JP4352124B2

JP4352124B2 - 化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法

Info

Publication number: JP4352124B2
Application number: JP2003373865A
Authority: JP
Inventors: 武柳澤
Original assignee: National Institute of Advanced Industrial Science and Technology AIST
Current assignee: National Institute of Advanced Industrial Science and Technology AIST
Priority date: 2003-11-04
Filing date: 2003-11-04
Publication date: 2009-10-28
Anticipated expiration: 2023-11-04
Also published as: JP2005142180A

Description

本発明は化合物半導体系薄膜太陽電池・モジュールの長期信頼性の向上技術に関するものであり、性能劣化を検出して、劣化を回復する薄膜太陽電池の性能劣化回復方法、特にCu（In_ｘGa_1-ｘ）Se_２などを光吸収層とする化合物半導体系の薄膜太陽電池の性能劣化回復方法に係るものである。

太陽の光から直接電力を得ることができる太陽電池は、無公害で環境への負荷の少ないエネルギー源として注目されており、現在では住宅の屋根や建造物の壁面に直接取り付けられたり、構造物の一部に用いられるようになってきている。太陽電池は、結晶系と薄膜系とに大別されるが、その内薄膜系は安価であり、かつ材料使用量が少ないことから製造プロセスの面でも環境に優しい特長を有するものとされる。現在、薄膜太陽電池およびモジュールは製造プロセスにおいて、性能の長寿命化のための研究開発および構造設計等が進められており、これによって劣化の程度を抑制しつつあるが、止めることは不可能である。これに対処して、アモルファスシリコン系薄膜太陽電池については、加熱したり、逆方向電圧を印加したりすることにより、劣化を回復させる手段が提案されている（例えば、特許文献１、２参照）。
特開２００２−１６７８７４号公報特開２０００−００００００号公報

アモルファスシリコン系薄膜太陽電池については、劣化回復手段が各種提案されているが、化合物半導体系薄膜太陽電池については未だ有効な劣化回復手段が見出されていない。そのため、劣化等によって性能が維持できなくなる段階で、交換または廃棄とならざるをえない。
本発明の課題は、上述した従来技術の問題点を解決することであって、その目的は、薄膜太陽電池を交換または廃棄することなく半永久的に使用できるようにすることである。

上記の目的を達成するため、本発明によれば、化合物半導体系薄膜太陽電池に0.5mA/cm²から5mA/cm²の電流密度で順方向電流を通電することを特徴とする化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法、が提供される。

本発明者は、化合物半導体系薄膜太陽電池の劣化回復について鋭意研究・実験を重ねた結果、微弱順方向電流を加えることにより、効果的に劣化を回復できることを見出した。この方法は、安価かつ手軽であり、薄膜太陽電池を交換することなく、僅かな費用と労力で、半永久的にその性能を維持することが可能になる。よって、本発明によれば、結果的に発電コストを低減することができる。
本発明の方法により劣化を回復できる理由は次のように考えられる。化合物半導体系薄膜太陽電池では、化合物半導体は、通常多結晶に形成されているが、化学量論組成からずれて形成されることにより不純物がドープされることなくその導電型が発現される。この化合物半導体が長期にわたって太陽光に曝されるとあるいは高温雰囲気に曝されると、その構成元素の移動が起こり、その結晶性が崩れキャリア濃度が変化して劣化が進行する。その状態で微弱電流を流すと移動した元素を元の位置に復帰させることができ、初期性能に近い回復を実現することができる。

図１は、本発明による回復処理の流れを示すフローチャートである。フローチャートの下に示す概略図を参照しつつ、本発明の回復処理方法について説明する。処理に先だってまず、ステップＳ１において、開閉器３を開いて処理対象である対象太陽電池１０をインバータ４や負荷から切り離す。次に、ステップＳ２において、適当な明るさの下で測定装置６、５１を用いて対象太陽電池１０と参照太陽電池５０との測定を行う。参照太陽電池５０は、基準光源（例えば、AM-1.5のスペクトルと光強度を実現する光源）でのＩＶ特性、最大出力Pmaxが既知であるものとする。ここで、参照太陽電池を用いるのは、一般的に屋外に設置された対象太陽電池を適当な光源を用いて照射することが困難であることによる。対象太陽電池と参照太陽電池とのＩＶ特性を測定し、それぞれの最大出力Pmaxを求める。求められた対象太陽電池の最大出力をPmax（O）とし、参照太陽電池の最大出力をPmax（R）とする。次に、ステップＳ３において、対象太陽電池の劣化率を式（１）により算出する。

劣化率＝１−Pmax（O）/ Pmax（R）・Pmax（R）_norm / Pmax（O）_initial・・・（１）
上式において、Pmax（O）_initialは、対象太陽電池の基準光源の下での初期の最大出力、Pmax（R）_normは、基準光源下での参照太陽電池の最大出力である。ここで、劣化率が例えば0.2であれば、その対象太陽電池は、初期値から20％劣化したと見積もられる。
次に、ステップＳ４において、対象太陽電池の劣化率が回復処理を行うことが必要なレベルに達しているか否かが判断される。回復処理が必要な劣化レベルは予め定められているものであり、通常0.1〜0.5に設定されものであり、算出された劣化率がその設定値を上まわっている場合には回復処理が必要と判断される。ステップＳ４において、回復処理が必要と判断された場合には、ステップＳ５へ進み、特性回復装置１１を対象太陽電池１０へ接続して、対象太陽電池１０への通電を行う。すなわち、各セルの受光面に0.5mA/cm²から5mA/cm²の電流密度の順方向電流を供給して、対象太陽電池の特性回復を図る。なお、劣化が相当程度にまで進行しており、回復処理が必要なことは測定を行うまでもなく明らかである場合には、ステップＳ２〜ステップＳ４の処理を行うことなく直ちにステップＳ５へ進んでもよい。この通電は、夜間や遮光された状態など実質的に発電が行われていない状態で行うことが望ましい。発電状態にある時に通電を行う場合には光起電力に抗して通電を行うことになる。したがって、発電電圧が高い状態で回復処理を行うには、特性回復装置１１には高出力の電源が必要となる。
ある時間通電後、特性回復装置１１の接続を解除し、ステップＳ６へ進み、ステップＳ２での測定と同様の測定を行って、参照太陽電池の最大出力Pmax（R）と回復処理経過後の対象太陽電池の最大出力Pmax（O）を求める。そして、ステップＳ７において、対象太陽電池の回復率を式（2）により算出する。

回復率＝Pmax（O）/ Pmax（R）・Pmax（R）_norm / Pmax（O）_initial・・・（2）
ここで、回復率が例えば0.9であれば、その対象太陽電池は、初期値の90％のレベルにまで回復したものと見積もられる。次に、ステップＳ８において、対象太陽電池の回復率が予定したレベルに達しているか否かが判断される。予定回復レベルは予め定められているものであり、通常0.8〜0.95に設定されるものである。予定回復率を0.98以上に設定することも可能であるが、回復処理時間が長期化するため実用的ではない。ステップＳ８において、算出された回復率が予定値を越えていないと判断された場合には、ステップＳ５へ戻り、再度対象太陽電池への通電を行う。ステップＳ８において、算出された回復率が予定値を越えたと判断された場合には、ステップＳ９へ進み、開閉器３を閉じて対象太陽電池１０をインバータ４や負荷へ接続する。又、ステップＳ４において、劣化率が回復処理を必要とするレベルに達していないと判断された場合にもステップＳ９へ進む。なお、ステップＳ５〜ステップＳ８の過程を繰り返す途中においても、適宜対称太陽電池を負荷やインバータへ接続して発電運転を行うことができる。

上記した方法では、対象太陽電池の劣化率や回復率を求めるのに参照太陽電池を用いていたが、対象太陽電池が、基準光源などの適当な光源により光照射を行うことができる条件下に設置されている場合には必ずしも参照太陽電池の助けを借りなくてもよい。また、照度と出力（最大出力Pmaxや開放電圧Voc）との関係が既知であれば、照度計を用いることにより参照太陽電池を用いることなく劣化率や回復率を求めることができる。また、上記方法では、劣化率や回復率の算出を最大出力Pmaxに基づいて行っていたが、Pmaxに代えより簡易に求めることができる開放電圧Vocを用いて、劣化レベルや回復レベルを算出するようにしてもよい。図２は、後述する実施例において用いたモジュールの最大出力Pmaxと開放電圧Vocとの時系列相関を示すグラフである。同図に示されるように、PmaxとVocとは比例関係にあるので、劣化レベルや回復レベルを求めるのに、Pmaxに代えてVocを用いてもほぼ同程度の精度の検知が可能である。

図３は、本発明による回復処理を行う際の各装置の接続状態を示す回路図である。回復処理を施す対象となる対象太陽電池１０は、多数のセル１を直列および並列に接続して構成される。対象太陽電池は、化合物半導体を用いた薄膜太陽電池であり、その光吸収層には、例えば、CuIn_ｘGa_1-ｘ(Se_ｙS_1-ｙ)_２（但し、0≦x,ｙ≦1）の組成の半導体が用いられる。本明細書において、単に太陽電池というとき、サブモジュール、モジュールを含むものとする。通常使用時には、対象太陽電池１０は、逆流阻止ダイオード２、開閉器３を介してインバータ４に接続されており、発電時にはインバータ４を介して負荷に対して電力の供給を行っている。対象太陽電池１０の劣化がある程度進んだと判断されたときには、開閉器３を開き、測定装置６をスイッチ５を介して対象太陽電池１０に接続してある明るさの下で測定を行い、最大出力Pmaxまたは開放電圧Vocを求める。このとき、参照太陽電池に対しても同様に測定を行う。測定の結果、回復処理が必要であると判断された場合には、特性回復装置１１をスイッチ７を介して対象太陽電池１０へ接続して、回復処理を行う。特性回復装置１１は、電流計１２、電流調節手段１３、電流源１４により構成されている。回復処理は、各セル１へ順方向電流を供給することによって行われるが、このときの電流は電流計１２によって監視される。各セルに流れる電流が0.5mA/cm²から5mA/cm²の密度範囲内にない場合には、電流調節手段１３を調整してこの範囲内の電流が流れるようにする。一定時間通電を行った後、特性回復装置１１の接続を解除して、測定装置６を再度接続して回復の程度を検証する。その結果、さらに回復処理を行う必要があると判断された場合には再び特性回復装置１１を接続して回復処理を続行する。必要に応じて、測定、回復処理を複数回行って、所望レベルの回復を達成する。

図４は、他の実施の形態を示す回路図である。図３に示される処理方法では、対象太陽電池１０の各分枝の直列抵抗値にバラツキがあるとき、各分枝に均等な電流を供給することが難しく、回復レベルに差が生じてしまう。この不都合を回避するには、図４に示すように、各分枝に独立に電流を供給できるようにすればよい。各分枝にスイッチ１５を接続しておき、回復処理時にはこのスイッチを開き、それぞれの分枝にスイッチ７を介して、電流計１２、電流調節手段１３、電流源１４を接続できるようにする。

図５（ａ）は、本発明の回復処理の実施例に用いた太陽電池モジュールの断面図である。図５（ａ）に示すように、太陽電池モジュール２０は、サブモジュール２１を裏面保護塗膜２２と透明封止材２３とによって封止し、表面に表面保護ガラス２４を配置し、外周部をフレーム２５により囲ったものである。
図５（ｂ）は、サブモジュール２１の斜視図であり、図５（ｃ）は、サブモジュール２１の部分断面図である。サブモジュール２１は、図５（ｂ）に示すように、セル２６を４２段接続したものである。その受光面積は約0.285m×0.18mである。図５（ｃ）に示すように、ガラス基板２７上には、短冊状にMoからなる背面電極２８が形成され、その上にはCuInGaSe_２からなる光吸収層２９とCdSからなるバッファ層３０とが形成されている。そして、バッファ層３０上から背面電極２８上にかけて、ZnOからなる窓層３１とAlがドープされたZnOからなる透明電極３２とが形成され、セル間の接続が達成されている。

図６は、横軸に光照射時間と回復処理時間をとり、縦軸に劣化と回復を示す最大出力Pmaxにとって図示した劣化/回復グラフである。劣化を促進するために、環境温度30℃をとして2.5kW/m²の光強度(太陽最大強度の2.5倍)の光を約250時間照射して性能を劣化させ(曲線I)た後、1.5mA/cm²の電流密度の電流を約170時間供給して特性の回復(曲線II)を図った。同様の処理をさらに２回行ったが、最後の回は光照射時の環境温度を70℃にして劣化を一層加速させた。
図７は、上記の回復処理の処理時間と回復率との関係を示すグラフである。但し、図７では、回復率は通電開始時の値を0％とし、劣化処理を行う前の初期値を1００％として表示してある。すなわち、図７での回復率は式（２）のそれとは異なる。図７より、100時間の通電により、劣化の80％以上を回復できることが分かる。

本発明による回復処理の流れを示すフローチャート。開放電圧Vocと最大出力Pmaxの劣化と回復の過程における時系列相関を示すグラフ。本発明の特性回復処理を行う装置構成を示す回路図（その１）。本発明の特性回復処理を行う装置構成を示す回路図（その２）。実施例に用いた太陽電池モジュールの説明図。実施例での劣化と回復の状態を示すグラフ。実施例での回復の時間特性を示すグラフ。

符号の説明

１セル
２逆流阻止ダイオード
３開閉器
４インバータ
５、７、１５スイッチ
６、５１測定装置
１０対象太陽電池
１１特性回復装置
１２電流計
１３電流調節手段
１４電流源
２０太陽電池モジュール
２１サブモジュール
２２裏面保護塗膜
２３透明封止材
２４表面保護ガラス
２５フレーム
２６セル
２７ガラス基板
２８背面電極
２９光吸収層
３０バッファ層
３１窓層
３２透明電極
５０参照太陽電池

Claims

化合物半導体系薄膜太陽電池に0.5mA/cm²から5mA/cm²の電流密度で順方向電流を通電することを特徴とする化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。
前記化合物半導体系薄膜太陽電池の光吸収層がCuIn_ｘGa_1-ｘ(Se_ｙS_1-ｙ)_２（但し、0≦x,ｙ≦1）の組成の半導体によって構成されていることを特徴とする請求項１に記載の化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。
特性が既知の参照用太陽電池を予め用意しておき、参照用太陽電池の出力と前記化合物半導体系薄膜太陽電池の出力とを比較することにより、当該化合物半導体系薄膜太陽電池の劣化の程度、および/または、回復の程度を認識することを特徴とする請求項１または２に記載の化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。
比較の対象となる前記参照用太陽電池と前記化合物半導体系薄膜太陽電池の出力は、開放電圧Vocまたは最大出力Pmaxであることを特徴とする請求項３に記載の化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。
夜間または受光面が遮光された状態で通電を行うことを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。
光起電力に抗して通電を行うことを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。
セルの直列接続体が複数個並列に配置されて化合物半導体系薄膜太陽電池が構成されている場合には、各直列接続体毎に独立に順方向電流を供給することを特徴とする請求項１から６のいずれかに記載の化合物半導体系薄膜太陽電池の性能劣化回復方法。