JP2020195182A - 太陽電池モジュールの発電性能予測方法、及び太陽電池モジュールの発電性能予測システム - Google Patents

Abstract

【課題】本発明は、長期稼働後の太陽電池モジュールの発電性能を予測することのできる太陽電池モジュールの発電性能予測方法、及び太陽電池モジュールの発電性能予測システムを提供することにある。【解決手段】発電性能予測方法は、測定対象の太陽電池モジュールについて、ラマン測定によりＥＶＡ封止材の劣化度を測定すると共に、太陽電池モジュールの最大出力を測定する工程と、ＥＶＡ封止材の劣化度と最大出力との相関式を算出する工程と、相関式に基づいて太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する工程と、測定時発電劣化率に基づいて太陽電池モジュールの発電性能予測式を算出する工程と、発電性能予測式に基づいて測定対象の太陽電池モジュールの予測発電劣化率を算出する工程とを備える。【選択図】図５

Description

本発明は、太陽電池モジュールの発電性能予測方法、及び太陽電池モジュールの発電性能予測システムに関する。

近年、炭酸ガスの増加に伴う地球温暖化や、石油等の化石燃料の枯渇の不安から、太陽電池モジュールを利用した発電システムへの期待が益々高くなっている。太陽電池モジュールの更なる普及には、製造コストや材料コスト等の原価低減や、出力性能や耐用寿命の向上が求められている。また、太陽電池モジュールの製品検査や性能評価には、種々の検査装置及び検査方法が用いられている。例えば、特許文献１には、ラマン検査装置を使用して、シリコン基板の表面形状や欠陥の有無を検査する方法が開示されている。また、特許文献２及び３に開示されるように、太陽電池モジュールの寿命評価を目的として、ラマン検査装置を使用してＥＶＡ封止材の劣化度を評価する方法も提案されている。

発電所等、太陽電池モジュールの設置現場では、太陽電池アレイを構成する全ての太陽電池モジュールのコネクタを外して、太陽電池モジュールの発電性能を１枚ずつ検査することが行われている。メガソーラ等の発電所では、数百〜数千の太陽電池モジュールが設置されているため、全ての太陽電池モジュールの発電性能を上記のように検査すると、その検査費用は莫大になる。このため、パワーコンディショナー毎の交流出力を毎日モニタリングして集計して、発電所全体での発電性能を検査することが行われている。

４年稼働後の太陽電池モジュールの場合、その発電劣化率は、約２％程度であり、極僅かである。このため、パワーコンディショナー毎の交流出力を毎日モニタリングする方法では、発電劣化率が５〜６％程度まで上昇しないと、太陽電池モジュールの発電劣化を認識するのは難しい。つまり、この方法では、太陽電池モジュールの発電劣化を認識するのに、約１０年を要する。よって、この方法は、太陽電池モジュールの発電劣化を予測する方法として、相応しくない。

また、太陽光発電設備を売却するセカンダリー市場では、顕著な発電劣化のない４〜５年稼働後の発電所プラントが多く出回っている。ここで、購入者は、利回り（売電収入−費用）のみを参考にして、発電所プラントを購入するか否かを判断している。本来は、購入者にとって、発電所プラントを購入する判断基準として、２０年稼働後の発電所プラントの発電性能に基づく利回りが表示されることが望ましい。しかしながら、例えば１０年、２０年といった長期稼働後の太陽電池モジュールの発電性能を予測する方法は、現時点で確立されていない。

特開２０１１−２２２７３５号公報 特開２０１３−９３３５６号公報 特開２０１７−５５６５７号公報

本発明の目的は、長期稼働後の太陽電池モジュールの発電性能を予測することのできる太陽電池モジュールの発電性能予測方法、及び太陽電池モジュールの発電性能予測システムを提供することにある。

上記の目的を達成するために、請求項１に記載の発明は、太陽電池モジュールの発電性能予測方法であって、前記太陽電池モジュールは、シリコンセルと、前記シリコンセルの表面側に配置されるカバーガラスと、前記シリコンセルと前記カバーガラスとの間に充填されるエチレン酢酸ビニル共重合体樹脂からなるＥＶＡ封止材とを備え、前記発電性能予測方法は、測定対象の太陽電池モジュールについて、ラマン測定により前記ＥＶＡ封止材の劣化度を測定すると共に、前記測定対象の太陽電池モジュールの最大出力を測定する工程と、前記測定対象の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値をＸ座標及びＹ座標とする測定座標位置と、初期状態の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び前記最大出力をＸ座標及びＹ座標とする初期座標位置とに基づいて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度と前記最大出力との相関式を算出する工程と、前記相関式に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する工程と、前記測定時発電劣化率に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの発電性能を予測する際に用いる発電性能予測式を算出する工程と、前記発電性能予測式を用いて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値を取得した後の前記測定対象の太陽電池モジュールの予測発電劣化率を算出する工程とを備えることを要旨とする。

この構成によれば、測定対象の太陽電池モジュールについてＥＶＡ封止材の劣化度と最大出力との相関関係に基づいて、測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出し、更に、測定対象の太陽電池モジュールの予測発電劣化率を算出することで、長期稼働後の太陽電池モジュールの発電性能を予測することができる。

請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の発明において、前記ＥＶＡ封止材の劣化度を測定する工程は、レーザを、前記測定対象の太陽電池モジュールのカバーガラス側から照射する工程と、エチレンの振動に対応する波長での散乱強度が最大となるようにレーザ発信位置を調整する工程と、アルカン構造に対応するラマンシフト：２８２５ｃｍ^−１〜２８６０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値とエステル構造に対応するラマンシフト：１７３５〜１７５０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値との比に基づいて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度を算出する工程とを備えることを要旨とする。

この構成によれば、ラマンスペクトルの散乱強度の強度比に基づいて、ＥＶＡ封止材の劣化度を定量的に測定することができる。これにより、測定対象の太陽電池モジュールについてＥＶＡ封止材の劣化度と最大出力との相関式を精度良く算出することができる。

請求項３に記載の発明は、請求項２の発明において、波長が５３２ｎｍの緑色レーザを照射することを要旨とする。
赤色等、波長の長いレーザでは、ＥＶＡ封止材が劣化して生成されるポリエン構造から発する蛍光を、観測することができない。その点、この構成によれば、波長が５３２ｎｍの緑色レーザを用いることで、ポリエン構造から発する蛍光を観測することができ、ＥＶＡ封止材の劣化度を定量的に測定することができる。

請求項４に記載の発明は、請求項２又は３に記載の発明において、レーザの深さ方向の発信位置を調整後、前記レーザ発信位置を平面方向に２ｍｍ以上移動させてから、前記ラマン測定を開始することを要旨とする。

レーザ発信位置を調整後、レーザ発信位置を移動させずにラマン測定を行うと、ＥＶＡ封止材から発する蛍光がブリーチングにより減少するため、ポリエン構造の生成量を定量的に測定することができない。その点、この構成によれば、レーザの深さ方向の発信位置を調整後、レーザ発信位置を平面方向に２ｍｍ以上移動させるため、蛍光がブリーチングにより減少していない場所で、ラマン測定を行うことができる。これにより、ＥＶＡ封止材の劣化度を定量的にかつ正確に測定することができる。

請求項５に記載の発明は、請求項１〜４のうちいずれか一項に発明において、共焦点顕微鏡が組み込まれた共焦点ラマン顕微鏡を用いることを要旨とする。
この構成によれば、共焦点ラマン顕微鏡を用いることで、レーザの深さ方向の発信位置を調整することが容易となる。このため、ＥＶＡ封止材の厚み方向の中間位置にレーザの焦点を照射することが容易となる。これより、ＥＶＡ封止材の劣化度を定量的にかつ迅速に測定することができる。

請求項６に記載の発明は、請求項１〜５のうちいずれか一項に記載の発明において、
前記測定対象の太陽電池モジュールの最大出力を測定する工程では、太陽光強度が７００Ｗ／ｍ^２以上の条件下で測定した前記最大出力の実測値を、太陽光強度が１０００Ｗ／ｍ^２でかつ前記測定対象の太陽電池モジュールの裏面温度が２５℃のときの最大出力に換算することを要旨とする。

この構成によれば、測定対象の太陽電池モジュールの最大出力の実測値として、基準状態から大きく外れない値を用いることで、ＥＶＡ封止材の劣化度と最大出力との相関式をより一層精度良く算出することができる。

請求項７に記載の発明は、請求項１〜６のうちいずれか一項に記載の発明において、前記測定座標位置と、前記初期状態の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度を１６０とし太陽電池測定用シミュレータにより計測された銘板値を太陽光補正値で補正した値を最大出力とする初期座標位置とに基づいて、相関係数が０．６５以上の相関式を算出することを要旨とする。

この構成によれば、相関係数が０．６５以上の相関式を用いることで、測定対象の太陽電池モジュールについてＥＶＡ封止材の劣化度と最大出力との相関式を更に精度良く算出することができる。

請求項８に記載の発明は、請求項７に記載の発明において、前記相関式から得られた前記最大出力の値と、前記銘板値を前記太陽光補正値で補正した値との比に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出することを要旨とする。

この構成によれば、例えば、相関式から得られた最大出力の値を、測定対象の太陽電池モジュールの銘板値を太陽光補正値で補正した値で除することで、太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出することができる。

請求項９に記載の発明は、請求項８に記載の発明において、前記太陽光補正値は０．９０２である、ことを要旨とする。
この構成によれば、測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する際に、太陽電池測定用シミュレータにより計測した銘板値に０．９０２を乗ずることで、銘板値を実測値相当の値として取り扱うことができる。

上記の目的を達成するために、請求項１０に記載の発明は、太陽電池モジュールの発電性能予測システムであって、前記太陽電池モジュールは、シリコンセルと、前記シリコンセルの表面側に配置されるカバーガラスと、前記シリコンセルと前記カバーガラスとの間に充填されるエチレン酢酸ビニル共重合体樹脂からなるＥＶＡ封止材とを備え、前記発電性能予測システムは、前記ＥＶＡ封止材の劣化度を測定するラマン分光計と、前記太陽電池モジュールの最大出力を測定する発電性能測定装置と、前記太陽電池モジュールの発電劣化を予測するための演算を行う演算装置とを備え、前記演算装置は、測定対象の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値をＸ座標及びＹ座標とする測定座標位置と、初期状態の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び前記最大出力をＸ座標及びＹ座標とする初期座標位置とに基づいて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度と前記最大出力との関係を示す相関式を算出すると共に、前記相関式に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する発電劣化率算出部と、前記測定時発電劣化率に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの発電性能を予測する際に用いる発電性能予測式を算出すると共に、前記発電性能予測式を用いて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値を取得した後の前記測定対象の太陽電池モジュールの予測発電劣化率を算出する発電性能予測部とを備えることを要旨とする。

この構成によれば、請求項１に記載の発明と同等の作用効果を奏することができる。

本発明によれば、例えば１０年、２０年といった長期稼働後の太陽電池モジュールの発電性能を予測することができる。

太陽電池モジュールの発電劣化メカニズムを示す模式図。 ＥＶＡ樹脂のＵＶ劣化に伴うポリエン構造の生成過程、及びポリエン構造から発する蛍光の発生メカニズムを説明する図。 本発明の一実施形態に係る発電性能予測システムの全体構成を示す外観図。 発電性能予測システムの全体構成を示すブロック図。 本発明の一実施形態に係る発電性能予測方法を説明するフローチャート。 ＥＶＡ封止材のラマンスペクトル、及びＥＶＡ封止材の劣化度の算出方法を説明するグラフ。 ＥＶＡ封止材の劣化度と太陽電池モジュールの最大出力との相関式を示すグラフ。 発電性能予測式に基づく太陽電池モジュールの稼働年数と予測発電劣化率との関係を示すグラフ。

以下、本発明に係る太陽電池モジュール１０の発電性能予測方法及びシステムを具体化した一実施形態について、図１〜図８を参照して説明する。まず、太陽電池モジュール１０の発電劣化メカニズムについて、図１及び図２を参照して説明する。

図１に示すように、太陽電池モジュール１０は、シリコンセル１１と、シリコンセル１１の表面側に配置されるカバーガラス１２と、シリコンセル１１とカバーガラス１２との間に充填されるエチレン酢酸ビニル共重合体樹脂からなるＥＶＡ封止材１３とを備えている。シリコンセル１１は、太陽の光エネルギーを吸収して直接電気に変換する発電素子として機能する。シリコンセル１１の表面には、図示しないインターコネクタや、集電用の銀フィンガー電極１４が形成されている。また、太陽電池モジュール１０は、シリコンセル１１の裏面側に配置される図示しないバックシートを備えている。また、シリコンセル１１とバックシートとの間には、シリコンセル１１の表面側と同様に、図示しないＥＶＡ封止材が充填されている。

太陽電池モジュール１０では、太陽の光エネルギーを受けて発電が開始されると、カバーガラス１２やフレームを含むパネル外装部分とシリコンセル１１との間に電気的なバイアスが発生する。このとき、カバーガラス１２に含まれるナトリウム（Ｎａ）はナトリウムイオン（Ｎａ^＋）となり、シリコンセル１１に向かって引き寄せられる。カバーガラス１２から溶出したナトリウムイオンは、シリコンセル１１の表面に付着して水酸化ナトリウムとなり、シリコンセル１１上の銀フィンガー電極１４をイオン化する。これにより、銀フィンガー電極１４の断面積が小さくなり、銀フィンガー電極１４の電子集電性能が低下する。こうして、太陽電池モジュール１０の稼働後は、時間の経過と共に、発電劣化が進み、発電性能が低下する。

また、太陽電池モジュール１０を屋外に設置した状態で、ＥＶＡ封止材１３の劣化が、太陽光の紫外線（ＵＶ）によって徐々に進行する。すると、ＥＶＡ封止材１３の劣化により、ＥＶＡ樹脂のエステル基から酢酸（ＣＨ_３ＣＯＯＨ）が生成されて、脱酢酸反応が生じる。ＥＶＡ封止材１３に含まれる酢酸イオン（ＣＨ_３ＣＯＯ⁻）の濃度が高くなると、ナトリウムイオンの移動速度が高くなり、それに伴い、シリコンセル１１に堆積するナトリウムイオンの堆積速度も高くなる。その結果、シリコンセル１１上でのナトリウムイオンの堆積量に比例して、太陽電池モジュール１０の発電劣化速度も大きくなる。

図２に示すように、ＥＶＡ封止材１３では、紫外線照射による脱酢酸反応の進行に伴い、ＥＶＡ樹脂の分子構造にポリエン（Ｃ＝Ｃ）構造が生成される。このポリエン構造から発する蛍光は、ラマンスペクトルのバックグラウンドの散乱強度を上昇させる特性を有している（図６参照）。つまり、ラマンスペクトルのバックグラウンドの散乱強度の上昇は、ポリエン構造の生成量の増加、即ち、ＥＶＡ封止材１３の劣化レベルを反映している。本発明は、ラマンスペクトルを利用してＥＶＡ封止材１３の劣化度を定量的に測定したうえで、ＥＶＡ封止材１３の劣化度と太陽電池モジュール１０の最大出力との相関式から測定時発電劣化率を算出し、更に、太陽電池モジュール１０の予測発電劣化率を算出することで、例えば１０年、２０年といった長期稼働後の太陽電池モジュール１０の発電性能を予測するものである。

次に、本発明に係る太陽電池モジュール１０の発電性能予測システム２０の構成について、図３〜図８を参照して説明する。
図３及び図４に示すように、発電性能予測システム２０は、ラマン分光計２１と、発電性能測定装置としてのＩＶチェッカー２２と、演算装置としてのノート型パソコン２３とを備えている。ラマン分光計２１は、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を測定するために用いられる。ＩＶチェッカー２２は、太陽電池モジュール１０の発電性能を測定するために用いられる。ノート型パソコン２３は、キーボードから各種データを入力するために用いられる。また、ノート型パソコン２３は、ラマン分光計２１やＩＶチェッカー２２から入力されるデータから算出した検査結果や計算結果を確認するために用いられる。

ラマン分光計２１は、対物レンズ２１ａ、結像レンズ２１ｂ、スリット２１ｃ、分光部２１ｄ、スペクトル解析部２１ｅ、図示しないレーザ照射部等からなる。ＥＶＡ封止材１３のラマン測定時には、レーザ照射部から、波長が５３２ｎｍの緑色レーザ光が照射される。緑色レーザ光は、対物レンズ２１ａを通過してから、測定対象の太陽電池モジュール１０に照射される。緑色レーザ光が太陽電池モジュール１０のカバーガラス１２を通過してＥＶＡ封止材１３で焦点を結ぶと、焦点位置からラマン散乱光が生じる。ラマン散乱光は、照射した緑色レーザ光より振動数が僅かにずれ、物質固有の振動数を持った散乱光である。

焦点から発散されたラマン散乱光は、結像レンズ２１ｂとスリット２１ｃとにより分光部２１ｄ上で結像する。分光部２１ｄ上でラマン散乱光が結像すると、撮像素子によってラマン散乱光のスペクトル（ラマンスペクトル）が形成される。分光部２１ｄで得られたスペクトルは、スペクトル解析部２１ｅに入力される。例えば、ＥＶＡ封止材１３を構成するＥＶＡ樹脂のアセテートのＣ＝Ｏは、１７３５ｃｍ^−１にスペクトルピークを有している。エチレン基は、２８４７ｃｍ^−１にスペクトルピークを有している。太陽光の紫外線（ＵＶ）を受けてＥＶＡ封止材１３が劣化して生じるアルデヒドケトンは、１７１６ｃｍ^−１にスペクトルピークを有している。

ラマン分光計２１は、１μｍ〜数μｍのｚ方向の分解能を有する共焦点顕微鏡が組み込まれた共焦点ラマン顕微鏡である。ラマン分光計２１は、レーザ照射位置をｘ、ｙ、ｚ軸の３軸方向に移動自在に構成されている。この場合、ｚ方向は、レーザの深さ方向に相当し、ｘ方向及びｙ方向は、レーザの深さ方向と直交する平面方向に相当する。このため、ラマン分光計２１は、対物レンズ２１ａの焦点位置として、カバーガラス１２の表面上の平面位置に加え、カバーガラス１２の表面からバックシートの表面までの間の深さ位置についても設定可能である。ラマン分光計２１は、焦点位置からの反射光に基づくラマンスペクトルを、予め登録された種々の物質のラマンスペクトルと比較しながら、焦点位置が所望の位置になるまで、対物レンズ２１ａをｚ軸に沿って移動させる。

ＩＶチェッカー２２は、測定者が操作する操作ボタン２２ａと、ディスプレイ２２ｂとを備えている。ディスプレイ２２ｂは、太陽電池モジュール１０の発電性能の測定結果を表示する。ＩＶチェッカー２２は、ケーブル２４を介して太陽電池モジュール１０の正極（＋）と負極（−）とにそれぞれ接続された状態で使用される。ＩＶチェッカー２２により測定可能な項目として、例えば、最大出力、短絡電流、開放電圧、曲線因子、最大出力動作電流、最大出力動作電圧、変換効率、日射強度、外気・裏面温度、ＩＶ基準状態換算、ＩＶ曲線微分特性等が挙げられる。

ノート型パソコン２３は、測定者が操作するキーボード２３ａと、ディスプレイ２３ｂとを備えている。ディスプレイ２３ｂは、ラマン分光計２１やＩＶチェッカー２２からのデータに基づく検査結果や演算結果を表示する。また、ノート型パソコン２３には、ＣＰＵ２３ｄ、メモリ、ハードディスク等が搭載されている。ＣＰＵ２３ｄは、ラマン分光計２１やＩＶチェッカー２２から入力されたデータに基づき、太陽電池モジュール１０の発電劣化率に関する各種演算処理を実行する。本実施形態において、ＣＰＵ２３ｄは、測定対象の太陽電池モジュール１０についてＥＶＡ封止材１３の劣化度と最大出力との関係を示す相関式を算出すると共に、相関式に基づいて測定対象の太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率を算出する発電劣化率算出部として機能する。また、ＣＰＵ２３ｄは、測定時発電劣化率に基づいて、測定対象の太陽電池モジュール１０の発電性能を予測する際に用いる発電性能予測式を算出すると共に、発電性能予測式を用いて、ＥＶＡ封止材１３の劣化度及び最大出力の各実測値を取得した後の測定対象の太陽電池モジュール１０の予測発電劣化率を算出する発電性能予測部として機能する。

発電性能予測システム２０は、発電所等、太陽電池モジュール１０の設置現場で使用される。発電性能予測システム２０の使用時、ノート型パソコン２３には、ケーブル２５を介してラマン分光計２１とＩＶチェッカー２２とが接続される。ラマン測定によりＥＶＡ封止材１３の劣化度を測定する際、ラマン分光計２１は、測定対象の太陽電池モジュール１０の表面における中央付近の位置に載置された状態で使用される。また、このとき、図３の拡大図に示すように、ラマン分光計２１は、プローブ２１ｆの先端を太陽電池モジュール１０の表面に当接させた状態で載置される。測定対象の太陽電池モジュール１０の最大出力を測定する際、ＩＶチェッカー２２は、正極端子と負極端子とをケーブル２４を介して太陽電池モジュール１０の正極（＋）と負極（−）とにそれぞれ接続した状態で使用される。まず初めに、測定者は、ラマン分光計２１を太陽電池モジュール１０の表面に載置した状態で計測した後、ラマン分光計を太陽電池モジュール表面から取り除く。その後、ＩＶチェッカー２２とノート型パソコン２３とをそれぞれ操作しつつ、測定対象の太陽電池モジュール１０についてＥＶＡ封止材１３の劣化度や、最大出力等の発電性能を測定する。

次に、上記の発電性能予測システム２０、及び発電性能予測システム２０を用いた太陽電池モジュール１０の発電性能予測方法の作用について、図５〜図８を参照して説明する。

図５は、本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュール１０の発電性能予測方法を説明するフローチャートを示す。以下、図５に示すフローチャートに従って、図６〜図８の各グラフを参照しつつ、太陽電池モジュール１０の発電劣化予測処理が終了するまでの一連の手順を説明する。ここでは、同一形式の太陽電池モジュール１０で構成されかつ数千台の太陽電池モジュール１０が同一方位、同一傾斜角で設置された太陽電池アレイについて、稼働開始から４．７年経過しており、本方法により稼働開始から２０年経過後の発電性能を予測する場合について説明する。また、太陽電池アレイを構成する太陽電池モジュール１０のうち、１８台の太陽電池モジュール１０を、ＥＶＡ封止材１３の劣化度及び最大出力を測定する測定対象の太陽電池モジュール１０とする。

図５に示すように、発電劣化予測処理が開始されると、まず、ラマン分光計２１を用いてＥＶＡ封止材１３のラマンスペクトルが取得されると共に、ＩＶチェッカー２２を用いて太陽電池モジュール１０の最大出力が測定される（ステップＳ１）。ラマン測定時には、波長が５３２ｎｍの緑色レーザが、カバーガラス１２を通過してＥＶＡ封止材１３に照射される。このとき、レーザ照射位置をｚ軸に沿って移動させながら、レーザの焦点位置が、ＥＶＡ封止材１３の厚み方向の中間位置となるように調整される。ここでは、エチレンの振動に対応する波長での散乱強度が最大となるようにレーザ発信位置が調整される。レーザの深さ方向の発信位置を調整後、レーザ発信位置を平面方向に２ｍｍ以上移動させてから、ラマン分光計２１によるＥＶＡ封止材１３のラマン測定が開始される。

図６は、ラマン分光法により取得された劣化度の異なる４種類のＥＶＡ封止材１３のラマンスペクトルを示す。図中、ラマンスペクトルＳＰ１は、劣化の無いＥＶＡ封止材１３のラマン測定の結果を示す。ラマンスペクトルＳＰ２，ＳＰ３，ＳＰ４は、劣化が進行したＥＶＡ封止材１３のラマン測定の結果をそれぞれ示す。ＥＶＡ封止材１３の劣化度は、ラマンスペクトルＳＰ２，ＳＰ３、ＳＰ４の順に大きくなっている。ラマンスペクトルＳＰ１，ＳＰ２，ＳＰ３、ＳＰ４のいずれにおいても、ＥＶＡ樹脂のエチレンの振動に対応する波長（２８４７ｃｍ^−１）にピークが見られる。また、波長１７３５〜１７５０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値は、ラマンスペクトルＳＰ１，ＳＰ２，ＳＰ３、ＳＰ４の順に大きくなっている。これは、ＥＶＡ封止材１３の劣化により生じる蛍光成分の増加に比例して、ラマンスペクトルの散乱強度が大きくなることによる。このため、エステル構造に対応するラマンシフト：１７３５〜１７５０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値をＢとし、アルカン構造に対応するラマンシフト：２８２５ｃｍ^−１〜２８６０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値をＡとした場合、ＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄは、以下の式（１）によって算出される。

太陽電池モジュール１０の最大出力は、ＩＶチェッカー２２を用いて、日本工業規格ＪＩＳ８９１４Ｃや、日本工業規格ＪＩＳ８９５３Ｃに準拠して測定される。ＩＶチェッカー２２による測定は、以下の条件下で実施される。測定対象の太陽電池モジュール１０の傾斜角を、基準モジュールの傾斜角と±５度の誤差範囲内で一致させる。また、日射強度は７００Ｗ／ｍ^２以上とし、直達光ビームが測定対象の太陽電池モジュール１０の表面の放線方向に対し４５度以内で照射されることとする。また、測定時間は南中時間の±１時間とし、太陽電池モジュール１０の設置の方位角によっては適切な時間帯を選ぶ。また、測定は複数回行うものとし、測定間隔は５分以上とする。また、測定対象の太陽電池モジュール１０を蓄電池及びパワーコンディショナーから切り離す。

発電性能予測システム２０は、発電所等、天候や気象条件の影響を受け易い屋外で使用される。このため、ＩＶチェッカー２２により測定される各種の実測値は、基準状態のときの値から外れていることが多い。このため、ＩＶチェッカー２２は、実測値を基準状態のときの値に換算するため、以下のような機能を備えている。例えば、ＩＶチェッカー２２により測定した太陽電池モジュール１０の最大出力の実測値は、太陽光強度が１０００Ｗ／ｍ^２でかつ太陽電池モジュール１０の裏面温度が２５℃である基準状態のときの値に換算される。具体的には、基準状態での電圧値Ｖ_２、電流値ｉ_２、日射強度ｅ_２（＝１０００Ｗ／ｍ^２）、被測定用太陽電池温度ｔ_２（＝２５℃）とし、ＩＶチェッカー２２により測定した電圧値Ｖ_１、電流値ｉ_１、日射強度ｅ_１、被測定用太陽電池温度ｔ_１、及び短絡電流ｉ_ｓｃとした場合、以下の式（２）（３）を用いて、実測値から、基準状態のときの値に換算される。

式中、αは、太陽電池モジュール１０の温度が１℃変動した時のｉ_ｓｃの変動値（Ａ／℃）である。βは、太陽電池モジュール１０の温度が１℃変動した時のＶ_ｏｃの変動値（Ｖ／℃）である。ｒ_ｓは、太陽電池モジュール１０の抵抗値（Ω）である。ｋは、定数である。

次に、ＥＶＡ封止材１３の劣化度と太陽電池モジュール１０の最大出力との関係を示す相関式を算出する（ステップＳ２）。ここでは、図７に示すように、測定対象の１８台の太陽電池モジュール１０について、ＩＶチェッカー２２により測定した最大出力（Ｗ）を、ラマン測定により求めたＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄにそれぞれ対応させてプロットする。図中、黒丸（●）は、初期状態の太陽電池モジュール１０のＥＶＡ封止材１３の劣化度ＤをＸ座標とし最大出力（Ｗ）をＹ座標とする初期座標位置を示す。太陽電池モジュール１０が２０１３年以降に製造された場合、初期状態の太陽電池モジュール１０におけるＥＶＡ封止材１３の劣化度の値として１６０が用いられる。つまり、２０１３年以降に製造された太陽電池モジュール１０の場合、カバーガラス１２から溶出したナトリウムイオンがシリコンセル１１の表面に到達するまでは、ＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄが１６０（固定値）である。

尚、太陽電池モジュール１０が２０１３年以前に製造されたものであれば、初期状態の太陽電池モジュール１０におけるＥＶＡ封止材１３の劣化度の値として１３０が用いられる。つまり、２０１３年以前に製造された太陽電池モジュール１０の場合、カバーガラス１２から溶出したナトリウムイオンがシリコンセル１１の表面に到達するまでは、ＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄが１３０（固定値）である。

また、初期状態の太陽電池モジュール１０の最大出力として、ＩＥＣ８１２５に従い太陽電池測定用シミュレータにより計測された銘板値（２５０Ｗ）が用いられる。尚、図中黒丸（●）のＹ座標は、上記の銘板値（２５０Ｗ）に、太陽光補正値Ｑに０．９０２を乗じて補正した値である。

図中、白四角（□）は、４．７年稼働後の太陽電池モジュール１０についてＥＶＡ封止材１３の劣化度ＤをＸ座標とし最大出力（Ｗ）をＹ座標とする測定座標位置を示す。図中、１８台の太陽電池モジュール１０についてＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄ及び最大出力（Ｗ）の各実測値をＸ座標及びＹ座標とする１８個の測定座標位置がプロットされている。図中、点線は、１８個のプロットデータに基づくＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄと最大出力（Ｗ）との関係を示す相関式を示す。この相関式は、ＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄと最大出力（Ｗ）とを用いて、最小二乗法によって算出される。この場合、相関係数が０．６５以上であれば、ＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄと最大出力（Ｗ）とに強い相関があるといえる。このため、ステップＳ２では、相関係数が０．６５以上の相関式を算出することが望ましい。尚、図７は、相関式の一例として、Ｙ＝０．１４９９Ｘ＋２４９．４３を示す。

次に、ステップＳ２で算出された相関式Ｙに基づいて、太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率Ｋが算出される（ステップＳ３）。上記相関式から得られた最大出力をＰ_ｍａｘ、銘板値をＰ_０、太陽光補正値をＱとした場合、測定時発電劣化率Ｋは、以下の式（４）によって算出される。

例えば、１８台の太陽電池モジュール１０について測定したＥＶＡ封止材１３の劣化度Ｄの平均値が１９６．６であった場合、この値を、上記相関式（Ｙ＝０．１４９９Ｘ＋２４９．４３）のＸに代入することで、最大出力Ｐ_ｍａｘとして２２０（Ｗ）が算出される。そして、式（４）において、最大出力Ｐ_ｍａｘに２２０（Ｗ）を、銘板値Ｐ_０に２５０（Ｗ）を、太陽光補正値Ｑに０．９０２をそれぞれ代入すれば、測定時発電劣化率Ｋの値として、０．０２４（２．４５％）が算出される。こうして、４．７年稼働後の太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率Ｋが算出される。

次に、ステップＳ３で算出された測定時発電劣化率Ｋに基づいて、発電劣化予測式が算出される（ステップＳ４）。発電劣化予測式は、原点（０，０）と、太陽電池モジュール１０の稼働年数をＸ座標とし測定時発電劣化率ＫをＹ座標とする劣化後座標位置（Ｘ，Ｋ）とを結ぶ直線式として算出される。ここでは、ステップＳ３において、４．７年稼働後の太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率Ｋが２．４５％と算出されたため、図８は、原点（０，０）と、劣化後座標位置（４．７，２．４５）とを結ぶ直線式（Ｚ＝０．５２Ｘ）が発電劣化予測式として算出される。

続いて、ステップＳ４で算出された発電性能予測式に基づいて、２０年後の太陽電池モジュール１０の予測発電劣化率Ｚが算出される（ステップＳ５）。ここで、上記の発電劣化予測式（Ｚ＝０．５２Ｘ）のＸに２０を代入すれば、２０年後の太陽電池モジュール１０の予測発電劣化率Ｚとして１０．４（％）が算出される。算出された予測発電劣化率Ｚは、各種データや検出結果と共に、ノート型パソコン２３のディスプレイ２３ｂに表示される。その後、発電劣化予測処理は終了する。

従って、本実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
（１）発電性能予測システム２０によれば、測定対象の太陽電池モジュール１０についてＥＶＡ封止材１３の劣化度と最大出力との相関関係に基づいて、測定対象の太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率を算出し、更に、測定対象の太陽電池モジュール１０の予測発電劣化率を算出することで、長期稼働後の太陽電池モジュール１０の発電性能を予測することができる。

また、発電性能予測システム２０による発電性能予測方法は、太陽電池モジュールのコネクタを外して発電性能を１枚ずつ検査する方法や、パワーコンディショナー毎の交流出力を毎日モニタリングして発電性能を検査する方法とは異なり、太陽電池モジュール１０の発電劣化メカニズムに基づいて長期稼働後の発電劣化を予測するものである。このため、発電性能予測システム２０によれば、例えば１０年、２０年といった長期稼働後の太陽電池モジュール１０の発電性能を精度良く予測することができる。

また、発電性能予測システム２０は、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を測定するラマン分光計２１と、太陽電池モジュール１０の最大出力を測定するＩＶチェッカー２２と、ノート型パソコン２３とを組み合わせて構成されている。つまり、発電性能予測システム２０は、既存の分析機器や計算器を組み合わせたものであり、ラマン分光計２１、ＩＶチェッカー２２及びノート型パソコン２３はいずれも携帯可能である。このため、検査者は、発電所等、太陽電池モジュール１０の設置現場で、長期稼働後の太陽電池モジュール１０の発電性能の予測結果を確認することができる。

（２）エステル構造に対応するラマンシフト：１７３５〜１７５０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値Ｂと、アルカン構造に対応するラマンシフト：２８２５ｃｍ^−１〜２８６０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値Ａとに基づいて、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を算出する。この構成によれば、ラマンスペクトルの散乱強度の強度比に基づいて、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を定量的に測定することができる。これにより、測定対象の太陽電池モジュール１０のＥＶＡ封止材１３の劣化度と最大出力との相関式を精度良く算出することができる。

（３）赤色等、波長の長いレーザでは、ＥＶＡ封止材１３が劣化して生成されるポリエン構造から発する蛍光を、観測することができない。その点、この構成によれば、波長が５３２ｎｍの緑色レーザを、測定対象の太陽電池モジュール１０のカバーガラス１２側から照射する。これにより、ポリエン構造から発する蛍光を観測することができ、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を定量的に測定することができる。

（４）レーザ発信位置を調整後、レーザ発信位置を移動させずにラマン計測を行うと、ＥＶＡ封止材１３から発する蛍光がブリーチングにより減少するため、ポリエン構造の生成量を定量的に測定することができない。この点、この構成によれば、レーザの深さ方向の発信位置を調整後、レーザ発信位置を平面方向に２ｍｍ以上移動させるため、蛍光がブリーチングにより減少していない場所で、ラマン測定を行うことができる。これにより、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を定量的にかつ正確に測定することができる。

（５）ＥＶＡ封止材１３の劣化度の測定には、共焦点顕微鏡が組み込まれた共焦点ラマン顕微鏡を用いる。この構成によれば、ラマン測定時に、レーザの深さ方向の発信位置を調整することが容易となる。このため、ＥＶＡ封止材１３の厚み方向の中間位置にレーザの焦点を照射することが容易となる。これより、ＥＶＡ封止材１３の劣化度を定量的にかつ迅速に測定することができる。

（６）太陽電池モジュールの最大出力を測定する工程では、太陽光強度が７００Ｗ／ｍ^２以上の条件下で測定した実測値を、太陽光強度が１０００Ｗ／ｍ^２でかつ太陽電池モジュールの裏面温度が２５℃のときの最大出力に換算する。この構成によれば、測定対象の太陽電池モジュール１０の最大出力の実測値として、基準状態から大きく外れない値を用いることで、ＥＶＡ封止材１３の劣化度と最大出力との相関式をより一層精度良く算出することができる。

（７）相関係数が０．６５以上の相関式を用いることにより、測定対象の太陽電池モジュール１０についてＥＶＡ封止材１３の劣化度と最大出力との相関式を更に精度良く算出することができる。

（８）上記の式（４）のように、相関式から得られた最大出力Ｐ_ｍａｘを、測定対象の太陽電池モジュール１０の銘板値Ｐ_０を太陽光補正値Ｑで補正した値（Ｐ×Ｑ）で除することで、太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率Ｋを算出することができる。また、この場合、太陽光補正値Ｑを０．９０２とすることで、銘板値Ｐ_０を実測値相当の値として取り扱うことができる。

本実施形態は、以下のように変更してもよい。
・本実施形態において、太陽電池アレイ全体の発電劣化率を予測するため、１８台の太陽電池モジュール１０を測定対象としたが、測定対象の太陽電池モジュール１０の数は、少なくとも１台以上であれば、任意に変更してもよい。

・本実施形態において、稼働開始から４．７年経過した太陽電池モジュール１０を測定対象としたが、稼働開始から任意の年数が経過した太陽電池モジュール１０を測定対象としてもよい。要するに、本発明によれば、Ｔ年経過後の太陽電池モジュール１０の測定時発電劣化率Ｋを算出し、原点と（Ｔ，Ｋ）とを結ぶ直線式を発電劣化予測式として算出すれば、３０年や４０年といった２０年を超す長期稼働後の太陽電池モジュール１０の発電性能であっても容易に予測することができる。

・本実施形態において、演算装置としてノート型パソコン２３を用いたが、スマートフォンやタブレットなどのモバイル端末を用いてもよい。また、演算装置としてモバイル端末を用いる場合、ラマン分光計２１やＩＶチェッカー２２との接続は、無線接続であってもよい。

・本実施形態において、発電性能測定装置としてＩＶチェッカー２２を用いたが、太陽電池モジュール１０の最大出力を測定可能であれば、任意の測定機器を用いてもよい。
・本発明は、数千台の太陽電池モジュール１０が同一方位、同一傾斜角で設置された太陽電池アレイの予測に適用したが、太陽電池モジュール１０単体の発電劣化率の予測に適用してもよい。

１０…太陽電池モジュール、１１…シリコンセル、１２…カバーガラス、１３…ＥＶＡ封止材、２０…発電性能予測システム、２１…ラマン分光計、２２…ＩＶチェッカー（発電性能測定装置）、２３…ノート型パソコン（演算装置）、２３ｄ…ＣＰＵ（発電劣化率算出部、発電性能予測部）。

Claims (10)

1. 太陽電池モジュールの発電性能予測方法であって、
   前記太陽電池モジュールは、
   シリコンセルと、
   前記シリコンセルの表面側に配置されるカバーガラスと、
   前記シリコンセルと前記カバーガラスとの間に充填されるエチレン酢酸ビニル共重合体樹脂からなるＥＶＡ封止材とを備え、
   前記発電性能予測方法は、
   測定対象の太陽電池モジュールについて、ラマン測定により前記ＥＶＡ封止材の劣化度を測定すると共に、前記測定対象の太陽電池モジュールの最大出力を測定する工程と、
   前記測定対象の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値をＸ座標及びＹ座標とする測定座標位置と、初期状態の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び前記最大出力をＸ座標及びＹ座標とする初期座標位置とに基づいて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度と前記最大出力との相関式を算出する工程と、
   前記相関式に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する工程と、
   前記測定時発電劣化率に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの発電性能を予測する際に用いる発電性能予測式を算出する工程と、
   前記発電性能予測式を用いて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値を取得した後の前記測定対象の太陽電池モジュールの予測発電劣化率を算出する工程と
   を備える、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
2. 請求項１に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   前記ＥＶＡ封止材の劣化度を測定する工程は、
   レーザを、前記測定対象の太陽電池モジュールのカバーガラス側から照射する工程と、
   エチレンの振動に対応する波長での散乱強度が最大となるようにレーザ発信位置を調整する工程と、
   アルカン構造に対応するラマンシフト：２８２５ｃｍ^−１〜２８６０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値とエステル構造に対応するラマンシフト：１７３５〜１７５０ｃｍ^−１における散乱強度の最大値との比に基づいて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度を算出する工程と
   を備える、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
3. 請求項２に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   波長が５３２ｎｍの緑色レーザを照射する、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
4. 請求項２又は３に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   レーザの深さ方向の発信位置を調整後、前記レーザ発信位置を平面方向に２ｍｍ以上移動させてから、前記ラマン測定を開始する、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
5. 請求項１〜４のうちいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   共焦点顕微鏡が組み込まれた共焦点ラマン顕微鏡を用いる、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
6. 請求項１〜５のうちいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   前記測定対象の太陽電池モジュールの最大出力を測定する工程では、
   太陽光強度が７００Ｗ／ｍ^２以上の条件下で測定した前記最大出力の実測値を、太陽光強度が１０００Ｗ／ｍ^２でかつ前記測定対象の太陽電池モジュールの裏面温度が２５℃のときの最大出力に換算する、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
7. 請求項１〜６のうちいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   前記測定座標位置と、前記初期状態の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度を１６０とし太陽電池測定用シミュレータにより計測された銘板値を太陽光補正値で補正した値を最大出力とする初期座標位置とに基づいて、相関係数が０．６５以上の相関式を算出する、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
8. 請求項７に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   前記相関式から得られた前記最大出力の値と、前記銘板値を前記太陽光補正値で補正した値との比に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
9. 請求項８に記載の太陽電池モジュールの発電性能予測方法において、
   前記太陽光補正値は０．９０２である、太陽電池モジュールの発電性能予測方法。
10. 太陽電池モジュールの発電性能予測システムであって、
    前記太陽電池モジュールは、
    シリコンセルと、
    前記シリコンセルの表面側に配置されるカバーガラスと、
    前記シリコンセルと前記カバーガラスとの間に充填されるエチレン酢酸ビニル共重合体樹脂からなるＥＶＡ封止材とを備え、
    前記発電性能予測システムは、
    前記ＥＶＡ封止材の劣化度を測定するラマン分光計と、
    前記太陽電池モジュールの最大出力を測定する発電性能測定装置と、
    前記太陽電池モジュールの発電劣化を予測するための演算を行う演算装置とを備え、
    前記演算装置は、
    測定対象の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値をＸ座標及びＹ座標とする測定座標位置と、初期状態の太陽電池モジュールについて前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び前記最大出力をＸ座標及びＹ座標とする初期座標位置とに基づいて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度と前記最大出力との関係を示す相関式を算出すると共に、前記相関式に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの測定時発電劣化率を算出する発電劣化率算出部と、
    前記測定時発電劣化率に基づいて、前記測定対象の太陽電池モジュールの発電性能を予測する際に用いる発電性能予測式を算出すると共に、前記発電性能予測式を用いて、前記ＥＶＡ封止材の劣化度及び最大出力の各実測値を取得した後の前記測定対象の太陽電池モジュールの予測発電劣化率を算出する発電性能予測部と
    を備える、太陽電池モジュールの発電性能予測システム。