减反射镀膜光伏玻璃的可靠性及失效研究

阿特斯阳光电力科技有限公司光伏测试中心 ■ 张增明 吕瑞瑞 彭丽霞 唐景 傅冬华

一 引言

光伏玻璃作为光伏组件的重要组成，对组件起到抵御外力，阻隔水、风沙等保护作用，要求具有良好的强度和高透光率。一般使用超白压花钢化玻璃，要求含铁量不超过150ppm[1]。目前常用的3.2mm厚的超白压花钢化玻璃在可见光范围内的透过率大于91.5%，约有8%的光因为反射而损失[2]，如果能够采取措施减少反射损失、增加透光率，将能在一定程度上提高光伏组件的发电效率。有效的手段是利用等厚干涉原理，在玻璃表面镀上一层减反射膜，从而降低玻璃表面光的反射率，提高透光率。实践证明，使用减反射镀膜玻璃可将光伏组件的发电效率提高2.5%，是一种提高光伏组件发电效率廉价而有效的手段。常用的镀膜方法有磁控溅射、化学气相沉积、物理气相沉积、溶胶－凝胶等，磁控溅射和气相沉积法所用设备昂贵，生产成本高，不适合大面积镀膜。减反射镀膜光伏玻璃主要采用溶胶－凝胶法生产[3,4]。该方法生产工艺简单，设备价格低廉，膜层折光指数可以在1.15～1.45范围内进行调节[5,6]，非常适合工业生产。目前行业内主要有两种工艺：一种是先镀膜后钢化，即将二氧化硅溶胶涂于玻璃原片表面，经过干燥、固化后进入钢化炉钢化，该工艺生产的镀膜玻璃表面硬度高，但表面易吸水、沾灰尘；另一种是先钢化后镀膜，即将玻璃原片先钢化处理，再将二氧化硅溶胶涂于玻璃表面，经过干燥、固化而成，生产的镀膜玻璃表面含有少量有机物，有一定的疏水性和防污性能，但该类镀膜玻璃硬度低、膜层附着力差、易被刮破。

由于减反射镀膜玻璃在光伏行业的使用时间较短，行业内重点关注其初始透光率，却没有对其可靠性进行研究，导致减反射镀膜玻璃在使用一段时间后出现透光率下降、表面出现彩虹斑纹等现象。如何测试并保证减反射镀膜玻璃能够长期经受紫外照射、高温高湿、空气污染等环境的作用，持续保持良好的透光率是一个必须研究的课题。笔者依据IEC 61215和61701标准，研究了两种工艺生产的减反射镀膜玻璃在长期湿热、湿冻、紫外、盐雾环境下的耐老化性能，并对老化过程中出现的问题进行分析，研究了减反射镀膜玻璃的失效机理，为减反射镀膜玻璃的选用和测试提供指导。

二 实验部分

1 主要原材料

两种先镀膜后钢化减反射镀膜玻璃(A1和A2)和两种先钢化后镀膜减反射镀膜玻璃(B1和B2)。

2 主要设备和仪器

高低温交变湿热环境试验箱，BTH508F型；盐雾腐蚀试验箱，SFT400型；加速环境试验箱(QUV)；傅里叶红外光谱仪(FT-IR)、扫描电镜(SEM)、紫外－可见分光光度计。

3 试验方法[7, 8]

湿冻老化：依据IEC 61215标准，将4种样品放入湿冻老化箱中，每隔10个循环取出测透光率。

湿热老化：依据IEC 61215标准，将4种样品放入85℃、相对湿度85%的湿热老化箱中，每隔一段时间取出测透光率。

紫外老化：依据IEC 61215标准，将4种样品放入紫外老化箱中，每隔一段时间取出测透光率，采用UV340紫外灯，0.89W/(m2·nm)，60℃。

盐雾老化：依据IEC 61701标准，将4种样品放入盐雾老化箱中，每隔一个循环取出测透光率。

4 测试分析

SEM测试：美国FEI Quanta 400 FEG场发射环境扫描电子显微镜。

AFM测试：Veeco Dimension 3100原子力显微镜。

FT-IR测试：ATR法，NICOLET Is10型傅里叶红外光谱仪。

透光率测试：依据ISO 9050-2003，测试380～780nm范围透光率，取4个不同位置透光率的平均值，PerkinElmer Lambda 650。

三 结果与讨论

1 样品的测试分析

4种样品的透光率如表1所示。

表1 样品的透光率

A1和B1的透光率较高，A2的透光率最低，这是因为A1和B1膜层孔隙率高(见图1和图2)，使膜层的折光指数更接近理想值[9]，增透效果良好，从而提高了透光率。

图1 SEM照片(10万倍)

图2 AFM照片

从SEM和AFM测试结果可以看出，A1和B1样品膜层表面有明显的龟裂纹和孔隙，A2和B2样品膜层孔隙小，尤其是A2样品膜层很致密、均匀；从SEM测试还可看出，B1样品表面有明显的有机物，B2样品也有少量有机物残留，这是因为这两种样品采用先钢化后镀膜工艺，镀膜层没有经过700℃的高温处理，所以膜层残留有机物，且颗粒松散，表面硬度较低。

2 老化试验

(1)高温、高湿环境对减反射镀膜玻璃的影响

各减反射镀膜玻璃湿冻、湿热和热循环试验结果如表2～表4所示。

表2 湿冻老化对透光率的影响

表3 湿热老化对透光率的影响

表4 热循环老化对透光率的影响

从表2～表4可看出，经过湿冻老化10个循环后，A2的透光率无明显下降，其他减反射镀膜玻璃的透光率均有明显下降，且出现轻微的白斑，20个循环后，所有减反射镀膜玻璃的表面均出现严重的彩虹纹，透光率比非镀膜玻璃还低；湿热老化1500h后，A2样品透光率无明显下降，其他样品均出现严重彩虹纹，透光率低于非镀膜玻璃；热循环老化200个循环后，各样品透光率虽有一定的下降，但仍高于非镀膜玻璃，表面无明显变化。

SEM测试表明，老化后出现彩虹纹的减反射镀膜玻璃的膜层已经开裂、破损，有凝胶物质析出，如图3所示；红外测试表明，老化后的膜层在1636cm−1处出现Si－OH特征吸收峰[3,10]，大量羟基的产生会导致多孔的SiO2膜层收缩、塌陷[11]，如图4所示。

图3 彩虹纹膜层的SEM照片

图4 彩虹纹镀膜玻璃FT-IR谱图

单纯的热老化对减反射镀膜玻璃影响较小，而具有高温、高湿环境的湿热和湿冻老化对减反射镀膜玻璃的影响较大，减反射镀膜玻璃长时间处于这样的环境会出现严重的彩虹纹，透光率大大下降。这是因为减反射镀膜光伏玻璃是一种钠钙玻璃，该类玻璃处于高温、高湿环境下会水解，生成硅酸凝胶和氢氧化钠，生成的硅酸凝胶附着在玻璃表面影响透光性，生成的氢氧化钠会长时间滞留于膜层内部，进一步腐蚀二氧化硅膜层，导致膜层破裂、透光率急剧下降，表面出现明显的彩虹斑纹。反应过程如图5所示。

图5 硅酸钠玻璃的水解机理

A2样品因为膜层很致密，有利于阻隔水汽，从而降低了玻璃的水解，所以耐湿热性能较其他样品高，即提高了膜层的致密性，有利于提高减反射镀膜玻璃的耐高温、高湿性能。

(2)盐雾环境对减反射镀膜玻璃的影响

从表5可以看出，经过一个循环老化后，B1样品就出现明显的彩虹纹，透光率只有87.56%；3个循环后，B2样品的透光率也下降1.21%，A1和A2样品透光率下降较少，说明盐雾老化对先钢化后镀膜的样品有较大影响。SEM测试(见图6a)表明，盐雾老化后，B1的膜层已破裂、脱落，FT-IR测试(见图7)表明膜层2925cm−1和2852cm−1处的甲基、亚甲基特征吸收峰已消失，说明盐雾导致膜层有机物分解，造成膜层开裂、脱落。

表5 盐雾老化对透光率的影响

图6 SEM照片

(3)紫外辐照环境

从表6紫外老化实验结果可以看出，紫外辐照对B1样品影响较大，200h后膜层表面就出现彩虹纹，透光率下降1.39%，500h后彩虹纹变得更严重，透光率已经低于非镀膜玻璃。SEM测试(见图6b)表明，膜层已经开裂、脱落，FT-IR(见图7)测试表明，紫外辐照500h后，2925cm−1和2852cm−1处的甲基、亚甲基特征吸收峰已经消失，这是因为紫外光的照射导致膜层中有机物氧化、分解[12]，进而破坏膜层，所以先钢化后镀膜的减反射镀膜玻璃耐紫外性能较差，使用时有很大的风险。

表6 紫外老化对透光率的影响

图7 B1样品盐雾和紫外老化前后的FT-IR谱图

四 结果与讨论

减反射镀膜玻璃长时间处于高温、高湿环境会导致玻璃中硅酸钠水解，析出硅酸凝胶和氢氧化钠，进而出现彩虹纹，透光率快速下降，所以使用减反射镀膜玻璃的光伏组件应避免在高温、高湿环境下长时间使用。提高膜层的致密性，有利于提高减反射镀膜玻璃耐湿热、盐雾的可靠性；先钢化后镀膜的减反射镀膜玻璃表面含有较多的有机物，盐雾和紫外辐照会使有机物分解，进而导致膜层开裂、脱落，玻璃表面出现彩虹纹，透光率大大下降，所以光伏组件不宜选用先钢化后镀膜工艺制作的减反射镀膜玻璃。

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