JP2019221083A - Method and apparatus for diagnosing solar cell module - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は太陽光発電に用いられる太陽電池モジュールの診断方法及び診断装置に関する。 The present invention relates to a method and an apparatus for diagnosing a solar cell module used for photovoltaic power generation.
太陽光発電は太陽電池モジュールや架台、配線、パワーコンディショナー、トランスなど多くの部品から構成される。太陽光発電サイトは通常20年以上の長期間にわたる設備使用が想定されるため、使用期間を通して安定した設備稼動状況を確保する必要がある。このため設備の適切な保全は重要であり、その中でも太陽電池モジュールは直射日光や風雨に晒される過酷な環境に置かれるため、長期的な信頼性の確保が最も重要な部品である。従って、発電サイトの設備保守には太陽電池モジュールの劣化状態を正しく把握する技術が必要である。 Photovoltaic power generation is composed of many components such as solar cell modules, mounts, wiring, power conditioners, and transformers. Since a photovoltaic power generation site is usually assumed to use equipment for a long period of 20 years or more, it is necessary to secure stable equipment operation throughout the usage period. For this reason, proper maintenance of the equipment is important, and among them, the solar cell module is placed in a harsh environment exposed to direct sunlight, wind and rain, and ensuring long-term reliability is the most important component. Therefore, technology for correctly grasping the state of deterioration of the solar cell module is required for equipment maintenance at the power generation site.
シリコン系太陽電池モジュールは、PN接合を有するシリコンセルが平面的に配置され、それらがバスバーと言われる配線によって直列に接続された構造を持つ。配線により接続されたセルは樹脂に埋め込まれ、強化ガラスと裏面シートに挟まれ、端部をアルミ製のフレームにより保護されている。図1に太陽電池モジュールの等価回路を示す。11はセルが光を吸収して電流を発生させる電流源、12はセルのPN接合に相当するダイオード、13は端子間のリーク電流の経路に相当するシャント抵抗Rsh、14はモジュール内配線の直列抵抗Rsである。 The silicon-based solar cell module has a structure in which silicon cells having a PN junction are arranged in a plane and they are connected in series by wiring called a bus bar. The cells connected by wiring are embedded in resin, sandwiched between tempered glass and a back sheet, and the ends are protected by an aluminum frame. FIG. 1 shows an equivalent circuit of the solar cell module. Numeral 11 denotes a current source which causes the cell to absorb light to generate a current, 12 denotes a diode corresponding to a PN junction of the cell, 13 denotes a shunt resistor Rsh corresponding to a path of a leak current between terminals, and 14 denotes a wiring in the module. is a series resistance R s.
太陽電池モジュールの劣化や故障は、ガラス割れからジャンクションボックスといわれるセル直列回路から外部へ電気を取り出すための配線取り出し部の故障まで多岐にわたる。見た目や電気出力に大きな変化を伴う異常は容易に検出できるが、ゆっくりと進行するような異常は検出が難しい。こうした異常の多くは太陽電池モジュール内部に原因を持ち、太陽電池モジュールの等価回路に反映される。例えばセルを封止する樹脂の劣化は、劣化に伴う樹脂の着色により光の透過率が低下することで、電流源11からの電流の減少として現れる。また、部材の伸縮に起因するはんだ剥がれなどの配線劣化は直列抵抗Rsの増加として現れる。シャント抵抗Rshは太陽電池モジュールの端子間の漏れ電流経路に対応する素子で、その値はPN接合内部や樹脂など複数の要因の影響を受ける。
Deterioration and failure of a solar cell module range from glass breakage to failure of a wiring extraction part for extracting electricity from a cell series circuit called a junction box to the outside. An abnormality involving a large change in appearance or electric output can be easily detected, but an abnormality that progresses slowly is difficult to detect. Many of these abnormalities have a cause inside the solar cell module and are reflected in the equivalent circuit of the solar cell module. For example, the deterioration of the resin that seals the cell appears as a decrease in the current from the
直列抵抗Rsは太陽電池モジュールの劣化に伴い増加するが、直列抵抗Rsの増加量と太陽電池モジュール出力の低下量とは概ね線形関係にあり、劣化の初期段階から太陽電池モジュール出力への影響が大きい。これに対して、シャント抵抗Rshは太陽電池モジュールの劣化により低下するが、シャント抵抗Rshの劣化が大分進まないと太陽電池モジュール出力への影響が見えず、さらにはいったん太陽電池モジュール出力が低下し始めると急激に減少する特徴がある。シャント抵抗Rshの劣化で最も顕著なものはPID(Potential Induced Degradation)現象として知られている。PIDはガラス起因のイオンが電場(ポテンシャル)の影響を受けて移動し、セル界面に蓄積することによりPN接合のダイオード特性が劣化する現象である。PIDは短期間で急激に劣化が進行し、出力も急激に低下するものであったため、検出も比較的容易であった。しかし、シャント抵抗Rshの劣化をもたらすものはPID現象のみとは限らないため、太陽光発電の保守においてシャント抵抗Rshは継続的にモニタされる必要のあるパラメータである。 Although the series resistance R s increases with the deterioration of the solar cell module, the amount of increase in the series resistance R s and the amount of decrease in the output of the solar cell module are substantially in a linear relationship, and from the initial stage of deterioration to the output of the solar cell module. A large impact. On the other hand, the shunt resistance R sh decreases due to the deterioration of the solar cell module. However, if the deterioration of the shunt resistance R sh does not proceed significantly, the effect on the output of the solar cell module cannot be seen. There is a characteristic that it decreases rapidly when it starts to decrease. The most prominent in degradation of the shunt resistor R sh is known as PID (Potential Induced Degradation) phenomenon. The PID is a phenomenon in which the ions derived from glass move under the influence of an electric field (potential) and accumulate at the cell interface, thereby deteriorating the diode characteristics of the PN junction. Since the PID rapidly deteriorated in a short period of time and the output sharply decreased, the detection was relatively easy. However, what causes the deterioration of the shunt resistance R sh is not limited to the PID phenomenon, and the shunt resistance R sh is a parameter that needs to be continuously monitored in the maintenance of the photovoltaic power generation.
太陽電池モジュールの保守に用いられる検査方法としては、目視検査、IV(電流−電圧)特性検査、赤外線画像検査などが代表的といえる。この中でもIV特性検査は比較的容易で、劣化の定量化も可能であるという利点がある。IV特性検査であれば目視検査や赤外線画像検査では困難な、直列抵抗Rsやシャント抵抗Rshそれぞれの劣化を切り分けることも可能である。直列抵抗Rsの劣化とモジュール出力の減少は概ね比例関係にあるので、劣化の原因が直列抵抗Rsにあると特定できれば、その後の出力低下の進行も概ね推測でき、対策の必要性の有無やその時期を見通すことができる。劣化の原因がシャント抵抗Rshであれば、PID現象によるものであれば出力低下が急激に進行するおそれがあるため、重点的に経過監視を行うといった対応が取れる。 Typical inspection methods used for maintenance of the solar cell module include visual inspection, IV (current-voltage) characteristic inspection, and infrared image inspection. Among them, there is an advantage that the IV characteristic inspection is relatively easy and the deterioration can be quantified. If IV characteristic inspection difficult by visual inspection, infrared imaging tests, it is also possible to isolate a series resistance R s and the shunt resistance R sh respective degradation. Since the deterioration of the series resistance R s and the decrease of the module output are approximately proportional to each other, if the cause of the deterioration can be specified to be the series resistance R s , the progress of the subsequent output decrease can be roughly estimated, and the necessity of measures is necessary. And see when. If the cause of the deterioration is the shunt resistance Rsh , the output may be abruptly reduced if it is caused by the PID phenomenon.
ただし、シャント抵抗Rshの劣化の場合、その劣化原因にはPID現象を引き起こすセルのPN接合の他にも、セルを封止する樹脂など複数の要因が考えられる。このため、太陽電池モジュール保守の観点からは更にシャント抵抗Rshの劣化原因を切り分けることが望ましい。セルのPN接合の劣化であればその進行は比較的早く、対応を急ぐ必要があるのに対し、樹脂の劣化であれば光照射による経時変化が原因であるため、その進行は比較的緩やかであると予想でき、とるべき対策が異なるためである。しかし、IV特性検査では原因がPN接合であろうと、樹脂であろうと等価回路上では同一の素子(シャント抵抗13)で表されるため、原因切り分けを行うことは困難であった。 However, in the case of the deterioration of the shunt resistance Rsh, a plurality of factors such as a resin for sealing the cell can be considered as a cause of the deterioration in addition to the PN junction of the cell causing the PID phenomenon. For this reason, it is desirable to further isolate the cause of deterioration of the shunt resistance Rsh from the viewpoint of solar cell module maintenance. If the PN junction of the cell is deteriorated, its progress is relatively quick, and it is necessary to swiftly respond. On the other hand, if the resin is deteriorated, the progress is relatively slow because the change with time due to light irradiation is a cause. This is because they can be expected, and the measures to be taken are different. However, in the IV characteristic test, whether the cause is a PN junction or a resin, it is expressed by the same element (shunt resistor 13) on an equivalent circuit, and it is difficult to identify the cause.
シャント抵抗Rshの劣化原因切り分け方法には、EL(Electroluminescence)検査や絶縁抵抗測定、インピーダンス計測方法などが知られている。EL検査は太陽電池モジュールの端子間に電流を流すことにより生じるシリコンセル内でのバンド間遷移による発光をカメラでとらえる方法である。セルのPN接合に劣化が生じると非発光遷移の増加によって発光輝度が低下するため、セルの劣化を可視化できる。しかし、セルを経由しない漏れ電流も発光輝度の低下原因となるため、定量的な劣化の把握は難しい。また、端子間に電流を流すために比較的容量の大きな電源を必要とするため、通常屋内での検査に用いられることが多く、実際の発電サイトでの検査は難しい。 Known methods for isolating the cause of deterioration of the shunt resistor Rsh include an EL (Electroluminescence) inspection, an insulation resistance measurement, and an impedance measurement method. The EL inspection is a method in which light emitted by a band-to-band transition in a silicon cell caused by flowing a current between terminals of a solar cell module is captured by a camera. When the PN junction of the cell is deteriorated, the light emission luminance is reduced due to an increase in non-light-emitting transition, so that the deterioration of the cell can be visualized. However, a leakage current that does not pass through the cell also causes a decrease in light emission luminance, so that it is difficult to grasp quantitative deterioration. In addition, since a relatively large power supply is required to allow a current to flow between the terminals, the power supply is often used indoors for inspection, and it is difficult to perform inspection at an actual power generation site.
絶縁抵抗測定は太陽電池モジュールの一方の端子、若しくは短絡した両端子とフレームとの間の絶縁抵抗を計測することで樹脂の絶縁性を検査する方法である。樹脂が劣化し、絶縁性が低下すると端子間の漏れ電流が多くなるため、セル以外の電流経路に起因するシャント抵抗Rshの変化を把握することができる。しかし、絶縁抵抗の測定は温度や湿度、モジュール表面の汚れの状態などに大きく影響されるため、定量的な劣化の把握は難しい。 Insulation resistance measurement is a method of inspecting the insulation of a resin by measuring the insulation resistance between one terminal or both short-circuited terminals and a frame of a solar cell module. When the resin is deteriorated and the insulation property is reduced, the leakage current between the terminals is increased, so that a change in the shunt resistance Rsh caused by a current path other than the cell can be grasped. However, the measurement of insulation resistance is greatly affected by the temperature and humidity, the state of dirt on the module surface, and the like, so that it is difficult to grasp quantitative deterioration.
インピーダンス計測は太陽電池モジュール端子間に微小な交流信号を印加してインピーダンスの周波数特性を調べる方法である。特許文献1には太陽電池モジュールの両端子間及び端子とフレーム間のインピーダンス周波数特性を用いて太陽電池モジュールの診断を行う方法が開示されている。それによると、まずは端子間、若しくは端子−フレーム間のインピーダンスの周波数スペクトルを取得する。得られた周波数特性から測定対象の等価回路を構成する素子の値(等価回路定数)をフィッティングにより求める。フィッティングでは周波数スペクトル全体を最もよく再現するように等価回路定数が選定される。従って、計測した全周波数領域で等価回路の各素子の定数は一つの値を持つことになる。次に、それらの値を劣化していない状態において取得した等価回路定数にて規格化する。その規格化した値を予め設定した閾値と比較して劣化判定を行う。
Impedance measurement is a method of applying a minute AC signal between terminals of a solar cell module and examining the frequency characteristics of impedance.
太陽電池モジュールの劣化は、その原因によっては、急激な出力低下をもたらす潜在的な危険が潜んでいる。このため、劣化を検出し、その原因を切り分けできる検査技術が必要である。IV特性検査は劣化を検出できるが、シャント抵抗Rshが劣化していた場合の原因切り分けが出来ない。また、特許文献1に開示されるインピーダンス計測によればシャント抵抗Rshの劣化原因を切り分けることができるものの、この過程で劣化していない状態における回路定数で規格化している。このため、劣化していない状態における回路定数の情報が必要であり、この値が不明の場合、劣化の診断が出来ないことになる。太陽光発電サイトの保守管理事業を中途から引き受けるような場合に、太陽電池モジュールの初期状態での情報が存在していないことは容易に生じうることである。
Deterioration of the solar cell module, depending on its cause, has the potential danger of causing a sharp drop in output. Therefore, there is a need for an inspection technique capable of detecting deterioration and isolating the cause. The IV characteristic inspection can detect the deterioration, but cannot determine the cause when the shunt resistance Rsh has deteriorated. Although it is possible to isolate the cause degradation of the shunt resistor R sh According to the impedance measurement is disclosed in
したがって、モジュールが劣化していない状態におけるデータなど過去のデータを用いることなく、太陽電池モジュールのシャント抵抗Rshの劣化を検出し、原因切り分けを可能とする方法を開発する必要がある。 Therefore, it is necessary to develop a method of detecting deterioration of the shunt resistance Rsh of the solar cell module and identifying the cause without using past data such as data in a state where the module is not deteriorated.
本発明の一実施の形態である太陽電池モジュールの診断方法は、太陽電池モジュールを遮光状態として、入力する交流信号の周波数を連続的に変化させて太陽電池モジュールのインピーダンス及び位相角の周波数スペクトルを取得し、取得した太陽電池モジュールのインピーダンス及び位相角の周波数スペクトルから、遮光状態における太陽電池モジュールの等価回路を構成する静電容量の周波数スペクトルを算出し、太陽電池モジュールの静電容量の周波数スペクトルにおいて、カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値とカットオフ周波数よりも高周波側の静電容量値とを比較することにより太陽電池モジュールの診断を行う。 A method for diagnosing a solar cell module according to an embodiment of the present invention is a method for continuously changing the frequency of an input AC signal while setting the solar cell module in a light-shielded state to obtain a frequency spectrum of impedance and phase angle of the solar cell module. From the obtained frequency spectrum of the impedance and phase angle of the solar cell module, the frequency spectrum of the capacitance constituting the equivalent circuit of the solar cell module in the light-shielded state is calculated, and the frequency spectrum of the capacitance of the solar cell module is obtained. In the above, the solar cell module is diagnosed by comparing the capacitance value on the lower frequency side than the cutoff frequency with the capacitance value on the higher frequency side than the cutoff frequency.
太陽電池モジュールを構成するセルの劣化を、劣化していない状態におけるデータなど過去のデータを用いずに検出できるようになる。 Deterioration of the cells constituting the solar cell module can be detected without using past data such as data in an undegraded state.
その他の課題と新規な特徴は、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。 Other problems and novel features will be apparent from the description of this specification and the accompanying drawings.
本実施例ではインピーダンス計測によって太陽電池モジュールのセルの劣化を検出する。 In this embodiment, the deterioration of the cells of the solar cell module is detected by impedance measurement.
図2に比較的大規模な太陽光発電システムの構成例を示す。21で示す太陽電池モジュールを直列に接続した単位をストリング22といい、接続箱24内で複数のストリング22が並列に接続される。ストリング22を並列に接続した回路をアレイ23と呼ぶ。複数のアレイ23はさらに集電箱内で接続され、そこからパワーコンディショナー(PCS)25に入力される。PCS25は太陽電池から出力される直流電力を交流に変換し、系統27に送り出す。PCS25は絶縁トランス26を介して系統27に接続される場合もある。
FIG. 2 shows a configuration example of a relatively large-scale solar power generation system. A unit in which the solar cell modules indicated by 21 are connected in series is called a
太陽電池モジュールの等価回路10は図1に示した通りであり、太陽電池モジュール内のセルに太陽光が入射することにより電流が発生するが、これは等価回路上では日射強度に応じた電流を供給する理想定電流源11から電流が供給されることで表される。供給された電流の一部はダイオード12を経由し、残りが直列抵抗14を経由してP端子15から負荷へ供給される。負荷からへ供給された電流はN端子16を通して電流源11へと戻る。太陽電池モジュール内で生じる漏れ電流はシャント抵抗13の経路を流れる。太陽電池モジュールのインピーダンス特性は、原理的には発電状態でも計測できるが、非発電状態での計測の方が計測回路や計測精度向上の面から容易である。
The
そこで、発電サイトの太陽電池モジュールのインピーダンス計測を行うにあたり、太陽電池モジュールの表面(太陽光が入射するガラス面側)を遮光した状態で計測を行う。遮光状態、即ち太陽電池モジュールが発電を行わない状態で交流信号をP・N端子間に印加する場合の太陽電池モジュールの等価回路30を図3に示す。非発電状態であるため、電流源11はなくなり、PN接合に対応するダイオード12は静電容量Cp31と並列抵抗Rp32で表される。発電状態の等価回路におけるシャント抵抗Rshは、PN接合を経由する電流に対する抵抗やセル内やセル周囲の樹脂を経由する漏れ電流の経路に対応する抵抗成分全てを表していたが、非発電状態の等価回路における並列抵抗Rp32はPN接合経路の電流に対する抵抗成分とセル起因の漏れ電流経路の抵抗成分を表す抵抗となる。ただし、PN接合経路とそれ以外の漏れ電流経路の抵抗は並列に接続された関係であるが、PN接合経路以外の漏れ電流経路の抵抗は、PN接合経路の抵抗に比べきわめて小さいため、並列抵抗RpはほぼPN接合経路の抵抗に対応する。このため、静電容量Cp31と並列抵抗Rp32とを併せた部分33がPN接合に対応する。配線に起因する素子は、直列抵抗Rs14に、交流成分によってみえてくるインダクタンスLs34が新たに加わる。
Therefore, when measuring the impedance of the solar cell module at the power generation site, the measurement is performed in a state where the surface of the solar cell module (the glass surface on which sunlight enters) is shielded from light. FIG. 3 shows an
太陽電池モジュールのインピーダンス特性の計測にあたり、PCS停止、計測対象モジュールを含むストリング回路の断路など必要な安全対策を実施する。その後、段ボールを用いて測定対象のモジュールの受光面全体を覆うように被せる。これにより太陽電池は遮光状態に置かれることにより発電を停止する。遮光状態を作り出すために用いる方法はこれに限られない。段ボールに代えて遮光カーテンやブルーシートを多重に折りたたんで作った遮光シートやゴムで覆ってもよいし、夜間に計測してもよい。 When measuring the impedance characteristics of the solar cell module, necessary safety measures such as stopping the PCS and disconnecting the string circuit including the module to be measured are implemented. Thereafter, the module is covered with a cardboard so as to cover the entire light receiving surface of the module to be measured. As a result, the solar cell is placed in a light-shielded state, thereby stopping power generation. The method used to create the light-shielded state is not limited to this. Instead of corrugated cardboard, it may be covered with a light-shielding sheet or rubber made by folding a light-shielding curtain or blue sheet multiple times, or may be measured at night.
しばらくその状態で放置してセル温度が安定するのを待った後、太陽電池モジュールのインピーダンスの周波数スペクトルを取得する。計測には、LCRメータ、インピーダンスアナライザといった計測機器が使用でき、特に太陽電池モジュールに入力する入力信号(交流信号)の周波数を連続的に変化させることができるものを使用する。図4に太陽電池モジュールのインピーダンスを測定する計測回路例を示す。計測回路の主要な構成要素として、正弦波発振器41、電流−電圧変換器42、ベクトル電圧比測定部43とを有し、正弦波発振器41からの発生される交流信号が太陽電池モジュール40の一方の端子(P端子15)から入力され、他方の端子(N端子16)から出力される出力信号が電流−電圧変換器42に入力される。正弦波発振器41は、バイアス電源51と、発振器52と、バイアス電源51からのDCバイアスVdcと発振器52からの発振信号とを合成して交流信号を出力する合成回路53とを有する。電流−電圧変換器42は、太陽電池モジュール40から出力される出力信号(電流信号)を電圧に変換する基準抵抗54と、太陽電池モジュール40と基準抵抗54との接続点Lの電位を基準電位に制御する制御アンプ55とを有する。ベクトル電圧比測定部43は、太陽電池モジュール40のP・N端子間の交流電圧を測定する第1の電圧計56と、基準抵抗54の両端の交流電圧を測定する第2の電圧計57と、第1の電圧計56と第2の電圧計57との比率を求める比率計58とを有する。
After being left in that state for a while to wait for the cell temperature to stabilize, the frequency spectrum of the impedance of the solar cell module is obtained. For the measurement, a measuring device such as an LCR meter or an impedance analyzer can be used. In particular, a device capable of continuously changing the frequency of an input signal (AC signal) input to the solar cell module is used. FIG. 4 shows an example of a measurement circuit for measuring the impedance of the solar cell module. The main components of the measurement circuit include a
図4に示した計測回路により、太陽電池モジュール40のインピーダンスZ、位相角θを測定する。インピーダンスZは、第1の電圧計56で計測される太陽電池モジュール40の交流電圧の大きさと制御アンプ55の制御量から求められる太陽電池モジュール40の交流電流の大きさの比として算出される。また、位相角θは、比率計58により、第1の電圧計56により求められる太陽電池モジュール40の交流電圧と第2の電圧計57により求められる太陽電池モジュール40の交流電流との位相差から算出される。
The impedance Z and the phase angle θ of the
図4に示した計測回路を用いて、産業用に市販されている60セルからなる多結晶シリコン製の太陽電池モジュールについて、測定電圧レベルを0.1V(入力信号(交流信号)の実効値)、DCバイアスVdcを0V、入力信号の周波数を1Hzから100kHzまで変化させて、インピーダンスZと位相角θの周波数スペクトルを取得する。さらに、DCバイアスVdcの設定を0.1、0.5、1.0、1.5、2.0、2.5Vに変え、夫々の設定で周波数スペクトルを取得する。これは、太陽電池モジュールにはバイパスダイオードが具備されているため、PN端子に逆バイアスを印加すると比較的小さな電圧範囲でバイパスダイオードがオンしてしまい、所望の特性を取得できない。このため、入力する交流信号にDCバイアスVdcを重畳し、交流信号の振幅を十分小さくしておくことにより、印加する電圧を全て正の値に留めバイアスダイオードがオンになるのを防止し、DC−IV特性の傾きも、太陽電池モジュールのダイオード特性が概ね一定と見なせる領域で計測するものである。測定された太陽電池モジュールのインピーダンスZの周波数スペクトルを図5Aに、位相角θの周波数スペクトルを図5Bに示す。 Using the measurement circuit shown in FIG. 4, the measured voltage level of a polycrystalline silicon solar cell module composed of 60 cells commercially available was set to 0.1 V (effective value of an input signal (AC signal)). , The DC bias Vdc is changed to 0 V, and the frequency of the input signal is changed from 1 Hz to 100 kHz to obtain a frequency spectrum of the impedance Z and the phase angle θ. Further, the setting of the DC bias Vdc is changed to 0.1, 0.5, 1.0, 1.5, 2.0, and 2.5 V, and the frequency spectrum is acquired with each setting. This is because the solar cell module is provided with a bypass diode, and when a reverse bias is applied to the PN terminal, the bypass diode is turned on in a relatively small voltage range, and desired characteristics cannot be obtained. Therefore, by superimposing the DC bias Vdc on the input AC signal and keeping the amplitude of the AC signal sufficiently small, the applied voltage is kept at a positive value to prevent the bias diode from being turned on. The slope of the -IV characteristic is also measured in a region where the diode characteristic of the solar cell module can be regarded as substantially constant. FIG. 5A shows the measured frequency spectrum of the impedance Z of the solar cell module, and FIG. 5B shows the frequency spectrum of the phase angle θ.
これらの結果から等価回路定数を求めるが、従来技術においては等価回路から求めたインピーダンスの表式を用いて、得られたスペクトルをフィッティングして求めていた。図6に非発電状態の太陽電池モジュールの等価回路のインピーダンス、位相角と回路定数の関係式を示す。具体的には、インピーダンスZは複素数で表示され、Zの絶対値|Z|と位相角θはそれぞれ、Zの実部(Re(Z))と虚部(Im(Z))を用いて(式1)で表される。また、Re(Z)とIm(Z)は、図3に示した等価回路30の回路定数を用いると(式2)で表される。等価回路30が、静電容量Cp、並列抵抗Rp、直列抵抗Rs、インダクタンスLsの4つの変数を含むのに対し、それを解くための方程式は(式1)に示されるインピーダンスZの絶対値|Z|と位相角θの表式との2つであるため、解析的には解くことができず、フィッティングで回路定数を求める必要があった。なお、インピーダンスZの絶対値|Z|という表記は、ここではインピーダンスの複素表現と関係して使用し、計測回路で計測されるインピーダンスZの値である。
From these results, the equivalent circuit constant is obtained. In the prior art, the obtained spectrum is fitted using an expression of the impedance obtained from the equivalent circuit. FIG. 6 shows a relational expression between an impedance, a phase angle, and a circuit constant of an equivalent circuit of a solar cell module in a non-power generation state. More specifically, the impedance Z is represented by a complex number, and the absolute value | Z | of Z and the phase angle θ are calculated using the real part (Re (Z)) and the imaginary part (Im (Z)) of Z, respectively ( It is expressed by equation 1). Further, Re (Z) and Im (Z) are expressed by (Equation 2) using the circuit constants of the
本実施例では、回路定数を求めるためにフィッティングを用いない。元々太陽電池モジュールにおいて直列抵抗Rsは高々数mΩから数Ω程度であり、シャント抵抗Rshもしくは並列抵抗Rpの数kΩから数10kΩに比べて無視できる大きさである。また、インダクタンスLsに関しても数μH程度の大きさである。この程度の大きさであれば、インピーダンスZの周波数スペクトルにその影響が出てくるのは、シャント抵抗Rshもしくは並列抵抗Rpに比べて静電容量Cpのインピーダンスが十分小さくなる高周波領域においてである。太陽電池モジュールの場合、その領域はおよそ100kHz以上の周波数領域となる。このことは周波数スペクトルを従来の方法でフィッティングしてみると、直列抵抗RsやインダクタンスLsの値が影響するのが100kHz程度より高周波側であることや、後述する直列抵抗RsとインダクタンスLsを無視した等価回路に対してインピーダンスZの実部と虚部とを計算し、従来方法であるフィッティングで求めた実部と虚部と比較することで確認できる。 In this embodiment, no fitting is used to determine the circuit constant. Series resistance R s in the original solar cell module is the most about several Ω several milliohms, is sized to be negligible compared to the number 10kΩ from several kΩ shunt resistor R sh or parallel resistor R p. In addition, the size of the order of several μH also with respect to the inductance L s. If the size of this extent, the its effect on the frequency spectrum of the impedance Z come out, in sufficiently small high frequency range the impedance of the capacitance C p in comparison with the shunt resistor R sh or parallel resistor R p It is. In the case of a solar cell module, the region is a frequency region of about 100 kHz or more. This means that when the frequency spectrum is fitted by a conventional method, the values of the series resistance R s and the inductance L s affect the higher frequency side than about 100 kHz, and the series resistance R s and the inductance L s described later. It can be confirmed by calculating the real part and the imaginary part of the impedance Z with respect to the equivalent circuit ignoring s , and comparing the real part and the imaginary part obtained by fitting according to a conventional method.
このため、図5A,Bに示した周波数スペクトル計測では、入力信号の周波数を100kHzまでに留めている。この周波数範囲であれば直列抵抗RsとインダクタンスLsとを無視しても問題はない。これらを無視して簡略化した等価回路図を図7に示す。この等価回路70に対するインピーダンスZの実部と虚部は図6に示す(式3)で表される。この表式を(式1)に代入することによりインピーダンスZの絶対値|Z|と位相角θとを求めることができる。(式3)の特徴は、(式2)が4つの変数で表されていたのに対し、2つの変数(並列抵抗Rp、静電容量Cp)で表されるということである。2変数に対して、(式1)として示すインピーダンスZの絶対値|Z|と位相角θに対する2方程式が与えられているため、変数を解析的に求めることが可能になる。具体的には、(式3)を(式1)に代入して変数Rp、Cpを求めたものが(式4)である。ここで、ω=2πf(fは入力信号の周波数)である。(式4)に計測で得られたインピーダンスZと位相角θを代入することにより、等価回路定数(Rp,Cp)を求めることができる。表式から分かる様にRp、Cpは周波数依存性を持つ。
For this reason, in the frequency spectrum measurement shown in FIGS. 5A and 5B, the frequency of the input signal is limited to 100 kHz. There is no problem to ignore the series resistance R s and the inductance L s if this frequency range. FIG. 7 shows a simplified equivalent circuit diagram ignoring these. The real part and the imaginary part of the impedance Z with respect to the
等価回路から無視した直列抵抗Rs、インダクタンスLsは求められないが、フィッティングを用いずに等価回路定数を求めることができるのは大きな利点である。フィッティングで求める場合、フィッティング関数による実験値の再現性が不十分なケースや、ある周波数領域の関数値と実験値との一致度を上げると他の周波数領域での一致度が下がる、といったことが生じる。フィッティングの任意性を低減するため、実験データとフィッティング関数から得られる値の残差二乗和を最小にするなど一定の指針は存在するものの、手順としての統一性はともかく、結果として満足いくフィッティングを与えてくれることを保証しない。 Although the series resistance R s and the inductance L s ignored from the equivalent circuit cannot be obtained, it is a great advantage that the equivalent circuit constant can be obtained without using the fitting. In the case of fitting, the reproducibility of the experimental value by the fitting function is insufficient, or the degree of coincidence between the function value in one frequency domain and the experimental value decreases in the other frequency domain. Occurs. To reduce the arbitrariness of the fitting, there are certain guidelines such as minimizing the residual sum of squares of the values obtained from the experimental data and the fitting function, but despite the uniformity of the procedure, a satisfactory fitting is achieved as a result. I do not guarantee that it will be given.
また、周波数スペクトルを計測する周波数範囲が比較的低周波領域に限定されることにより、計測系が簡便に済むのも本実施例の計測方法の利点である。例えば、MHzオーダーまでの周波数範囲を計測するには装置も高価なものが必要で、一般に大型の装置となり、電気的な接続にも注意を払う必要がある。特に、屋外の発電サイトで計測する場合、ノイズの影響も大きくなり精度面でも不利となる。これに対して100kHz程度以下の周波数範囲であれば比較的簡便な装置で計測でき、接続やノイズが計測結果に与える影響も小さい。 Another advantage of the measurement method of the present embodiment is that the frequency range for measuring the frequency spectrum is limited to a relatively low frequency range, thereby simplifying the measurement system. For example, in order to measure a frequency range up to the order of MHz, an expensive device is required. Generally, the device is large, and it is necessary to pay attention to electrical connection. In particular, when measurement is performed at an outdoor power generation site, the influence of noise increases, which is disadvantageous in terms of accuracy. On the other hand, in a frequency range of about 100 kHz or less, measurement can be performed with a relatively simple device, and the influence of connection and noise on the measurement result is small.
図5A,Bに示した周波数スペクトル計測から、(式4)に基づき算出した等価回路定数(Rp,Cp)を図8A、図8Bに示す。図8Aが並列抵抗Rpの周波数スペクトル、図8Bが静電容量Cpの周波数スペクトルである。 8A and 8B show equivalent circuit constants (R p , C p ) calculated based on (Equation 4) from the frequency spectrum measurements shown in FIGS. 5A and 5B. Figure 8A is a frequency spectrum of the parallel resistor R p, FIG. 8B is a frequency spectrum of the capacitance C p.
ここで、図6の(式4)の表式から、位相角θが0°近傍では、並列抵抗Rp〜|Z|であり、インピーダンスZの絶対値|Z|の殆どを並列抵抗Rpが担っており、静電容量Cpには分母の|Z|を通して並列抵抗Rpの影響が繰り込まれることがわかる。一方、位相角θが−90°近傍ではインピーダンスZの絶対値|Z|〜1/(ωCp)の関係が成り立つ。したがって、θが−90°近傍でのインピーダンスZの絶対値|Z|は静電容量Cpが担っており、並列抵抗Rpには分子の|Z|を通して静電容量Cpの影響が繰り込まれることがわかる。 Here, from the expressions (Expression 4) of FIG. 6, the phase angle θ is near 0 °, the parallel resistance R p ~ | is the absolute value of the impedance Z | | Z Z | parallel resistance most R p It can be seen that the effect of the parallel resistance R p is incorporated into the capacitance C p through the denominator | Z |. On the other hand, when the phase angle θ is near −90 °, the relationship of the absolute value | Z || 1 / (ωC p ) of the impedance Z is established. Therefore, theta is the absolute value of the impedance Z at -90 ° vicinity | Z | is responsible capacitance C p, the parallel resistor R p in the molecule | Z | Electrostatic capacitance C p through the repeated You can see that it gets stuck.
図5Bに示した位相角θの測定結果より、位相角θが0°近傍となる周波数領域でのRp値を図8Aに「Rp_low」として、位相角θが−90°近傍となる周波数領域でのCp値を図8Bに「Cp_high」として表す。ここで、Rp_lowとCp_highとは、等価回路のインピーダンスZの絶対値|Z|に対し、夫々の素子の寄与が大半を占めている。位相角θが0°近傍では、インピーダンスZの絶対値|Z|はもっぱらRp_lowで決定されており、Cpの寄与はほぼない。位相角θが−90°近傍では、インピーダンスZの絶対値|Z|はもっぱらCp_highで決定されており、Rpの寄与はほぼない。すなわち、Rp_low及びCp_highが従来、フィッティングで算出しようとしていた周波数に依存しない回路定数Rp,Cpであると考えられる。このことは、Cp_highに関してはMott-Schottkyプロットによってモジュールを構成する直列接続されたセルの接合容量が求められることからも確認できる。 From the measurement result of the phase angle θ shown in FIG. 5B, the R p value in the frequency region where the phase angle θ is near 0 ° as "R p _Low" in FIG. 8A, the phase angle θ is -90 ° vicinity the C p value of the frequency domain in FIG. 8B represented as "C p _High". Here, the R p _low and C p _high, the absolute value of the impedance Z of the equivalent circuit | Z | relative contribution of elements each occupy the majority. When the phase angle θ is near 0 °, the absolute value | Z | of the impedance Z is determined solely by R p _low, and C p has almost no contribution. When the phase angle θ is near -90 °, the absolute value | Z | of the impedance Z is determined exclusively by C p _high, and R p has almost no contribution. That is, it is considered that R p _low and C p _high are circuit constants R p , C p that do not depend on the frequency that has been conventionally calculated by fitting. This can be confirmed from the fact that the junction capacitance of the series-connected cells constituting the module is determined by Mott-Schottky plot for C p _high.
次に、同じ方法をセルが劣化したモジュールに適用する。セルが劣化したモジュールとして、ポテンシャル誘起劣化(PID)により出力が15%程度劣化したモジュールをテストモジュールとして用いた。測定結果を図9A、Bに示す。図9Aが劣化した太陽電池モジュールのインピーダンスZの周波数スペクトルであり、図9Bが劣化した太陽電池モジュールの位相角θの周波数スペクトルである。図9A,Bに示した周波数スペクトル計測から、(式4)に基づき算出した等価回路定数(Rp,Cp)を図10A、図10Bに示す。図10Aが並列抵抗Rpの周波数スペクトル、図10Bが静電容量Cpの周波数スペクトルである。図8Aと図10Aとを比較するとRp_lowの値が大きく低下していることが分かるのに対して、図8Bと図10Bとを比較するとCp_highの値は殆ど変化していない。このことから、Rp_lowにより太陽電池モジュールの劣化が検出できるのではないかと期待される。しかしながら、図11に示すように、並列抵抗Rpは温度依存性が極めて大きく、モジュール温度が高いと正常モジュールと劣化モジュールとの間での並列抵抗Rpの差が殆どなくなってしまう。屋外の直射日光が照射している環境であればセル温度が70℃程度には上昇することは珍しくなく、単純にRp_lowを比較することで劣化を検出することが困難である。しかも、Rp_lowの差は太陽電池モジュールの劣化の程度が小さくなればなるほど正常モジュールとの差が無くなるため、劣化検出が一層難しくなる。その一方で、Cp_highは正常モジュールと劣化モジュールとの差が小さいため、劣化検出に用いるには高い計測精度を求められ、困難である。 Next, the same method is applied to the module whose cell has deteriorated. As a module whose cell was deteriorated, a module whose output was deteriorated by about 15% due to potential induced deterioration (PID) was used as a test module. The measurement results are shown in FIGS. 9A and 9B. 9A is a frequency spectrum of impedance Z of the deteriorated solar cell module, and FIG. 9B is a frequency spectrum of phase angle θ of the deteriorated solar cell module. FIGS. 10A and 10B show equivalent circuit constants (R p , C p ) calculated based on (Equation 4) from the frequency spectrum measurements shown in FIGS. 9A and 9B. Figure 10A is a frequency spectrum of the parallel resistor R p, FIG. 10B is a frequency spectrum of the capacitance C p. When comparing FIG. 8A and FIG. 10A, it can be seen that the value of R p _low is greatly reduced, whereas when comparing FIG. 8B and FIG. 10B, the value of C p _high hardly changes. From this, it is expected that deterioration of the solar cell module can be detected by R p _low. However, as shown in FIG. 11, the parallel resistor R p is the temperature dependency is very large, the difference between the parallel resistance R p of between module temperature is high and the normal module and the degraded module will almost gone. It is not unusual for the cell temperature to rise to about 70 ° C. in an outdoor environment where direct sunlight is radiated, and it is difficult to detect deterioration by simply comparing R p _low. In addition, the difference in R p _low becomes smaller as the degree of deterioration of the solar cell module decreases, and the difference from the normal module becomes smaller, so that deterioration detection becomes more difficult. On the other hand, since C p _high has a small difference between the degradation modules normal module, prompted a high measurement accuracy for use in deterioration detection is difficult.
そこで、本実施例では低周波数側の静電容量(「Cp_low」と表す)に着目する。Cp_lowは図8Bや図10Bに示す静電容量Cpの周波数スペクトルの低周波数側で見られる静電容量値である。Cp_lowは、Cp_highに比べて大きな値を持ち、ある周波数範囲で概ね一定値を示す。また、Cp_highとは以下に説明するカットオフ周波数fcによって区分けすることができる。 Therefore, in the present embodiment focuses on the capacitance of the low frequency side (denoted as "C p _low"). C p _low is a capacitance value seen on the lower frequency side of the frequency spectrum of the capacitance C p shown in FIG. 8B or FIG. 10B. C p _low has a larger value than C p _high and shows a substantially constant value in a certain frequency range. Further, C p _high can be classified according to a cutoff frequency fc described below.
カットオフ周波数fcは次のように定義する。図7に示す等価回路において、交流信号を端子に入力すると、信号周波数が低い場合、静電容量Cpのインピーダンス(1/(ωCp))が大きいため、信号は優先的に並列抵抗Rpを通過する。一方、信号周波数が高い場合は逆に静電容量Cpのインピーダンスが小さくなるため、信号は優先的に静電容量Cpを通過する。その中間の周波数領域において静電容量Cpのインピーダンス1/(ωCp)と並列容量RpのインピーダンスRpが等しくなる周波数が存在し、この周波数をカットオフ周波数fcと定義する。図6の(式1)及び(式3)から容易にθ=tan-1(−ωCpRp)が導け、カットオフ周波数fcの条件Rp=1/(ωCp)を代入すると位相角θが−45°となる周波数がカットオフ周波数fcに対応することが分かる。
The cutoff frequency fc is defined as follows. In the equivalent circuit shown in FIG. 7, when the input AC signal to the terminal, when the signal frequency is low, the impedance of the capacitance C p (1 / (ωC p )) is large, the signal is parallel resistor preferentially R p Pass through. On the other hand, if the signal frequency is high because the impedance of the capacitance C p conversely decreases, the signal is preferentially passes through the capacitance C p. In the intermediate frequency region, there is a frequency at which the
このカットオフ周波数fcより低周波数側で静電容量が概ね一定となる静電容量Cpの値をC_low、カットオフ周波数fcより高周波数側で概ね一定となる静電容量の値をC_highと定義する。例えば、図5Bに示す位相角θの周波数スペクトルでは、−45°の位相角になる周波数は数10Hz程度である。それに対し、図8Bに示す静電容量Cpの周波数スペクトルで数10Hz付近はちょうど静電容量Cpが変化している領域に対応し、高周波数側ではおおよそ150nF、低周波数側では200nFで概ね一定の値を示している。このため、この太陽電池モジュールのC_lowはおおよそ200nF、C_highはおおよそ150nFとなる。このように、カットオフ周波数fcで区分けして求めたC_lowとC_highとを、正常モジュールと劣化モジュールについてバイアス電圧Vdcを変えて計測した結果を図12に示す。劣化前後でのC_highの変化に比べ、C_lowの変化が大きいことが分かる。C_highはCp_highにほぼ等しく、先に説明したようにCp_highはセルの接合容量Cpとみなしうる。セルの接合容量Cpは、基本的には太陽電池モジュールのPN接合のドーピングプロファイルで定まっている。このため、この値が大きく変化するためにはPN接合のドーピングプロファイルが変化する必要があるが、このような変化には極めて高いエネルギーを必要とし、太陽電池としての使用で発生するようなエネルギーでこうした変化は生じない。これに対して、低周波数側においては位相角θ≒0であるため、図6の(式4)よりCp〜1/|Z|、|Z|〜RpであるからCp〜1/Rpであり、劣化によってRpが小さくなることによってCpは大きくなる関係にある。すなわち、太陽モジュールの劣化によってRp_lowが大幅に小さくなることを反映して、Cp_lowは大きくなる。
The value of the capacitance C p of capacitance in the low frequency side of the cut-off frequency fc becomes substantially constant C_LOW, defined as C_high generally the value of the capacitance becomes constant at a high frequency side than the cut-off frequency fc I do. For example, in the frequency spectrum of the phase angle θ shown in FIG. 5B, the frequency at which the phase angle becomes −45 ° is about several tens Hz. In contrast, corresponds to a region just capacitance C p is a number 10Hz around the frequency spectrum of the capacitance C p shown in FIG. 8B is changed, in the high frequency side approximately 150nF, generally at 200nF at low frequency side It shows a constant value. Therefore, C_low of this solar cell module is approximately 200 nF, and C_high is approximately 150 nF. FIG. 12 shows the results of measuring C_low and C_high obtained by dividing by the cutoff frequency fc for the normal module and the deteriorated module while changing the bias voltage Vdc. It can be seen that the change in C_low is greater than the change in C_high before and after degradation. C_high is approximately equal to C p _high, C p _high as described earlier can be regarded as the junction capacitance C p of the cell. Junction capacitance C p of the cell is basically definite doping profile of the PN junction of the solar cell module. For this reason, the doping profile of the PN junction needs to change in order for this value to change significantly. However, such a change requires extremely high energy, and requires energy such as that generated by use as a solar cell. No such change occurs. On the other hand, since the phase angle θ ≒ 0 on the low frequency side,
図11に示したように並列抵抗Rpの温度依存性は非常に大きく、数10度の温度変化でRpの大きさは桁で変わったため、発電サイトでの使用中にセルが到達する温度範囲においても正常モジュールと劣化モジュールの並列抵抗Rpの大きさは殆ど同程度となってしまった。一方、静電容量Cpは、図13に示すように同じ温度範囲(T=0〜80℃)で殆ど変化しない。図6の(式4)よりRp〜1/ωCpであり、温度変化に伴って並列抵抗Rpが大きく変動しているにもかかわらず、静電容量Cpがあまり変化しないのは、温度変化に伴ってω(=2πf)、したがってカットオフ周波数fcが並列抵抗Rpの変化を打ち消すように変化するためである。
Temperature dependence of the parallel resistor R p as shown in FIG. 11 is very large, since the magnitude of the R p at a temperature change in the
図12に示すようにC_highは正常モジュールと劣化モジュールとで殆ど同じ値を示している。さらに、正常モジュールについてはC_highとC_lowとが概ね同程度の大きさである。このことは正常モジュールでは、図6の(式4)の方程式によりCpを求めても対象とした周波数範囲では概ね本来の接合容量値が求まることを反映している。 As shown in FIG. 12, C_high shows almost the same value in the normal module and the deteriorated module. Further, for normal modules, C_high and C_low are approximately the same size. This is the normal module, reflecting the fact that generally the original junction capacitance value is obtained in the frequency range of interest also seeking C p by the equation (Equation 4) in FIG.
このように、C_highは正常モジュールと劣化モジュールとでほぼ同じ値を示すのに対し、正常モジュールではC_lowはC_highとほぼ同じであったものが、劣化すると大きく変化する。また、C_high、C_lowともに温度依存性は小さい。そこで、実施例1においては、C_highの値とC_lowの値とを比較することにより、太陽電池モジュールの劣化の程度を判断する。これにより、評価対象の太陽電池モジュールについて、正常時の計測値を保有していなくても、劣化の程度を判断することが可能になる。 As described above, C_high shows almost the same value between the normal module and the deteriorated module, whereas C_low is almost the same as C_high in the normal module, but changes greatly when deteriorated. Further, both C_high and C_low have small temperature dependence. Therefore, in the first embodiment, the degree of deterioration of the solar cell module is determined by comparing the value of C_high with the value of C_low. This makes it possible to determine the degree of deterioration of the solar cell module to be evaluated, even if it does not have a normal measurement value.
本実施例による太陽電池モジュールの劣化を診断する太陽電池モジュール診断システムのハードウェア構成例を図14に示す。太陽電池評価装置100は、プロセッサ101、主記憶102、補助記憶103、入出力インタフェース104、表示インタフェース105、I/Oポート106、ネットワークインタフェース107を含み、これらはバス108により結合されている。入出力インタフェース104は、キーボードやマウス等の入力装置109と接続され、表示インタフェース105は、ディスプレイ110に接続され、GUIを実現する。ネットワークインタフェース107はネットワークと接続するためのインタフェースである。補助記憶103は通常、HDDやROM、フラッシュメモリなどの不揮発性メモリで構成され、太陽電池評価装置100が実行するプログラムやプログラムが処理対象とするデータ等を記憶する。主記憶102はRAMで構成され、プロセッサ101の命令により、プログラムやプログラムの実行に必要なデータ等を一時的に記憶する。プロセッサ101は、補助記憶103から主記憶102にロードしたプログラムを実行する。太陽電池評価装置100は例えば、PC(Personal Computer)やサーバにより実現できる。
FIG. 14 shows a hardware configuration example of a solar cell module diagnosis system for diagnosing deterioration of a solar cell module according to the present embodiment. The solar
補助記憶103には、計測データ120、その他のデータ及び太陽電池モジュール診断プログラム122、その他のプログラムが記憶されている。太陽電池モジュール診断プログラム122はその主要部としてインピーダンス計測部122a、劣化評価部122bを含んでいる。
The
計測機器130は、I/Oポート106を介して太陽電池評価装置100に接続される。計測機器130は図4に示した計測回路を備え、計測機器130には診断対象である太陽電池モジュール131が接続される。計測機器130は太陽電池モジュール131のインピーダンスZ及び位相角θの周波数スペクトルを取得する。
The measuring
太陽電池モジュール診断プログラム122が実行する、太陽電池モジュールの劣化の有無を判定するフローチャートを図15に示す。インピーダンス計測部122aは、周波数の計測範囲やバイアス電圧Vdcなど必要な計測パラメータを設定し、計測機器130により太陽電池モジュール131のインピーダンスZ、位相角θの周波数スペクトルを取得し、計測データ120として記憶する(S01)。また、インピーダンスZ、位相角θの周波数スペクトルから、並列抵抗Rp、静電容量Cpの周波数スペクトルに変換し、これらも計測データ120として記憶する(S02)。劣化評価部122bは、これらの計測データ120を用いて太陽電池モジュールの診断を行う。なお、劣化評価部122bにおいて、静電容量Cpに基づき診断を行う場合には、並列抵抗Rpの周波数スペクトルへの変換は省略してもよい。
FIG. 15 shows a flowchart executed by the solar cell
劣化モジュールの計測例として図9A、図9Bを示したが、劣化が更に進行すると、100kHz以下の周波数範囲における位相角θの周波数スペクトルにおいて、位相角θが−90°に到達せず大幅に離れた値で正の値に向けて増加してしまう場合やカットオフ周波数fcが当該周波数範囲に存在しない場合がある。このような場合は、PN接合部の静電容量Cpが大幅に劣化していることを意味しているため、本実施例の診断を行うまでもなく、太陽電池モジュールが劣化していると判定できる。 9A and 9B are shown as measurement examples of the deterioration module, but when the deterioration further progresses, in the frequency spectrum of the phase angle θ in the frequency range of 100 kHz or less, the phase angle θ does not reach −90 ° and greatly separates. The value may increase toward a positive value, or the cutoff frequency fc may not exist in the frequency range. In such a case, since the capacitance C p of the PN junction means that has deteriorated considerably, without performing the diagnosis of the present embodiment, when the solar cell module is degraded Can be determined.
そこで、位相角θの最小値であるθminを検出し(S03)、θminがあらかじめ定めた−90°近傍以内の値であるかを評価する(S04)。また、カットオフ周波数fcを検出する(S05)。θminが−90°に所定のしきい値以上未達である(S04でN)あるいはカットオフ周波数fcが計測範囲にない(S06でN)の場合は、太陽電池モジュール131に劣化ありと診断する(S10)。一方、これらに該当しない場合には、本実施例で説明した判定を行う。まず、カットオフ周波数fcを用いてC_highとC_lowとを検出し(S07)、検出したC_highとC_lowとを比較する(S08)。C_highとC_lowの比較は差(|C_high−C_low|)をとってもよいし、比(C_low/C_high)を計算して用いてもよい。計測誤差や検出したい劣化の程度に応じて閾値をあらかじめ定めておき、C_highとC_lowとの差(比)が閾値よりも小さい場合には、劣化なしと診断し(S09)、C_highとC_lowとの差(比)が閾値以上の場合には、劣化ありと診断する(S10)。得られた診断結果は例えば、ディスプレイ110に表示する(S11)。このように太陽電池モジュールの劣化を、正常時の計測値がなくとも診断することができる。
Accordingly, the minimum value of the phase angle θ, θ min, is detected (S03), and it is evaluated whether θ min is a value within a predetermined vicinity of −90 ° (S04). Further, the cutoff frequency fc is detected (S05). If θ min has not reached −90 ° or more than the predetermined threshold (N in S04) or the cutoff frequency fc is not in the measurement range (N in S06), it is diagnosed that the
太陽電池モジュールの劣化の有無を判定する別のフローチャートを図16に示す。図16のフローチャートでは太陽電池モジュール劣化の判定をC_lowだけで行うものである。安価な製造プロセスで発電効率を極限まで上げることが求められる太陽電池では、PN接合プロファイルを大きく変えることはできず、シリコン系太陽電池であれば接合容量Cpの違いはそれほど大きくないと考えられる。つまり、セルメーカーを問わず、C_highの値は概ね似通った値になることが期待できる。図16のフローでは、C_highはシリコン系太陽電池に所定の値を仮定し、C_lowが仮定されたC_highに基づき予め定められた範囲内であるかどうかによって劣化判定を行う。図16のフローチャートにおいて、図15のフローチャートと共通する処理を行うステップについては同じ符号で示し、重複する説明は省略する。本変形例においては、計測データからC_lowを検出し(S17)、C_lowが所定の閾値より小さいかどうかにより、劣化の有無を判断する(S18)。この方法によれば、ステップS01において取得する周波数範囲をより狭めることができる利点がある。 FIG. 16 shows another flowchart for determining whether the solar cell module has deteriorated. In the flowchart of FIG. 16, the determination of the deterioration of the solar cell module is performed only by C_low. The solar cell is required to increase the power generation efficiency to the limit in low manufacturing process, considered can not significantly alter the PN junction profile, the difference in the junction capacitance C p if silicon-based solar cell is not so large . In other words, regardless of the cell manufacturer, the value of C_high can be expected to be substantially similar. In the flow of FIG. 16, C_high is assumed to be a predetermined value for the silicon-based solar cell, and deterioration determination is performed based on whether C_low is within a predetermined range based on the assumed C_high. In the flowchart of FIG. 16, steps for performing processing common to the flowchart of FIG. 15 are denoted by the same reference numerals, and redundant description will be omitted. In the present modified example, C_low is detected from the measurement data (S17), and whether or not there is deterioration is determined based on whether or not C_low is smaller than a predetermined threshold (S18). According to this method, there is an advantage that the frequency range acquired in step S01 can be further narrowed.
実施例2として、並列抵抗Rpを用いて太陽電池モジュールの劣化判定を行う方法について説明する。この方法は、並列抵抗Rpの理論値と実測値とを比較することにより劣化の判定を行うものである。 As Example 2, a description will be given of a method of performing the deterioration determination of the solar cell module with a parallel resistor R p. This method is for determining the deterioration by comparing the actual measurement value and the theoretical value of the parallel resistor R p.
まず、並列抵抗Rpの理論値を求める。並列抵抗Rpは太陽電池モジュールのPN接合のDC−IV特性の傾きから求まる抵抗値に相当する。ただし、太陽電池モジュールにはバイパスダイオードが具備されているため、太陽電池モジュールのインピーダンス計測を行う場合、PN端子に逆バイアスを印加すると比較的小さな電圧範囲でバイパスダイオードがオンしてしまい、所望の特性を取得できない。このため、実施例1で述べたように、太陽電池モジュールのインピーダンス計測にあたっては、入力する交流信号にDCバイアスVdcを重畳する。さらに交流信号の振幅を十分小さくしておくことにより、印加する電圧を全て正の値に留めバイアスダイオードがオンになるのを防止し、DC−IV特性の傾きも、太陽電池モジュールのダイオード特性が概ね一定と見なせる領域で計測することができる。このような工夫により、インピーダンス計測から求まる並列抵抗RpをPN接合の順方向抵抗RFに相当するものと見なすことができる。 First, the theoretical value of the parallel resistor R p. Parallel resistor R p corresponds to the resistance value which is obtained from the slope of the DC-IV characteristics of a PN junction of the solar cell module. However, since the solar cell module is provided with a bypass diode, when measuring the impedance of the solar cell module, applying a reverse bias to the PN terminal turns on the bypass diode in a relatively small voltage range. Unable to get properties. Therefore, as described in the first embodiment, in measuring the impedance of the solar cell module, the DC bias Vdc is superimposed on the input AC signal. Furthermore, by making the amplitude of the AC signal sufficiently small, the applied voltage is kept at a positive value to prevent the bias diode from being turned on, and the slope of the DC-IV characteristic is also reduced by the diode characteristic of the solar cell module. It can be measured in a region that can be regarded as substantially constant. Such contrivance, can be regarded as equivalent parallel resistor R p which is obtained from the impedance measured forward resistance R F of the PN junction.
例えば、非特許文献1のp.119には、順方向抵抗RFの求め方に関する理論的な方法が記載されている。この方法に従い、DCバイアスVdcに対する任意温度での順方向抵抗RFを算出することができる。理論によって求めた値は実測値を十分な精度で再現するほどの正確性はないが、温度依存性は概ね再現する。そこで、本実施例では理論値から求まる温度依存性を太陽電池モジュールの劣化判定に用いることとした。図17はT=0℃における順方向抵抗RF値(RF(0))を基準として、理論的に求めた順方向抵抗RF値(RF(T))の温度依存性を示す図である。具体的には、標準的なリンドープのp型基板によるSi太陽電池セルを想定し、物性値としてドナー濃度1×1021(1/cm3)、アクセプタ濃度1×1016(1/cm3)、伝導帯の有効状態密度2.8×1019(1/cm3)、価電子帯の有効状態密度2.65×1019(1/cm3)、電子移動度120(cm2/Vs)、電子及び正孔の寿命を共に1msとし、真性半導体キャリア密度、電子拡散係数、正孔拡散係数、バンドギャップ、正孔移動度の温度依存性を考慮して計算したものである。他の物理定数は良く知られている代表的な値を用いている。 For example, p. The 119, theoretical methods for Determination of forward resistance R F is described. In accordance with this method, it is possible to calculate the forward resistance R F at any temperature for the DC bias Vdc. The values obtained by theory are not accurate enough to reproduce the measured values with sufficient accuracy, but the temperature dependence is generally reproduced. Therefore, in the present embodiment, the temperature dependency obtained from the theoretical value is used for determining the deterioration of the solar cell module. FIG. 17 is a diagram showing the temperature dependence of the theoretically obtained forward resistance RF value ( RF (T)) based on the forward resistance RF value ( RF (0)) at T = 0.degree. It is. Specifically, assuming a standard Si-doped solar cell using a phosphorus-doped p-type substrate, physical properties include a donor concentration of 1 × 10 21 (1 / cm 3 ) and an acceptor concentration of 1 × 10 16 (1 / cm 3 ). , Conduction state effective state density 2.8 × 10 19 (1 / cm 3 ), valence band effective state density 2.65 × 10 19 (1 / cm 3 ), electron mobility 120 (cm 2 / Vs) , The lifetime of each of the electrons and holes is 1 ms, and the calculation is performed in consideration of the temperature dependence of the intrinsic semiconductor carrier density, the electron diffusion coefficient, the hole diffusion coefficient, the band gap, and the hole mobility. Other physical constants use well-known representative values.
次に並列抵抗Rpを実測する。計測対象モジュールを遮光して適宜時間をおいた後、太陽電池モジュールの温度を計測する。本実施例では非接触式の赤外線レーザー温度計を用いたが、熱電対などによる接触式計測でもよい。その後、実施例1と同様に検査対象の太陽電池モジュールに対してインピーダンスZ及び位相角θの周波数スペクトルを計測する。計測データを並列抵抗Rpの周波数スペクトルに変換し、最低周波数のRp値(Rp_low)を求める。実施例1において説明したように、Rp_lowは周波数に依存しない回路定数Rpの値である。そこで、求めたRp値を、計測した温度T(℃)と図17に示した順方向抵抗RF理論値の温度依存性から、求めたRp値を、劣化判定を行う特定の温度におけるRp値に変換する。図17に示したように0〜80℃程度の比較的狭い温度範囲であれば縦軸を対数プロットすることにより温度依存性は概ね直線と見なしうる。例えば計測温度がT1(℃)、得られたRpをRp(T1)であったとすると、温度T(℃)でのRp値(Rp(T))は次式により求められる。
log[Rp(T)]=A×(T1−T)+log[Rp(T1)]
ここで、Aは図17に示した温度依存性の平均的な傾きである。このようにして任意の温度で計測したデータから求めたRp値を特定の温度でのRp値へ換算することができる。
Next, the parallel resistance Rp is measured. After a certain period of time is passed while shielding the measurement target module from light, the temperature of the solar cell module is measured. In this embodiment, a non-contact type infrared laser thermometer is used, but a contact type measurement using a thermocouple or the like may be used. Then, the frequency spectrum of the impedance Z and the phase angle θ is measured for the solar cell module to be inspected as in the first embodiment. It converts the measured data into frequency spectrum of the parallel resistor R p, obtaining the lowest frequency of the R p values (R p _low). As described in the first embodiment, R p _low is the value of the circuit constant R p independent of frequency. Therefore, the R p value obtained from the temperature dependency of the forward resistance R F theoretical values shown in the temperature T (° C.) and 17 measured, the R p values calculated, in particular temperature at which the deterioration determination Convert to Rp value. As shown in FIG. 17, in a relatively narrow temperature range of about 0 to 80 ° C., the vertical axis is logarithmically plotted, so that the temperature dependency can be regarded as substantially a straight line. For example, if the measured temperature is T 1 (° C.) and the obtained R p is R p (T 1 ), the R p value (R p (T)) at the temperature T (° C.) is obtained by the following equation. .
log [R p (T)] = A × (T 1 -T) + log [R p (T 1)]
Here, A is the average slope of the temperature dependence shown in FIG. The R p value obtained from data measured at any temperature this way can be converted into R p value at a particular temperature.
実施例1に示したように、正常モジュールと劣化モジュールの温度依存性を比較すると、図11に示すように50℃以上の温度範囲では両者の差は小さくなり、劣化の有無を判断することが難しくなる。また、モジュールの劣化の程度に応じて並列抵抗Rpの値も変化するため、図11に示す正常モジュール・劣化モジュールの位置関係も変化する。より劣化程度が小さくなるほど、劣化モジュールの線は正常モジュールの線に近づいていくため、劣化判定が可能な温度範囲は狭まっていく。最終的には検出したい劣化量との兼ね合いで温度範囲は決まるが、計測は概ね40℃以下の温度で行うことが無難である。 As shown in Example 1, when comparing the temperature dependence of the normal module and the temperature dependency of the deteriorated module, as shown in FIG. 11, the difference between the two becomes small in the temperature range of 50 ° C. or more, and it is possible to determine the presence or absence of deterioration. It becomes difficult. Further, in order to change the value of the parallel resistor R p in accordance with the degree of the module degradation, also changes the positional relationship of the normal module degradation module shown in FIG. 11. As the degree of deterioration becomes smaller, the line of the deteriorated module approaches the line of the normal module, so that the temperature range in which deterioration can be determined is narrowed. The temperature range is ultimately determined in consideration of the amount of deterioration to be detected, but it is safe to perform the measurement at a temperature of approximately 40 ° C. or less.
劣化の判定は実験的に得られたRp値を特定の温度、例えば25℃におけるRp値に変換し、その値をあらかじめ定めた閾値と比較することにより行う。閾値は検出したい劣化の程度や計測誤差などから適宜決定すればよい。 Determination of deterioration is carried out by converting the R p values obtained experimentally certain temperature, for example, R p value at 25 ° C., compared with a predetermined threshold value. The threshold value may be appropriately determined based on the degree of deterioration to be detected or a measurement error.
実施例2を実行するシステム構成は実施例1と同様である。太陽電池モジュール診断プログラムにおける劣化評価部122bが、上述のように実測したRp値を所定の温度におけるRp値に変換して劣化判定を行うよう構成する。
The system configuration for executing the second embodiment is the same as that of the first embodiment.
ただし、実施例2では劣化判定を大幅に簡素化することが可能である。図18に太陽電池モジュールの劣化の有無を判定するフローチャートを示す。実施例2では最低周波数のインピーダンスZから求めた並列抵抗Rp値を劣化判定に用いている。このため、実施例1のように、インピーダンスZの周波数スペクトルを取得する必要がなく、実施例1に比べて計測を著しく簡素化できる。たとえば、ハンドヘルド式の簡易LCRメータは入力信号の周波数を連続的に変化させながらインピーダンス計測することはできないため、実施例1の方法には使用できなかった。これに対して、実施例2では位相角θが0とみなせる特定の周波数でのインピーダンス計測が行えればよいので、こうした簡易LCRメータを用いて低周波数でのRp値を求め、特定の温度の値に変換することにより、太陽電池モジュールの劣化診断が可能となる。すなわち、電池駆動の簡易LCRメータにより簡便になる太陽電池モジュールの診断を行うことができる。 However, in the second embodiment, the deterioration determination can be greatly simplified. FIG. 18 shows a flowchart for determining whether or not the solar cell module has deteriorated. In the second embodiment, the parallel resistance Rp value obtained from the lowest frequency impedance Z is used for the deterioration determination. Therefore, unlike the first embodiment, it is not necessary to acquire the frequency spectrum of the impedance Z, and the measurement can be significantly simplified as compared with the first embodiment. For example, a hand-held simple LCR meter cannot measure the impedance while continuously changing the frequency of the input signal, and thus cannot be used in the method of the first embodiment. In contrast, since it is Okonaere impedance measurement at a particular frequency which can be regarded as in Example 2, the phase angle θ is 0, obtains the R p values at low frequencies using such simple LCR meter, a certain temperature , The deterioration diagnosis of the solar cell module becomes possible. That is, a simple diagnosis of a solar cell module can be performed by a simple LCR meter driven by a battery.
まず、太陽電池モジュールを遮光状態として、位相角θが0とみなせる所定の周波数を有する交流信号を入力して太陽電池モジュールのインピーダンスを計測する(S21)。また、太陽電池モジュールのインピーダンスを取得したときの温度を計測する(S22)。 First, with the solar cell module in a light-shielded state, an AC signal having a predetermined frequency at which the phase angle θ can be regarded as 0 is input and the impedance of the solar cell module is measured (S21). Further, the temperature when the impedance of the solar cell module is obtained is measured (S22).
取得した前記太陽電池モジュールのインピーダンスを用いて、遮光状態における太陽電池モジュールの等価回路を構成する並列抵抗Rp’を算出する(S23)。このとき、位相角θ=0とみなしうるため、図6の(式4)にしたがい、Rp’=|Z|として算出できる。並列抵抗Rp’は上述のように温度依存性が大きいため、ステップS23で求めた並列抵抗値を所定温度の並列抵抗値に変換する。このため、実施例2の太陽電池評価装置100は並列抵抗Rp’を所定温度の並列抵抗Rpに変換するため、太陽電池モジュールのPN接合の順方向抵抗の温度依存性情報をあらかじめ保持している。この温度依存性情報は上述のように、太陽電池セルの物理パラメータに基づき理論的に算出することができる。この温度依存性情報を用いて、並列抵抗Rp’を所定温度の並列抵抗Rpに変換し(S24)、並列抵抗Rpに基づき、太陽電池モジュールの劣化の判定を行う(S25〜S28)。例えば、並列抵抗Rpが閾値Rp_refを超えている場合には劣化なしと判断し、並列抵抗Rpが閾値Rp_ref以下の場合には劣化ありと判断する。図11に示されるように、モジュール温度が低いほど、正常モジュールと劣化モジュールの差は広がるため、抵抗値を比較する温度はインピーダンス計測を行うときの温度よりも低い温度とすることが望ましい。
Using the obtained impedance of the solar cell module, a parallel resistance R p ′ constituting an equivalent circuit of the solar cell module in a light-shielded state is calculated (S23). At this time, since it can be considered that the phase angle θ = 0, it can be calculated as R p ′ = | Z | according to (Equation 4) in FIG. Since the parallel resistance R p ′ has a large temperature dependency as described above, the parallel resistance obtained in step S23 is converted into a parallel resistance at a predetermined temperature. Therefore, the solar
なお、実施例1で説明したように、並列抵抗Rpの温度依存性とカットオフ周波数fcの温度依存性は相関性が高い。従って、並列抵抗Rpによる劣化判定と同様に、カットオフ周波数fcによる劣化判定を行うことも可能である。 As described in Example 1, temperature dependency of the cutoff frequency fc of the parallel resistor R p that are strongly correlated. Therefore, similarly to the deterioration determination by the parallel resistor R p, it is also possible to perform the deterioration determination by the cut-off frequency fc.
10,30,70…等価回路、11…電流源、12…ダイオード、13…シャント抵抗、14…直列抵抗、15…P端子、16…N端子、21,40,131…太陽電池モジュール、22…ストリング、23…アレイ、24…接続箱、25…パワーコンディショナー、26…絶縁トランス、27…系統、31,71…静電容量、32,72…並列抵抗、34…インダクタンス、41…正弦波発振器、42…電流−電圧変換器、43…ベクトル電圧比測定部、51…バイアス電源、52…発振器、53…合成回路、54…基準抵抗、55…制御アンプ、56,57…電圧計、58…比率計、100…太陽電池評価装置、101…プロセッサ、102…主記憶、103…補助記憶、104…入出力インタフェース、105…表示インタフェース、106…I/Oポート、107…ネットワークインタフェース、108…バス、109…入力装置、110…ディスプレイ、120…計測データ、122…太陽電池モジュール診断プログラム、130…計測機器。
10, 30, 70: equivalent circuit, 11: current source, 12: diode, 13: shunt resistance, 14: series resistance, 15: P terminal, 16: N terminal, 21, 40, 131 ... solar cell module, 22 ... String, 23 ... Array, 24 ... Connection box, 25 ... Power conditioner, 26 ... Insulation transformer, 27 ... System, 31, 71 ... Capacitance, 32, 72 ... Parallel resistance, 34 ... Inductance, 41 ... Sine wave oscillator, 42 current-voltage converter, 43 vector voltage ratio measurement unit, 51 bias power supply, 52 oscillator, 53 synthesis circuit, 54 reference resistance, 55 control amplifier, 56, 57 voltmeter, 58
Claims (17)
取得した前記太陽電池モジュールのインピーダンス及び位相角の周波数スペクトルから、遮光状態における太陽電池モジュールの等価回路を構成する静電容量の周波数スペクトルを算出し、
前記太陽電池モジュールの静電容量の周波数スペクトルにおいて、カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値と前記カットオフ周波数よりも高周波側の静電容量値とを比較することにより前記太陽電池モジュールの診断を行う太陽電池モジュールの診断方法。 With the solar cell module in a light-shielded state, the frequency of the input AC signal is continuously changed to obtain a frequency spectrum of the impedance and the phase angle of the solar cell module,
From the obtained frequency spectrum of the impedance and phase angle of the solar cell module, calculate the frequency spectrum of the capacitance constituting the equivalent circuit of the solar cell module in the light-shielded state,
In the frequency spectrum of the capacitance of the solar cell module, the solar cell module by comparing the capacitance value on the lower frequency side than the cutoff frequency and the capacitance value on the higher frequency side than the cutoff frequency A method of diagnosing a solar cell module for diagnosing a solar cell module.
前記カットオフ周波数は、前記太陽電池モジュールの位相角が−45°となる周波数である太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 1,
The method for diagnosing a solar cell module, wherein the cutoff frequency is a frequency at which a phase angle of the solar cell module is −45 °.
前記高周波側の静電容量値を与える周波数は100kHz以下の周波数である太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 2,
A method for diagnosing a solar cell module, wherein the frequency for giving the capacitance value on the high frequency side is a frequency of 100 kHz or less.
前記太陽電池モジュールの位相角の周波数スペクトルが100kHz以下の周波数範囲において−90°に所定のしきい値以上未達である場合または、前記カットオフ周波数が100kHz以下の周波数範囲に存在しない場合には、前記太陽電池モジュールは劣化していると判定する太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 3,
In the case where the frequency spectrum of the phase angle of the solar cell module does not reach −90 ° or more over a predetermined threshold value in a frequency range of 100 kHz or less, or when the cutoff frequency does not exist in the frequency range of 100 kHz or less. And a method for diagnosing a solar cell module that determines that the solar cell module is deteriorated.
前記カットオフ周波数よりも高周波側の静電容量値として、あらかじめ所定値を仮定しておき、
前記カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値と前記所定値とを比較することにより前記太陽電池モジュールの診断を行う太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 1,
As a capacitance value on the higher frequency side than the cutoff frequency, a predetermined value is assumed in advance,
A method for diagnosing a solar cell module, wherein a diagnosis of the solar cell module is performed by comparing a capacitance value on a lower frequency side than the cutoff frequency with the predetermined value.
取得した前記太陽電池モジュールのインピーダンスZ及び位相角θの周波数スペクトルから、前記交流信号の周波数fが100kHz以下における遮光状態の太陽電池モジュールの等価回路を構成する静電容量Cpの周波数スペクトルを算出し、
算出した前記太陽電池モジュールの静電容量Cpの周波数スペクトルに基づき、前記太陽電池モジュールの診断を行い、
前記太陽電池モジュールの静電容量Cpは、−sinθ/2πf|Z|として算出する太陽電池モジュールの診断方法。 With the solar cell module in a light-shielded state, the frequency f of the input AC signal is continuously changed to obtain a frequency spectrum of the impedance Z and the phase angle θ of the solar cell module,
From the obtained frequency spectrum of the impedance Z and phase angle θ of the solar cell module, calculates the frequency spectrum of the capacitance C p of the frequency f of the AC signal constitutes an equivalent circuit of the solar cell module of the light-shielding state in less than 100kHz And
Diagnosing the solar cell module based on the calculated frequency spectrum of the capacitance Cp of the solar cell module,
The capacitance C p of the solar cell module, -sinθ / 2πf | Z | diagnostic method of the solar cell module is calculated as.
前記太陽電池モジュールの静電容量Cpの周波数スペクトルにおいて、カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値と前記カットオフ周波数よりも高周波側の静電容量値とを比較することにより前記太陽電池モジュールの診断を行う太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 6,
In the frequency spectrum of the capacitance C p of the solar cell module, the solar by comparing the capacitance value of the high-frequency side of the cut-off frequency and the capacitance value of the low-frequency side than the cut-off frequency A method of diagnosing a solar cell module for diagnosing a battery module.
前記太陽電池モジュールの静電容量Cpの周波数スペクトルにおいて、カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値と所定の閾値とを比較することにより前記太陽電池モジュールの診断を行う太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 6,
In the frequency spectrum of the capacitance C p of the solar cell module, the solar cell module for performing diagnosis of the solar cell module by comparing the capacitance values with a predetermined threshold value of the low-frequency side than the cut-off frequency Diagnostic method.
前記カットオフ周波数は、前記太陽電池モジュールの位相角が−45°となる周波数である太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 7 or claim 8,
The method for diagnosing a solar cell module, wherein the cutoff frequency is a frequency at which a phase angle of the solar cell module is −45 °.
前記太陽電池モジュールの位相角の周波数スペクトルが100kHz以下の周波数範囲において−90°に所定のしきい値以上未達である場合または、前記カットオフ周波数が100kHz以下の周波数範囲に存在しない場合には、前記太陽電池モジュールは劣化していると判定する太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 9,
In the case where the frequency spectrum of the phase angle of the solar cell module does not reach −90 ° or more over a predetermined threshold value in a frequency range of 100 kHz or less, or when the cutoff frequency does not exist in the frequency range of 100 kHz or less. And a method for diagnosing a solar cell module that determines that the solar cell module is deteriorated.
太陽電池モジュールを遮光状態として、所定の周波数を有する交流信号を入力して前記太陽電池モジュールのインピーダンスZを取得し、
前記太陽電池モジュールのインピーダンスを取得したときの温度を計測し、
取得した前記太陽電池モジュールのインピーダンスZを用いて、遮光状態における太陽電池モジュールの等価回路を構成する並列抵抗Rpを算出し、
算出した前記太陽電池モジュールの並列抵抗値を前記温度依存性情報に基づき所定の温度における並列抵抗値に変換し、
前記所定の温度における前記太陽電池モジュールの並列抵抗値に基づき前記太陽電池モジュールの診断を行い、
前記所定の周波数は、前記所定の周波数を有する交流信号を入力したときの前記太陽電池モジュールの位相角が0とみなせる周波数である太陽電池モジュールの診断方法。 The temperature dependency information of the forward resistance of the PN junction of the solar cell module is held in advance,
With the solar cell module in a light-shielded state, an AC signal having a predetermined frequency is input to obtain the impedance Z of the solar cell module,
Measure the temperature when obtaining the impedance of the solar cell module,
Using an impedance Z of the acquired solar cell module calculates the parallel resistor R p which constitutes an equivalent circuit of the solar cell module in the light shielding state,
Converting the calculated parallel resistance value of the solar cell module into a parallel resistance value at a predetermined temperature based on the temperature dependency information,
Diagnose the solar cell module based on the parallel resistance value of the solar cell module at the predetermined temperature,
The method for diagnosing a solar cell module, wherein the predetermined frequency is a frequency at which a phase angle of the solar cell module when the AC signal having the predetermined frequency is input can be regarded as 0.
前記太陽電池モジュールのインピーダンスの取得は40℃以下の温度で行い、
前記所定の温度は、前記太陽電池モジュールのインピーダンスを取得したときの温度よりも低い温度とする太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 11,
The acquisition of the impedance of the solar cell module is performed at a temperature of 40 ° C. or less,
The method for diagnosing a solar cell module, wherein the predetermined temperature is lower than a temperature when the impedance of the solar cell module is acquired.
前記並列抵抗Rpは、|Z|として算出する太陽電池モジュールの診断方法。 In claim 11,
A method for diagnosing a solar cell module, wherein the parallel resistance Rp is calculated as | Z |.
プロセッサと、
メモリと、
前記太陽電池モジュールを遮光状態として、入力する交流信号の周波数を連続的に変化させて取得した前記太陽電池モジュールのインピーダンス及び位相角の周波数スペクトルと、前記メモリに読み込まれ、前記プロセッサにより実行される太陽電池モジュール診断プログラムを格納する補助記憶とを有し、
前記太陽電池モジュール診断プログラムは劣化評価部を有し、
前記劣化評価部は、前記太陽電池モジュールのインピーダンス及び位相角の周波数スペクトルから算出される、遮光状態における太陽電池モジュールの等価回路を構成する静電容量の周波数スペクトルにおいて、カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値と前記カットオフ周波数よりも高周波側の静電容量値とを比較することにより前記太陽電池モジュールの診断を行う太陽電池モジュールの診断装置。 A diagnostic device for a solar cell module,
A processor,
Memory and
The frequency spectrum of the impedance and the phase angle of the solar cell module obtained by continuously changing the frequency of the input AC signal while the solar cell module is in the light-shielded state is read into the memory, and is executed by the processor. An auxiliary memory for storing a solar cell module diagnostic program,
The solar cell module diagnostic program has a deterioration evaluation unit,
The deterioration evaluation unit is calculated from the frequency spectrum of the impedance and the phase angle of the solar cell module, the frequency spectrum of the capacitance constituting the equivalent circuit of the solar cell module in the light-shielded state, the frequency lower than the cutoff frequency A diagnostic device for a solar cell module that diagnoses the solar cell module by comparing the capacitance value on the side of the solar cell module with the capacitance value on the higher frequency side than the cutoff frequency.
前記カットオフ周波数は、前記太陽電池モジュールの位相角が−45°となる周波数である太陽電池モジュールの診断装置。 In claim 14,
The diagnostic device for a solar cell module, wherein the cutoff frequency is a frequency at which a phase angle of the solar cell module is −45 °.
前記診断装置には遮光状態とされた前記太陽電池モジュールが接続された計測機器が接続され、
前記太陽電池モジュール診断プログラムは、インピーダンス計測部を有し、
前記インピーダンス計測部は、前記計測機器に対して計測パラメータを設定し、前記計測機器が計測した前記太陽電池モジュールのインピーダンス及び位相角の周波数スペクトルを取得する太陽電池モジュールの診断装置。 In claim 14,
The diagnostic device is connected to a measurement device connected to the solar cell module in a light-shielded state,
The solar cell module diagnostic program has an impedance measuring unit,
The diagnostic device for a solar cell module, wherein the impedance measuring unit sets a measurement parameter for the measuring device and acquires a frequency spectrum of the impedance and the phase angle of the solar cell module measured by the measuring device.
前記劣化評価部は、前記カットオフ周波数よりも高周波側の静電容量値として、あらかじめ所定値を仮定しておき、前記カットオフ周波数よりも低周波側の静電容量値と前記所定値とを比較することにより前記太陽電池モジュールの診断を行う太陽電池モジュールの診断装置。 In claim 14,
The deterioration evaluation unit, as a capacitance value on the higher frequency side than the cutoff frequency, a predetermined value is assumed in advance, and the capacitance value on the lower frequency side than the cutoff frequency and the predetermined value. A diagnostic device for a solar cell module that diagnoses the solar cell module by comparing.
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