作者：沈辉、徐建美、董娴 编著
出版社：化学工业出版社
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晶体硅光伏组件试读：
前言
经过多年的发展，我国光伏组件的产量已经牢牢占据世界第一的位置，而且国内光伏产业已经形成了一个完整的体系，包括生产装备、封装材料、生产技术与工艺、检测与认证标准体系等，并且具备了很强的创新能力和核心竞争力。
光伏组件是光伏电站中最核心的部件，是绿色环保的“直流发电机”，不管是技术还是成本，都对光伏电站的先进性起到决定性的作用。一直以来行业对光伏组件的要求主要是基于三点：（1）高效率 这主要取决于太阳电池的效率，但是组件封装工艺的优化也有助于提升发电功率；（2）稳定性 组件是在室外条件下应用的，因此组件的结构、封装材料与工艺对于组件稳定性的影响至关重要，组件能正常使用30年甚至更长，是行业一直以来追求的目标；（3）低成本 电能是生活与生产的必需品，光伏发电要全面推广，一定要不断降低度电成本，实现平价上网。所以不断降低光伏组件成本，才能有利于光伏发电的推广和应用。
各种光伏组件中，晶体硅光伏组件的发展历史最久，是最早得到应用的光伏产品。国内外的大量实践案例表明，晶体硅组件正常使用可以达到25年甚至更久的时间。可以预见，在未来很长一段时间内，晶体硅组件仍将占据市场的主导地位。晶体硅电池生产技术还在不断发展与进步，光伏组件技术也将继续提升与不断完善。
本书主要包括组件结构与原理、封装材料与配件、组件生产工艺、生产装备与检测仪器、环境试验与检测认证、组件可靠性与回收利用及新技术发展等内容。全书由沈辉博士组织策划与统稿，并编写第1、2章；徐建美女士编写了第3、4、5章；董娴女士主要负责第6、7、8章的编写。全书部分插图的加工处理由黄嘉培完成。本书在编写过程得到了冯志强、张万辉、宋昊、刘超、梁学勤、陈奕峰、陈达明、韩会丽、张舒、沈慧、季志超、孙权、杨泽民、黄宏伟、茅静、闫萍、杨小武、邹驰骋等人的大力支持，在此表示真诚的感谢！
本书编写过程中，天合光能有限公司、国家光伏科学技术重点实验室、中山大学太阳能系统研究所、顺德中山大学太阳能研究院给予了大力支持，提供了很多非常有价值的资料，在此表示真诚的感谢！
本书可以作为高等院校相关专业的教材和教学参考书，也可作为广大光伏产业技术人员参考用书，还可供光伏技术爱好者自学选用。光伏组件技术还在不断发展之中，由于作者学术水平所限，本书会存在一些不足之处，欢迎广大读者提出宝贵意见和建议，以便再版时进一步完善。沈 辉2018.12于广州南国奥园第1章 绪论
太阳能光伏发电系统中最重要的部件是太阳电池，而在光伏电站中得到实际应用的则是由太阳电池组成的光伏组件。太阳电池的工作原理是以半导体的光伏效应（Photovoltaic effect）为基础的，因此光伏组件就是实现光电转换的直流发电设备。太阳电池主要包括晶体硅电池和薄膜电池，而晶体硅太阳电池与组件是最早实现产业化应用的光伏发电产品。根据不同的生长工艺和结晶形式，晶体硅分为单晶与多晶两种类型。晶体硅太阳电池一般以高纯多晶硅为原料，经过掺杂等工艺制造而成。在实际电站应用中，晶体硅光伏组件里的电池通过光伏效应将太阳能转换为直流电后，可以直接给直流负载供电，也可以通过配置交流逆变器，将直流电转变为交流电，给交流负载供电。太阳能光伏发电系统既可离网运行，也可并网运行，成为公共电网的一个组成部分。1.1 太阳能概述
太阳是位于太阳系中心的恒星，表面温度约为5800K，它的能量来自内部的氢聚变反应。太阳已经存在了50亿年，它每秒消耗约6.2亿吨氢，按照这一燃烧速度，太阳还可以继续为人类服务约50亿年。
太阳辐射的基本参数可以通过黑体模型进行估算。太阳半径8611R=6.96×10m，地球半径R=6.38×10m，日地距离d=1.496×10m。SE太阳辐射波谱中，最大能量值对应的波长为λ=490nm。如果将太阳m视作黑体，则根据维恩位移定律Tλ=b，得到太阳表面温度为mT=5900K（很接近实际值T=5800K，其中b是常数，也称为维恩常量，4b=0.002897m·K）。再根据斯特潘-玻尔兹曼定律W（T）=σT，可得0到单位面积上的发射功率72W=6.87×10W/m0-824
式中，σ是斯特潘-玻尔兹曼常数，σ=5.67×10W/（m·K）。26
则太阳辐射的总功率P=W×4π=4.2×10W。设太阳辐射分S0布在以太阳至地球的距离为半径的球面上，地球单位面积所能接收到的太阳辐射的功率为22P'=P/4πd=1490W/mES
由于地球到太阳的距离远大于地球半径，可将地球看成半径为R的圆盘，地球接收到的太阳辐射功率为E17P=P'×π=1.776×10WEE
由此即可算出地球全年接收到的太阳辐射能量为18W=1.56×10kWhs
有人估算过，只要在非洲沙哈拉沙漠几百平方公里的范围上铺满光伏组件，就可以满足全世界的用电需求。
相对于化石能源、风能、水能等而言，全球太阳能资源的分布更为均匀。全球太阳能资源较丰富的地区有北非、南非、中东、南欧、澳大利亚、美国西南部、南美洲东西海岸、我国西部地区。我国青藏高原的太阳辐射量与世界上太阳能资源最丰富的非洲沙哈拉沙漠地区接近；我国太阳能资源比较差的地区主要位于贵州与四川的部分地区，其他绝大部分地区都可以较好地利用光伏发电。我国西部地区具有大片沙漠、戈壁地带，非常适合建设大型地面光伏电站；而在东部沿海地区，有大量的厂房屋面，适合建设规模化屋顶光伏电站。
以1000W光伏组件为例，在太阳能资源中等水平地区，如上海地区，年发电量为900kWh左右，广州地区约为1100kWh；在太阳能资源丰富地区，如昆明，年发电量可以达到1400kWh，呼和浩特可达1500kWh，甘肃嘉峪关地区能够达到1600kWh，新疆乌鲁木齐约为1700kWh，西藏日喀则地区则可以达到1800kWh以上。
光伏发电作为一种全新的发电方式，在全球范围内目前尚处于初级发展阶段。根据国家能源局的统计数据，截至2017年底，我国可再生能源发电装机容量达到6.5亿千瓦，占全部电力装机容量的36.6%，其中水电装机容量达到3.41亿千瓦，风电装机容量达到1.64亿千瓦，光伏发电装机容量达到1.30亿千瓦，生物质发电装机容量达到1476万千瓦。我国不但是光伏发电设备第一生产大国，也是光伏发电应用第一大国。光伏发电技术之所以得到全球广泛关注与快速发展，主要是因为它具有以下优点：（1）太阳能取之不尽，用之不竭，在地球上分布广泛，不管在陆地还是在海洋、高山和岛屿，太阳能都可以得到很好的开发和利用；（2）太阳能和风能、海洋能、地热能等一样，属于可再生清洁能源，其利用过程中几乎不产生污染，基本无CO排放，光伏发电运2行安全、可靠，无噪声、无污染物排放，因此太阳能是真正的绿色能源；（3）太阳电池所用的主要原料是硅材料，硅在地壳中的含量非常丰富，约占26%，仅次于氧，因此不存在资源枯竭问题；（4）光伏发电设备既可以安装在地面上，建成大型地面发电站，也可以安装在屋顶或幕墙上，甚至可以在每栋建筑上建成一个发电单元，服务于千家万户，这是其他能源所不及的；（5）与其他发电形式相比，光伏电站安装简单快捷，容易扩容与搬迁，不会对环境造成影响与破坏；（6）光伏电站运行模式相对简单，部件更换与维修方便，可以做到无人值守，维护费用低。作为光伏发电核心部件的光伏组件，一般情况下至少可以正常工作25年，具有明显的经济效益优势。
太阳辐射到地表的能量受自然界昼夜交替、季节变化、地理纬度、海拔高度、气象条件以及各种随机因素的影响较大，呈间断性、不稳定的状态，从而影响光伏发电效果。如晴天有阳光照射就可以正常发电，阴雨天没有阳光照射，发电效果就很差；夏天和冬天的日照时间不同，太阳辐射量不同，因此光伏发电产出也不同。正因为如此，目前光伏发电主要采用并网发电的形式，这样就不会影响终端用户正常用电。
由于化石能源消耗所产生的环境污染问题日益突出，新能源的发展得到世界各国的关注与重视。目前，风能、太阳能及生物质能三大可再生能源技术得到了快速发展。美国杰里米·里夫金在《第三次工业革命》一书中，提到第三次工业革命的五大支柱为：（1）向可再生能源转型；（2）将每一大洲的建筑转化成微型发电厂，以便就地收集可再生能源；（3）在每一栋建筑物以及基础设施中使用氢和其他存储技术，以存储间歇式能源；（4）利用互联网技术将每一大洲的电力网转化为能源共享网络，这一共享网络的工作原理类似于互联网（成千上万的建筑物能够就地生产出少量的能源，这些能源多余的部分既可以被电网回收，也可以在各大洲之间通过联网共享）；（5）将运输工具转向插电式以及燃料电池动力车，这种电动车所需要的电能可以通过洲与洲之间共享的电网平台进行买卖。
可以预见，光伏发电还将向着与建筑结合、与储能结合、与智能电网结合的方向继续发展，其生产成本会持续下降，直至完全能够与常规能源发电相竞争，成为人类社会电力供应的主要方式。目前在欧洲多个国家，如丹麦、德国、西班牙、意大利等，风能与太阳能发电已经占据了较大的份额。美国、日本及我国的可再生能源发展情况也已经表明，可再生能源能够有效改变能源结构。
根据多家权威机构的统计数据，当前全球太阳能的应用比例还很低，只占全球能源应用总量的2%，而到2050年，全球可再生新能源（包括太阳能）应用比例可以达到70%左右。从发展趋势看，太阳能将逐渐从补充能源向主导能源过渡，成为维持人类社会可持续健康发展的最终能源。1.2 光伏组件概述1.2.1 光伏产业发展历程
1973年世界石油危机发生之后，光伏发电技术很快得到世界发达国家的关注。1974年，美国第一家以地面发电应用为目标的公司Solarex成立，其主要生产晶体硅电池与光伏组件。后来，德国Siemens、英国BP、荷兰Shell、日本夏普、京瓷等企业先后进入晶体硅太阳电池和组件产业。
我国从20世纪80年代开始，先后有开封半导体、秦皇岛华美、宁波太阳能、云南半导体及深圳大明五家企业开始从事晶体硅光伏组件生产，并有哈尔滨克罗拉、深圳宇康两家企业先后开始生产非晶硅光伏组件，但由于技术与市场多方面原因，这些企业大多没有发展起来。
从2001年开始，我国光伏产业开始迅速崛起，涌现出尚德、英利、天合、晶科、晶澳、阿特斯等一批光伏企业。2008年金融危机后，欧美很多光伏企业纷纷倒闭，世界光伏产业重新洗牌。2011年，欧美开始针对我国出口的光伏组件产品实行双反政策（反倾销，反补贴），我国政府审时度势，积极引导国内光伏应用市场，通过发展分布式光伏电站示范区，实施光伏电站发展计划等一系列措施，帮助我国光伏企业渡过难关，稳定发展。目前我国的光伏产业已具备很强的国际竞争力，从完全依靠引进国外技术发展到能自主掌握关键材料、核心工艺和重点装备，从产品完全依赖出口转变为国内国外市场并重。2015年底，我国已经成为光伏电站建设规模最大的国家，在我国光伏产业发展史上具有里程碑意义。目前我国光伏产业已经牢牢占据世界主导地位。1.2.2 技术发展现状
光伏组件最初以单晶硅技术为主，后来随着技术升级和成本变化，多晶硅技术逐渐发展起来，并成为市场主流。近几年来，随着各种基于单晶硅技术的高效电池及组件的出现，单晶硅技术再一次得到发展与提升。
得益于半导体工业的发展与技术进步，太阳电池与光伏组件技术发展速度加快，生产制造工艺日臻成熟完善，目前已实现大规模生产。当前一条光伏组件生产线平均可以实现年产能200MW。世界上最大的几个光伏企业的组件产能已经达到GW量级。2017年，全世界光伏组件产能超过80GW，其中晶体硅光伏组件占了90%以上。
与非晶硅薄膜光伏组件相比，晶体硅光伏组件效率更高，而且由于硅片具有金刚石晶体结构，性能稳定，因而晶体硅光伏组件的使用寿命更长。多个工程实践表明，已经使用了25年以上的晶体硅光伏组件至今仍可以正常使用。就目前的封装技术而言，晶体硅光伏组件使用寿命超过30年是完全可以实现的。1.2.2.1 单晶硅光伏组件
单晶硅光伏组件是用单晶硅太阳电池经过封装工艺加工而成的。早期的晶体硅光伏组件主要采用圆片状的单晶硅太阳电池，当时比较有代表性的生产企业是Siemens，国内则有宁波太阳能（日地）、云南半导体厂（天达）等企业生产。图1-1所示为日地公司生产的单晶硅圆片电池组件。随着单晶炉技术的提高，单晶拉棒的直径可以做得越来越大，这样就可以提高单晶硅片的直径和面积。单晶硅圆棒经切割加工而成的单晶电池片一般都是有圆角，通常也称为倒角，这个倒角的直径随着技术进步越来越小，这样就可以不断地提高单晶硅棒的利用率，提高电池和组件效率。而多晶硅电池没有倒角，是完全的正方形，这是单晶硅电池和多晶硅电池最容易识别的特征。早期的单晶硅电池因为单晶硅拉棒的直径限制，加工后的电池尺寸一般为100mm×100mm或125mm×125mm，而随着技术发展，现在一般单晶硅电池尺寸为156mm×156mm，所组装的组件产品通常采用6串×10片=60片串联和6串×12片=72片串联两种类型的电池排版方式。图1-1 日地公司单晶硅圆片电池组件（胡红杰 摄于云南）1.2.2.2 多晶硅光伏组件
多晶硅光伏组件主要由多晶硅太阳电池组成。多晶硅太阳电池产业化是光伏产业一个重要的技术进步，也是实现晶体硅光伏组件低成本发展的一个关键性突破。多晶硅片之所以可以成功应用于太阳电池制作，主要归因于材料科学方面的进步，即多晶硅锭定向凝固晶体生长技术和与之配套的电池工艺中的含氢氮化硅薄膜材料钝化技术。多晶硅片由多晶硅锭切割而成，多晶硅锭一般采用定向凝固铸造生产，能耗较低、工艺简单。由于多晶硅片的生产成本比单晶硅片低得多，所以多晶硅光伏组件逐渐成为市场上的主流产品。多晶硅技术是在2008年前后快速发展起来的，多晶硅电池可直接做成156mm×156mm尺寸，通常也是采用6串×10片=60片串联和6串×12片=72片串联两种类型的电池排版方式。图1-2所示为采用60片电池串联的单晶硅与多晶硅光伏组件。图1-2 60片电池串联的单晶硅与多晶硅光伏组件
多晶硅太阳电池由于存在晶界、孪晶、层错等晶体缺陷，其效率比单晶硅低约1%～2%，但是由于多晶硅片几乎呈完美的正方形，因此多晶硅组件中电池的铺设密度较高。随着单晶硅片制作技术的提升，单晶硅片的倒角越来越小，两种组件的铺设密度差距有一定程度缩小，最终成品组件的效率主要取决于太阳电池效率、组件尺寸和封装工艺等。1.2.2.3 高效光伏组件
光伏技术发展一直围绕着两个主要课题：一是提高光电转换效率；二是降低生产成本。如果在不增加生产成本的情况下提高太阳电池与光伏组件的效率，那是最佳的技术方向。因此发展高效光伏组件是进一步降低光伏发电成本的最有效措施之一。
高效晶体硅光伏组件主要依赖于电池本身的转换效率和输出功率，因此不管是单晶硅电池还是多晶硅电池，都需要发展特殊的工艺才能实现效率的进一步提升。目前市场上主流的高效电池类型主要有SE、PERC、PERT、HIT、IBC、MWT等，在此对这些电池作简单介绍，并对相应的封装技术与组件特点进行简要说明。
SE（Selective Emitter）电池即选择性发射极电池，主要采用选择性扩散工艺制造，主要特点是金属化区域磷高浓度掺杂，光照区域磷低浓度掺杂，以降低接触电阻，提高短波响应，从而提高电池效率。这类组件需考虑封装材料对短波光线的吸收，否则SE电池的短波响应优势得不到发挥。选择合适的材料进行匹配，SE电池组件的功率一般提高2W左右。
PERC（Passivated Emitter and Rear Cell）是在常规全铝背场太阳电池的背面增加了AlO/SiN：H双层钝化膜，而背电极通过贯穿钝xx化膜的开孔与衬底接触。由于采用背面钝化，光生载流子在电池背表面的复合速率得到降低，太阳电池的长波响应得到提高，从而提高了太阳电池的转换效率，PERC可用于p型单晶和多晶电池，电池效率可以提高大约1%，相应的组件功率比普通电池组件高10W以上，适合在散射光占比较大的低辐照地区使用，该类组件目前已经实现了量产。PERC电池的组件封装工艺与常规晶体硅电池是完全相同的。
PERT（Passivated Emitter，Rear Totally-diffused）太阳电池是采用n型单晶硅片作为衬底的高效晶体硅太阳电池。由于采用磷掺杂的n型硅片作为衬底，因此不存在由“B-O对”（硼-氧对）引起的光+致衰减。n型PERT太阳电池的正面为硼掺杂的p发射极，背面为整体+磷掺杂的n背表面场。一般来说，n型PERT电池组件的功率可以比p型PERC的功率高5W以上。
p型PERC电池和n型PERT太阳电池可以在正面和背面都采用栅线电极，光线能从电池的正反两面射入电池，同时产生电能，这样的电池称为双面电池。早期双面电池背面采用透明背板，但由于背面发电会导致背板温度升高，容易产生较严重的黄变，所以现在通常都使用双面玻璃的结构来进行组件封装。
HIT（Heterojunction with Intrinsic Thin-layer）太阳电池采用了非晶硅与单晶硅的异质结结构，采用n型单晶硅片作为衬底，在其正面依次沉积了一层本征非晶硅薄膜和一层p型非晶硅薄膜作为发射极，在背面依次沉积了一层本征非晶硅薄膜和一层n型非晶硅薄膜作为背表面场。由于非晶硅的带隙大于单晶硅的带隙，而且非晶硅薄膜对单晶硅片表面有极好的钝化效果，所以HIT太阳电池的开路电压远超过单晶硅太阳电池，最高达750mV。因此HIT电池具有转换效率高、高温特性好等优点。HIT电池效率较常规电池高1%～1.5%，相应地，功率也高出15～20W，组件温度系数大约为-0.29%/℃（一般晶体硅电池为-0.44%/℃），温度稳定性更好，因此具有更好的发电效果，特别是在高温地区更有优势。HIT电池工序简单，制备温度低，但对设备要求非常高，目前还没有非常成熟的设备，所以导致良率比较低，成本相对较高。从技术发展趋势来看，HIT电池会成为一个新的主流技术方向。HIT太阳电池同样可以做成双面电池，由于HIT电池材料的特殊性，建议光伏组件采用双层玻璃封装结构。
IBC（Interdigitated Back Contact）太阳电池即交指型背接触太阳电池，由R.J.Schwartz和M.D.Lammert于1975年发明。IBC太阳电池采用高少子寿命的n型单晶硅片作为衬底，其发射极和背场都位于电池的背面，并被设计成交指形排列，而电池的正面则没有任何栅线，完全消除了光线遮挡。因此IBC太阳电池有着非常高的短路电流和转换效率。IBC电池效率比常规电池高1.5%以上，因此组件功率高出15W以上，同时IBC电池的温度系数大约为-0.38%/℃，优于普通晶体硅电池，户外实际发电性能有较大优势。IBC太阳电池可以将发射极和基极电极汇集到电池的两端，焊接时采用专门设计的镀锡铜片将相邻两片电池串联起来，其层压方式则与常规电池一致。此外IBC光伏组件正面没有任何金属栅线与互连条，颜色一致，非常美观。
MWT（Metal Wrap Through）太阳电池和EWT（Emitter Wrap Through）太阳电池是另外两类背接触太阳电池。其中MWT太阳电池保留了电池正面的细栅，把主栅通过贯穿硅片的小孔引到电池的背面，消除了主栅对太阳光的遮挡。EMT电池则更进一步，将正面发射极通过贯穿硅片的小孔引入到电池的背面，从而使电池正面完全没有栅线电极。这两种电池由于发射极的电极被背面的铝背场所包围，因此不能采用常规电池的电极焊接方法，通常采用一种交指形导电背板，使用导电的粘合剂或低温焊接导电浆料将电池的电极同导电背板粘合在一起，在随后层压的过程中使电池与导电背板之间形成有效连接，最终被封装成组件。
如上所述，SE电池、PERC电池与常规太阳电池一样，其组件生产工艺完全相同。IBC太阳电池的焊接方式与常规太阳电池有所差异，但封装工艺则基本相同。PERT电池和HIT电池一般封装成双面组件，即将常规组件中使用的不透光背板换为玻璃或透明背板，从而使光线可以从组件的背面进入电池，提高组件的实际发电效率。MWT太阳电池和EWT太阳电池的封装方式改变较大，导电背板的成本较高，使得这两种技术的推广遇到了较大的困难。
以上几种高效太阳电池都受到研发人员与生产企业的高度重视。目前PERC太阳电池已经成功量产，在最近几年内会得到迅速的发展，成为主流产品。MWT和EWT太阳电池近几年的发展则遇到一些挫折，但是也在不断改进和发展。PERT和HIT太阳电池的发展开始提速，其市场份额在未来几年也将稳步上升。IBC太阳电池一直以来都是Sunpower的独家产品，但近几年国内几家企业开始掌握IBC太阳电池的关键技术，很有可能进行量产，只是目前其成本比较高，主要用于赛车、高档游艇、飞行器以及BIPV（Building integrated PV）等高端市场。1.3 能量回收期
作为一种新型发电方式，光伏发电的能量回收期与回报率是人们关注的重点。按照生命周期评价方法，太阳能光伏系统的能量回收期EPT（Energy Payback Time）以其全寿命周期中消耗的总能量（包括生产制造、安装和运行过程中消耗的能量）与光伏系统运行时每年的能量输出之比来表示，单位为年。按照目前光伏电站的运行现状，我国大部分地区的光伏电站每年平均每瓦产电不低于1kWh。随着光伏组件近年来生产成本的不断降低，光伏发电的能量回收期已经能够做到不超过两年。
能量回报率RER（Rate of Energy Return）是指发电设备在生命周期内所产生的总能量与其制造过程总能耗之比。为了保证光伏发电具有更高的可靠性与经济性，行业规定了光伏组件的质保期，目前国际通用的光伏组件质保期为25年。所谓光伏组件的质保期，是指光伏组件使用期到达质量保证规定的年限时，其功率衰减不得超过20%。众多案例充分表明，25年的质保期是可以得到保障的。即使按照25年使用寿命计算，按照光伏组件每瓦每年生产1kWh电能计算，25年可以产生25kWh的电能，那么能量回报率可以超过12，如此高的能量回报率是火电、水电和核电都无法相比的。
目前光伏发电的度电成本已经低于0.5元/度，光伏电站的投资回收期已缩短至5～6年。随着技术的不断进步和光伏电站的大规模应用，光伏发电的经济性将会更加明显。
此外，光伏组件在不能继续发电而被回收后，其大部分材料也都可以回收再利用，完全符合环保绿色发电与自然和谐发展的目标。第2章 光伏组件结构与原理
光伏组件是由一定数量的太阳电池通过电学连接与机械封装形成的一块平板状的发电装置。光伏组件就像一台低压直流发电机，将太阳能直接转化成电能，与逆变器连接就可以构成一个交流电源。由多块光伏组件构成的供电系统称为光伏电站。与火力发电厂、核电站不同，光伏电站在运行过程中不需要使用燃料，既没有废气、废物排放，也没有噪声污染，只要有阳光，光伏电站就可以连续不断地输出电力。本章主要介绍光伏组件的基本结构与工作原理，包括光伏组件的发展历史、组件封装要求与特点、组件工作原理、技术参数及组件的电路设计等。2.1 光伏组件的发展历史
自从1954年美国贝尔实验室制备出世界上第一片实用的单晶硅太阳电池以来，光伏发电作为一种新型的清洁电力供应方式便得到了不断发展。早期光伏发电主要用于满足无电地区电话机供电需求，由于具有特殊优势，这种技术很快便得到航天工业的青睐。从20世纪50年代末美国第一颗使用太阳电池的人造卫星“先锋1号”成功发射以来，世界上所有航天器都采用太阳电池提供电力。为了保护太阳电池，使其能够抵御外界环境的侵蚀，人们采用玻璃等材料将太阳电池封装起来，形成光伏组件。1975年以后，光伏组件的设计与生产工艺、封装材料都有了很大的进步，光伏组件的材料体系、生产工艺、性能评估及技术标准逐步得到完善与确立。到了1985年，人们将光伏组件的使用质保期从原来的5年提高到10年，而且光伏组件的结构设计、封装工艺及材料基本定型，至今并无本质的改变。20世纪90年代以来，德国西门子（Siemens）、英国BP、荷兰壳牌（Shell）、日本夏普（Sharp）、京瓷（Kyocera）等大型企业对光伏组件技术的发展起到了重要的推动作用，行业将光伏组件的研究重点集中于降低成本、提高效率及延长寿命等方面。1997年，光伏组件的使用质保期已经被承诺可以达到20年；从1998年开始，成本比较低廉的多晶硅光伏组件产量开始超过单晶硅组件。到了21世纪，特别是2009年以后，得益于多晶硅电池技术突破与规模化生产快速发展，光伏组件的价格大幅度降低，同时组件质量也得到了很大提高，因此掀起了全球范围的光伏电站建设浪潮。目前一些新产品如双层玻璃光伏组件、集成微型逆变器光伏组件、新型背板材料及n型高效光伏组件不断涌现，为光伏技术的推广应用提供了更多的选择与市场空间。
早期我国生产的光伏组件90%以上都用于出口，并且主要原材料来自国外。从2012年开始，我国大力推广光伏应用，经过短短几年发展，目前已成为全球光伏生产大国和光伏应用大国。
光伏组件是太阳电池的载体，是光伏电站的最重要的组成部分，光伏组件的种类及形式由封装材料及太阳电池的种类决定。
光伏组件的封装材料主要包括玻璃、EVA/POE/PVB胶膜、硅胶、PET/KPK/TPT背板等，通过这些封装材料的不同组合，可以生产出适用于不同环境的组件。传统的铝边框背板组件一般用于大型地面电站和商业民用屋顶，近几年双玻组件逐步大量用于地面电站和商业民用屋顶；与建筑结合一般采用5mm+5mm或更厚的双层玻璃组件；用于日常消耗的小功率组件可以用高分子材料代替玻璃作为前盖板材料，重量轻，携带方便，例如用于草坪灯、光伏玩具等的组件可采用环氧树脂滴胶封装。总之，光伏组件的封装技术与具体用途及应用场所是相互关联的。2.2 封装目的与要求
在实际应用中，太阳电池都需要通过特定的封装工艺，加工成可以在室外长期使用的光伏组件之后才能使用。封装除了可以保证太阳电池组件具有一定的机械强度外，还具有绝缘、防潮、耐候等方面的作用。具体包括以下几个方面：（1）从力学方面考虑，晶体硅电池必须进行封装才能保证良好的机械强度。硅片是一种脆性材料，晶体硅太阳电池所用的硅片厚度一般为180μm左右，非常容易碎裂，通过封装，可以使太阳电池具备很好的力学强度，减轻冰雹冲击、风吹、机械振动等的影响；（2）提高晶体硅太阳电池抵御外界环境侵蚀的能力。太阳电池的上表面有金属电极、减反射膜，下表面也有金属电极，这些材料长期暴露在室外空气中，极易受到环境侵蚀，导致氧化和损坏，最终造成电池失效，因此必须进行密封；（3）提高光伏组件的安全性。单片晶体硅太阳电池产生的电流很大，但电压很低，仅为0.6V左右，无法直接满足负载的使用要求，必须通过多片电池串联或并联才能达到所需的电气性能要求，这些串联或并联的电池如果放在一起不进行封装，在使用过程中极易发生漏电、触电等危险事故；（4）便于运输、安装及维护，不同的封装结构还能够提供多样化的应用。
此外，为了保证长期使用的可靠性，封装后的光伏组件必须经过一系列严格的电气性能和安全性能检测。国际和国内已经制定了完善的晶体硅太阳电池组件的产品标准和检测标准，主要有IEC 61215-1/2、IEC 61730-1/2及UL1703等。针对应用发展中出现的一些问题，相关的技术标准也在不断进行修改与调整。2.3 光伏组件工作原理与技术参数2.3.1 工作原理
早期光伏发电主要采用离网发电模式，仅需考虑直流供电需求。一般而言，串联36片晶体硅电池可输出18V工作电压，能给12V的蓄电池充电，串联72片晶体硅电池可以给24V的蓄电池充电。现代大规模光伏发电主要采用并网模式，主流产品大都是60片和72片电池串联而成的组件。
晶体硅电池输出的电流随光强呈线性变化，而其电压则受光强影响很小。一片125mm×125mm的晶体硅电池，其工作电流可以达到5A以上，而一片156mm×156mm的电池可以达到8A以上。通常晶体硅组件内的电池多采用串联方式连接。需注意的是，晶体硅电池的电学性能的一致性对于组件的性能至关重要，只有电学性能相同的晶体硅电池才可以相互串联或并联。这里以两片电池为例介绍组件的电学性能。（1）两片电池性能完全相同，即V=V，I=I，那么两片电池串1212联后，总电压V=V+V；总电流I=I=I，相应的I-V曲线如图2-1所1212示，可见电压是简单叠加，而电流就是单片电池的电流。图2-1 两片性能相同的太阳电池串联（2）两片电池性能有差异，即V=V+Δ，I=I+Δ，那么两片121122电池串联后，V=V+V，而总电流I等同于最小电流，可近似认为12I=I（假设I最小），相应的曲线见图2-2。在这种情况下，组件的电11路损耗比较大。图2-2 两片性能不同的太阳电池串联
所以在电池串联的组件中，组件电压是所有电池电压的总和，而其中具有最小输出电流的电池限制了组件的总输出电流。由于每片电池之间或多或少都有一些电学性能差异，而且在使用过程中电池的性能也会产生一些变化，因此需要尽量挑选性能参数一致的太阳电池构成组件，以降低电流失配带来的损失。
此外，在组件生产过程中，大电流引起的互连条电阻、焊锡等的功率消耗增加也是一个不容忽视的问题，因此采用小面积电池串接成组件的优势明显。近几年有厂家推出半切片电池组件，它可以减少电流损耗，提高组件功率。但是半切片电池会导致组件中连接点成倍增加，如果处理不好，会带来可靠性问题。因此组件生产时需要综合考虑，优化选择。2.3.2 技术参数说明
光伏组件的电学基本参数主要有输出功率、电流、电压、填充因子及温度系数等。光伏电站的主体是光伏组件，因此光伏组件的技术参数是光伏电站设计的基本数据。通过组件的电学参数，根据所选用的逆变器，就可以选择组件的串、并联数量。组件的外形尺寸、重量及结构也是重要的技术参数，它们是选择合适支架、安装方式及估计场地面积等所必需的参数，在进行光伏电站的设计时都不可忽略。
以市场上常见的60片电池串联封装的多晶硅光伏组件为例，其技术参数见表2-1。表2-1 60片电池多晶硅光伏组件技术参数
其中STC（Standard Testing Condition）指地面光伏组件标准测2试条件：大气质量AM1.5，太阳辐射强度1000W/m，温度25℃。下面按照表格所列的顺序，对关键技术参数作简单描述。
①P（最大功率） 表示峰值瓦数，即在标准测试条件下具max有的功率数值，I-V曲线上电压和电流乘积最大时的点对应的功率即为最大功率，此时的电压、电流分别被称为最大功率点电压V和mpp最大功率点电流I。表2-1给出了五种组件最大功率的电性能参mpp数。
②V（开路电压） 当组件外接电路开路时，流经电池的电流oc为0，此时组件的有效最大电压就是开路电压V。oc
③I（短路电流） 组件短接时，输出电压为0V，流经电池内sc的电流即为短路电流I。I反映的是电池对光生载流子的收集能力，scsc其与光照强度成正比。
④η（组件效率） 在标准测试条件下，组件最大输出功率与m组件接收的太阳能的比值。效率是组件间相互比较的一个重要参数，由下面公式确定：
式中，最大输出功率即P，组件面积指的是组件最大面积，max如果带边框，需要把边框也计算在内。
⑤NOCT（Nominal Operating Cell Temperature） 即太阳电池标称工作温度，指在组件安装角度为（45±5）℃、太阳光辐照度为2800W/m、环境温度20℃、风速为1m/s的条件下，组件空载运行稳定后的电池温度。目前最新标准为NMOT（Norminal Operating Temperature），即组件标称工作温度：组件安装角度在2（37±5）℃，太阳光辐照度800W/m，环境温度20℃，风速1m/s的条件下，组件在最大功率点附近运行稳定后的电池温度。
⑥温度系数（Temperature Coefficient） 温度系数表征的是温度变化1℃时，组件各性能的相对变化量。功率、电流、电压的温度系数各不相同，电压随温度的变化比较大，电流随温度变化相对比较小。
⑦最大系统电压（Max System Voltage） 指组件在系统中串联后的开路电压之和，组件的每一种材料都需要能够承受该电压值。
图2-3所示是规格为275W的60片电池多晶硅组件在不同光强下的I-V曲线图，曲线上每个点的电流和电压的乘积反映这种工作条件下组件的输出功率。图2-3 60片多晶硅电池组件在不同光强下的I-V曲线
为了便于安装，一般在组件边框设计有安装孔与接地孔，见图2-4。每块组件上有4个安装孔，组件与支撑结构可直接通过安装孔固定。接地孔则用于组件的金属部分接地，满足电气安全需求。图2-4 组件边框结构图2.4 光伏组件的结构设计
常规边框组件的装配结构如图2-5所示，从上到下排列依次是玻璃、前EVA、电池矩阵（电池串）、后EVA、背板，经真空层压后再安装铝边框及接线盒等部件。图2-5 常规边框组件的装配结构2.4.1 设计原理
以60片电池组件为例，组件内部电池矩阵布局为6列10行，即每列有10片串联电池，共6列（行业又称为6串），最后将6串电池串联起来。如果将每片太阳电池等效为一个半导体二极管器件，则可以用等效的电路图来表示其串联情况，如图2-6所示。图2-6 60片电池组件二极管等效电路图
对于组件结构设计，要考虑四个方面。
第一，考虑组件内部电池的结构排布，一般称为叠层电路设计。组件中每片电池之间的距离，包括横向和纵向距离，一般需要2mm以上，这主要是为了保证连接焊带在电池表面上、下翻折连接后不影响组件的可靠性。通过合理的设计，可以让照射在电池间隙中的部分光线通过背板-玻璃的两次反射再次投射到电池表面，这样就可以增加组件的输出功率。电池间隙太大会降低组件的转换效率，间隙太小不利于焊带的弯折，而且可能会导致电池产生隐裂，通常光伏组件中的电池间隔距离为2～5mm。
第二，考虑组件的最小电气间隙和最小爬电距离要求。电气间隙（Clearance）为两导电部件之间在空间中的最短距离；组件的最小电气间隙（Minmum Clearance or Through Air）是指组件内部带电体（如太阳电池和汇流条）到玻璃边沿的距离；爬电距离（creepage distance）指的是两导电部件之间沿固体绝缘材料表面的最短距离，见图2-7和图2-8。图2-7 电气间隙与爬电距离示意图图2-8 光伏组件电气间隙与爬电距离示意图
IEC 61730和UL 1703标准对组件的最小电气间隙和爬电距离都有严格要求。因为封装材料会吸湿，封装过程也不能保证完全密封，因此这个要求与绝缘材料组别、组件应用的微观环境污染程度等有直接关系。一般组件设计的最小电气间隙和爬电距离是基于微观环境污染等级2级、材料组别Ⅲa来选取，然后根据不同的应用等级和系统电压来确定最小电气间隙和爬电距离的要求，当然如果降低组件应用环境污染等级，是可以适当减小距离要求的。应用等级是根据光伏组件的不同应用方式对组件安全性的要求划分的，分为级别0、级别Ⅱ、级别Ⅲ三个等级（应用划分来源于IEC 61140）。
级别0：通过本等级鉴定的组件可用于以围栏或特点区域划分限制公众接近的系统；
级别Ⅱ：通过本等级鉴定的组件可用于电压高于50V或功率大于240W的系统，而且这些系统是公众有可能接触或接近的。这是目前光伏组件最常用的应用等级；
级别Ⅲ：通过本等级鉴定的组件只能用于电压低于50V或功率小于240W的系统。用于以围栏或特点区域划分限制公众接近的系统，这些系统是公众有可能接触或接近的。
表2-2给出了最小电气间隙和爬电距离与光伏组件最大系统电压的对应关系。UL1703标准中的要求略低于此表中的要求。表2-2 最小电气间隙和爬电距离与光伏组件最大系统电压的对应关系（摘自IEC 61730-1 5.6.3）
对于1500V系统电压，UL1703标准中特别要求无金属框接地组件到边缘距离需要加倍，如果采用满足相关要求的绝缘材料进行边沿密封，则可以和金属框组件的要求相同。目前市场上现有的应用等级为级别Ⅱ的1000V系统组件，一般设计电气间隙（内部带电体到边缘距离）为15mm以上，主要是考虑到组件在叠层、层压过程中内部的电池会有一些移位，同时也为了保证可靠性，兼顾IEC和UL标准的要求。
对于1500V系统的最小电气间隙，虽然表格中规定为19.4mm，但是因为这个间隙距离对组件尺寸改变较大，对组件效率和成本都有影响，因此一般采用与1000V组件一样的距离，然后通过IEC 61730-2 MST14中规定的脉冲电压测试环节来证明组件的电气间隙是否满足安全要求。
对于最小爬电距离，应用等级为级别Ⅱ的1000V/1500V系统组件，最小爬电距离要求为20mm/30mm，此时组件尺寸会非常大，可通过做IEC 61730-2序列B1测试将组件污染等级降低为Ι，将爬电距离要求减小为6.4mm和10.4mm，这样组件只需满足最小电气间隙就可以满足爬电距离要求。
第三，还需要选择和设计旁路二极管。旁路二极管在光伏组件中电池被遮挡的时候起到导通与保护电池的作用。一般一个旁路二极管最多可以保护24片太阳电池，最好控制在20片以内。
第四，对于组件输出功率的设计，一般需要知道所设计的组件的P、I、V三个参数中的2个参数，或者P、I、V、FFmaxmppmppmaxscoc中的3个参数，这样就可以确定电池的尺寸以及电池串联和并联的数量。
综上所述，根据电池的间隙、内部带电体到玻璃边沿的距离和组件的电性能参数要求，就可以设计组件的尺寸，从而选择适当的玻璃尺寸、EVA、背板和边框的尺寸。2.4.2 设计实例
以多晶硅电池组件的设计为例，设组件所要求的技术参数为：最大功率P=275W，开路电压V=38.0V，填充系数FF=77%。maxoc
第一步：根据组件要求的各项参数选择适合档位和数量的太阳电池。晶体硅电池的输出电压随电池面积变化变动很小，一片156mm×156mm或者125mm×125mm的电池，开路电压基本都在0.6～0.65V，即使把156mm×156mm的电池切割成任意尺寸，开路电压输出也大约为0.6～0.65V。因此在设计的时候，可以假设任何尺寸的电池输出开路电压为0.62V，同时V一般假设为0.5V。mpp
首先根据组件要求的电压确定电池数量，该组件的电池数量计算：38V/0.62V=61.3片，一般根据经验值取整数，选60片；然后根据组件要求的功率和电池的数量计算每一片电池所需的功率，单片电池的功率大约为275W/60=4.58W；之后将电池的最大功率P、开路max电压V、组件的填充系数FF代入公式FF=P/（V×I），计算出ocmaxocsc短路电流I=9.39A；最后根据以上参数确定所需太阳电池的效率及sc档位。通常电池封装成组件会有一些损失，该损失在行业被称为功率封装损失（简称CTM，即Cell to Module），一般该值为98%～100%，通常多晶电池比单晶电池高1.5%左右，如果采用特殊的封装材料增加太阳电池对光线的吸收，则可以大幅提高组件输出电流，从而提高组件输出功率，此时CTM可能会超过100%。本例假设该组件CTM为99%，则所需的电池功率大约为4.58W/0.99=4.63W，那么电22池效率就是：［4.63W/（0.15675×0.15675）m］/1000W/m=18.8%，所以选择效率在18.8%～19.0%档位的电池。
表2-3所示为多晶硅电池效率和电性能参考表（156.75mm×156.75mm），各种电池因为工艺条件等不同，会有一定差异。表2-3 多晶硅电池效率和电性能参考表（156.75mm×156.75mm）
现在行业基本上都已经采用156.75mm×156.75mm的硅片，所以上表表示这个尺寸电池的功率，如果需要计算156mm×156mm的，按面积推算即可。
第二步：根据电池尺寸、数量和相关电气要求设计组件尺寸及结构。一般组件选择装配3个二极管，60片电池设计为6串，每串10片电池，每个二极管与两串电池并联。结构确定之后首先可以根据电气要求确定组件内部每个部件之间的距离，通常每片电池之间距离为3mm，汇流条宽度为6mm，汇流条距电池3mm，汇流条之间距离也是3mm，汇流条离玻璃边沿距离为14.5mm（算上生产过程的公差后，可能会缩小为12mm，这样也能满足IEC距离要求），电池串之间间隙为4mm，电池边缘离玻璃边缘距离也为14.5mm。根据上述参数计算出所需玻璃长度为156×10+3×9+3×（6+3）+14.5×2=1643（mm），玻璃宽度为156×6+5×4+14.5×2=985（mm），玻璃厚度一般选择3.2mm，因此最终确定玻璃的尺寸为1643mm×985mm×3.2mm。
第三步：根据组件尺寸（主要由玻璃尺寸决定）设计铝边框。一般铝边框的壁厚为2mm，高度为35mm，考虑边框和玻璃边沿的间隙（用来填充硅胶）为1～1.5mm，因此铝边框的外尺寸在玻璃尺寸基础上长宽各增加7mm，因此组件整体外形尺寸为1650mm×992mm×35mm，完成晶体硅光伏组件的设计。
本书所描述的晶体硅光伏组件有以下三种最主要的设计方案：（1）采用156mm×156mm多晶硅电池，由6列12行共72片电池串联组成，组件功率为315～345W，后面简称为72片多晶硅组件；（2）采用156mm×156mm多晶硅电池，由6列10行共60片电池串联组成，组件功率为265～290W，后面简称为60片多晶硅组件；（3）采用125mm×125mm单晶硅电池，由6列12行共72片电池串联组成，组件功率为195～215W，后面简称为72片单晶硅组件（这种类型组件正在淡出市场）。
本书后面几章中将主要以60片多晶硅光伏组件为例介绍从设计到检测的所有工序。事实上，随着技术的发展以及市场的多样化、个性化需求的变化，各种类型的组件产品也不断应运而生。对于特殊组件的结构与设计，都可以参考以上的设计方案进行。第3章 光伏组件封装材料及配件
通过合适的材料与相应的工艺，将相同面积且具有一致电学参数的多片晶体硅太阳电池通过互连条焊接在一起，再通过真空层压工艺及相关配件组合进行封装，最终就可以构成一个类似三明治结构的平板形的光伏组件。光伏组件中的太阳电池将太阳辐射直接转换为直流电，而封装材料与其他配件则起保护、绝缘、电学连接及力学支撑等作用。封装材料与辅助配件主要有焊带、封装黏结材料、盖板、背板、边框、接线盒及连接电缆等。封装材料的选择与光伏组件的应用场所有密切关系，因此通常需要根据光伏组件实际应用场合选取合适的封装材料与封装工艺。
光伏组件要经受长达几十年的户外各种气候条件的考验，安装场地环境又复杂多样，这对组件封装材料和工艺都提出了很高的要求。本章主要介绍组件生产过程中涉及的材料、配件的性能指标以及相关的检验方法等。3.1 涂锡焊带
晶体硅太阳电池之间连接用的焊带一般采用一种镀锡的铜条，这种铜条根据不同使用功能分为互连条和汇流条，统称为涂锡焊带。互连条主要用于单片电池之间的连接，汇流条则主要用于电池串之间的相互连接和接线盒内部电路的连接。焊带一般都是以纯度大于99.9%的铜为基材，表面镀一层10～25μm的SnPb合金，以保证良好的焊接性能。
焊带根据铜基材不同可分为纯铜（99.9%）、无氧铜（99.95%）焊带；根据涂层不同可分为锡铅焊带（60%Sn，40%Pb）、含铅含银涂锡焊带（62%Sn，36%Pb，2%Ag）、无铅环保型涂锡焊带（96.5%Sn，3.5%Ag）、纯锡焊带等；根据屈服强度又可分为普通型、软型、超软型等。
因为晶体硅太阳电池的输出电流较大，焊带的导电性能对组件的输出功率有很大影响，所以光伏焊带大多采用99.95%以上的无氧铜，以达到最小的电阻率，降低串联电阻带来的功率损失。焊带还需要有优良的焊接性能，在焊接过程中不但要保证焊接牢靠，不出现虚焊或过焊现象，还要最大限度避免电池翘曲和破损，因此一般采用熔点较低的Sn60Pb40合金作为镀层。如果采用含银镀层，焊带熔点还会降低5℃，更有利于提高焊接性能，但是由于成本较高，通常不被采用。降低焊带的屈服强度可以提高组件焊接和连接的可靠性，特别是有利于热循环中的应力释放，但这对焊带制作工艺提出了较高的要求，目前行业里一般将焊带的屈服强度控制在75MPa以下。早期的焊带屈服强度过高，造成抗拉强度和延伸率太低，导致在实际使用中由焊带问题引起的组件故障较多。表3-1列出了通用焊带的主要技术指标。表3-1 通用焊带的主要技术指标
焊带的宽度和厚度要根据组件的设计来选择或根据特定需求来定制。通常互连条的宽度主要根据电池的主栅线宽度来确定，宽度范围为1.5～0.9mm，例如3根主栅线电池一般采用1.5mm宽焊带，5根主栅线电池采用0.9mm宽焊带。基材厚度一般为0.1～0.2mm，镀层厚度为0.025mm。汇流条则根据组件的电流载荷需求确定，基材厚度一般为0.1～0.25mm，宽度为4～8mm。目前多主栅组件的发展给焊带加工带来了新的挑战，因为多主栅需要用到圆焊带，一般要求直径为0.3～0.5mm。
焊带对光伏组件的功率和使用寿命有重要影响。目前各焊带厂商及组件厂家从电学、光学等多方面进行优化，设计出各种具有低电阻率的不同焊接方式、不同表面涂层、不同表面结构的焊带，力求减少因焊带引起的组件电学损耗，同时进一步提高组件对光学的利用率和输出功率，例如可利用压延等手段在焊带表面形成陷光结构，见图3-1（a），或者在焊带表面贴敷具有陷光结构的膜层等。对于表面镀层技术，采用普通热镀工艺的焊带，其表面的镀层是不均匀的，见图3-1（b），而通过电镀方式在表面形成均匀致密的镀层，能在一定程度上增加基材厚度，从而降低电阻；也可以采用特殊工艺在表面形成有陷光结构的不平整表面的镀层。图3-1 焊带结构示意图
新型的低温焊接工艺是未来的一个重要发展方向。传统焊带需要在高温下才能形成合金，完成焊接过程，但高温会导致电池翘曲，引起隐裂甚至破片，影响组件生产成品率，并可能影响组件功率输出，比如异质结电池（HIT），其结构中含有的非晶层对温度非常敏感，温度过高会引起电池效率降低。因此，传统的涂锡焊带还需要在环保、低温、光学、电学、力学等方面进一步改善，以实现组件的高功率、长寿命。3.2 助焊剂
当涂锡铜带暴露于空气中时，表面会氧化产生氧化物，影响焊接效果，因此焊带使用前需要去除氧化物，同时保证焊带表面不会再次形成氧化。行业一般采用液态免洗助焊剂，其主要成分为有机溶剂、松香树脂及其衍生物、合成树脂表面活性剂、有机酸活化剂、防腐蚀剂、助溶剂、成膜剂等，主要作用是去除氧化物和降低被焊接材质表面张力，并在短时间内扼制氧化反应，从而提高焊带的焊接性能。
助焊剂是易燃易爆危险品，有刺激性气味，一般要求保存在防爆柜中。焊带使用之前采用助焊剂进行浸泡，在浸泡和晾干焊带时要注意保持通风，浸泡好的焊带需及时用完，以防止助焊剂全部挥发后焊带表面再次氧化导致虚焊。常用助焊剂的主要技术指标见表3-2。表3-2 常用助焊剂的主要技术指标3.3 盖板材料
盖板材料铺设在光伏组件的最上层，具有高透光、防水防潮及耐紫外的性能，有一些组件的盖板材料还具有一定的自清洁性能。在选择盖板材料的时候需要考虑两点：一是盖板材料与黏结材料的折射率匹配，以保证有更多的光照射到太阳电池表面，提高组件效率；二是强度与稳定性，能够长期保护太阳电池。最常见的盖板材料为超白压花钢化玻璃，一些特殊场合也使用有机玻璃或其他柔性透明材料。
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