JP2019146338A - 太陽電池モジュールの寿命予測方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 本発明は、太陽電池モジュールの封止材の全体の経年による劣化を知ることで寿命予測ができる太陽電池モジュールの寿命予測方法を提供することを課題とする。【解決手段】 本発明は太陽電池モジュールの中の封止材の経年による劣化を詳しく知ることで太陽電池モジュールの寿命の予測ができるようにするため、稼働式ラマン分光器を用いて太陽電池モジュールにラマンプローブを当て得られた封止材のラマンスペクトルを獲得する工程と、得られた封止材のラマンスペクトルから蛍光強度比を得る工程と、前記蛍光強度比が一定の値を超えたら発電劣化が始まると判断する工程とを含む太陽電池モジュールの寿命予測方法である。【選択図】図２

Description

本発明は少なくても１つの太陽電池セルを持つ太陽電池モジュールにおいて、該太陽電池モジュールの封止材の劣化の程度と太陽電池セルのＰＩＤ現象の発生の程度を検知することにより、太陽電池モジュールの寿命の評価を行う太陽電池モジュールの寿命予測方法に関する。

従来、太陽電池モジュールの寿命予測は、太陽電池モジュールの欠陥を測定したり、太陽電池モジュール内の部材の特性を測定して寿命を予測していた。太陽電池モジュール内の部材の特性を測定して寿命を予測する方法として特許文献１が開示されている。

特許文献１は、ラマン分光を用い太陽電池モジュール内の封止材への水の浸透による劣化の程度を、メチレン基とカルボニル基との割合を測定評価し、またそれを基にして太陽電池モジュールの寿命を評価する。この技術によると、破壊などの必要はなく、太陽電池モジュールが設置されている現場で検査ができる長所がある。

しかしながら、これまで太陽電池モジュールが将来どの程度の期間使用できるか正確に判定する寿命予測技術は無い。またこれまで太陽電池モジュールの中の太陽電池セルの劣化について寿命予測する方法も無い。また、封止材の全体を寿命予測する方法も無い。従って、太陽電池モジュールの寿命予測が難しいため太陽電池発電所では太陽電池モジュ−ルの補修及び交換等の管理が難しいという問題がある。

特開２０１３−９３３５６

本発明はこのような事情に鑑みてなされたものであり、太陽電池モジュールの封止材の劣化の程度と太陽電池セルのＰＩＤ現象の発生の程度を確認し、太陽電池モジュールの寿命予測方法を提供することを課題とする。

前記課題を解決する第１発明の太陽電池モジュールの寿命予測方法は、以下の特徴を有する。
太陽電池モジュールに可動式ラマン分光器のラマンプローブを接近させてレーザ光を照射する工程（１）と、
前記工程（１）で照射したレーザ光により前記太陽電池モジュールの封止材のラマンスペクトルを獲得する工程（２）と、
前記工程（２）で獲得された前記太陽電池モジュール内の封止材のメチレン基のスペクトル強度を強度Ａとし、波数が１８００〜２７００ｃｍ^−１の範囲をベースラインとしそのベースラインの範囲内で任意に選択した波数におけるカルボニル基（ケトン）の増加に起因するスペクトル強度を強度Ｂとしたとき、蛍光強度比（Ｄ）をＤ＝Ｂ／Ａ×１００で定義し、前記蛍光強度比（Ｄ）に閾値を設け、その閾値を超えた場合に前記太陽電池モジュール内の封止材の劣化が始まり発電劣化が始まると判断する工程（３）と、
Ｉ−Ｖ測定器により日射照度が６００Ｗ／ｍ^２以上において計測した前記太陽電池モジュールの最大出力を日射照射強度が１ｋＷ／ｍ^２の値に換算して前記太陽電池モジュールの最大出力（Ｐｍａｘ）を獲得する工程（４）と、
工程（３）で獲得された前記太陽電池モジュール封止材の蛍光強度比（Ｄ）と工程（４）で獲得された前記太陽電池モジュールの最大出力（Ｐｍａｘ）の関係を求める工程（５）と、
μ−ＰＣＤ法にて前記太陽電池モジュール内の太陽電池セルのキャリア寿命値（τｍ）と未暴露太陽電池モジュールのキャリア寿命値（τ０）との比の値（τｍ／τ０）をＰＩＤ劣化指標として定義し、ＰＩＤ劣化指標が１／２以下であるとＰＩＤが発生したと判断する工程（１１）とを含む。

本発明によると、太陽電池発電所に設置されている太陽電池モジュール内に使用されている封止材の劣化の程度と太陽電池セルのＰＩＤ現象の発生の程度の二つを測定評価するので、太陽電池モジュールの寿命を格段に正確に予測することが出来る。このように封止材の劣化度を蛍光強度比（Ｄ）で評価し、更に太陽電池セルのＰＩＤ現象の発生の程度をμ−ＰＣＤ法で評価し、両者の測定評価結果により太陽電池モジュールの寿命を予測することはこれまでになく画期的な寿命予測方法である。従って、太陽電池モジュールの寿命予測の結果に基づき、太陽電池モジュールの補修時期や交換時期を正しく決定することができる。

第２発明の太陽電池モジュールの寿命予測方法は、第１発明において以下の特徴を有している。
前記蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）とをそれぞれ二つ以上獲得する工程（６）と、
二つ以上の前記蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）とをそれぞれ対応させて関係点として同時に表示させる工程（７）と、
二つ以上の前記関係点を利用し経年劣化直線を獲得する工程（８）と、
前記蛍光強度比（Ｄ）の閾値での最大出力（Ｐｍａｘ）から前記関係点までの発電劣化率を得る工程（９）と、
測定対象である前記太陽電池モジュールの稼働年数と前記発電劣化率を表示し、それぞれを連結する直線を表示して寿命予測直線を得る工程（１０）とを含む。

第２発明によれば、太陽電池発電所に設置されている太陽電池モジュールで一定期間をおいて蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）を少なくとも２点測定すれば蛍光強度比（Ｄ）と発電劣化率に関する経年劣化直線を作図することが可能である。この経年劣化直線をもとに稼働年数と発電劣化率との関係を寿命予測直線として作図することができる。この寿命予測直線上で発電劣化率が閾値に到達する年数が太陽電池の予測寿命となる。このようにすることにより太陽電池モジュールを稼働させてから短期間のうちに蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）を測定することにより太陽電池モジュールの将来にわたる寿命を予測することができる。このような寿命予測方法は、従来になく画期的な方法であり、太陽電池発電所を円滑かつ効率的に運営することを可能にする。

第３発明の太陽電池モジュールの寿命予測方法は、第１発明または第２発明において以下の特徴を有している。
前記蛍光強度比（Ｄ）の閾値は、前記太陽電池モジュールに使用される封止材の種類等により変更する。

第３発明によれば、以下の効果が発現する。太陽電池モジュールに使用されている封止材は、種類が種々あり、特に劣化の程度はファーストキュアタイプとスタンダードキュアタイプで異なり、ラマンスペクトルの形状が変わるので劣化の程度を判断する蛍光強度比（Ｄ）も変わることになる。この蛍光強度比（Ｄ）をラマンスペクトルにより封止材のタイプを識別しその識別結果により適切な蛍光強度比（Ｄ）を採用することにより太陽電池モジュールの寿命を更に高精度で予測することが可能となる。

太陽電池モジュールの断面図である。 ラマン分光法の原理の説明図である。 ラマン分光法により測定された太陽電池モジュールの封止材のスペクトル図の１例である。 経年劣化した太陽電池モジュールの発電劣化率と蛍光強度比の関係図である。 太陽電池モジュール中央部の蛍光強度比と最大出力との関係を表すグラフである。 本発明の太陽電池モジュール寿命予測方法の説明図である。 μ−ＰＣＤ法の原理の説明図である。 μ−ＰＣＤ法によるキャリア寿命値を計測した結果を示す図である。 μ−ＰＣＤ法により測定したキャリア寿命値と発電劣化率の関係を示す図である。

以下、本発明の実施の形態を、添付図面を参照して説明する。

図１は太陽電池モジュールの断面図、図２はラマン分光法の原理の説明図、図３はラマン分光法により測定された太陽電池モジュールの封止材のスペクトル図、図４は経年劣化した太陽電池モジュールの発電劣化率と蛍光強度比の関係図、図５は太陽電池モジュール中央部の蛍光強度比と最大出力との関係を表すグラフ、図６は本発明の太陽電池モジュール寿命予測方法の説明図、図７はμ−ＰＣＤ法の原理の説明図、図８はμ−ＰＣＤ法によるキャリア寿命値を計測した結果を示す図、図９はμ−ＰＣＤ法により測定したキャリア寿命値と発電劣化率の関係を示す図である。

＜１＞太陽電池モジュールの構造
まず、太陽電池モジュールの構成について説明する。
図１は太陽電池モジュールの断面図である。太陽電池モジュール１０の発電部分は、複数個の角型の太陽電池セル１４がインターコネクタ１５により接続されたものである。太陽電池セル１４には多数のフィンガー１３が配線（印刷）され、太陽電池セル１４により発電された電気を集電するように構成されている。太陽電池モジュール１０の全体構造は以下のようになっている。すなわち、一方側に透明保護層としてガラス１１が配置され、反対側にはバックシート１７が配置され、該ガラス１１とバックシート１７との間に封止材１２、１６が配置される。太陽電池セル１４とフィンガー１３とインターコネクタ１５は封止材１２、１６の中に挟まれた形態で配置されている。封止材１２、１６としては、ＥＶＡ樹脂（エチレンビニルアセテート）が使用されている。

＜２＞太陽電池モジュールの劣化（経年劣化とＰＩＤ劣化）
太陽電池モジュールの劣化には、大きく分けて太陽電池モジュール内に使用されている封止材の劣化に起因する経年劣化とＰＩＤ現象（ｐｏｔｅｎｔｉａｌ ｉｎｄｕｃｅｄ ｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ）の発生に起因するＰＩＤ劣化がある。経年劣化は、封止材の劣化に起因するものであり長期に亘り進行し発電劣化率は徐々に低下する。一方ＰＩＤ劣化は、ＰＩＤ現象の発生に起因し発電劣化率が突然大きく低下する。

経年劣化モジュール、ＰＩＤ試験モジュール、実フィールド／ＰＩＤ劣化、ＰＩＤ試験モジュールの破壊分析結果を基にそれぞれの発電劣化の形態を分類したものが表１である。

太陽電池モジュール１０は、一定期間の使用により発電量が低下し一定値以下になると廃棄しなければならない。具体的には、太陽電池モジュールの発電劣化率は、１年につき０．５％〜１．０％で直線的に変化し、多くのメーカーが２０年経過にて発電劣化率約２０％まで保証している。一方、太陽電池発電所において、その発電劣化率は、設置環境に影響を受ける。従って現時点の発電劣化率を把握して太陽電池モジュールの寿命を予測する必要がある。

太陽電池モジュールは、発電素子を接続した発電部分と、それらを外的環境による劣化要因から保護するケーシング部分（ガラス１１・封止材１２・封止材１６・バックシート１７）からなる。発明者らは、鋭意研究を行い太陽電池モジュールの発電劣化率と封止材の蛍光強度比（Ｄ）を測定することにより、徐々に進行する経年劣化に関する太陽電池モジュールの寿命予測を行う方法を見出した。またガラス中に存在するナトリウムイオンに起因する、太陽電池セルが発電機能を失うＰＩＤ現象や、封止材の太陽電池セルとガラスとの界面における加水分解による封止材と太陽電池セル及びガラスとの剥離等による短期における発電劣化の急激な低下に関するＰＩＤ劣化についてμ―ＰＣＤ法による確認方法を見出した。またこの寿命予測方法が正しいことを以下により確認した。

太陽電池モジュールを発電素子（セル１４）、セル１４上の銀フィンガー電極１３及びインターコネクタ１５を含む発電部とケーシング部分である封止材部（ＥＶＡ封止材）に分け、それぞれの状態を測定解析し確認した。更に封止材（ＥＶＡ封止材）部１２、１６については、経年劣化した太陽電池モジュールを含め発電劣化原因（ＰＩＤ現象も含む）を破壊分析およびＥＬ画像観察などにより確認した。ＥＬ画像の暗部を観察することにより、セル上の銀フィンガー電極１３の細線薄肉化とインターコネクタ１５のはんだ接合部の剥離が観察された。ＳＩＭＳを使用した破壊分析の結果、Ｐ型セルのフィンガー１３とインターコネクタ１５を起点とし、太陽電池セル１４表面へのナトリウムの堆積が観測された。尚本明細書においてＥＬ画像等は、太陽電池モジュールに直流電圧を印すると半導体である太陽電池セルから微弱な光が発出され、その微弱光を暗室中で特殊なカメラ等で撮影したものでる。

＜３＞経年劣化についての寿命予測方法
太陽電池モジュールの経年劣化にについてラマン分光法を用いた寿命予測方法について説明する。

＜３−１＞ラマン分光法
ラマン分光法による測定原理を、図２を用いて説明する。
図２は、ラマン分光法を使用したラマン分光検査装置１００の構成を示している。ラマン分光検査装置１００は、検査装置本体２０、及び全体制御部５０を備えている。ラマン分光測定は、検査装置本体２０にて行う。その構成は、以下のとおりである。投光手段としての対物レンズ２１は、図示しないレーザ光源から可視光の波長５３２ｎｍのレーザ光を、検査対象としての太陽電池モジュール１０に照射する。レーザ光は、透明保護層としてのカバーガラス１１（図１参照）を透過して、封止材１２（図１参照）中央部で焦点を結び、焦点位置からラマン散乱光が生じる。ラマン散乱光は、照射したレーザ光より振動数がシフトした物質固有の振動数を持った散乱光である。

ラマン散乱光は、焦点位置からだけでなく光軸上の焦点の前後からも発散されるが、結像レンズ２２とスリット２３の作用により、焦点から発散された散乱光のみがスリットを通過して分光手段２４上で結像するようになっている。分光手段２４には回折格子と、ＣＣＤなどの撮像素子が設けられ、ラマン散乱光のスペクトルを得ることができる。

分光手段２４で得られたスペクトルは、スペクトル解析手段２５に入力されて、ここで予め登録されている種々の物質のスペクトルと比較することで、焦点位置にある物質を同定することができる。たとえば、太陽電池内の結晶系シリコンは５２０ｃｍ^−１に、また、薄膜型のアモルファスシリコンは４７０ｃｍ^−１にピークを有する。本発明ではラマン分光法を太陽電池モジュールの封止材に適用する。得られたスペクトルの一例を図３に示す。

＜３−２＞蛍光強度比と経年劣化の関係
長期間使用した太陽電池モジュール中のＥＶＡ封止材は、劣化による酢酸発生が認められる。太陽電池モジュール１０内部のＥＶＡ封止材の劣化（酢酸発生）は、ラマン分光測定器のＥＶＡのスペクトル強度の比（以下、蛍光強度比という）を評価指標とした。封止材の劣化挙動は一般にエステルの分解とカルボニルの変性である。すなわち、封止材内部のエステル基が減少し、ケトン（カルボニル）基が増加することで劣化が生じる。ここで、蛍光強度比（Ｄ）として使用した周波数の波数はそれぞれ１８００ｃｍ^−１と２８４７ｃｍ^−１とした。蛍光強度比（Ｄ）は、下記の（式１）で算出される数値であり、図３における波数１８００ｃｍ^−１におけるスペクトル強度（Ｂ）と波数２８４７ｃｍ^−１ におけるスペクトル強度（Ａ）の比に１００を乗じて％表示したものである。スペクトル強度（Ａ）がメチレン基のピーク強度であり、スペクトル強度（Ｂ）はケトン基の強度を示している。蛍光強度比（Ｄ）が小さな状態は封止材の劣化が進んでいない状態であり、蛍光強度比（Ｄ）が大きくなると劣化が進行した状態であることを示している。尚、メチレン基のスペクトルのピーク強度Ａは、２８４０ｃｍ^−１から３０００ｃｍ^−１の範囲のピーク強度を封止材の種類等により適宜選ぶことができる。またスペクトル強度Ｂは、図３のベースラインの範囲（１８００ｃｍ^−１から２７００ｃｍ^−１）で封止材の種類等により適宜選ぶことができる。
蛍光強度比（Ｄ）＝１００×スペクトル強度（Ｂ）／スペクトル強度（Ａ）（％） （式１）

図４は経年劣化太陽電池モジュール（約３００枚）の発電劣化率と蛍光強度比の関係図を示す。

本図では、発電劣化率と蛍光強度比の関係は２本表示されている。これは、太陽電池モジュールに使用される封止材のタイプが異なっている。図中（Ａ）は、封止材がスタンダードキュア品であり、ラミネート加工装置にてＥＶＡ封止材を溶融プレス接着のみ行い、引き続き架橋炉で１００％架橋したものである。蛍光強度比（Ｄ）が約８０（この点をＤ１という）を超えた時点から発電劣化率は増加する傾向が見られる。図中（Ｂ）は、封止材がファーストキュア品であり、ラミネート加工装置にてＥＶＡ封止材をプレス架橋したものである。蛍光強度比（Ｄ）が約１３０％（この点をＤ２という）を超えた時点から発電劣化率が増加する傾向が見られた。尚以下において蛍光強度比（Ｄ）の点Ｄ１と点Ｄ２を総称して点Ｄという。

蛍光強度比（Ｄ）は発電劣化率の代替指標であり、図４中で蛍光強度比（Ｄ）が点Ｄまでは、発電劣化率の変化と蛍光強度比（Ｄ）とは相関は無いが、その後は蛍光強度比（Ｄ）が大きくなるに伴って発電劣化率が増加する関係が得られている。このような状況は、封止材がスタンダードキュア品とファーストキュア品とでは異なることは先に述べた。ファーストキュア品（図４の線図（Ｂ））では太陽電池モジュール１０をスーパーＵＶ照射（通常の太陽光よりも光エネルギーが大きな状態）４８時間の条件で加速劣化させ蛍光強度比（Ｄ）が１５６％では、封止材１ｇ当たりの酢酸の発生量は９２μｇ／ｇとなる。この太陽電池セルのセル面内を太陽電池変換効率分布測定機ＭＰ−５０（レーザーテック社製）で計測した結果、発電性能は一切変化しないという結果が得られている。このような状態は、発電劣化の初期状態であると考えられる。

実フィールド（屋外暴露環境下）で、太陽光によってＥＶＡ封止材１２・１６の劣化が進行し、蛍光強度比（Ｄ）が点Ｄを超えた状態では、発電劣化要因であるＮａイオンが太陽電池セル１４の電極に引き寄せられ、腐食による銀フィンガー電極１３の細線化が始まっている。またＮａイオン（アルカリ性イオン）は、以下の様に封止材に影響を及ぼす。ＥＶＡがガラスや太陽電池セルと接触している部分にはシランカプリング剤が介在しており、それらにＮａイオン材が影響を及ぼし加水分解が始まる。このためガラス１１内側近傍のＥＶＡ１２とシリコンセル１４表面のＥＶＡ１２の劣化は、ＥＶＡ１２の内部に比べて大きくなる。これによりガラスと太陽電池セルとＥＶＡとのそれぞれの界面に隙間が発生し、この隙間部分に水が浸入しＥＶＡの劣化のトリガとなる。

太陽電池発電所の太陽電池モジュールでは、蛍光強度比（Ｄ）が点Ｄ（図４参照）を基準として、稼働何年でその値に達するかで寿命予測指標とすることができる。ここで点Ｄについては、一例として封止材がスタンダードキュア品であれば８０、封止材がファーストキュア品であれば１３０であるが、使用環境により変更することができる。また封止材並びに他の部材の持つＮａイオンの移動に対する阻害能力により、蛍光強度比（Ｄ）が点Ｄに達するまでの稼働年数は異なる。

＜３−２＞発電劣化率の算出
発電劣化率の算出は、従来の方法によると太陽電池モジュールの発電量を屋外設置場所にて計測することは難しいので以下のような方法を考案した。

太陽電池モジュールの初期発電量を、同一の太陽電池モジュールで時間差をおいて蛍光強度比（Ｄ）と太陽電池モジュールの発電量を同時に計測することにより経年劣化直線を作成し、太陽電池モジュールの初期の発電量を正確に把握し、発電劣化率を求めるという方法である。その方法の妥当性について以下の様に確認した。

太陽電池発電所の一つのアレイ（太陽電池モジュール複数枚直列の状態）中の太陽電池モジュールで封止材が黄変している太陽電池モジュールの最大発電量Ｐｍａｘを英弘精機製のＩＶ測定器で計測した。計測した各太陽電池モジュールの中央部の蛍光強度比（Ｄ）と最大発電量Ｐｍａｘとを測定しその結果を図５に示す。図５には黄変した太陽電池モジュールと黄変していない太陽電池モジュールの蛍光強度比（Ｄ）とＰｍａｘの合計６点の測定点が表示されている。黄変している太陽電池モジュールの蛍光強度比（Ｄ）は２１０％であり、他の黄変の無い太陽電池モジュールの蛍光強度比（Ｄ）は１７０％近辺であった。この太陽電池モジュールの蛍光強度比（Ｄ）とＰｍａｘをグラフ上に表示している。該アレイの太陽電池モジュールの正確な初期発電量は１８３Ｗであった。パネル温度が６０℃であったので、温度補正（−０．５Ｗ／℃）すると１５６Ｗとなる。図中の測定点６点から最尤な直線を求めるとその切片の値と１５６Ｗの値はほぼ一致した。このような方法によればパネルの初期発電量が分からなくとも、正確な初期発電量を求め発電劣化率を算出できることを示している。

＜３−４＞寿命予測の具体的な手順
以下に太陽電池発電所における太陽電池モジュール寿命予測方法について図６により説明する。図６（ａ）は、経年劣化直線の作成方法の説明図であり、図６（ｂ）は、寿命予測直線の作成方法の説明図である。以下手順１から手順７に沿って説明する。

手順１）ある太陽電池発電所の一つのアレイを構成する太陽電池モジュールでＥＶＡ封止材のラマン計測により蛍光強度比（Ｄ）を測定算出する。
手順２）手順１にて蛍光強度比（Ｄ）を測定算出した太陽電池モジュールの最大出力（Ｐｍａｘ）を計測する。ＩＶ測定器を用いて日射照度が６００Ｗ／ｍ^２以上において計測した太陽電池モジュールの最大出力を日射照射強度が１ｋＷ／ｍ^２の値に換算して太陽電池モジュールの最大出力（Ｐｍａｘ）を得る。これにより図中の劣化１の蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）が得られる。
手順３）同一の太陽電池発電所の同一の太陽電池モジュールについて手順１と手順２を行ってから一定期間（例えば、蛍光強度比（Ｄ）が３０〜４０％程度増加した後）経過後に再度、手順１と手順２を行う。これにより図中の劣化２の蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）が得られる。
手順４）手順１から手順３により蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）の点が２点得られ、経年劣化直線が得られる。同時に測定した太陽電池モジュールの初期の最大出力（Ｐｍａｘ）が図６（ａ）中の黒丸印の値として求めることができる。
手順５）手順４により得られた太陽電池モジュールの初期の最大出力Ｐｍａｘにより劣化１と劣化２の最大出力（Ｐｍａｘ）により、劣化１と劣化２の発電劣化率を算出することができる。
手順６）手順５により得られた劣化１と劣化２の状態の発電劣化率と劣化１と劣化２の稼働年数を図６（ｂ）のようにプロットし寿命予測直線Ａが得られる。
手順７）同一の太陽電池発電所の別の太陽電池モジュールは蛍光強度比（Ｄ）のみを測定し図６（ａ）の経年劣化直線により発電劣化率を求め、図６（ｂ）の寿命予測直線Ａにより稼働年数を求めることができる。尚、図６（ｂ）中の破線で表示した寿命予測直線Ｂは、太陽電池モジュールの封止材が稼働後直ぐに劣化が始まる場合であり、例えば封止材としてウルトラファーストキュアタイプを使用した太陽電池モジュールの場合である。
上記の手順１から手順７により太陽電池モジュールの寿命となる発電劣化率になるまでの稼働年数を予測することができる。

＜４＞ＰＩＤ劣化の判断方法
ＰＩＤ劣化は、ＰＩＤ現象の発生に起因し、突然発電劣化率が大きく上昇する。高電圧が加わりナトリウムイオンが太陽電池セル上に堆積しセルの発電機能が失われる。経年劣化と異なり突然発生するものである。発明者らは、μ―ＰＣＤ法により太陽電池モジュールにＰＩＤ現象が発生したか否かの判断方法を見出し、更に寿命予測方法に結びつけた。

＜４−１＞μ―ＰＣＤ法
μ―ＰＣＤ法の原理を図７により説明する。半導体に半導体が吸収できる光を与えると電子・正孔対が生成し、光がなくなるとそれまで生成していた少数キャリアは、ある時定数を持って減少する。この時定数をキャリア寿命値という。また、半導体中のキャリア濃度に対してマイクロ波の反射率は比例することが一般的に知られている。つまり、パルス光を半導体に当てると、光照射終了直後からキャリア濃度の減衰が始まり、それをマイクロ波の反射率として検知することで、その減衰挙動が計測できる。その減衰曲線から時定数を算出することで、キャリア寿命値が計測される。

キャリ寿命値をμ―ＰＣＤ法で測定するために使用した装置は、Ｓｅｍｉｌａｂ社製のＷＴ−１０００Ｂであり、励起レーザ波長は９０４ｎｍ、マイクロ波の周波数は１０．４ＧＨｚである。μ−ＰＣＤ法により太陽電池モジュールのキャリア寿命値の測定は短時間で可能である。

＜４−２＞キャリア寿命値
ＰＩＤ現象の発生の有無をμ―ＰＣＤ法で確認することの妥当性を、図８を用いて説明する。図８は、単結晶セルの太陽電池モジュールをＰＩＤ試験（条件：アルミ板／８５℃・８５％ＲＨ・−１０００Ｖ・１５００時間）を行った結果を示したものである。図８（ａ）で黒色の部分は、ＰＩＤ試験におけるアルミ板の形状を示している。ＰＩＤ試験後に太陽電池セルを通電してＥＬ画像を撮影した結果である。ＰＩＤ試験で太陽電池セルのアルミ板の部分のみにＰＩＤ現象が発生したことを示している。アルミ板が接していない部分は、ＰＩＤ現象の影響を受けていないので半導体の機能（発電機能）が失われていないためにＥＬ発光している。

図８（ｂ）の数値は、ＰＩＤ試験後の太陽電池セルのキャリア寿命値をμ―ＰＣＤ法で測定した結果を記載している。図中の破線がＰＩＤ試験において太陽電池セル上にセットしたアルミ板形状に相当している。アルミ板が置かれていた部分（破線の内部）のキャリア寿命値は１．２５μｓから１．３μｓであった。一方ＰＩＤ現象の影響を受けていない部分（破線の外側の部分）のキャリア寿命値は１１．２５μｓから１１．５μｓであった。予め、太陽電池セルのＰＩＤ試験前のキャリア寿命値はおよそ１１μｓであることを確認した。従ってＰＩＤ現象の影響を受けてＰＩＤ劣化した部分のキャリア寿命値は著しく低下し１／１０程度になっていることが分った。

発明者らは、μ−ＰＣＤ法で測定されたキャリア寿命値τｍと初期状態の太陽電池モジュールのキャリア寿命値τ０の比（τｍ／τ０）が１／２以下になるとＰＩＤ現象が発生したと判断できることを見出した。以下にその妥当性について説明する。

ＰＩＤ現象により暗発光した部分がＥＬ画像として撮影される。ＰＩＤ試験前にキャリア寿命値をμ―ＰＣＤ法で計測をすると、キャリア寿命値τ０として８~１１μｓが計測される。この時ＥＬ画像には暗部は無い。一方、ＰＩＤ現象が発現してしまうと、ＥＬ画像では部分的な暗部が発生する（例えばＰＩＤ試験３６時間）。その部分をμ−ＰＣＤ法で計測すると、キャリア寿命値τｍとして４．３μｓや２，６μｓが計測される。つまり、τｍ／τ０が１／２以下となるとＰＩＤが発生したとすることが実験的に分かった。これまでの検討で１５００時間のＰＩＤ試験を行うと、τｍは１．３μｓに低下した。ＰＩＤ試験時間を増加させるとτｍは単調に減少する傾向にある。発明者らはτｍ／τ０が１／２以下となることでＰＩＤ現象の発生の有無を判断することが出来得ることを見出した。ＰＩＤ現象の発生した太陽電池モジュールは、太陽電池セル内で、キャリア寿命値τの大小の分布が生じており、ＰＩＤ現象は、セル表面でキャリア寿命値が小さくなっている部分と対応することは、ＥＬ画像である図８（ａ）により説明したとおりである。

図９は、μ―ＰＣＤ法で計測した太陽電池モジュールと発電劣化率の関係を表示したものである。τｍが４．３μｓで発電劣化率が約４０％となっている。図９から分かるようにτｍが小さくなると発電劣化率は直線的に増加する傾向になっている事が分かる。従ってτｍ／τ０が１／２以下となると発電劣化が進行してＰＩＤ現象が発生していることを裏付けている。

本発明のμ―ＰＣＤ法によるＰＩＤ現象発生の有無の判断方法は、キャリア寿命値の測定は短時間で可能であるから、太陽電池発電所における出力が低下した際に一部の太陽電池モジュールにＰＩＤ現象が発生しているのかの確認のみならず、広範囲に太陽電池モジュールにＰＩＤ現象が発生している否かを判断することが容易にできる。

以上より本発明のＰＩＤ現象の発生を判断する方法は非常に有効であることが分った。

＜５＞本発明の寿命予測方法の運用
ＰＩＤ現象は、突然発生するものである。ＰＩＤ現象が発生しても、ラマン分光法で太陽電池モジュールの蛍光強度比（Ｄ）が図４の点Ｄ（点Ｄ１・点Ｄ２）を超えた時点において発電所の出力が急激に低下した場合にそれがＰＩＤ現象に起因するものなのか、太陽電池セルのインターコネクタの外れ等に起因するものなのかの判断が可能である。またＰＩＤ現象は、突然発生するものであり、ラマン分光解析では、封止材の劣化が認められない場合（蛍光強度比（Ｄ）が図２の点Ｄの前の状態）もある。

μ―ＰＣＤ法は、先にも述べたようにキャリア寿命値の測定は短時間で可能であり、太陽電池発電所が設置された時点から、短期間連続してキャリア寿命値の測定を行うことが好ましい。一方経年劣化の寿命予測方法は、徐々に進行する封止材の劣化を蛍光強度比（Ｄ）に置き換えて測定するものであり図２点Ｄに達した後に測定し寿命予測することが好ましい。

１０ 太陽電池モジュール
１１ ガラス
１２、１６ 封止材
１３ フィンガー
１４ 太陽電池セル
１５ インターコネクタ
１７ バックシート

Claims (3)

1. 太陽電池モジュールに可動式ラマン分光器のラマンプローブを接近させてレーザ光を照射する工程（１）と、
   前記工程（１）で照射したレーザ光により前記太陽電池モジュールの封止材のラマンスペクトルを獲得する工程（２）と、
   前記工程（２）で獲得された前記太陽電池モジュール内の封止材のメチレン基のスペクトル強度を強度Ａとし、波数が１８００〜２７００ｃｍ^−１の範囲をベースラインとしそのベースラインの範囲内で任意に選択した波数におけるカルボニル基（ケトン）の増加に起因するスペクトル強度を強度Ｂとしたとき、蛍光強度比（Ｄ）をＤ＝Ｂ／Ａ×１００で定義し、前記蛍光強度比（Ｄ）に閾値を設け、その閾値を超えた場合に前記太陽電池モジュール内の封止材の劣化が始まり発電劣化が始まると判断する工程（３）と、
   Ｉ−Ｖ測定器により日射照度が６００Ｗ／ｍ^２以上において計測した前記太陽電池モジュールの最大出力を日射照射強度が１ｋＷ／ｍ^２の値に換算して前記太陽電池モジュールの最大出力（Ｐｍａｘ）を獲得する工程（４）と、
   工程（３）で獲得された前記太陽電池モジュール封止材の蛍光強度比（Ｄ）と工程（４）で獲得された前記太陽電池モジュールの最大出力（Ｐｍａｘ）の関係を求める工程（５）と、
   μ−ＰＣＤ法にて前記太陽電池モジュール内の太陽電池セルのキャリア寿命値（τｍ）と未暴露太陽電池モジュールのキャリア寿命値（τ０）との比の値（τｍ／τ０）をＰＩＤ劣化指標として定義し、ＰＩＤ劣化指標が１／２以下であるとＰＩＤが発生したと判断する工程（１１）と
   を含むことを特徴とする太陽電池モジュールの寿命予測方法。
2. 前記蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）とをそれぞれ二つ以上獲得する工程（６）と、
   二つ以上の前記蛍光強度比（Ｄ）と最大出力（Ｐｍａｘ）とをそれぞれ対応して関係点として一緒に表示する工程（７）と、
   二つ以上の前記関係点を利用し経年劣化直線を獲得する工程（８）と、
   前記蛍光強度比（Ｄ）の閾値での最大出力（Ｐｍａｘ）から前記関係点までの発電劣化率を得る工程（９）と、
   測定対象である前記太陽電池モジュールの稼働年数と前記発電劣化率を表示し、それぞれを連結する直線を表示して寿命予測直線を得る工程（１０）と
   を含む請求項１に記載の太陽電池モジュールの寿命予測方法。
3. 前記蛍光強度比（Ｄ）の閾値は、前記太陽電池モジュールに使用される封止材の種類等により変更することを特徴とする請求項１または請求項２に記載の太陽電池モジュールの寿命予測方法。

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