2018年中國光伏技術(shù)發(fā)展報告(7)

■ 中國可再生能源學(xué)會光伏專業(yè)委員會

隨著濕法黑硅技術(shù)的進步和產(chǎn)能放大，其設(shè)備成本會持續(xù)降低，電池效率增益的優(yōu)勢也會逐漸體現(xiàn)，在2018年濕法黑硅有可能實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用。

1)金剛線切割多晶硅片的添加劑制絨方法(有機催化劑OCT)。多晶硅片的織構(gòu)化技術(shù)通常使用“HF+HNO3+DIW”的腐蝕體系，該體系的腐蝕需要將硅片表面的切割損傷缺陷作為腐蝕起始的催化點。當(dāng)使用金剛線切割多晶硅片時，硅片表面的粗糙度很低，減小了腐蝕起始的催化點，很難使用這種酸性腐蝕體系直接腐蝕，需使用一定的添加劑在硅片表面人為地增加腐蝕起始點，這樣既可以使硅片表面較為光滑，又可以使有一定粗糙度的硅片得以腐蝕。因此，電鍍金剛線切割的多晶硅片可以使用這種腐蝕溶劑腐蝕；而使用樹脂金剛線切割的多晶硅片的表面過于光滑，仍不能采用這種添加劑進行腐蝕。

由于商業(yè)原因，目前多晶硅添加劑的配方及原理均未見報道，這種添加劑主要是幾種有機化合物(Organic Catalyst Tex，OCT)的混合物，已有多家企業(yè)生產(chǎn)這種添加劑，包括湖州三峰、寧波道樂、合德峰等添加劑生產(chǎn)廠家。

使用這種添加劑不用改變原有的鏈式多晶硅清洗設(shè)備，因此無附加的設(shè)備投資。雖然織構(gòu)化的多晶硅表面不同取向的晶粒的腐蝕程度不同會造成所謂的晶花現(xiàn)象，并且效率也較砂漿切割的硅片制備的電池低0.1%左右，但是采用金剛線切割硅片可降低硅片乃至電池的成本，因此普遍受到大多數(shù)中小電池廠商的歡迎。Schimid公司開發(fā)了一款金剛線切割多晶硅片的預(yù)處理設(shè)備，該設(shè)備使用物理機械方法在多晶硅片的一側(cè)重新制造出表面損傷缺陷點，然后再進行常規(guī)的酸性體系的鏈式制絨。

2)濕法黑硅技術(shù)(金屬催化劑)。此技術(shù)使用“AgNO3+HF+H2O2+DIW”的腐蝕體系，硝酸銀中的納米銀離子吸附在硅片表面，在表面將H2O2催化形成強氧化的H2O，該氧化劑將納米銀下部的Si氧化成SiO2，SiO2與HF生成H2SiF6。總的反應(yīng)方程式為：

這一反應(yīng)在“HNO3+HF”體系中也會發(fā)生，但是在上述腐蝕體系的反應(yīng)過程中，氧化與還原反應(yīng)發(fā)生在整個硅片表面；而在有Ag+的情況下，這一反應(yīng)主要發(fā)生在銀離子所在的位置。因此，在這一體系下，銀離子會像挖洞一樣不斷深鉆下去，形成很深的坑，其原理如圖36所示。

圖36 納米銀催化制絨的機理示意圖

2006 年，德國Stutzmann小組提出了“金屬催化化學(xué)腐蝕”的概念，并進行了實驗研究。2009年，阿特斯公司開始立項，進行將該技術(shù)用于太陽電池硅片織構(gòu)化的研究，2012年進入實驗室研究階段，2013年實現(xiàn)中試研究，2014年在世界上首次實現(xiàn)量產(chǎn)，2015年阿特斯獲得“2015年中國原創(chuàng)技術(shù)”大獎，2017年實現(xiàn)了4 GW的黑硅太陽電池產(chǎn)能。可以看出，雖然黑硅技術(shù)進入光伏產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了很長時間的發(fā)展道路，期間遇到了多種技術(shù)瓶頸，但最終仍在2017年實現(xiàn)了大規(guī)模的量產(chǎn)。

保利協(xié)鑫(GCL)也加大了多晶硅片金剛線改造的力度，2017年2月第1條黑硅硅片生產(chǎn)線投產(chǎn)；2017年11月在GCL的揚州基地，有20條生產(chǎn)線投產(chǎn)，產(chǎn)能達到2 GW；截至2017年底，GCL在全國的各個基地已擁有25臺濕法黑硅設(shè)備，若按照每臺100 MW的產(chǎn)能計算，則已達到2.5 GW的產(chǎn)能。GCL推出了2款鑫多晶黑硅硅片，一種稱為TS，前后表面均為黑硅；另一種稱為TS+，前表面為黑硅，背表面為拋光。后者更有利于制備PERC多晶硅太陽電池。

目前國內(nèi)可以量產(chǎn)黑硅多晶電池的廠家主要有阿特斯、保利協(xié)鑫、比亞迪、展宇等。而提供黑硅添加劑或設(shè)備的廠家主要有納鑫、時創(chuàng)等，阿特斯公司則自主生產(chǎn)添加劑。國內(nèi)的濕法黑硅設(shè)備超過了100臺，其中采用阿特斯技術(shù)路線的有30多臺，使用納鑫添加劑的槽式設(shè)備超過55臺，使用實創(chuàng)添加劑的超過10臺，使用鏈式黑硅技術(shù)的超過5臺，其他工藝的超過5臺。以每臺100 MW的產(chǎn)能計算，濕法黑硅的全國總產(chǎn)能超過了10 GW。

濕法黑硅技術(shù)所使用的“HF+AgNO3+H2O2”腐蝕體系不像“HF+HNO3”腐蝕體系那樣反應(yīng)劇烈，因此無需使用鏈式制絨設(shè)備，可使用槽式制絨設(shè)備，清洗設(shè)備的降價潛力很大；再加上采用此技術(shù)的多晶硅電池比傳統(tǒng)多晶硅電池有0.3%～0.4%的效率提升，因此該技術(shù)具有一定的競爭力。

但是濕法黑硅也面臨著巨大的挑戰(zhàn)，主要表現(xiàn)在納米銀顆粒的后期處理上。納米銀顆粒在腐蝕結(jié)束后仍在硅片的孔洞深處，將其清除干凈的難度較大，需要大量的后期清洗，這樣不僅增加了工藝流程的時間，且耗水量增加較多；而且即使如此，仍難以徹底清除干凈。于是相關(guān)人員采用擴孔技術(shù)，將銀顆粒挖孔后，再使用堿液將其擴孔，以便清除銀離子。但采用該技術(shù)后仍發(fā)現(xiàn)銀離子有逐漸向后續(xù)清洗槽傳遞的現(xiàn)象，當(dāng)后續(xù)清洗槽中銀離子積累較多時，會導(dǎo)致硅片表面銀離子殘留，使電池效率下降。這樣就需要及時更換清洗槽的清洗液，由此增加了材料成本。此外，含有重金屬銀的廢液也屬于環(huán)保嚴控的排放物，處理成本上升，許多地區(qū)還不允許建廠。

正是以上難題，導(dǎo)致濕法黑硅的制絨技術(shù)不是很穩(wěn)定，除了幾個技術(shù)實力很強大的廠家之外，許多規(guī)模小的電池廠家仍無法很好地采用黑硅制絨技術(shù)，而寧可使用添加劑結(jié)合傳統(tǒng)鏈式制絨設(shè)備。

3)干法黑硅技術(shù)。干法黑硅技術(shù)是使用等離子體輔助刻蝕硅片表面的技術(shù)，其反應(yīng)方程式為：

韓國IPS公司和江蘇比太公司等開發(fā)了一種等離子刻蝕設(shè)備，單臺年產(chǎn)能達到100 MW，設(shè)備售價約為1000萬元，但在等離子刻蝕之后仍舊需要使用槽式清洗設(shè)備進行處理，以便對等離子處理后的硅片進行修飾，包括表面空洞修飾、清除表面殘留雜質(zhì)、去除氧化層等。預(yù)清洗設(shè)備、RIE設(shè)備及后清洗設(shè)備，整個黑硅清洗設(shè)備需要1500萬元的投資，制絨工藝整體設(shè)備投資和工藝投資的成本都較高，因此，在目前電池成本競爭激烈的大環(huán)境下，采用此法的企業(yè)并不多。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前國內(nèi)擁有干法黑硅制絨設(shè)備的廠家及其擁有的設(shè)備數(shù)量分別為：IPS公司，設(shè)備13臺；常州比太科技，設(shè)備約10臺；韓國周星，設(shè)備約4臺；微導(dǎo)公司，設(shè)備2臺；總計約30臺。采用干法制絨技術(shù)進行黑硅制絨的企業(yè)包括晶澳、阿特斯、海潤、天合、尚德、晶科、中節(jié)能等大型太陽電池企業(yè)，但是即使這些企業(yè)也主要是以訂單為主，并未進行大規(guī)模量產(chǎn)。

使用干法黑硅多晶硅片制備的電池的效率可提升到19.2%左右，但是成本卻增加很多。

GCL公司給出的數(shù)據(jù)表明，2017年3種金剛線切割多晶硅片的制絨方法的占比如圖37所示。由圖可見，金剛線切割多晶硅片制絨技術(shù)中57%為添加劑腐蝕，40%為濕法黑硅技術(shù)制絨，而使用干法黑硅技術(shù)進行腐蝕的僅占3%。

圖37 2017年金剛線切割多晶硅片制絨技術(shù)的占比

從性價比的角度來看，2018年使用添加劑進行制絨的比例會進一步增加。表13對4種金剛線切割多晶硅片的制絨技術(shù)進行了歸納和總結(jié)。常規(guī)電池除了在金剛線切割多晶硅片方面有較大的進展之外，2017年無特別的新技術(shù)導(dǎo)入。

表13 各種金剛線切割多晶硅片表面織構(gòu)化技術(shù)

從2014年阿特斯將濕法黑硅技術(shù)推廣至生產(chǎn)線以來，至2017年年底，其已具備4 GW濕法黑硅產(chǎn)能，制備的電池效率較常規(guī)多晶電池提升了0.45%。此外，英利、比亞迪、協(xié)鑫、晶科等光伏制造商也都陸續(xù)實現(xiàn)了濕法黑硅電池的量產(chǎn)。英利在濕法黑硅技術(shù)量產(chǎn)應(yīng)用方面取得了很大進展，通過對黑硅絨面及整線電池工藝的優(yōu)化，獲得了電池效率與組件封損的平衡，量產(chǎn)電池平均效率達到19.2%以上，60片電池制成的組件的輸出功率提升可達3～4 W。干法黑硅制絨技術(shù)由于設(shè)備投資額較高，發(fā)展相對緩慢，量產(chǎn)的光伏制造商以晶澳為代表，制備的電池效率較常規(guī)多晶電池提升了0.5%～0.6%。協(xié)鑫集成在黑硅量產(chǎn)上實現(xiàn)了較全面的技術(shù)方案，涉及到了添加劑制絨、濕法黑硅及干法黑硅，量產(chǎn)平均電池效率達到了19.4 %以上。2.3.8 高效晶體硅電池小結(jié)

2017 年是我國光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)升級非常迅速的一年，主要表現(xiàn)在PERC單晶硅太陽電池迅速導(dǎo)入大規(guī)模生產(chǎn)線中，而且不論是產(chǎn)業(yè)化平均效率，還是實驗室最高效率，都不斷創(chuàng)出新高?？梢灶A(yù)計，2018年P(guān)ERC電池，尤其是PERC單晶硅太陽電池的占比將會進一步提升。n型PERT單晶硅太陽電池也有4家以上的企業(yè)開始了量產(chǎn)化過程，n型HIT電池也出現(xiàn)了量產(chǎn)規(guī)模的產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)線，至少有3家企業(yè)已建成或在建HIT電池生產(chǎn)線。

表14為各種晶硅太陽電池的最高效率表。由表可知，我國的晶體硅方面的各種新型電池都有了長足的進步，且p型PERC電池已處于國際領(lǐng)先水平。在電池光衰方面的成果是，在PERC多晶硅太陽電池與PERC單晶硅太陽電池上均發(fā)現(xiàn)了LeTID現(xiàn)象，且初步確定LeTID現(xiàn)象的原因為與硅材料中金屬離子有關(guān)，這是需要在新型電池導(dǎo)入時特別注意的。

表14 2017年我國各種類型晶硅太陽電池的最高效率

2.3.9 高效晶硅太陽電池技術(shù)的展望

2016 年，ITRPV給出了其對于各種晶硅太陽電池的預(yù)測，如圖38所示。這個預(yù)測明顯比之前的預(yù)測提高了PERC電池的市場份額，但是是將PERC、PERT、PERL技術(shù)合并在一起進行考慮，其在2018年將占據(jù)20%的市場份額。考慮到其效率提升迅猛，并且兼具雙面發(fā)電的特性，可有效降低光伏電站的LCOE，將會在未來的市場份額爭奪戰(zhàn)中漸趨上風(fēng)。但是由于n型PERT電池的工藝難度提升，效率卻無明顯提升，因此其生存空間受到來自p型PERC電池和n型HJT電池的雙重擠壓。異質(zhì)結(jié)電池由于其工藝步驟少、效率高、可雙面發(fā)電，因此在未來的競爭中將會逐漸勝出。但是HJT電池最終將會與IBC電池結(jié)合，產(chǎn)生全背電極的異質(zhì)結(jié)太陽電池。

圖38 ITRPV在2016年預(yù)測的各種太陽電池技術(shù)的發(fā)展

ITRPV同時給出了各種晶體硅太陽電池的效率預(yù)測，如圖39所示。2017年我國晶體硅電池的效率在BSF多晶硅太陽電池(18.8%)、BSF單晶硅太陽電池(20%)、PERC單晶硅太陽電池(21.3%)、多晶黑硅(19.1%)、PERC多晶硅太陽電池(19.3%)、“多晶黑硅+PERC電池”(19.8%)等多種晶體硅電池中已經(jīng)全面達到了該預(yù)測圖中2018年的預(yù)測值。只是在HJT電池效率方面，目前國內(nèi)企業(yè)仍在22%左右，落后于該預(yù)測。值得注意的是，p型PERC電池的效率提升明顯超出了國內(nèi)外的預(yù)測，我國許多企業(yè)已在生產(chǎn)線上實現(xiàn)了單晶硅太陽電池效率21.5%、多晶硅太陽電池效率20%的生產(chǎn)線平均效率，達到了2020年的預(yù)測值。因此可以預(yù)見，p型PERC電池未來幾年的市場份額將會迅速且大幅提升。

圖39 ITRPV對各種晶體硅太陽電池的效率預(yù)測

2.4 光伏組件的技術(shù)進展

我國在光伏組件方面具有世界上最大的制造能力，在技術(shù)上也取得了巨大進步，這種進步主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

1)組件封裝排布上的進步。包括5主柵線、多主柵、無主柵、半片技術(shù)、疊瓦技術(shù)等。

2)封裝設(shè)備方面的進步。幾乎所有封裝設(shè)備均實現(xiàn)了國產(chǎn)化，并且已經(jīng)出現(xiàn)了全自動化的所謂“黑燈制造”。

3)封裝材料方面的技術(shù)進步。包括新型背板、新型EVA、雙玻組件、無邊框組件、新型焊帶、反光條等。

2.4.1 主柵技術(shù)的進步

2017 年國內(nèi)主流廠家仍以5主柵電極為主。但是已經(jīng)有些廠家開始向多主柵電池發(fā)展，從圖40所示的發(fā)展歷程可以看出此趨勢。

圖40 主柵技術(shù)的發(fā)展

多主柵技術(shù)最早是由德國Roth & Rau公司針對HJT提出的Smart Wire技術(shù)。該技術(shù)方案是在正表面只印刷細柵線，而主柵線由多根低溫合金包覆的銅絲構(gòu)成，主柵線的焊接在封裝時完成，如圖41所示。這種主柵線技術(shù)可以大量節(jié)省前表面銀漿的用量，而代之以較為廉價的銅絲。但是在國內(nèi)常規(guī)電池市場上并未能推廣，其原因主要是使用層壓時的加溫壓合并不一定能夠確保主柵與細柵的良好接觸，此外在層壓前需要將銅絲柵線預(yù)制到一種塑料膜上，增加了成本，而且無主柵電池的I-V測試和分選也是個難題。

圖41 Roth & Rau公司提出的Smart Wire技術(shù)

此后，國內(nèi)一些廠家開始研究焊接多根非常細的主柵的技術(shù)，或在主柵的位置只印刷一些銀點，作為與主柵焊接的接觸點。圖42為12主柵的電極結(jié)構(gòu)示意圖。由圖可見，主柵非常細，其連結(jié)的焊帶也采用銅絲，即圓形焊帶。英利、中利騰輝等國內(nèi)主流光伏公司先后推出了多主柵高效組件，并在2017～2018年計劃實現(xiàn)規(guī)模生產(chǎn)。采用這種12主柵的電池的銀漿耗量明顯下降。

圖42 12主柵電池電極結(jié)構(gòu)示意圖

表15為中立騰輝公司的5主柵與12主柵電池的電極和焊接耗材成本情況。銀漿耗材的下降有助于電池成本的下降。

表15 5主柵與多主柵的耗材及成本比較

研究表明，英利公司同期開發(fā)的n型多主柵雙玻組件使用多主柵技術(shù)可實現(xiàn)組件功率增益2.0%。通過疊加半片技術(shù)，其多主柵半片組件功率還將進一步提升5 W左右。

協(xié)鑫集成公司多主柵組件產(chǎn)品于2017年3月底通過萊茵測試認證，采用12根圓形焊帶替代常規(guī)焊帶，增加入射光線，電池效率提升了0.2%以上，電池成本降低了0.034元/W，組件功率提升了5 W以上。多晶黑硅PERC 多主柵電池的平均效率達到了20.8%，60版型的多主柵組件的功率突破了300 W，功率300 W以上的組件的比例超過56%。多主柵組件通過內(nèi)部2倍IEC可靠性測試，多主柵疊加半片雙面雙玻技術(shù)可帶來更高的功率增益，協(xié)鑫集成已具備產(chǎn)業(yè)化條件。

2.4.2 半片技術(shù)

將電池切半進行焊接串聯(lián)，使其電流下降一半，因此其電阻損耗下降至原來的25%，此外其遮擋損失也相應(yīng)下降，使組件功率提升。圖43給出了半片組件的結(jié)構(gòu)及其內(nèi)部連接方式。

圖43 半片組件的一種內(nèi)部連接方式

協(xié)鑫集成在2016年1月開發(fā)了半片組件，使用尺寸為156.75 mm×156.75 mm的多晶電池生產(chǎn)的半片組件的功率提升了2.3%～2.5%。該半片組件在2016年第一季度通過第三方TüV的測試認證，并在2016年4月開始批量生產(chǎn)。英利公司報道其60片156 mm×156 mm多晶電池構(gòu)成的半片組件的功率提升了5 W以上，72片156 mm×156 mm n型單晶硅電池構(gòu)成的半片組件的功率提升近10 W。晶科公司報道其60片156 mm×156 mm多晶電池構(gòu)成的半片組件的功率提升了5～10 W。正太公司報導(dǎo)其多晶半片組件比同樣的整片組件增益2%，而單晶硅半片組件的增益為2.5%，這意味著更高效率的電池具有更高的功率增益。

圖43中的串聯(lián)方式使電流減小了一半，但是電池片數(shù)卻增加了1倍，因此若電池全部串聯(lián)，總電壓會增加1倍。為了使半片組件與整片電池構(gòu)成的組件在電氣參數(shù)上一致，應(yīng)在組件內(nèi)部進行電池的串、并聯(lián)。圖43中半片電池的連接方式仍使用的是3個旁路二極管。對于120片半片而言，每20片半片串聯(lián)，再與另外一串20片半片并聯(lián)；然后整體與第2個這種并聯(lián)體串聯(lián)；再與第3串串聯(lián)。這樣的連接比較簡潔，使用的旁路二極管只有3個，功率也可以較低。但該連接方式存在一個缺點，即1個支臂發(fā)生熱斑導(dǎo)致二極管導(dǎo)通后，與之并聯(lián)的那個支臂也失去了作用。但是由于半片電池的功率(ImVm)下降一半，出現(xiàn)熱斑的幾率也相應(yīng)降低。另外，由于組件的內(nèi)部電流下降，因此組件工作時的表面溫度降低，接線盒的溫度也降低，整個組件的損毀風(fēng)險相應(yīng)降低。

晶科公司2017年的各種電池的額定主流功率為：1)半片BSF多晶硅組件(12×10)主流功率檔為280～290 W；2)半片BSF單晶硅組件(12×10)主流功率檔為295～305 W；3)半片PERC單晶硅組件(12×10)主流功率檔為320～330 W。

英利公司推出的半片組件主流功率為：1)半片n型單晶雙面組件(12×12)主流功率檔為355～365 W；2)半片BSF多晶硅組件(12×10)主流功率檔為280～290 W。

協(xié)鑫集成推出的半片組件的主流功率為：1)半片黑硅PERC多晶硅組件(12×10)主流功率檔為285～295 W；2)半片黑硅PERC多晶硅組件(12×12)主流功率檔為340～355 W。

由此可見，將半片封裝技術(shù)與各種電池技術(shù)相結(jié)合可以提高該種電池技術(shù)產(chǎn)生的效果。

2.4.3 疊瓦技術(shù)

疊瓦技術(shù)就是將電池的正、反表面的邊緣區(qū)域制備成主柵，將前1片電池的前表面邊緣與下1片電池的背表面邊緣互聯(lián)。目前國內(nèi)多家公司開展了疊瓦組件的研究和量產(chǎn)化工作，包括協(xié)鑫集成、塞拉弗光伏公司、英利綠色能源、東方環(huán)盛、比亞迪、天合光能、通威太陽能、中來股份、阿特斯、樂葉光伏、尚德電力。邊緣焊接機的國內(nèi)主要供應(yīng)商為沃特維公司、奧特維公司，國外串焊機的主要供應(yīng)商為Sunpower公司。

2017 年主流的疊瓦版型是將1片邊長為156 mm的電池切成5片小片，34片小片串聯(lián)起來構(gòu)成1串，10串形成1塊組件。這樣的小電池版型相當(dāng)于60片156 mm×156 mm電池的版型，尺寸為1623 mm×1048 mm×40 mm。圖44為典型疊瓦組件的尺寸和串聯(lián)方式。

圖44 典型疊瓦組件的尺寸和串聯(lián)方式

疊瓦組件的連接方式是2串串聯(lián)構(gòu)成1個串聯(lián)組，5個這樣的串聯(lián)組互相并聯(lián)。這種電池的組件效率非常高，同樣版型的整片BSF多晶硅電池的功率只能達到270 W，而此種組件的功率可達到320 W，增益達18.5%，使組件效率提升到18.81%；再加上如英利公司等的高效率雙面發(fā)電技術(shù)，使組件在實際應(yīng)用中有更大的發(fā)電量提升。因此，該技術(shù)節(jié)省了電站的周邊設(shè)施的投資(包括土地)，使電站的度電成本下降。

疊瓦組件的導(dǎo)入大幅改變了傳統(tǒng)的組件焊接技術(shù)，主要包括4個方面的改進：1)電池電極設(shè)計的改進；2)激光切片，切片后的測試與分選；3)小片點膠焊接；4)導(dǎo)電膠代替金屬焊帶。

首先，小片的邊緣成為主柵位置，在片內(nèi)部已無主柵。但這種小片的電極設(shè)計為此種小片的測試與分選帶來了困難。目前國內(nèi)絕大多數(shù)企業(yè)切片后不再進行分選。雖然整片進行了分選，但是整片內(nèi)的效率不均勻性也會造成小片的功率差，為后續(xù)的組件封裝帶來功率下降的風(fēng)險，這種情況對多晶硅電池尤其明顯。

激光切片雖已是十分成熟的技術(shù)，但激光切片所造成的邊緣損傷、邊緣短路、碎片等問題仍十分突出，影響此種組件的收益率。有研究報道認為，使用皮秒激光切片有利于疊瓦組件的完整性。

串焊機與已有的整片焊接機有很大不同。據(jù)報道，目前沃特維的疊瓦焊接機在國內(nèi)供貨已達到400臺，傳統(tǒng)焊接機大廠奧特維也推出了其自身的疊焊機。2015年沃特維公司推出了1代疊焊機2臺，產(chǎn)能達35 MW；2016年12月推出了2代疊焊機2臺，產(chǎn)能達50 MW；其計劃于2018年1月推出3代疊焊機，單臺產(chǎn)能將達到50 MW。奧特維公司推出的CHR150-M10S疊焊機的產(chǎn)能是10800片/h(1/5電池)。

硅片疊焊的工藝流程包括：切片→涂膠→疊片→固化→匯流條焊接→排版→覆膜→層壓。涂膠方式有3種，分別為絲網(wǎng)印刷、螺桿點膠和噴射點膠。

導(dǎo)電膠的目的是連接硅片，其固化溫度不能過高，相當(dāng)于層壓溫度，即在150 ℃以下。若想在這樣的低溫下將硅片連接好并具有很好的導(dǎo)電性，只能采用低溫導(dǎo)電銀漿，其包括60%～80%wt的導(dǎo)電粒子，20%～40%wt的聚合物基體。導(dǎo)電粒子提供導(dǎo)電特性，聚合物基體提供導(dǎo)電粒子的載體、固化方式、粘結(jié)強度、耐老化特性等。導(dǎo)電粒子一般為銀離子，聚合物基體包括丙烯酸脂體系、環(huán)氧體系、有機硅體系、有機氟體系。

國內(nèi)廠商制備的一般銀膠采用環(huán)氧體系或丙烯酸體系，而國外的漢高或杜邦等公司趨向于采用有機硅體系。表16為各種銀膠體系的特性比較，從中可以看出，有機硅是一種較為全面的聚合物基體。

表16 各種銀膠體系的特性比較

目前國內(nèi)外公司提供的疊瓦用銀膠還不能完全滿足疊瓦電池在焊接及之后長期戶外應(yīng)用中的需求。表17列出了疊瓦組件對導(dǎo)電膠的要求。國內(nèi)的瑞力博新材料公司提出可在硅樹脂體系接枝三聚氰酸酯，以解決其快速干燥的問題，以及使用可反應(yīng)型附著力促進劑來解決硅膠的低粘附力問題。

表17 疊瓦組件對導(dǎo)電膠的要求

蘇州賽伍公司在比較了用于疊瓦焊接的導(dǎo)電膠和導(dǎo)電膠膜的各種可靠性實驗以后發(fā)現(xiàn)，導(dǎo)電膠膜具有更高的玻璃轉(zhuǎn)化點(Tg)，使組件使用時長期運行在導(dǎo)電膠膜的Tg之下，降低了因組件溫度變化而帶來的應(yīng)力變化。但是導(dǎo)電膠的Tg明顯低得多，在長期使用時可靠性下降。但是導(dǎo)電膠膜的金屬含量(16%)低很多，而導(dǎo)電膠則為75%，因此從導(dǎo)電特性來看，導(dǎo)電膠更好?？傮w來看，目前還未最終找到完滿的疊瓦焊接材料解決方案，但是隨著疊瓦產(chǎn)能的持續(xù)釋放，國內(nèi)外各大化學(xué)公司必將加大投入以解決這一問題。

協(xié)鑫集成2015年開始致力于疊瓦技術(shù)方案的開發(fā)研究，已完成疊瓦多晶硅光伏組件、全黑疊瓦單晶硅光伏組件、疊瓦雙玻光伏組件等系列產(chǎn)品的開發(fā)；同時其獨特研發(fā)的彈性結(jié)構(gòu)焊帶工藝疊瓦組件，通過電池電極設(shè)計和焊帶設(shè)計，實現(xiàn)了焊帶技術(shù)上的疊瓦工藝，大幅減少了疊瓦組件的BOM成本，產(chǎn)品申請了多項發(fā)明專利并獲得了“TüV認證證書”。

協(xié)鑫集成公司推出的疊瓦組件主流功率為：1)60版型疊瓦多晶硅光伏組件(34×10)主流功率檔為320～330 W；2)60版型疊瓦單晶硅光伏組件(34×10)主流功率檔為330～340 W。 (待續(xù))