JP2013131658A - 太陽電池および太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】 結晶欠陥の混じったシリコン結晶系太陽電池やCIGS(Copper Indium Gallium Selenide)太陽電池において、温度と日射量が基準状態における太陽電池の短絡電流、開放電圧、最大電力動作点のデータのみを用いて、高精度な太陽電池特性を再現する演算方法を提供する。
【解決手段】 まず、温度と日射量が基準状態における太陽電池の短絡電流、開放電圧のデータのみを用いて、所定の逆方向飽和電流値と前記所定の逆方向飽和電流の式を構成するパラメータ値を基準として、前記太陽電池の性能を示す接合定数とキャリアの不純物濃度を算出し、次に、算出したパラメータを用いて開放電圧と逆方向飽和電流の温度係数を求め、それらによって得られた値から所定の温度における短絡電流、開放電圧、最大電力動作点を算出する。
【選択図】 図３

Description

本発明は、太陽電池および太陽光発電システムに関する。より具体的には、特に太陽電池において、太陽電池モジュールの検査シートに記載されている短絡電流、開放電圧、動作電流、動作電圧のみの値から太陽電池モジュールを構成する太陽電池セルの逆方向飽和電流、ダイオード性能指数を求め、太陽電池個々の特性に対して、高精度なモデリング演算を行う技術およびそのシステムに関する。

全量買取り制導入へ向けて、太陽光発電システムの発電量を高精度に把握する必要性が増している。太陽光発電システムを構成する太陽電池モジュールは、太陽電池モジュール毎に異なった特性を持ち、さらに日射量や温度によって特性が変動するため、まず、基礎技術として太陽電池モジュールの特性を精度よく把握することが重要である。

図１(a)は、太陽電池モジュールの電流-電圧特性を示しており、電圧 0Vにおける電流を短絡電流Isc、電流が0Aになる電圧を開放電圧Vocと呼ぶ。また、図1(b)は電力-電圧特性を示しており、電力が最大となる点を動作点として、その動作点に対する動作電圧を最大動作電圧Vop、動作電流を最大動作電流Iopと呼ぶ。

ある発電サイトにおける太陽光発電システムを構築する時、図2に示すような太陽電池モジュールの検査シートが納入される。この検査シートには、日射強度1 kW/m²、常温 298Kにおける各太陽電池モジュールの短絡電流Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopが記載されている。したがって、発電サイトにおける太陽電池モジュール毎の特性を高精度に把握するためには、この短絡電流Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopの情報のみから、高精度に太陽電池モジュールの特性を再現する手法の開発が重要である。

太陽電池は、I：出力電流[A]、Is1：逆方向飽和電流[A]、V：出力電圧 [V]、Isc：短絡電流[A]、T：太陽電池素子絶対温度[K]、k：ボルツマン定数[J/K]、Rs：直流抵抗[Ω]、q：電子の電荷量[Ｃ]、Rsh：シャント抵抗[Ω]、ｎ1：接合定数、p：日射強度[kW/m²]のパラメータを用い、式(1)によって特性を表すことができる。
I=Isc・p-Is1・{exp(q(V+Rs・I)/(n1・k・T))}―(V+Rs・I)/Rsh…(1)
日射強度Ea（1kW/m²）、常温(Ta=298K)におけるIa：出力電流[A]、Va：出力電圧 [V]、Isca：短絡電流[A]、Rsa：直流抵抗[Ω]と短絡電流の温度係数α[A/℃]、開放電圧の温度係数β[V/℃]、曲線補正因子Kを用いて、日射強度Eb、温度TbにおけるIb：出力電流[A]とVb：出力電圧[V]は、式(2)、式(3)を用いて算出することができる。
Ib=Ia+Isca・(Eb/Ea-1)+α・(Tb-Ta)…(2)
Vb=Va+β・(Tb-Ta)-Rsa・(Ib-Ia)-K・Ib・(Tb-Ta)…(3)
特許文献１では、日射エネルギーが１kＷ/ｍ²のときの各温度における発電量を求める場合、まず、日射エネルギーを１kＷ/ｍ²とし、太陽電池温度を２５℃として電流‐電圧特性を求め、次に、発電量補正部において、温度により上記発電電流を補正する補正式である式(2)と式(3)を用いて、25℃の電流‐電圧特性における発電電流と電圧を、温度に対応して補正している。

他の先行技術として非特許文献１がある。非特許文献１では、日射エネルギーが１kＷ/ｍ²、太陽電池温度２５℃の基準状態における電流‐電圧特性を決定するパラメータ値の算出に関して、ばらつきを持つパラメータの感度を求め、
感度の高い順に従ってフィッティングを行うことでパラメータの値を確定する。

特開２００３―５８４９号

26th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition p.３３６４− ３３６８

上記に挙げた特許文献１における方法では、常温 298KにおけるIsc、Voc、Vop、Iop と Rs、α、β、Kもしくは、常温 298Kと他の温度例えばTbにおけるIsc、Voc、Vop、Iopの値が必要となる。

数万枚の太陽電池モジュールを必要とするメガソーラーや産業用発電サイトにおいては、太陽電池モジュールの検査シートの日射強度1 kW/m²、常温 298Kにおける短絡電流Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopのみが与えられる。数万枚もの太陽電池モジュールに関して、他の温度におけるIsc、Voc、Vop、Iopの測定やRsの測定、α、β、Kの測定を行うことはコスト上においても困難であり、情報量として、常温以外のIsc、Voc、Vop、IopやRs、α、β、Kの値を設定することは現実的ではない。

α、β、Kの値に関しては、太陽電池モジュールメーカーから入手できる温度特性から見積もることが可能であるが、入手可能なデータは、TYP値（規格）に位置する太陽電池モジュールに関する温度特性であり、各太陽電池モジュールのα、β、Kのばらつきをモデルに反映することができず、発電量を推定する際の精度が低下するという欠点がある。

非特許文献１における方法では、日射強度1 kW/m²、常温 298Kにおける短絡電流 Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopのみを用いて、デバイスばらつきや日射量や温度による特性変動に対しても精度の高い太陽電池モジュールの特性を把握するモデリングの演算手法を開発することが可能である。非特許文献１に記載の方法は、太陽電池モジュール特性の分布が正規分布であることを利用した感度演算を行っているため、結晶欠陥が混じることによって正規分布を成さないような分布を示す太陽電池モジュールに関しては、モデリング精度が低下するという欠点がある。

したがって、低コストで製造され、結晶欠陥の混じったシリコン結晶系太陽電池や製造上結晶欠陥を含むCIGS(Copper Indium Gallium Selenide)太陽電池においても日射強度1 kW/m²、常温 298Kにおける短絡電流 Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopのみを用いて、デバイス性能を示すパラメータを算出し、日射量や温度による特性変動に対しても精度の高い太陽電池モジュールの特性を把握するモデリングの演算手法を開発することが課題である。

本願による課題を解決するための手段のうち、代表的なものを例示すれば、太陽電池であって、温度と日射量が基準状態における太陽電池の短絡電流、開放電圧のデータを用いて、所定の逆方向飽和電流値および前記所定の逆方向飽和電流の式を構成するパラメータ値を基準として、前記太陽電池の性能を示す接合定数と前記太陽電池のキャリアの不純物濃度を算出することを特徴とする。

本願によれば、低コストで製造され、結晶欠陥の混じったシリコン結晶系太陽電池や製造上結晶欠陥を含むCIGS(Copper Indium Gallium Selenide)太陽電池においても日射強度1 kW/m²、常温 298Kにおける短絡電流 Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopのみを用いて、デバイス性能を示すパラメータを算出し、日射量や温度による特性変動に対しても精度の高い太陽電池モジュールの特性を把握するモデリングの演算手法を提供しうる。

太陽電池モジュールの電流‐電圧特性と電力‐電圧特性を示す図である。 発電サイトに納入される太陽電池の検査シートを示す図である。 本発明の実施例１に係る全体のフローチャートを示す図である。 本発明の実施例１に係るフローの中で、太陽電池の性能を示す接合定数とキャリアの不純物濃度を算出する演算の詳細を示す図である。 本発明の実施例１に係るフローの中で、暴露条件下におけるフィッティング演算の詳細を示す図である。 本発明の実施例２に係る太陽光発電システムであり、本モデリング手法をMPPT(Ｍaximum Ｐower Ｐoint Ｔracking)制御の監視に用いた図である。 本発明の実施例３に係る太陽光発電システムであり、本モデリング手法をMPPT制御の監視に用いた図である。 本発明の実施例３に係る太陽光発電システムであり、MPPT制御の監視方法についての詳細を示す図である。 本発明の実施例４に係る太陽光発電システムであり、太陽電池を温度計と日射計として適用した図である。 本発明の実施例４に係る太陽光発電システムであり、太陽電池から温度と日射を算出する詳細を示した図である。 本発明の実施例５に係る太陽光発電システムであり、CIS太陽電池のモデリング結果を示した図である。

図３は、本発明の実施例１に係るモデリング手法のフローチャートである。式（１）を構成する逆方向飽和電流をIs1とすると、Is1は、K1：不純物濃度、Ego1：バンドギャップ[eV]、T：太陽電池素子絶対温度[K]、k：ボルツマン定数[J/K]、ｎ1：接合定数のパラメータを用い、式(4)によって表すことができる。
Is1=K1・T³・exp{−(Ego1/(n1・k・T))}…(4)
モデリングしたい太陽電池モジュールの日射強度Ea（1kW/m²）、常温(Ta = 298K)における短絡電流Isc、開放電圧Voc、動作電圧Vop、動作電流Iopを入力し、演算S400において、Is1、K1、ｎ1の算出S401とフィッティングS402a、シャント抵抗の算出S402bを行う。これにより、基準状態における太陽電池モジュールのパラメータが確定する。

次に、温度特性に注目する。温度特性の計算S500は、S501において、温度係数の大きい各太陽電池モジュールの開放電圧Vocの温度特性と逆方向飽和電流Is1の温度特性を求めることによって高精度な温度依存性のモデリングを行うことが可能となる。

求めた開放電圧Vocの温度特性と逆方向飽和電流Is1の温度特性を用い、S502aにおいて暴露条件である温度Tbにおける開放電圧Voc[Tb] と逆方向飽和電流Is1[Tb]を計算する。その後、S502bにおいて、短絡電流Isc、動作電圧Vop、動作電流Iopの暴露サイトにおける値、Isc[Tb]、Vop[Tb]、Iop[Tb]を算出する。

最後に、半導体デバイスに沿った演算が不可能である直列抵抗Rsの値をS503aにおいてフィッティングし、求まった直列抵抗Rsを用いて、S503bを用いてシャント抵抗Rshを算出することにより、暴露条件での太陽電池の特性を示すパラメータが確定し、電流‐電圧特性と電力‐電圧特性といった太陽電池の特性を示すカーブを求めることが可能となる。

図４に基準状態演算S400の詳細なフローチャートを示す。上述に示したように
式(4)を用いS401において、Is1、K1、ｎ1の算出を行う。リファレンスとなる正常な（結晶シリコンの）逆方向飽和電流：Is0を構成する各パラメータの値を基準値とし、求めたいモジュールの逆方向飽和電流：Is1を算出する。リファレンスとなる正常な（結晶シリコンの）逆方向飽和電流：Is0をK0：不純物濃度、Ego：バンドギャップ[eV]、T：太陽電池素子絶対温度[K]、k：ボルツマン定数[J/K]、n0：接合定数のパラメータを用い、式(5)のように表す。
Is0=K0・T³・exp{−(Ego/(n0・k・Ta))}…(5)
式(4)と式(5)からIs1を算出すると、
Is1=(K1/K0)・Is0・exp{Ego1/(n1・k・Ta)}/exp{Ego/(n0・k・Ta)}…(6)
ここで、リファレンスとして、Is0：1.68×10⁻⁵[A]、K0：0.1、Ego：1.205[eV]、n0：1.8と定める。また、Ta=298Kであり、k：1.3806503×10^-23である。Ego1は、モデリングの対象がシリコン結晶系の場合、1.205[eV] を用い、CISの場合、1.15〜1.20[eV] を用いる。

まず、n1とK1の暫定値を定め、式(6)を用いて、Is1を求める。次に、太陽電池モジュールの日射強度Ea（1 kW/m²）、常温(Ta = 298K)における短絡電流Isc、開放電圧Vocと算出したIs1を式(7)に代入して、n1を求める。
n1=q−(Voc/Ncell)/(k・Ta)・{1/ln(Isc/Is1)}…(7)
式(7)により求まったn1をさらに式(6)に代入しIs1を求める。ここで算出されたn1とIs1を式(8)に代入して開放電圧Voc1を求める。
Voc1=((n1・k・Ta)/q)・ln(Isc/Is1)…(8)
S401の最後に、算出した開放電圧：Voc1と検査シートのVocを比較し、Voc1>Vocであれば、K１=K１＋0.0001とし、それ以外であれば、K１=K１−0.0001として、キャリアの不純物濃度を調整する。

以上の式(6)の計算からキャリアの不純物濃度を調整に至る動作を各パラメータ値が収束するまで繰り返し演算を行う。図４においては、1例として、繰り返し1000回とした。

Rs：直流抵抗[Ω]に対しては、S402aに示すように、検査シートから算出されるフィルファクタ：FF=(Iop*Vop)/(Isc*Voc)と式(1)によって計算されるIop’を用いたフィルファクタ：FF’を比較しながら、各パラメータの値をずらしていき、合わせこみを行っていく。

Rsが求まったら、不明なパラメータはRshのみとなるので、式(1)を用いて算出する（S402b）。

以上の計算により求まったパラメータを用い、式(1)から得られる日射強度:1kW/m²、常温(298K)条件下での太陽電池モジュールの電流‐電圧特性は、実測で得られる電流‐電圧特性と高い相関性を持つ。

図５に温度特性演算部S500の詳細なフローチャートを示す。温度特性に注目する。温度特性は、S501において、各太陽電池モジュールのVocの温度特性と逆方向飽和電流Isの温度特性を算出することによって高精度なモデリングをすることが可能となる。開放電圧Vocの温度特性は式(8)を温度で微分することにより、式(9)のように表される。
∂Voc/∂T=((n1・k)/q)・ln(Isc/Is1)−((k・T)/(q・Is1))・(∂Is1)/(∂T)
=Voc/T−((k・T)/(q・Is1))・(∂Is1)/(∂T)…(9)
ここで、式(4)を変形して、
∂Is1/∂T=3・K1・T²・exp(−(Ego1/k・T))+(（K1・T・Ego1）/k)exp(−(Ego1/k・T))=(3/T+Ego1/(k・T²))・Is1…(10)
より、Is1：逆方向飽和電流の温度特性が求まる。式(10)を式(9)に代入すると、式(11)に示すような開放電圧の温度特性が求まる。
∂Voc/∂T=(Voc/T)−（1/T）・((3・n1・k・T)/q+(Ego1/q))…(11)
以上より、デバイス毎の開放電圧の温度係数β[V/℃]を求めることができる。この温度係数を用いることで、S502において、暴露条件である温度TbにおけるVoc[Tb] 、Is[Tb]、Isc[Tb]、Vop[Tb]、Iop[Tb]を算出する。

式(10)と式(11)により、温度Tbが可変したときのIs1[Tb]、Voc[Tb]が求まり、式(12)に代入することによって、温度Tbにおける短絡電流Isc[Tb]が求まる。Isc[Tb]≒Is1[Tb]・exp((q/(n1・k・Tb))・Voc[Tb])…(12)
ここで、常温におけるIscとIsc[Tb]との比率を求めることによって、デバイス毎の短絡電流の温度係数α[A/℃]を求めることができる。

さらに、Vopに注目すると、
Vop=((n1・k・T)/q)・ln((Isc-Iop)/Is1)…(13)
式(8)と式(13)よりIs1を消去すると、
(Vop−Voc)/T=((n1・k)/q)・ln((Isc-Iop)/Isc)…(14)
Tbに関しても同様に求めて、
(Vop[Tb]‐Voc[Tb]) / Tb = ((n1・k) / q) ・ln ((Isc[Tb]-Iop[Tb])/Isc[Tb])…(15)
ここで非特許文献“Comparison of Photovoltaic Array Maximum Power Point Tracking Techniques” Esram Trishan、 IEEE Transactions on Energy Conversion Vol.11、 No2、 pp.439-449、 2007の中において、日射量や温度といった環境が変動した場合においても、Iop≒j・Isc(ｊ:定数)の関係が成り立つと記載されているので、
((n1・k) / q) ・ln ((Isc-Iop)/Isc) =((n1・k) / q)・ln ((Isc[Tb]-Iop[Tb])/Isc[Tb])…(16)
が成り立ち、Vopの温度変化の式が以下の通り算出されることとなる。
Vop[Tb]=((Vop−Voc)/(T))・Tb+Voc[b])…(17)
つまり、S502における演算は、Isc[Tb]の算出には式(12)を、Vop[Tb]の算出には式(17)を、Iop[Tb]の算出には、Iop≒j・Iscで求まる定数jをIsc[Tb]にかけることを行う。

直列抵抗：Rsは、半導体のデバイス特性を用いた演算が不可能なため、直列抵抗：Rsのフィッティング演算をS503において行う。フィッティングの方法は、図4のS402aと同様に、検査シートから算出されるフィルファクタ：FF=(Iop*Vop)/(Isc*Voc)と式(1)によって計算されるIop’を用いたフィルファクタ：FF’を比較しながら、各パラメータの値をずらしていき、合わせこみを行っていく。

最後に、S402bと同様に、S503において、式(1)を用いてRshを算出する。以上のS500の演算によって得られたパラメータを用いて式(1)を用いて得られる太陽電池モジュールの電流‐電圧特性は、暴露サイトの実測にて得られる電流‐電圧特性を高精度に再現することが可能となる。

図６は、本発明の実施例２に係るMPPT制御の監視機能を搭載した太陽光発電システムのブロック図である。太陽光発電システム１は、電圧検出部３、電流検出部４、負荷変動部５、電気的負荷６によって構成される。

負荷変動部５は、昇圧チョッパ等によって実現され、スイッチング素子のスイッチング動作におけるオンとオフ比である通流率を可変することによって、負荷を可変し、太陽電池の出力を制御する。ある通流率を持った制御信号は、MPPT部と記載した制御部において生成され、PWM化された後、アイソレーションアンプ７などを介してレベル変換され、負荷変動部５内のスイッチング素子を駆動する。

太陽電池の出力電圧を検出する電圧検出部３、太陽電池の出力電流を検出する電流検出部４において検出された電圧情報と電流情報は、ＡＤ変換器ADC８とADC９よってデジタル値に変換された後、MPPT部に送信される。これにより、太陽電池パネルの出力をフィードバックしながら、通流率を制御することできる。

太陽電池アレイからの出力はＤＣであるため、ＤＣ／ＡＣインバータ回路を介して、商用の系統電源に接続する。太陽電池システムの中において、インバータ回路と商用の系統電源は、電気的負荷の役割を担っているとみなすことができる。

太陽光発電システムから高効率な電力を得るために一般的に用いられている山登り法と呼ばれる最大電力点追従制御法が用いられている。この最大電力点追従制のことをMPPT制御（Maximum Power Point Tracking）と呼ぶ。

このMPPT制御によって太陽電池の最大電力が得られているか否かモデリング手法を用いることで判別することが可能である。実施例１で示したように、基準状態演算S400、温度特性演算S502を行い、太陽電池毎のパラメータを算出する。その後、アレイ演算を行うことにより、太陽電池アレイとしての最大電力点を算出する。

太陽電池アレイ２は、太陽電池モジュールを複数枚直列に並べたストリングと呼ばれる単位が並列に並べられることによって構成される。また各太陽電池モジュールには、逆バイアスが掛かった時、逆方向電流が流れるのを防止するため、バイパスダイオードが取り付けられている。

アレイ演算は、ストリング解析とアレイ解析の組み合わせを行う。ストリング解析を行うときは、複数のモジュールに流れる電流 は共通であるので、ある電流が流れている場合における各太陽電池のモジュール電圧を式(1)から求め、その和を求める。式(1)から電圧を計算する場合、逆関数となるが、ニュートン法などの繰り返し演算を適用することで簡単に求めることが可能である。モジュールに陰が掛かるなどの影響により、モジュール電圧が負になる場合は、バイパスダイオードが機能するため、モジュール電圧≒0として考える。アレイ解析を行うときは、複数のストリングに係る電圧 は共通であるので、ある電圧が掛かっている場合における各ストリングから取り出される電流 を式(1)から求め、その和を求めればよい。

以上により算出されるアレイ特性から得られる最大電力と電圧検出部３、電流検出部４で得られるMPPT制御による電力の比較を行うことで、MPPT制御が正確に行われているかを監視することが可能となる。

図７、図８は、本発明の実施例３に係るMPPT制御の監視機能を搭載した太陽光発電システムのブロック図である。図７の比較部１３ｂについての算出フローを図８に示す。

まず、温度計１５により検出されたTbと式(11)を用いて、Is1(Tb)を求める。次に、あるタイミングで日射計１６、電流検出部４によって検出された日射量をEb[N]、MPPにおける電流値をIop[N]とし、次に検出された日射量をEb[N+1]、MPPにおける電流値をIop[N+1]とすると、式(13)は、式(18)、式(19)のように書き換えられ、理想的な電圧比は、式(20)で表すことが出来る。
Vop_N=((n1・k・Tb)/q)・ln((Isc・Eb[N]−Iop[N])/Is1(Tb))…(18)
Vop_N+1=((n1・k・Tb)/q)・ln((Isc・Eb[N+1]−Iop[N+1])/Is1(Tb))…(19)
(Vop_N+1/Vop_N)={ln(Isc・Eb[N+1]−Iop[N+1])−ln(Is1(Tb))}/{ln(Isc・Eb[N]−Iop[N]) -ln( Is1(Tb))} (20)
ここで、電圧検出部３によって検出されたVop[N+1]とVop[N]の比と式(20)を比較することによって、MPPT制御がきちんと行われているか監視することが可能となる。

図９、図１０は、本発明の実施例４に係る太陽電池を日射計と温度計として利用可能な太陽光発電システムのブロック図であり、図９の環境算出部１７についての算出フローを図１０に示す。

まず、実施例２で示したアレイ演算までの手順を行うことによって、アレイとしての日射強度1.0kW/m²、常温298Kにおける短絡電流、開放電圧、動作電圧、動作電流を算出しておく。ここで、暴露サイトにて測定される動作電流I’opに定数ｊを掛けることにより、短絡電流I’scを算出し、アレイとしての日射強度1.0kW/m²、常温298Kにおける短絡電流で割ることにより、日射量の暫定値p’0を算出する。ここで算出された日射量は、温度の補正が入っていないため、あくまで暫定値である。

次に、アレイとしての暫定の日射強度p’0kW/m²、常温298Kにおける、開放電圧Voc、動作電圧Vopを算出しておく。ここで、暴露サイトにて測定される動作電圧V’opと開放電圧Voc、動作電圧Vopを用いて、暴露サイトの温度T’を算出する。算出式は、式(11)と式(17)を変形した式(21)である。
Tz={V’op−Voc}・298−{((3・n・k・298)/q+(Ego/q))−Voc}・Ncell・298
T’=Tz/{(Vop−Voc}−{((3・n・k・298)/q+(Ego/q))−Voc}・Ncell…(21)
この演算により、暴露サイトの温度が判明するので、式(10)(11)と式(12)より、アレイとしての日射強度1.0kW/m²、温度T’における短絡電流が求まるので、この値で、短絡電流I’scを割ることによって、実際の日射量p’が求まる。

図１１は、本発明の実施例５に係るCIS太陽電池のモデリング結果を示したものである。S900はモデリングによる電流-電圧特性を示しており、s901は暴露サイトで測定した電流-電圧特性を示している。出荷時に測定した電流-電圧特性は、s900と相関の高い電流-電圧特性を示すが、CISの光照射効果によりs902の差分が発生する。これは、本発明を用いることにより、暴露サイトにおいて光照射効果の影響も定量化できることを意味する。

Is1：逆方向飽和電流、K1：不純物濃度、Ego1：バンドギャップ、T：太陽電池素子絶対温度、k：ボルツマン定数、ｎ1：接合定数、Ea：日射強度、Isc, I’sc：短絡電流、Voc, Voc1：解放電圧、Vop：動作電圧、Iop, Iop’：動作電流、S400, S401, S402a, S402b, S500, S501, S502a, S502b, S503a, S503b：演算、Tb：温度、Rs：直列抵抗、Rsh：シャント抵抗、Is0：逆方向飽和電流、Is1：逆方向飽和電流、n0：接合定数、FF, FF’：フィルファクタ、Eb：日射量、p’0：暫定値、α, β：温度係数、１：太陽光発電システム、２：太陽電池アレイ、３：電圧検出部、４：電流検出部、５：負荷変動部、６：電気的負荷、７：アイソレーションアンプ、８：ＡＤ変換器、９：ADC、MPPT部：制御部、１３ｂ：比較部、１５：温度計、１６：日射計。

Claims (14)

1. 温度と日射量が基準状態における太陽電池の短絡電流、開放電圧のデータを用いて、所定の逆方向飽和電流値および前記所定の逆方向飽和電流の式を構成するパラメータ値を基準として、前記太陽電池の性能を示す接合定数と前記太陽電池のキャリアの不純物濃度を算出することを特徴とする太陽電池。
2. 前記接合定数を用いて算出される第２の逆方向飽和電流と、前記接合定数を第２の逆方向飽和電流を用いて算出される第２の開放電圧と前記開放電圧を比較し、前記キャリアの不純物濃度の値を確定することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池。
3. 前記所定の逆方向飽和電流をIs0とし、前記所定の逆方向飽和電流の式を構成するパラメータ値をK0：不純物濃度、Ego：バンドギャップ [eV]、Ta：常温298[K]、k：ボルツマン定数[J/K]、ｎ0：接合定数とし、前記太陽電池について、Is１：逆方向飽和電流、K1：不純物濃度、Ego1：バンドギャップ[eV]、ｎ1：接合定数、Voc1：前記第２の開放電圧とし、前記太陽電池の検査仕様から得られる短絡電流をIsc [A]とした場合、Is１：逆方向飽和電流とｎ1：接合定数は、下記の２式によって得られ、K1：不純物濃度は、前記太陽電池の検査仕様から得られるVoc：開放電圧と前記第2の開放電圧Voc1を比較しフィッティングを行うことを特徴とする請求項２に記載の太陽電池。
   Is1=(K1/K0)・Is0・exp{Ego1/(n1・k・Ta)}/exp{Ego/(n0・k・Ta)}
   Voc1=((n1・k・Ta)/q)・ln(Isc/Is1)
4. 所定の温度におけるIs1：逆方向飽和電流[A]、K1：不純物濃度、ｎ1：接合定数の値を前記２式に適用し、Rs：直流抵抗[Ω]のフィッティングを行うことを特徴とする請求項３に記載の太陽電池。
5. 所定の温度におけるIs1：逆方向飽和電流[A]、K1：不純物濃度、ｎ1：接合定数の値を前記２式に適用し、Rs ：直流抵抗[Ω]のフィッティングを行うことを特徴とする請求項３に記載の太陽電池。
6. 前記算出されたK1：不純物濃度、ｎ1：接合定数を用いて、開放電圧と逆方向飽和電流の温度係数を算出し、それらによって得られた値から所定の温度における短絡電流、開放電圧、最大電力動作点を算出することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池。
7. 前記算出されたK1：不純物濃度、ｎ1：接合定数と、所定の温度におけるIs1：前記算出された短絡電流、開放電圧、最大電力動作点から所定の温度におけるRs ：直流抵抗[Ω]、Rsh ：シャント抵抗[Ω]を算出することによって得られる所定の温度、所定の日射強度における前記太陽電池の特性と計測により得られる特性の差分を求めることによって、前記太陽電池の光照射効果を定量化することを特徴とする請求項６に記載の太陽電池。
8. 複数の太陽電池モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングを一つの単位として、複数の前記の太陽電池ストリングを並列接続することによって構成された太陽電池アレイと、
   前記太陽電池アレイの動作電圧を制御する電圧制御部と、
   前記電圧制御部での制御情報として前記太陽電池アレイの出力電圧を検出する電圧検出部と、
   前記太陽電池アレイの出力電流を検出する電流検出部と、を有し、
   請求項１に記載の算出を行うことを特徴とする太陽光発電システム。
9. 前記電圧制御部の制御によって前記電圧検出部と前記電流検出部から得られる電力と請求項１に記載の通り算出される最大電力を比較する比較手段を特徴とする請求項８に記載の太陽光発電システム。
10. 前記比較手段の結果をもとに、前記電圧制御部によって制御する電圧の値を可変させることを特徴とする請求項９に記載の太陽光発電システム。
11. 前記電流検出部から得られる電流と所定の温度におけるIs1：逆方向飽和電流[A]から最大電力の電圧移動比を算出し、前記電圧検出部から得られる電圧比を比較する比較手段を特徴とする請求項８に記載の太陽光発電システム。
12. 前記請求項１に記載の通り算出される開放電圧と逆方向飽和電流の温度係数と前記電圧検出部と前記電流検出部から得られる動作電圧と動作電流の値から太陽電池の温度を算出することを特徴とする請求項８に記載の太陽光発電システム。
13. 前記算出された温度と開放電圧と逆方向飽和電流の温度係数から日射量が基準状態で前記算出された温度における短絡電流を算出し、前記短絡電流と前記動作電流に定数を掛けた値の比を取ることによって太陽電池に掛かっている日射量を算出することを特徴とする請求項８に記載の太陽光発電システム。
14. 前記定数は、温度と日射量が基準状態における太陽電池の短絡電流と最大電力点における動作電流の比であることを特徴とする請求項１３に記載の太陽光発電システム。

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