TW201436276A - 太陽能電池之封裝方法 - Google Patents
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Abstract
本發明提供一種太陽能電池之封裝方法，包括：提供太陽能電池；以光浸潤(soaking)太陽能電池；在相對濕度為約20%至約90%的環境下修復(curing)太陽能電池；及在修復步驟之後，疊合(laminating)一膜層於太陽能電池上。
Description
本發明係有關於太陽能電池之封裝方法，特別係有關於一種具有修復步驟之太陽能電池之封裝方法。
太陽能電池是一種光電元件，其可直接由陽光產生電流。由於對乾淨來源的能源之需求日益遽增，近年來太陽能電池的製造有戲劇性的成長，且目前仍持續在成長中。目前已經有各種型態的太陽能電池被研發出來，且仍在持續發展中。太陽能電池包括吸收層，此吸收層可吸收陽光並將其轉換為電流，故此吸收層的品質及性能至為重要。吸收層材料的組成、結構及完整性在太陽能電池中具有至關的重要性。為了將產生電流的效率予以最大化，此吸收層必須能夠防止劣化。
一種特別廣為人知的吸收層材料為以銅銦鎵硒為主(CIGS-based)的吸收層層料。銅銦鎵硒(CIGS，copper indium gallium selenium，Cu(In,Ga)Se2)為一種廣為人知的硫族化物半導體材料，而以銅銦鎵硒為主的材料被發現可用於各種應用中，且特別適合用作太陽能電池之吸收層。
為了保護太陽能電池不接觸外界環境及防止太陽能電池材料劣化，太陽能電池會進行封裝步驟。此封裝步驟通常包括疊合封裝膜於太陽能電池上。此疊合步驟包括高溫處理且常常造成太陽能電池的功率損失，此功率損失通常被稱作疊
合引發之功率損失(LIPL，lamination induced power loss)。疊合引發之功率損失亦暗示太陽能電池的效率將會降低，例如一預定的陽光量僅能產生較少的電流，因此僅產生較小的電壓。一般相信疊合引發之功率損失係由吸收層的片電阻(sheet resistance)之劣化所導致。CIGS型太陽能電池特別容易產生疊合引發之功率損失，其已知將產生約8%至約15%之功率損失且嚴重地降低CIGS型太陽能電池模組的性能。減少疊合引發之功率損失的嘗試通常聚焦於封裝步驟上，亦即疊合步驟本身。但這些嘗試的結果通常成效不彰且可能會犧牲封裝步驟之可靠度。
因此，業界亟須一種不會產生疊合引發之功率損失的太陽能電池疊合方法。
一種太陽能電池之封裝方法，包括提供太陽能電池；以光浸潤(soaking)太陽能電池；在相對濕度為約20%至約90%的環境下修復(curing)太陽能電池；及在修復步驟之後，疊合(laminating)一膜層於太陽能電池上。
一種太陽能電池之封裝方法，包括提供太陽能電池，此太陽能電池具有銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層；至少對此太陽能電池進行電流電壓量測(IV test)以量測此太陽能電池；在量測此太陽能電池之後，於相對濕度為約20%至約90%的環境下修復(curing)此太陽能電池；在修復步驟之後，疊合(laminating)封裝膜於太陽能電池之背面上；及設置正面玻璃片(front glass sheet)於
太陽能電池之正面。
一種太陽能電池之封裝方法，包括提供太陽能電池，此太陽能電池具有銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層；以雷射光束照射太陽能電池之邊緣部以進行雷射邊緣去除步驟(laser edge deletion process)；以光浸潤(soaking)太陽能電池；於浸潤步驟後，藉由對太陽能電池進行至少電流電壓量測(IV test)以量測太陽能電池；於量測太陽能電池之後，於相對濕度為約50%至約90%的環境下修復太陽能電池；於修復步驟之後，疊合乙烯-乙酸乙烯酯(ethylene vinyl acetate，EVA)共聚物膜於太陽能電池的背面上；及於疊合步驟之後，設置正面玻璃片(front glass sheet)於太陽能電池之正面上。
為讓本發明之上述和其它目的、特徵、和優點能更明顯易懂，下文特舉出較佳實施例，並配合所附圖式，作詳細說明如下。
2‧‧‧基板
4‧‧‧吸收層
6‧‧‧透明導電氧化物層
8‧‧‧表面
10‧‧‧封裝膜
14‧‧‧正面玻璃
第1圖係根據本揭露之一實施例所繪製的太陽能電池的封裝步驟的剖面圖；第2圖係根據本揭露之一實施例所繪製的太陽能電池的疊合步驟的流程圖；第3圖係根據本揭露之一實施例所繪製的已完成疊合步驟之太陽能電池的剖面圖。
以下針對本發明之太陽能電池之封裝方法作詳細說明。應了解的是，以下之敘述提供許多不同的實施例或例子，用以實施本發明之不同樣態。以下所述特定的元件及排列方式儘為簡單描述本發明。當然，這些僅用以舉例而非本發明之限定。此外，在不同實施例中可能使用重複的標號或標示。這些重複僅為了簡單清楚地敘述本發明，不代表所討論之不同實施例及/或結構之間具有任何關連性。再者，當述及一第一材料層位於一第二材料層上或之上時，包括第一材料層與第二材料層直接接觸之情形。或者，亦可能間隔有一或更多其它材料層之情形，在此情形中，第一材料層與第二材料層之間可能不直接接觸。
本揭露係關於一種使用疊合步驟以封裝及覆蓋太陽能電池之方法。本揭露亦有關於一種處理太陽能電池吸收層以使此吸收層對疊合引發之缺陷及劣化免疫的方法。此方法包括修復太陽能電池的步驟，而非改變疊合步驟本身的製程參數及條件，因此本揭露之方法可與各種疊合步驟相容。本揭露之方法特別適用於具有CIGS吸收層之太陽能電池。目前已知CIGS吸收層具有硒空孔(selenium vacancy，VSE)缺陷，此硒空孔缺陷可為CIGS吸收層固有的或是於製程步驟中產生的。大量的硒空孔缺陷會降低太陽能電池的效率及效能。在一實施例中，光浸潤(light soaking)被用來鈍化(passivate)此硒空孔缺陷。然而，熱退火步驟被發現會將可被光浸潤鈍化之缺陷去鈍化(depassivate)，例如將硒空孔缺陷去鈍化。而疊合步驟係於高溫下進行，故其實質上亦為一種退火製程。疊合步驟
所造成的去鈍化會改變CIGS吸收層的性質，降低太陽能電池的效率。其中一個會劣化的吸收層性質為片電阻，此片電阻通常會於疊合步驟中增加。
許多太陽能電池的製造會經過雷射邊緣去除步驟(laser edge deletion，ED)。太陽能電池基板會形成於一平板上，而此雷射邊緣去除步驟會以雷射光束照射此平板的邊緣及其它部分。在許多實施例中，雷射邊緣去除步驟係用於清潔太陽能電池的邊緣及提供太陽能電池與其它元件之間或是個別太陽能電池之間的電性分離。申請人發現雷射邊緣去除步驟會改變CIGS吸收層的性質並使此CIGS吸收層更容易於後續的疊合步驟中產生疊合引發之功率損失(LIPL，lamination induced power loss)。
本揭露之觀點可降低太陽能電池對高溫製程的易感性(susceptibility)，例如熱退火步驟或高溫疊合步驟。本揭露提供一太陽能電池。在某些實施例中，此太陽能電池係CIGS型太陽能電池，然而，在其它實施例中，亦可使用其它型態之太陽能電池。此太陽能電池包括吸收層，此吸收層形成於基板上及/或背電極層上。在某些實施例中，此吸收層直接形成於基板上及/或背電極層上。在其它實施例中，此吸收層形成於其它內插層(interceding layer)上，而此內插層形成於基板上。在某些實施例中，此內插層包括阻障層及額外的背電極。在各個實施例中，各種薄膜亦可形成於吸收層上。在某些實施例中，透明導電氧化物(transparent conductive oxide，TCO)形成於吸收層上，然而，在其它實施例中，其它材料及
其它薄膜，例如緩衝層或阻障層，亦可形成於吸收層之上或之下。
第1圖為如上所述之太陽能電池的剖面圖，此太陽能電池可根據本揭露進行進一步的製程。吸收層4設於基板2上。在某些實施例中，基板2為半導體材料，例如為矽。在其它實施例中，基板2包括一或多個背電極層或由一或多個背電極層形成，此背電極層例如為鉬(molybdenum)。在某些實施例中，例如為阻障層或緩衝層的額外膜層可插入吸收層4與基板2之間。在各實施例中，吸收層4為CIGS吸收層。然而，在其它實施例中，亦可使用其它吸收層。在一實施例中，透明導電氧化物層6設於吸收層4上。在此實施例中，透明導電氧化物層6直接形成於吸收層4上。在其它實施例中，雖然透明導電氧化物層6形成於吸收層4上，但透明導電氧化物層6與吸收層4之間設有內插層，例如插入透明導電氧化物層6與吸收層4之間的阻障層或緩衝層。各種沉積方法或其它薄膜形成方法可用於形成上述之膜層。在各實施例中，化學氣相沉積係其中一種方法。然而，在其它實施例中，亦可使用其它方法。表面8係透明導電氧化物層6露出的上表面。
參見第2圖，步驟100提供如第1圖所示之太陽能電池。此太陽能電池包括所有根據上述各實施例及其它製程步驟所形成之材料層。在提供太陽能電池的步驟100中，已完成太陽能電池之製造步驟，而如第1圖所示之太陽能電池已可直接進行疊合步驟或其它組裝步驟。在雷射邊緣去除步驟102中，以雷射清潔其上設有太陽能電池的平板或基板的邊緣。在某些
實施例中，雷射邊緣去除步驟102亦用以隔離個別太陽能電池區域。在各實施例中，亦可使用其它各種雷射處理。在各實施例中，可使用各種雷射條件。在某些實施例中，並未進行雷射邊緣去除步驟102。
在光浸潤步驟104中，對太陽能電池進行光浸潤。以光照射太陽能電池之方法可使用各種技術及各種裝置。在各實施例中，可使用各種波長、各種型態的照射光及各種製程條件。在某些實施例中，此照射光以更強烈的方式模擬太陽能電池的操作環境，因此，此照射光可為模擬太陽光的全光譜自然光，且其光強度與夏日正午的陽光強度相當或高於夏日正午的陽光強度。在某些實施例中，光浸潤步驟104於室溫下進行。而在其它實施例中，光浸潤步驟104於溫度低於或高於室溫之條件下進行，例如於溫度為約15℃至約60℃的條件下進行。在一實施例中，光浸潤步驟104進行約1分鐘至約30分鐘。在另一實施例中，光浸潤步驟104進行約30分鐘至約2小時。在其它實施例中，光浸潤步驟104之操作時間可為其它時間長度。在其它實施例中，光浸潤步驟104以各種時間長度進行，且此時間長度至少部分係藉由用來照射及曝光(亦即浸潤)太陽能電池的照射光的強度、波長及型態來決定。
在某些實施例中，電流電壓量測步驟106於光浸潤步驟104之後進行。在某些實施例中，電流電壓量測步驟106與光浸潤步驟104同時進行。此電流電壓量測係一個電流相對電壓之量測，其量測並分析太陽能電池之電流電壓特徵曲線(characteristic IV curve)。電流電壓量測包括使用之光源、
用以量測之電子裝置、資料處理器及各種軟體，此軟體可量測並分析各實施例中在各種不同條件下之太陽能電池的電流電壓曲線。各太陽能電池電流電壓量測系統包括陽光模擬器，此陽光模擬器於電子負載掃描電池的電壓時照射太陽能電池測試裝置，此掃描由負偏壓之條件下開始掃描，經由功率象限(power quadrant)並掃描至超過開路電壓(open-circuit voltage，VOC)。在其它實施例中，亦可進行其它分析測量。在一實施例中，根據所得到之電流電壓特徵曲線，電流電壓量測步驟106可用來決定太陽能電池之效能。在其它實施例中，電流電壓量測步驟106可用來量測各種參數，包括但不限於開路電壓(open-circuit voltage，VOC)、短路電流(short-circuit current，ISC)、短路電流密度(short-circuit current density，JSC)、最大電壓(maximum voltage，VMAX)、最大電流(maximum current，IMAX)及最大功率(maximum power，PMAX)。
修復步驟108可於電流電壓量測步驟106之後進行。修復步驟108包括於高濕度的環境下修復太陽能電池。在某些實施例中，修復步驟進行約10分鐘至約1小時。在某些實施例中，修復步驟進行約10分鐘至2天以上。在一實施例中，使用為時約1小時之修復步驟。在某些實施例中，使用之修復時間為1天或1天以上。在某些實施例中，修復步驟於室溫下進行。但在其它實施例中，修復步驟可於溫度大於室溫之條件下進行，例如於溫度為約25℃至約80℃之條件下進行。在一實施例中，相對濕度(relative humidity，RH)為約70%。在某些實施例中，相對濕度為約20%至約90%。在一實施例中，相對
濕度為約45%至約65%。在各實施例中，修復步驟進行時可使用各種相對濕度數值。在一實施例中，修復步驟使用之相對濕度為約10%至約30%。在另一實施例中，修復步驟使用之相對濕度為約30%至約50%、約50%至約60%或約60%至約80%。在一特別之實施例中，修復步驟使用之相對濕度為約50%至約90%，其修復時間為1小時。在其它實施例中，修復時間通常為30小時。相對濕度係水-氣體混合物之水蒸氣分壓對該溫度下之飽和水蒸氣氣壓之比值。濕度計為一種用以量測空氣濕度之裝置。
在某些實施例中，相對濕度可於修復步驟的過程中改變。在某些實施例中，溫度可於修復步驟的過程中改變。在某些實施例中，相對濕度及溫度皆可於修復步驟的過程中改變。在某些實施例中，相對濕度及溫度其中之一或兩者逐漸地(gradually)改變。在某些實施例中，相對濕度及溫度其中之一或兩者以遞增的方式改變。在某些實施例中，溫度於修復步驟的過程中上升。在其它實施例中，溫度於修復步驟的過程中下降。在某些實施例中，相對濕度於修復步驟的過程中上升。在其它實施例中，相對濕度於修復步驟的過程中下降。在又一實施例中，相對濕度及溫度其中之一或兩者於修復步驟中係先上升至最大值，接著下降。在某些實施例中，相對濕度及溫度其中之一或兩者於修復步驟中係先下降至最小值，接著上升。在各實施例中，可使用各種相對濕度、溫度及製程時間等參數的組合。
修復步驟被發現可增加太陽能電池的效率，並使
太陽能電池，特別是吸收層，免於劣化及去鈍化。此外，此修復步驟使太陽能電池免於劣化及去鈍化的速度比將此太陽能電池最終置於環境條件(ambient condition)下使其免於劣化及去鈍化的速度快。當修復步驟108使用高相對濕度數值時，其所需之時程較短。如此，相較於在環境條件下修復，本揭露可達到節省製程時程之目的。在某些實施例中，由於本揭露之具有高相對濕度的修復步驟進行約1小時所達到之修復效果相當於在環境條件下進行約30小時所達到之修復效果，因此本揭露的修復步驟可達到節省製程時程之目的。
在某些實施例中，儘管未顯示於第2圖，電流電壓量測步驟106可於修復步驟108之後進行。在某些實施例中，儘管未顯示於第2圖，量測步驟106於修復步驟108之前進行且視情況可於修復步驟108之後再次進行。根據於修復步驟108之前及之後皆進行量測步驟106之實施例，於修復步驟108之前及之後所測得之數據可用於評估修復步驟108之效果。其可使用各種參數進行評估，例如但不限於開路電壓(open-circuit voltage，VOC)、太陽能電池效率、短路電流(short-circuit current，ISC)、短路電流密度(short-circuit current density，JSC)、最大電壓(maximum voltage，VMAX)、最大電流(maximum current，IMAX)及最大功率(maximum power，PMAX)。在其它實施例中，並未再次進行量測步驟106，而封裝膜疊合步驟110可於修復步驟108之後進行。
各種疊合步驟可用來將封裝膜疊合於太陽能電池上以封裝此太陽能電池。在某些實施例中，係將乙烯-乙酸乙
烯酯膜(ethylene vinyl acetate film，EVA film)疊合於如第1圖所示之太陽能電池結構上。在其它實施例中，可使用其它各種適合之聚合物材料作為封裝材料。在其它實施例中，封裝膜可為其它透明膜，例如乙烯-丙烯酸甲酯共聚物(ethylene-methyl acrylate copolymer)、乙烯-丙烯酸乙酯共聚物(ethylene-ethyl acrylate copolymer)、乙烯-丙烯酸乙酯-馬來酸酐共聚物(ethylene-ethyl acrylate-maleic anhydride copolymer)、氨酯樹脂(urethane resin)、丁醛樹脂(butyral resin)、矽氧樹脂(silicone resin)、聚醯胺樹脂(polyamide resin)、聚酯型熱塑性彈性體(polyester thermoplastic elastomer)、聚稀烴熱塑性彈性體(polyolefin thermoplastic elastomer)、聚氨酯熱塑性彈性體(polyurethane thermoplastic)、聚醯胺熱塑性彈性體(polyamide thermoplastic elastomer)、具有環氧基之聚乙烯(polyethylene having epoxy groups)、氟橡膠(fluororubber)、氟聚合物(fluoropolymer)及其它相似之材料。在其它實施例中，亦可使用其它透明、具有撓曲性(flexible)、黏性且便宜的適合材料。
在某些實施例中，疊合步驟包括將太陽能電池維持於約120℃之溫度。然而，在其它實施例中亦可使用其它溫度。在其它實施例中，可使用之溫度為約100℃至約160℃。在大部分實施例中，疊合封裝膜之步驟110係一加壓步驟，其壓力大於標準溫度及壓力(standard temperature and pressure，STP)的壓力(其絕對壓力為100kPa、14.504psi或0.986atm)。在其它實施例中，使用之壓力為約20kPa至約80kPa。在一實施
例中，疊合步驟之時程為約30分鐘。然而，在其它實施例中，疊合步驟亦可使用其它時程。在某些實施例中，疊合步驟之時程為約10分鐘至2小時。在某些實施例中，封裝膜的固體薄膜(solid sheet)被提供並固化(cure)以使封裝膜黏著至太陽能電池。在某些實施例中，封裝材料於室溫(20℃±5℃)下為液體，此液體係以照射之方式固化以形成封裝膜，例如照射UV光。在某些實施例中，係使用環境壓力，然而亦可使用其它壓力。
封裝膜10顯示於第3圖且在各實施例中可具有各種厚度。在各實施例中，封裝膜之厚度為約0.2mm至約5mm。
參見第2圖，在一實施例中，正面玻璃(front glass)形成步驟112係於封裝膜疊合步驟110之後進行。在正面玻璃(front glass)形成步驟112中，通常為強化玻璃之玻璃板係作為蓋板並設於太陽能電池之正面上，此正面係為此太陽能電池具有封裝膜10之表面的相反面。在另一實施例中，並未進行封裝膜疊合步驟110，而此封裝步驟係於正面玻璃形成步驟112之後的疊合步驟114進行。在各實施例中，可進行封裝膜疊合步驟110與疊合步驟114其中之一或是兩者皆進行。根據於正面玻璃形成步驟112之後進行疊合步驟114之實施例，封裝膜10亦覆蓋並封裝正面玻璃14。可使用各種封裝玻璃蓋板於太陽能電池上之方法。玻璃蓋板或其它適合之透明材料可用於保護並覆蓋形成於基板上之太陽能電池。在各實施例中，可使用各種機械裝置，例如夾鉗裝置及支架。此太陽能電池可作更進一步之封裝。在一實施例中，如第3圖所示，正面玻璃14並未覆蓋封裝
膜。
本揭露一實施例提供一種太陽能電池之封裝方法，包括提供太陽能電池；以光浸潤(soaking)太陽能電池；在相對濕度為約20%至約90%的環境下修復(curing)太陽能電池；及在修復步驟之後，疊合(laminating)一膜層於太陽能電池上。
在某些實施例中，此太陽能電池之封裝方法更包括在修復步驟後以強化玻璃覆蓋太陽能電池。
在某些實施例中，疊合步驟包括疊合乙烯-乙酸乙烯酯(ethylene vinyl acetate，EVA)共聚物膜於太陽能電池上。
在某些實施例中，此太陽能電池之封裝方法更包括設置玻璃板於太陽能電池上，其中乙烯-乙酸乙烯酯共聚物膜與玻璃板位於太陽能電池的相反面上。
在某些實施例中，疊合步驟係於溫度為約100℃至約140℃，壓力大於標準溫度及壓力(standard temperature and pressure，STP)之壓力的條件下進行，而此膜層係封裝膜。
在某些實施例中，此太陽能電池之封裝方法更包括在浸潤步驟前，以雷射光束照射太陽能電池之邊緣以進行雷射邊緣去除步驟(laser edge deletion process)。
在某些實施例中，此太陽能電池之封裝方法更包括在浸潤步驟及修復步驟之間對太陽能電池進行電流電壓量測(IV test)以量測太陽能電池。
在某些實施例中，電流電壓量測包括測量太陽能電池之電流-電壓曲線(current-voltage curve)及由電流-電壓曲
線計算開路電壓(open-circuit voltage，VOC)、短路電流(short-circuit current，ISC)、短路電流密度(short-circuit current density，JSC)、最大電壓(maximum voltage，VMAX)、最大電流(maximum current，IMAX)及最大功率(maximum power，PMAX)至少其中個太陽能電池效率。
在某些實施例中，浸潤步驟包括曝露約1分鐘至約30分鐘。
在某些實施例中，修復步驟進行約10分鐘至約2天。
在某些實施例中，修復步驟於溫度為室溫及相對濕度為約45%至約65%的環境下進行，疊合步驟於溫度為約100℃至約140℃，壓力為約20kPa至約80kPa的條件下進行。
在某些實施例中，太陽能電池包括銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)太陽能電池，而此膜層係封裝膜。
在某些實施例中，太陽能電池包括銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層及透明導電氧化物層，設於銅銦鎵硒吸收層上，其中疊合步驟包括形成聚合膜(polymeric film)於太陽能電池上。
本揭露另一實施例提供一種太陽能電池之封裝方法，包括提供太陽能電池，此太陽能電池具有銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層；至少對太陽能電池進行電流電壓量測(IV test)以量測太陽能電池；在量測太陽能電池之後，於相對濕度為約20%至約90%的環境下修復
(curing)太陽能電池；在修復步驟之後，疊合(laminating)封裝膜於太陽能電池之背面上；及設置正面玻璃片(front glass sheet)於太陽能電池之正面。
在某些實施例中，修復步驟於室溫下進行約10分鐘至約1小時，且更包括在量測步驟之前，以光浸潤(soaking)太陽能電池。
在某些實施例中，電流電壓量測包括曝露太陽能電池於光源。
在某些實施例中，疊合步驟包括形成乙烯-乙酸乙烯酯(ethylene vinyl acetate，EVA)共聚物膜於太陽能電池上，而浸潤步驟進行約1分鐘至約30分鐘。
本揭露又一實施例提供一種太陽能電池之封裝方法，包括：提供太陽能電池，太陽能電池具有銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層；以雷射光束照射太陽能電池之邊緣部以進行雷射邊緣去除步驟(laser edge deletion process)；以光浸潤(soaking)太陽能電池；於浸潤步驟後，藉由對太陽能電池進行至少電流電壓量測(IV test)以量測太陽能電池；於量測太陽能電池之後，於相對濕度為約50%至約90%的環境下修復太陽能電池；於修復步驟之後，疊合乙烯-乙酸乙烯酯(ethylene vinyl acetate，EVA)共聚物膜於太陽能電池的背面上；及於疊合步驟之後，設置正面玻璃片(front glass sheet)於太陽能電池之正面上。
在某些實施例中，修復步驟鈍化銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層中的硒空孔缺陷
(selenium vacancy defect)且進行時間為1天以上，而浸潤步驟進行約1分鐘至約30分鐘。
在此可使用相對的用語，例如「較低」或「底部」及「較高」或「頂部」，以描述圖示的一個元件對於另一元件的相對關係。能理解的是相對用語的用意在於包括一個設備除了圖所示的方位之外，額外的不同的方位。舉例來說，如果將圖示的設備翻轉使其上下顛倒，則所敘述在「較低」側的元件將會成為在「較高」側的元件。因此”較低”可以包括「較低」及「較高」的方向，視設備特定的方位而定。類似地，如果將圖示的設備翻轉使其上下顛倒，則被敘述為「在下方」或「在下」的元件將會成為在其他元件的「較高」側。因此「在下方」或「在下」可包括在上方及在下方的兩種方向。
在此，「約」、「大約」之用語通常表示在一給定值或範圍的20%之內，較佳是10%之內，且更佳是5%之內。在此給定的數量為大約的數量，表示在沒有特定說明的情況下，其可隱含「約」、「大約」之用語。
雖然本發明的實施例及其優點已揭露如上，但應該瞭解的是，任何所屬技術領域中具有通常知識者，在不脫離本發明之精神和範圍內，當可作更動、替代與潤飾。此外，本發明之保護範圍並未侷限於說明書內所述特定實施例中的製程、機器、製造、物質組成、裝置、方法及步驟，任何所屬技術領域中具有通常知識者可從本發明揭示內容中理解現行或未來所發展出的製程、機器、製造、物質組成、裝置、方法及步驟，只要可以在此處所述實施例中實施大抵相同功能或獲得
大抵相同結果皆可根據本發明使用。因此，本發明之保護範圍包括上述製程、機器、製造、物質組成、裝置、方法及步驟。另外，每一申請專利範圍構成個別的實施例，且本發明之保護範圍也包括各個申請專利範圍及實施例的組合。
2‧‧‧基板
4‧‧‧吸收層
6‧‧‧透明導電氧化物層
10‧‧‧封裝膜
14‧‧‧正面玻璃
Claims (10)
- 一種太陽能電池之封裝方法，包括：提供一太陽能電池；以光浸潤(soaking)該太陽能電池；在相對濕度為約20%至約90%的環境下修復(curing)該太陽能電池；及在該修復步驟之後，疊合(laminating)一膜層於該太陽能電池上。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，更包括在該修復步驟後以一強化玻璃覆蓋該太陽能電池。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，其中該疊合步驟包括疊合一乙烯-乙酸乙烯酯(ethylene vinyl acetate，EVA)共聚物膜於該太陽能電池上，設置一玻璃板於該太陽能電池上，其中該乙烯-乙酸乙烯酯共聚物膜與該玻璃板位於該太陽能電池的相反面上。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，更包括在該浸潤步驟前，以一雷射光束照射該太陽能電池之邊緣以進行一雷射邊緣去除步驟(laser edge deletion process)。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，更包括在該浸潤步驟及該修復步驟之間對該太陽能電池進行一電流電壓量測(IV test)以量測該太陽能電池，其中該電流電壓量測包括測量該太陽能電池之電流-電壓曲線(current-voltage curve)及由該電流-電壓曲線計算太陽能電 池效率、開路電壓(open-circuit voltage，VOC)、短路電流(short-circuit current，ISC)、短路電流密度(short-circuit current density，JSC)、最大電壓(maximum voltage，VMAX)、最大電流(maximum current，IMAX)及最大功率(maximum power，PMAX)至少其中之一。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，其中該浸潤步驟包括曝露約1分鐘至約30分鐘。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，其中該修復步驟進行約10分鐘至約2天。
- 如申請專利範圍第1項所述之太陽能電池之封裝方法，其中該修復步驟於相對濕度為約50%至約90%的環境下進行約1小時。
- 一種太陽能電池之封裝方法，包括：提供一太陽能電池，該太陽能電池具有一銅銦鎵硒(copper indium gallium selenide，CIGS)吸收層；至少對該太陽能電池進行一電流電壓量測(IV test)以量測該太陽能電池；在量測該太陽能電池之後，於相對濕度為約20%至約90%的環境下修復(curing)該太陽能電池；在該修復步驟之後，疊合(laminating)一封裝膜於該太陽能電池之背面上；及設置一正面玻璃片(front glass sheet)於該太陽能電池之正面。
- 如申請專利範圍第9項所述之太陽能電池之封裝方法，其 中該修復步驟鈍化該銅銦鎵硒(copper indium gallium selenium，CIGS)吸收層中的硒空孔缺陷(selenium vacancy defect)且進行時間為1天以上，而該浸潤步驟進行約1分鐘至約30分鐘。
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