持导光膜的其他方面保持不变，其厚度减薄后，容易在组件层压过程中发生折叠问题。发明人通过试验发现，导光膜是否发生折叠不仅与导光膜自身的厚度有关，也与该导光膜的宽度以及导光膜的宽度与其所在的焊带的宽度之间的关系有关。更具体地，发明人发现：导光膜越厚，则其刚度越大，其越不容易在组件层压的过程中发生折叠；在导光膜较薄的情况下，如果导光膜越宽，则导光膜越不容易在组件层压过程中发生折叠；就导光膜与焊带之间的关系而言，导光膜的宽度可以小于或等于焊带的宽度。当然，导光膜的宽度也可以大于焊带的宽度。为了提高对阳光的利用率，导光膜的宽度最好不低于焊带的宽度。
作为一种具体情形，若焊带120的宽度小于或等于1.0mm，如需要防止导光膜200在组件层压过程中发生折叠，则其宽度减去其所在的焊带120的宽度之差最好处于0至0.2mm的范围内。
作为另一种具体情形，若导光膜的厚度小于50μm，如需要防止其在组件层压过程中发生折叠，则其宽度减去其所在的焊带的宽度之差最好处于0至0.1mm的范围内。
总之，导光膜的宽度不超过其所在的焊带的宽度的120％。
作为具体的例子，图9中示出了采用不同宽度的导光膜与宽度为1.0mm的铜焊带进行组合进行层压所得的导光膜平整度仿真计算结果。具体地，使用Abacus仿真软件进行建模和仿真，其中，假定导光膜的PET基底层与其光学结构层紧密贴合在一起(它们之间不存在相对移动)，而其PET基底层与EVA粘结层之间或EVA粘结层与铜焊带之间允许滑动即允许发生相对位移，因为EVA很软。该模型为半域(half domain)(右侧是对称面(symmetryface))，该对称面仅允许垂直位移或变形。在这种情况下，将大小等于组件层压压力的例如处于0.08MPa至0.12MPa之间的均匀载荷施加至导光膜的整个表面。铜焊带的底部是固定的。在图9中，横坐标代表的是导光膜的基底层(本实例中为聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET))的厚度(该PET层的厚度往往超过导光膜总厚度的一半以上)，纵坐标代表的是导光膜的平整度。此处，平整度是指导光膜中心与其边缘在竖直方向上的位置之差。容易理解的是，平整度越小，则表明导光膜越平整，越表示其没有出现折叠或折叠程度较轻，越可以接受。
具体地，图9中full表示的是导光膜比其所在的焊带宽20％(具体地，焊带宽度为1mm，该焊带上的导光膜宽度为1.2mm)，half表示的是导光膜比其所在的焊带宽10％(具体地，焊带宽度为1mm，该焊带上的导光膜宽度为1.1mm)，no表示的是导光膜和其所在的焊带一样宽(具体地，焊带宽度为1mm，该焊带上的导光膜宽度为1mm)。可以看出，当导光膜中的PET层厚度为75μm且导光膜的宽度为1.2mm时，其经过组件层压后的平整度小于5μm，可以接受。然而，当该PET的厚度减小时，宽度为1.2mm的导光膜可能发生折叠。例如，发明人在实验室中实际验证过，当PET层的厚度减小为35μm时，宽度为1.2mm的导光膜在组件层压后将发生不可接受的明显折叠。此外，从图9中可以看出，当导光膜的宽度为1.1mm时，即使其PET层的厚度减小至20μm，其在组件层压后的平整度一般也不大于5μm，可以接受。而且，发明人在实验室中实际验证过，当PET层的厚度减小为35μm时，宽度为1.1mm的导光膜在组件层压后的折叠是可以接受的。从图9中还可以看出，当导光膜的宽度与其所在的焊带的宽度相同，均为1.0mm时，则在图9中所示的PET层的厚度范围内，导光膜在组件层压后的平整度为0，即不出现折叠。
为了使导光膜的折叠最小化，导光膜在组件层压期间移位(drift)最小是必要的。这要求，在组件层压期间的高温下，用于固定导光膜的胶粘剂不移动。因此，关键是该胶粘剂在组件层压之前预先经过交联处理。
实例
使用电子束辐照来使该胶粘剂发生交联。导光膜采用乙烯-乙酸乙烯共聚物(EVA)(如可选用美国特拉华州威明顿的杜邦公司出品的可挤出的乙烯-乙酸乙烯共聚物树脂Elvax 3175或Elvax 3180)作为胶粘剂。该胶粘剂暴露在120kV、7.5兆拉德、线速度为200英尺每分钟的电子束处理机下。层压试验表明，使用处理后的导光膜，其几乎没有移位。根据ASTM D2765-01“交联乙烯塑料的凝胶含量和膨胀率的标准试验方法”，将凝胶含量用作对交联效果的量度。测试了具有交联胶粘剂的6个重复样本与具有非交联胶粘剂的6个重复样本。表1列出了凝胶含量结果。
凝胶含量％ 胶粘剂类型
58.54％ 已交联
63.52％ 已交联
61.57％ 已交联
53.72％ 已交联
58.66％ 已交联
52.71％ 已交联
2.66％ 未交联
1.52％ 未交联
2.18％ 未交联
5.34％ 未交联
2.91％ 未交联
3.87％ 未交联
表1交联与未交联导光膜的凝胶含量结果
上述结果表明，电子束辐照显著地增加了凝胶含量。预期可以通过改变工艺条件，特别是剂量水平和线速度，来调节该凝胶含量值。导光膜的移位也受到诸如焊带宽度、层压温度、真空工艺、以及层压时间周期的其他因素的影响。因此，可以用一个交联程度的范围来实现可接受的导光膜移位。要求大于10％的凝胶含量，且更优选地，交联后的胶粘剂具有大于20％，或大于50％的凝胶含量。
当将较薄的导光膜设置在焊带上时，其PET层成为相邻电池上的焊带之间的主要绝缘层。为了确保一定的电绝缘性能，希望该PET层具有一定的厚度。然而，如前所述，当PET较厚时，导光膜也将变得较厚，而这会引起前封装层的厚度增加，导致太阳能电池组件的成本增加。因此，当使用较薄的导光膜时，要求采用额外的绝缘手段来确保一定的电绝缘性能。然而，这增加了导光膜的复杂度，且要求对导光膜进行仔细的定位，以使得绝缘部分处于电池之间。为解决这一问题，发明人通过试验发现，作为一种不同的更为简化的解决方案，可以将导光膜设置在焊带上，但是，需要切除太阳能电池之间的导光膜，也即焊带的处于太阳能电池之间的部分上未设置导光膜。
需要指出的是，在导光膜设置在焊带上时，需要将整张导光膜材料覆盖在所有焊带上，然后再对导光膜材料进行切割，从而获得分别设置在各个太阳能电池的焊带上的导光膜。组件层压工序的温度大约在150℃左右。在组件层压过程中，导光膜将发生收缩。在150℃的温度下，导光膜的横向(cross web)收缩率越大，越可以确保相邻两个导光膜彻底断开。此外，横向收缩率越大的导光膜成本越低。采用收缩率大于0.5％的导光膜可以进一步降低太阳能电池组件的成本。因此，将导光膜在150℃时的横向收缩率选取为处于0.5％至3％的范围内是有利的。
除了降低太阳能电池组件的成本和防止导光膜在组件层压过程中发生折叠之外，采用厚度更薄和宽度更宽的导光膜的另一个好处是，其使得可以将更宽和更薄的焊带用于较薄的太阳能电池。
众所周知，在标准的不设置导光膜的太阳能电池组件中，焊带的宽度通常受到限制，否则其将遮蔽太阳能电池的更多部分，从而减少太阳能电池的有效光电转换面积。一般情况下，焊带的面积占据其所在的太阳能电池的表面积的3％左右。为了减少由焊带造成的电阻损耗，必须使用较厚的焊带，以增加铜的用量。在当今标准的太阳能电池组件中，太阳能电池的厚度约为180μm，然而焊带的厚度约为220μm至250μm。从而，焊带的厚度限制了太阳能电池的厚度。另一方面，在太阳能电池组件中，太阳能电池110通常由含有硅的材料制成，而焊带通常由金属材料制成。容易理解的是，硅的热膨胀系数小于金属材料的热膨胀系数。通常采用电阻率较低的铜制成太阳能电池组件中的焊带，而铜的热膨胀系数是硅的7倍之多。由于焊带的热膨胀系数大大高于太阳能电池的热膨胀系数，因此，太阳能电池组件经长期使用后存在电池片碎裂的风险。
经发明人反复研究发现，在截面积保持不变的情况下，焊带的宽度越大、厚度越小，则太阳能电池片越不容易碎裂。以下的试验结果证明了这一点。
具体地，图3a至图3f示出了分别对设置有厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带的太阳能电池组件、设置有厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带的太阳能电池组件、设置有厚度×宽度为0.20mm×2.0mm的焊带的太阳能电池组件、设置有厚度×宽度为0.25mm×1.7mm的焊带的太阳能电池组件进行TC50处理所得的电致发光照片。在这些实例中，所使用的太阳能电池均为设有3条主栅线(bus bar)的厚度为200μm的单晶硅太阳能电池，且所使用的焊带上设置了约为20μm的锡涂层，并将总厚度为115μm的导光膜设置在各自的焊带上面(这些导光膜的宽度比其所在焊带的宽度大0.5mm)，以及各太阳能电池组件的前后封装层厚度均为0.46mm。如图3c-3f中所示，在进行TC50处理之后，设置有厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带的太阳能电池组件外观基本保持正常，然而从设置有厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带的太阳能电池组件起，就出现了电池片破损的情形，而且设置有厚度×宽度为0.20mm×2.0mm的焊带的太阳能电池组件中电池片破损的情形比设置有厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带的太阳能电池组件中电池片破损的情形更为明显，而设置有厚度×宽度为0.25mm×1.7mm的焊带的太阳能电池组件中电池片破损的情形又比设置有厚度×宽度为0.20mm×2.0mm的焊带的太阳能电池组件中电池片破损的情形更为明显。从而，这些试验表明，较宽和较薄的焊带显著地减少了太阳能电池上的热和机械应力。
另一方面，通过将较薄和较宽的导光膜设置在焊带上，使得使用较宽和较薄的焊带成为可能。这是因为，在焊带上设置导光膜，相当于将之前被焊带遮蔽的部分变为了可以反射光和再利用光的部分，提高了太阳能电池对光的利用效率。因而，在焊带上设置导光膜之后，焊带在其所在的太阳能电池上的占据的面积可以增加，即可以使用宽度更宽的焊带。优选地，此时焊带在其所在的太阳能电池上的正投影的面积可以为其所在的太阳能电池表面之面积的3％至6％。
接下来，结合图4来说明将总厚度为115μm的导光膜应用于上述图3a至图3f的例子中设置有厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带的太阳能电池组件、设置有厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带的太阳能电池组件、设置有厚度×宽度为0.20mm×2.0mm的焊带的太阳能电池组件、设置有厚度×宽度为0.25mm×1.7mm的焊带的太阳能电池组件和设置有厚度×宽度为0.15mm×1.5mm的焊带的太阳能电池组件之前及以后的组件发电效率。其中，利用准直太阳能模拟器(collimated solar simulator)获得了这些结果。
如图4所示，设置了厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜)、经过TC50实验(图中的“TC-50”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.26％；设置了厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带、且未经过层压工艺(即未在焊带上设置上述导光膜，图中的“PRE-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为17.91％；设置了厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜)、未经过TC50实验(图中的“POST-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.29％。
如图4所示，设置了厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜，图中的“POST-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.425％；设置了厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带、且未经过层压工艺(即未在焊带上设置上述导光膜，图中的“PRE-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.205％；设置了厚度×宽度为0.17mm×2.5mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜)、经过TC50实验(图中的“TC-50”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.195％。
如图4所示，设置了厚度×宽度为0.2mm×2.0mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜，图中的“POST-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.365％；设置了厚度×宽度为0.2mm×2.0mm的焊带、且未经过层压工艺(即未在焊带上设置上述导光膜，图中的“PRE-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.265％；设置了厚度×宽度为0.2mm×2.0mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜)、经过TC50实验(图中的“TC-50”部分)的太阳能电池组件的发电效率为17.77％。
如图4所示，设置了厚度×宽度为0.25mm×1.7mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜，图中的“POST-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.395％；设置了0.25mm×1.7mm的焊带、且未经过层压工艺(即未在焊带上设置上述导光膜，图中的“PRE-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.385％；设置了0.25mm×1.7mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜)、经过TC50实验(图中的“TC-50”部分)的太阳能电池组件的发电效率为16.415％。
如图4所示，设置了厚度×宽度为0.15mm×1.5mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜，图中的“POST-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.19％；设置了厚度×宽度为0.15mm×1.5mm的焊带、且未经过层压工艺(即未在焊带上设置上述导光膜，图中的“PRE-LAM”部分)的太阳能电池组件的发电效率为18.18％；设置了厚度×宽度为0.15mm×1.5mm的焊带、且经过层压工艺(即在焊带上设置了上述导光膜)、经过TC50实验(图中的“TC-50”部分)的太阳能电池组件的发电效率为17.96％。从上述结果中可以看出，在进行组件层压之前(即在焊带上设置导光膜之前)，由于其太阳能电池上的较多区域被焊带遮盖，采用了较宽焊带的太阳能电池组件发电效率较低。然而，在进行组件层压之后(即在焊带上设置导光膜之后)，采用了较宽焊带的太阳能电池组件的发电效率变得与其他太阳能电池组件的发电效率接近，显然，这证明在焊带上设置导光膜有效地减小了较宽的焊带遮盖太阳能电池较多表面区域的不利影响。而且，在进行TC50处理以后，设置有厚度×宽度为0.14mm×3.0mm的焊带、且焊带上设置有导光膜的太阳能电池组件的发电效率下降很小，证明这是一种较为稳定的设计。
接下来，将以试验来验证，将较薄的导光膜与相应的不同厚度的焊带结合使用，不会影响太阳能电池组件的发电效率。
如以下的表2中所示，将不同厚度的导光膜以及焊带应用于标准的太阳能电池组件之中(其太阳能电池厚度处于180μm至200μm之间，三条主栅线，每个导光膜宽度为2.0mm，每条焊带宽度为1.5mm)，且没有在太阳能电池组件的前封装层中额外再加入EVA，以及导光膜与焊带的厚度之和保持恒定，均为0.255mm。可以通过试验验证，它们均能通过TC50处理的考验。且表1中表明，在经过TC50处理后，采用这些焊带与导光膜组合的太阳能电池组件的发电效率并不会降低。从而，该表2表明，导光膜的引入，使得采用厚度小于或接近于太阳能电池厚度的焊带而不造成组件发电效率的降低成为可能。另一方面，反过来，因为它们之间的重叠部分变得更多，采用较薄和较宽的焊带又使得较薄和较宽的导光膜在其上的对准更为容易。
表2
Figure BDA0001563435630000151
Figure BDA0001563435630000161
在本实施例中，对所采用的导光膜的具体结构并不做特殊的规定，只要其能够实现“将光朝透光元件与前封装层之间的界面反射，并且被反射的光传播至透光元件110与空气之间的界面之后，被透光元件与空气之间的界面全内反射至太阳能电池的表面”这一功能即可。例如，如图5所示，一种导光膜200包括绝缘基底层220、设置在绝缘基底层220的一个表面上的光学结构层230，以及设置在绝缘基底层220的与光学结构层230所在表面相对的表面上的粘结层210。该光学结构层230可以包括微结构层(未示出)以及设置在微结构层上的由金属材料制成的反光层(未示出)。
可以利用一种或者多种聚合物薄膜制成绝缘基底层220。例如，可以利用如下聚合物中的一种或几种制成绝缘基底层：乙酸丁酸纤维素、乙酸丙酸纤维素、三乙酸纤维素、聚(甲基)丙烯酸酯、聚对苯二甲酸乙二醇酯、聚萘二甲酸二醇酯；基于萘二羧酸的共聚物或者混合物；聚醚砜、聚氨脂、聚碳酸酯、聚氯乙烯、间规聚苯乙烯、环烯烃共聚物以及基于有机硅的材料。
在光学结构层中，微结构层也包括聚合物材料。其成分可以和基底层220一样，也可以不一样。在一些实例中，其材料为聚(甲基)丙烯酸酯。在图5所示的实例中，微结构层包括多个三棱柱。为了确保光学结构层230反射的光在透光元件与空气之间的界面处发生全反射，优选地，在上述两种导光膜中，三棱柱的顶角角度可以取100°至140°范围内的值，优选地，可以取110°至130°范围内的值。在本实施例中，取120°的值。此外，定义与这些三棱柱的面积最小的截面垂直的直线为这些三棱柱的走向，则本发明中可以采用的导光膜可以分为两种。在第一种导光膜中，其三棱柱的走向与导光膜的长度方向平行。在第二种导光膜中，其三棱柱的走向与导光膜的长度方向成一角度。例如，该角度处于1°至89°的范围内。反光层设置在三棱柱上。可以利用溅射工艺形成反光层。制成反光层的材料可以是银、铝、铂、态、银合金、铝合金、铂合金、钛合金等反射率较高的金属材料。反光层的厚度可以大约为30nm至100nm，优选为35nm至60nm。
在本发明中，对粘结层210的具体材料并不做特殊的限制。作为本发明的一种实施方式，如前所述，制成粘结层210的材料可以由乙烯-醋酸乙烯共聚物材料(即EVA材料，如美国特拉华州威明顿的杜邦公司出品的可挤出的乙烯-乙酸乙烯共聚物树脂Elvax 3175或Elvax 3180)经例如电子束辐照处理而发生交联获得。交联后的乙烯-醋酸乙烯共聚物材料不仅具有较好的粘结性能，而且还具有较大的抗剪切强度。利用由交联后的乙烯-醋酸乙烯共聚物材料制成的粘结层210将导光膜200粘结在焊带上之后，在层压工艺过程中，导光膜200不容易产生移位。作为本发明的另一种实施方式，制成粘结层210的材料可以由丙烯酸压敏胶(如美国明尼苏达州圣保罗的3M公司出品的FL501胶带的丙烯酸压敏胶)经受热而发生交联获得。
为了确保粘结强度，粘结层210的厚度可以为25μm。在本发明中，可以通过调节绝缘基体层的厚度以及光学结构层的厚度来调节导光膜的整体厚度。例如，为了获得厚度为115μm的导光膜，粘结层的厚度可以为25μm，绝缘基体层的厚度可以为75μm，光学结构层的厚度可以为15μm。为了获得厚度为82.5μm的导光膜，粘结层的厚度可以为25μm，绝缘基体层的厚度可以为50μm，光学结构层的厚度可以为7.5μm。为了获得厚度为67.5μm的导光膜，粘结层的厚度可以为25μm，绝缘基体层的厚度可以为35μm，光学结构层的厚度可以为7.5μm。为了获得厚度为52.5μm的导光膜，粘结层的厚度可以为25μm，绝缘基体层的厚度可以为20μm，光学结构层的厚度可以为7.5μm。
可以理解的是，以上实施方式仅仅是为了说明本发明的原理而采用的示例性实施方式，然而本发明并不局限于此。对于本领域内的普通技术人员而言，在不脱离本发明的精神和实质的情况下，可以做出各种变型和改进，这些变型和改进也视为本发明的保护范围。

Claims (14)

1.一种太阳能电池组件，所述太阳能电池组件包括多个太阳能电池、设置在所述多个太阳能电池的迎光侧的透光元件、处于所述多个太阳能电池和所述透光元件之间的前封装层、设置在所述多个太阳能电池的迎光面上的用于连接所述多个太阳能电池的多条焊带、以及设置在至少一条所述焊带的位于所述太阳能电池的部分上的导光膜，所述导光膜包括朝向所述透光元件的光学结构层，所述光学结构层用于将光向所述透光元件与空气之间的界面反射，且所述光之后被所述界面全内反射至所述太阳能电池的表面，其特征在于，所述导光膜的厚度在20μm至115μm之间，且所述前封装层的克重在400g/m2至520g/m2之间；
所述导光膜的宽度不超过其所在的焊带的宽度的120％，所述导光膜在150℃时横向收缩率在0.5％至3％之间；
所述导光膜还包括粘结层和绝缘基底层，所述粘结层和所述光学结构层分别设置在所述绝缘基底层的厚度方向的两侧，且所述粘结层设置在所述焊带上；
形成所述粘结层的材料由乙烯-醋酸乙烯共聚物材料交联获得；
所述绝缘基底层的材料选自如下聚合物中的一种或几种：乙酸丁酸纤维素、乙酸丙酸纤维素、三乙酸纤维素、聚(甲基)丙烯酸酯、聚对苯二甲酸乙二醇酯、聚萘二甲酸二醇酯；基于萘二羧酸的共聚物或者混合物；聚醚砜、聚氨脂、聚碳酸酯、聚氯乙烯、间规聚苯乙烯、环烯烃共聚物以及基于有机硅的材料。
2.根据权利要求1所述的太阳能电池组件，其特征在于，所述焊带的宽度小于或等于1.0mm，且所述导光膜的宽度减去其所在的焊带的宽度之差处于0至0.2mm的范围内。
3.根据权利要求1所述的太阳能电池组件，其特征在于，所述导光膜的厚度小于50μm，且所述导光膜的宽度减去其所在的焊带的宽度之差处于0至0.1mm的范围内。
4.根据权利要求1或3所述的太阳能电池组件，其特征在于，所述焊带的处于所述太阳能电池之间的部分上未设置所述导光膜。
5.根据权利要求1或3所述的太阳能电池组件，其特征在于，制成所述前封装层的材料包括乙烯-醋酸乙烯共聚物材料。
6.根据权利要求1或3所述的太阳能电池组件，其特征在于，所述焊带在其所在的太阳能电池上的正投影的面积为其所在的太阳能电池表面之面积的3％至6％。
7.根据权利要求1或3所述的太阳能电池组件，其特征在于，所述焊带的厚度小于所述太阳能电池的厚度。
8.根据权利要求1所述的太阳能电池组件，其特征在于，每个所述光学结构层包括微结构层和设置在所述微结构层上的由金属材料制成的反光层。
9.根据权利要求8所述的太阳能电池组件，其特征在于，每个所述微结构层包括多个三棱柱，且所述多个三棱柱的顶角处于100°至140°的范围内。
10.根据权利要求9所述的太阳能电池组件，其特征在于，定义与所述三棱柱的面积最小的截面垂直的直线为所述三棱柱的走向，所述三棱柱的走向与其所在的导光膜的长度方向平行。
11.根据权利要求9所述的太阳能电池组件，其特征在于，定义与所述三棱柱的面积最小的截面垂直的直线为所述三棱柱的走向，所述三棱柱的走向与其所在的导光膜的长度方向成一角度。
12.根据权利要求11所述的太阳能电池组件，其特征在于，所述角度处于1°至89°的范围内。
13.根据权利要求1至3、8至12中任意一项所述的太阳能电池组件，其特征在于，由所述乙烯-醋酸乙烯共聚物材料交联后形成的所述粘结层的材料具有大于10％的凝胶含量。
14.根据权利要求1至3、8至12中任意一项所述的太阳能电池组件，其特征在于，形成所述粘结层的材料由丙烯酸压敏胶交联获得。
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