JP2005142180A - Method and apparatus for recovering performance of thin film solar battery - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は薄膜太陽電池・モジュールの長期信頼性の向上技術に関するものであり、性能劣化を検出して、劣化を回復する薄膜太陽電池の性能回復方法および性能回復装置に係り、特にCu(InxGa1-x)Se2などを光吸収層とする化合物半導体系の薄膜太陽電池の性能回復方法およびその性能回復装置に係るものである。 The present invention relates to a technique for improving long-term reliability of a thin film solar cell / module, and relates to a performance recovery method and performance recovery apparatus for a thin film solar cell that detects performance deterioration and recovers the deterioration, and particularly Cu (In x The present invention relates to a performance recovery method and a performance recovery apparatus for a compound semiconductor thin film solar cell using Ga 1-x ) Se 2 or the like as a light absorption layer.
太陽の光から直接電力を得ることができる太陽電池は、無公害で環境への負荷の少ないエネルギー源として注目されており、現在では住宅の屋根や建造物の壁面に直接取り付けられたり、構造物の一部に用いられるようになってきている。太陽電池は、結晶系と薄膜系とに大別されるが、その内薄膜系は安価であり、かつ材料使用量が少ないことから製造プロセスの面でも環境に優しい特長を有するものとされる。現在、薄膜太陽電池およびモジュールは製造プロセスにおいて、性能の長寿命化のための研究開発および構造設計等が進められており、これによって劣化の程度を抑制しつつあるが、止めることは不可能である。これに対処して、アモルファスシリコン系薄膜太陽電池については、加熱したり、逆方向電圧を印加したりすることにより、劣化を回復させる手段が提案されている(例えば、特許文献1、2参照)。
アモルファスシリコン系薄膜太陽電池については、劣化回復手段が各種提案されているが、化合物半導体系薄膜太陽電池については未だ有効な劣化回復手段が見出されていない。そのため、劣化等によって性能が維持できなくなる段階で、交換または廃棄とならざるをえない。
本発明の課題は、上述した従来技術の問題点を解決することであって、その目的は、薄膜太陽電池を交換または廃棄することなく半永久的に使用できるようにすることである。
Various deterioration recovery means have been proposed for amorphous silicon thin film solar cells, but no effective deterioration recovery means has been found for compound semiconductor thin film solar cells. For this reason, it must be replaced or discarded at a stage where performance cannot be maintained due to deterioration or the like.
An object of the present invention is to solve the above-mentioned problems of the prior art, and an object thereof is to make it possible to use a thin film solar cell semipermanently without replacement or disposal.
上記の目的を達成するため、本発明によれば、薄膜太陽電池に順方向電流を通電することを特徴とする薄膜太陽電池の性能回復方法、が提供される。 In order to achieve the above object, according to the present invention, there is provided a method for recovering performance of a thin film solar cell, wherein a forward current is passed through the thin film solar cell.
また、上記の目的を達成するため、本発明によれば、薄膜太陽電池の受光面に0.5mA/cm2から5mA/cm2の電流密度で順方向電流を供給することを特徴とする薄膜太陽電池の性能回復方法、が提供される。 In order to achieve the above object, according to the present invention, a thin film solar characterized in that a forward current is supplied to the light receiving surface of the thin film solar cell at a current density of 0.5 mA / cm 2 to 5 mA / cm 2. A battery performance recovery method is provided.
また、上記の目的を達成するため、本発明によれば、薄膜太陽電池に順方向の電流を供給する電流源と、薄膜太陽電池に流れる電流を測定する電流計と、薄膜太陽電池に流れる電流を制御する電流調整手段と、を有することを特徴とする薄膜太陽電池の性能回復装置、が提供される。 In order to achieve the above object, according to the present invention, a current source for supplying a forward current to the thin film solar cell, an ammeter for measuring a current flowing through the thin film solar cell, and a current flowing through the thin film solar cell A thin-film solar cell performance recovery device, characterized by comprising:
本発明者は、化合物半導体系薄膜太陽電池の劣化回復について鋭意研究・実験を重ねた結果、微弱順方向電流を加えることにより、効果的に劣化を回復できることを見出した。この方法は、安価かつ手軽であり、薄膜太陽電池を交換することなく、僅かな費用と労力で、半永久的にその性能を維持することが可能になる。よって、本発明によれば、結果的に発電コストを低減することができる。
本発明の方法により劣化を回復できる理由は次のように考えられる。化合物半導体系薄膜太陽電池では、化合物半導体は、通常多結晶に形成されているが、化学量論組成からずれて形成されることにより不純物がドープされることなくその導電型が発現される。この化合物半導体が長期にわたって太陽光に曝されるとあるいは高温雰囲気に曝されると、その構成元素の移動が起こり、その結晶性が崩れキャリア濃度が変化して劣化が進行する。その状態で微弱電流を流すと移動した元素を元の位置に復帰させることができ、初期性能に近い回復を実現することができる。
As a result of intensive studies and experiments on the deterioration recovery of compound semiconductor thin-film solar cells, the present inventor has found that the deterioration can be effectively recovered by applying a weak forward current. This method is inexpensive and easy, and it is possible to maintain its performance semi-permanently with little cost and effort without replacing the thin film solar cell. Therefore, according to the present invention, the power generation cost can be reduced as a result.
The reason why deterioration can be recovered by the method of the present invention is considered as follows. In a compound semiconductor thin film solar cell, a compound semiconductor is usually formed in a polycrystal, but its conductivity type is expressed without being doped with impurities by being formed out of stoichiometric composition. When this compound semiconductor is exposed to sunlight for a long period of time or exposed to a high temperature atmosphere, movement of its constituent elements occurs, its crystallinity collapses, the carrier concentration changes, and deterioration proceeds. If a weak current is passed in this state, the moved element can be returned to the original position, and recovery close to the initial performance can be realized.
図1は、本発明による回復処理の流れを示すフローチャートである。フローチャートの下に示す概略図を参照しつつ、本発明の回復処理方法について説明する。処理に先だってまず、ステップS1において、開閉器3を開いて処理対象である対象太陽電池10をインバータ4や負荷から切り離す。次に、ステップS2において、適当な明るさの下で測定装置6、51を用いて対象太陽電池10と参照太陽電池50との測定を行う。参照太陽電池50は、基準光源(例えば、AM-1.5のスペクトルと光強度を実現する光源)でのIV特性、最大出力Pmaxが既知であるものとする。ここで、参照太陽電池を用いるのは、一般的に屋外に設置された対象太陽電池を適当な光源を用いて照射することが困難であることによる。対象太陽電池と参照太陽電池とのIV特性を測定し、それぞれの最大出力Pmaxを求める。求められた対象太陽電池の最大出力をPmax(O)とし、参照太陽電池の最大出力をPmax(R)とする。次に、ステップS3において、対象太陽電池の劣化率を式(1)により算出する。
FIG. 1 is a flowchart showing the flow of recovery processing according to the present invention. The recovery processing method of the present invention will be described with reference to the schematic diagram shown at the bottom of the flowchart. Prior to the processing, first, in step S1, the
劣化率=1−Pmax(O)/ Pmax(R)・Pmax(R)norm / Pmax(O)initial・・・(1)
上式において、Pmax(O)initialは、対象太陽電池の基準光源の下での初期の最大出力、Pmax(R)normは、基準光源下での参照太陽電池の最大出力である。ここで、劣化率が例えば0.2であれば、その対象太陽電池は、初期値から20%劣化したと見積もられる。
次に、ステップS4において、対象太陽電池の劣化率が回復処理を行うことが必要なレベルに達しているか否かが判断される。回復処理が必要な劣化レベルは予め定められているものであり、通常0.1〜0.5に設定されものであり、算出された劣化率がその設定値を上まわっている場合には回復処理が必要と判断される。ステップS4において、回復処理が必要と判断された場合には、ステップS5へ進み、特性回復装置11を対象太陽電池10へ接続して、対象太陽電池10への通電を行う。すなわち、各セルの受光面に0.5mA/cm2から5mA/cm2の電流密度の順方向電流を供給して、対象太陽電池の特性回復を図る。なお、劣化が相当程度にまで進行しており、回復処理が必要なことは測定を行うまでもなく明らかである場合には、ステップS2〜ステップS4の処理を行うことなく直ちにステップS5へ進んでもよい。この通電は、夜間や遮光された状態など実質的に発電が行われていない状態で行うことが望ましい。発電状態にある時に通電を行う場合には光起電力に抗して通電を行うことになる。したがって、発電電圧が高い状態で回復処理を行うには、特性回復装置11には高出力の電源が必要となる。
ある時間通電後、特性回復装置11の接続を解除し、ステップS6へ進み、ステップS2での測定と同様の測定を行って、参照太陽電池の最大出力Pmax(R)と回復処理経過後の対象太陽電池の最大出力Pmax(O)を求める。そして、ステップS7において、対象太陽電池の回復率を式(2)により算出する。
Degradation rate = 1-Pmax (O) / Pmax (R) .Pmax (R) norm / Pmax (O) initial (1)
In the above equation, Pmax (O) initial is the initial maximum output under the reference light source of the target solar cell, and Pmax (R) norm is the maximum output of the reference solar cell under the reference light source. Here, if the deterioration rate is 0.2, for example, it is estimated that the target solar cell has deteriorated by 20% from the initial value.
Next, in step S4, it is determined whether or not the deterioration rate of the target solar cell has reached a level that requires the recovery process. The deterioration level that requires recovery processing is predetermined and is usually set to 0.1 to 0.5. If the calculated deterioration rate exceeds the set value, recovery processing is required. To be judged. In step S4, when it is determined that the recovery process is necessary, the process proceeds to step S5, the
After energization for a certain period of time, the connection of the
回復率=Pmax(O)/ Pmax(R)・Pmax(R)norm / Pmax(O)initial・・・(2)
ここで、回復率が例えば0.9であれば、その対象太陽電池は、初期値の90%のレベルにまで回復したものと見積もられる。次に、ステップS8において、対象太陽電池の回復率が予定したレベルに達しているか否かが判断される。予定回復レベルは予め定められているものであり、通常0.8〜0.95に設定されるものである。予定回復率を0.98以上に設定することも可能であるが、回復処理時間が長期化するため実用的ではない。ステップS8において、算出された回復率が予定値を越えていないと判断された場合には、ステップS5へ戻り、再度対象太陽電池への通電を行う。ステップS8において、算出された回復率が予定値を越えたと判断された場合には、ステップS9へ進み、開閉器3を閉じて対象太陽電池10をインバータ4や負荷へ接続する。又、ステップS4において、劣化率が回復処理を必要とするレベルに達していないと判断された場合にもステップS9へ進む。なお、ステップS5〜ステップS8の過程を繰り返す途中においても、適宜対称太陽電池を負荷やインバータへ接続して発電運転を行うことができる。
Recovery rate = Pmax (O) / Pmax (R) · Pmax (R) norm / Pmax (O) initial (2)
Here, if the recovery rate is 0.9, for example, it is estimated that the target solar cell has recovered to the level of 90% of the initial value. Next, in step S8, it is determined whether or not the recovery rate of the target solar cell has reached a planned level. The scheduled recovery level is predetermined and is normally set to 0.8 to 0.95. Although it is possible to set the planned recovery rate to 0.98 or more, it is not practical because the recovery processing time becomes longer. If it is determined in step S8 that the calculated recovery rate does not exceed the planned value, the process returns to step S5, and the target solar cell is energized again. If it is determined in step S8 that the calculated recovery rate has exceeded the planned value, the process proceeds to step S9, the
上記した方法では、対象太陽電池の劣化率や回復率を求めるのに参照太陽電池を用いていたが、対象太陽電池が、基準光源などの適当な光源により光照射を行うことができる条件下に設置されている場合には必ずしも参照太陽電池の助けを借りなくてもよい。また、照度と出力(最大出力Pmaxや開放電圧Voc)との関係が既知であれば、照度計を用いることにより参照太陽電池を用いることなく劣化率や回復率を求めることができる。また、上記方法では、劣化率や回復率の算出を最大出力Pmaxに基づいて行っていたが、Pmaxに代えより簡易に求めることができる開放電圧Vocを用いて、劣化レベルや回復レベルを算出するようにしてもよい。図2は、後述する実施例において用いたモジュールの最大出力Pmaxと開放電圧Vocとの時系列相関を示すグラフである。同図に示されるように、PmaxとVocとは比例関係にあるので、劣化レベルや回復レベルを求めるのに、Pmaxに代えてVocを用いてもほぼ同程度の精度の検知が可能である。 In the method described above, the reference solar cell is used to obtain the deterioration rate and recovery rate of the target solar cell. However, the target solar cell can be irradiated with a suitable light source such as a standard light source. If installed, it need not necessarily be assisted by a reference solar cell. Moreover, if the relationship between illuminance and output (maximum output Pmax and open circuit voltage Voc) is known, the deterioration rate and recovery rate can be obtained without using a reference solar cell by using an illuminometer. In the above method, the deterioration rate and the recovery rate are calculated based on the maximum output Pmax. However, the deterioration level and the recovery level are calculated using the open-circuit voltage Voc that can be obtained more easily instead of Pmax. You may do it. FIG. 2 is a graph showing a time-series correlation between the maximum output Pmax of the module and the open circuit voltage Voc used in the examples described later. As shown in the figure, since Pmax and Voc are in a proportional relationship, even when Voc is used in place of Pmax to detect the deterioration level and recovery level, detection with almost the same degree of accuracy is possible.
図3は、本発明による回復処理を行う際の各装置の接続状態を示す回路図である。回復処理を施す対象となる対象太陽電池10は、多数のセル1を直列および並列に接続して構成される。対象太陽電池は、化合物半導体を用いた薄膜太陽電池であり、その光吸収層には、例えば、CuInxGa1-x(SeyS1-y)2(但し、0≦x,y≦1)の組成の半導体が用いられる。本明細書において、単に太陽電池というとき、サブモジュール、モジュールを含むものとする。通常使用時には、対象太陽電池10は、逆流阻止ダイオード2、開閉器3を介してインバータ4に接続されており、発電時にはインバータ4を介して負荷に対して電力の供給を行っている。対象太陽電池10の劣化がある程度進んだと判断されたときには、開閉器3を開き、測定装置6をスイッチ5を介して対象太陽電池10に接続してある明るさの下で測定を行い、最大出力Pmaxまたは開放電圧Vocを求める。このとき、参照太陽電池に対しても同様に測定を行う。測定の結果、回復処理が必要であると判断された場合には、特性回復装置11をスイッチ7を介して対象太陽電池10へ接続して、回復処理を行う。特性回復装置11は、電流計12、電流調節手段13、電流源14により構成されている。回復処理は、各セル1へ順方向電流を供給することによって行われるが、このときの電流は電流計12によって監視される。各セルに流れる電流が0.5mA/cm2から5mA/cm2の密度範囲内にない場合には、電流調節手段13を調整してこの範囲内の電流が流れるようにする。一定時間通電を行った後、特性回復装置11の接続を解除して、測定装置6を再度接続して回復の程度を検証する。その結果、さらに回復処理を行う必要があると判断された場合には再び特性回復装置11を接続して回復処理を続行する。必要に応じて、測定、回復処理を複数回行って、所望レベルの回復を達成する。
FIG. 3 is a circuit diagram showing a connection state of each device when performing a recovery process according to the present invention. The target
図4は、他の実施の形態を示す回路図である。図3に示される処理方法では、対象太陽電池10の各分枝の直列抵抗値にバラツキがあるとき、各分枝に均等な電流を供給することが難しく、回復レベルに差が生じてしまう。この不都合を回避するには、図4に示すように、各分枝に独立に電流を供給できるようにすればよい。各分枝にスイッチ15を接続しておき、回復処理時にはこのスイッチを開き、それぞれの分枝にスイッチ7を介して、電流計12、電流調節手段13、電流源14を接続できるようにする。
FIG. 4 is a circuit diagram showing another embodiment. In the processing method shown in FIG. 3, when the series resistance value of each branch of the target
図5(a)は、本発明の回復処理の実施例に用いた太陽電池モジュールの断面図である。図5(a)に示すように、太陽電池モジュール20は、サブモジュール21を裏面保護塗膜22と透明封止材23とによって封止し、表面に表面保護ガラス24を配置し、外周部をフレーム25により囲ったものである。
図5(b)は、サブモジュール21の斜視図であり、図5(c)は、サブモジュール21の部分断面図である。サブモジュール21は、図5(b)に示すように、セル26を42段接続したものである。その受光面積は約0.285m×0.18mである。図5(c)に示すように、ガラス基板27上には、短冊状にMoからなる背面電極28が形成され、その上にはCuInGaSe2からなる光吸収層29とCdSからなるバッファ層30とが形成されている。そして、バッファ層30上から背面電極28上にかけて、ZnOからなる窓層31とAlがドープされたZnOからなる透明電極32とが形成され、セル間の接続が達成されている。
Fig.5 (a) is sectional drawing of the solar cell module used for the Example of the recovery process of this invention. As shown to Fig.5 (a), the
FIG. 5B is a perspective view of the
図6は、横軸に光照射時間と回復処理時間をとり、縦軸に劣化と回復を示す最大出力Pmaxにとって図示した劣化/回復グラフである。劣化を促進するために、環境温度30℃をとして2.5kW/m2の光強度(太陽最大強度の2.5倍)の光を約250時間照射して性能を劣化させ(曲線I)た後、1.5mA/cm2の電流密度の電流を約170時間供給して特性の回復(曲線II)を図った。同様の処理をさらに2回行ったが、最後の回は光照射時の環境温度を70℃にして劣化を一層加速させた。
図7は、上記の回復処理の処理時間と回復率との関係を示すグラフである。但し、図7では、回復率は通電開始時の値を0%とし、劣化処理を行う前の初期値を100%として表示してある。すなわち、図7での回復率は式(2)のそれとは異なる。図7より、100時間の通電により、劣化の80%以上を回復できることが分かる。
FIG. 6 is a deterioration / recovery graph illustrated with respect to the maximum output Pmax showing the light irradiation time and the recovery processing time on the horizontal axis and the deterioration and recovery on the vertical axis. In order to promote deterioration, the performance was deteriorated by irradiating with light having a light intensity of 2.5 kW / m 2 (2.5 times the maximum solar intensity) at an environmental temperature of 30 ° C. for about 250 hours (curve I), and then 1.5 A current density of mA / cm 2 was supplied for about 170 hours to restore the characteristics (curve II). The same treatment was further performed twice, but in the last round, the environmental temperature at the time of light irradiation was set to 70 ° C. to further accelerate the deterioration.
FIG. 7 is a graph showing the relationship between the processing time of the recovery process and the recovery rate. However, in FIG. 7, the recovery rate is displayed with the value at the start of energization as 0% and the initial value before performing the degradation process as 100%. That is, the recovery rate in FIG. 7 is different from that in the equation (2). From FIG. 7, it can be seen that 80% or more of the deterioration can be recovered by energization for 100 hours.
1 セル
2 逆流阻止ダイオード
3 開閉器
4 インバータ
5、7、15 スイッチ
6、51 測定装置
10 対象太陽電池
11 特性回復装置
12 電流計
13 電流調節手段
14 電流源
20 太陽電池モジュール
21 サブモジュール
22 裏面保護塗膜
23 透明封止材
24 表面保護ガラス
25 フレーム
26 セル
27 ガラス基板
28 背面電極
29 光吸収層
30 バッファ層
31 窓層
32 透明電極
50 参照太陽電池
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