(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
（Ａ）太陽電池モジュールに１ＳＵＮより強い強度を有する光を照射するステップと、
（Ｂ）発電効率が過渡状態にある第一時刻において、前記発電効率を第一発電効率として測定するステップと、
（Ｃ）前記第一発電効率を前記太陽電池モジュールの安定化発電効率として決定するステップとを具備し、
前記第一時刻は、１ＳＵＮの強度の光を照射することによって予め得られた安定化発電効率に到達する時刻である太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項２】
請求項１に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（Ａ）照射するステップは、
（Ａ１）前記太陽電池モジュールの一部であるサンプル片を前記太陽電池モジュールから分離するステップと、
（Ａ２）前記サンプル片に１ＳＵＮより強い強度を有する前記光を照射するステップとを含む太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項３】
（ａ）太陽電池モジュールにおける膜厚分布を算出するステップと、
（ｂ）前記膜厚分布に基づき、前記太陽電池モジュールの一部である複数のサンプル片前記太陽電池モジュールから分離するステップと、
（Ａ）前記複数のサンプル片のそれぞれに１ＳＵＮより強い強度を有する光を照射するステップと、
（Ｂ）発電効率が過渡状態にある第一時刻において、前記複数のサンプル片のそれぞれの前記発電効率を複数の第一発電効率として測定するステップと、
（Ｃ）前記複数の第一発電効率に基づき、前記太陽電池モジュールの安定化発電効率を決定するステップとを具備し、
前記第一時刻は、１ＳＵＮの強度の光を照射することによって予め得られた安定化発電効率に到達する時刻である太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項４】
請求項３に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（ｂ）分離するステップにおいて、前記複数のサンプル片のそれぞれにおける前記膜厚が等間隔を有するように、前記複数のサンプル片が選択される太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項５】
請求項３または４に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（Ｃ）決定するステップにおいて、前記安定化発電効率は、前記複数の第一発電効率の平均を計算することによって決定される太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項６】
請求項３または４に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（Ｃ）決定するステップにおいて、前記安定化発電効率は、前記膜厚分布に応じた前記複数の第一発電効率の重み付き平均を計算することによって決定される太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項７】
請求項３または４に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（Ｃ）決定するステップにおいて、前記安定化発電効率は、前記複数の第一発電効率が反映された前記太陽電池モジュールの等価回路を計算モデルとして使用することにより算出される太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項８】
請求項７に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記太陽電池モジュールの前記等価回路は、ｍ段（ｍは自然数）の部分等価回路を備え、
前記ｍ段の部分等価回路の各々は、
第一シート抵抗と、
第二シート抵抗と、
前記第一シート抵抗と前記第二シート抵抗に挟まれたｎ列（ｎは自然数）の太陽電池セル等価回路とを備え、
第ｊ段目（ｊは１以上ｍ−１以下の整数）の前記部分等価回路の前記第二シート抵抗と、第ｊ＋１段目の前記部分等価回路の前記第一シート抵抗とは、並列に配置されたｎ本の接続抵抗を介して接続され、
前記（Ｃ）決定するステップにおいて、
前記複数のサンプル片の各々に対応する複数の前記太陽電池セル等価回路の発電効率は、対応する前記第一発電効率に設定される太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項９】
請求項８に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記第一シート抵抗は、直列に配置されたｎ本の第一抵抗により構成され、
前記第二シート抵抗は、直列に配置されたｎ本の第二抵抗により構成される太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項１０】
請求項３乃至９のいずれかに記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（Ａ）照射するステップにおいて、前記光の強度の範囲は２ＳＵＮ〜８ＳＵＮである太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項１１】
請求項３乃至１０のいずれかに記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記（Ａ）照射するステップは、前記太陽電池モジュールの温度が２５℃〜６０℃の条件で行われる太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項１２】
請求項１１に記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記光の強度は５ＳＵＮであり、
前記（Ａ）照射するステップは、前記太陽電池モジュールの温度が３０℃の条件で行われ、
前記第一時刻は、前記（Ａ）照射するステップの開始時刻から２時間後である太陽電池モジュールの特性評価方法。
【請求項１３】
請求項１乃至１２のいずれかに記載の太陽電池モジュールの特性評価方法において、
前記太陽電池モジュールは、アモルファスシリコンにより形成される光電変換層を含む太陽電池モジュールの特性評価方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池モジュールに関し、特に太陽電池モジュールの特性評価方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
光電変換材料として、水素化アモルファスシリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）が知られている。アモルファスシリコンが可視光域の光を吸収する割合は、単結晶シリコンのものに比べ非常に大きい。そのため、層の厚さが１μm以下でも、アモルファスシリコンは十分に太陽光を吸収することができる。このアモルファスシリコンを用いて製造されるアモルファスシリコン太陽電池は、次のような特徴を有する。すなわち、使用される原材料が少ないため、生産コストが低減される。また、製造工程が簡素であり、大量生産が可能である。更に、アモルファスシリコン太陽電池は優れた加工性を有し、様々な用途に適用される。
【０００３】
一方、アモルファスシリコンに太陽光程度の強度を有する光を長時間照射すると、そのアモルファスシリコンの光伝導度などが低下するという「光劣化現象」が発見されている。つまり、アモルファスシリコン太陽電池は、光照射により発電効率が低下する特性を有する。このアモルファスシリコン太陽電池の初期劣化現象によれば、その発電効率は、「初期発電効率」から徐々に低下し、ある発電効率付近で安定する。この安定化後の発電効率は、「安定化発電効率」と呼ばれる。太陽電池モジュールの製品特性は、この安定化発電効率によって評価される必要がある。
【０００４】
太陽電池モジュールの特性を検出する方法として、ＩＥＣ(International Electrotechnical Commission: 国際電気標準会議)で制定・運用されるＩＥＣ規格に準拠する方法が知られている。この方法によれば、太陽電池モジュールに照射される光の強度として、実使用状態に合致した１ＳＵＮ（１００ｍＷ／ｃｍ２）が規定されている。この１ＳＵＮの強度を有する光を、発電効率が安定化するまで太陽電池モジュールに照射することによって、安定化発電効率を検出することができる。通常、この検査工程において、数百時間の光照射が必要とされている。
【０００５】
特許文献１は、製造ライン上で薄膜太陽電池の発電効率を簡易に安定化させる手順を開示している。この特許文献１に開示された方法によれば、（１）基板表面に薄膜が形成され、（２）直列接続の太陽電池が形成され、次に（３）光劣化処理によって発電効率が安定化させられ、最後に（４）太陽電池セルの特性評価が行われる。ここで上記工程（１）（２）のタクトタイムと上記工程（３）のタクトタイムが略同一となるように、上記光劣化処理における光照射強度や照射時間などが設定される。また、特許文献１は、上記工程（３）において使用される光劣化処理装置を開示している。この光劣化処理装置は、薄膜太陽電池の巻出し用ロールと、巻取り用ロールと、搬送手段と、光劣化処理用の光照射手段と、薄膜太陽電池を冷却する冷却手段を備える。これら方法及び装置により、太陽電池セルの安定化効率のデータを製造工程において比較的簡易に得ることが可能となる。
【０００６】
【特許文献１】特開２００１−７７３８４号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
本発明の目的は、太陽電池モジュールの特性評価に係る時間を短縮することができる特性評価方法を提供することにある。
【０００８】
本発明の他の目的は、太陽電池モジュールの特性を高精度に算出することができる特性評価方法を提供することにある。
【０００９】
本発明の更に他の目的は、生産された製品の不安定性に対応することができる太陽電池モジュールの特性評価方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
以下に、［発明を実施するための最良の形態］で使用される番号・符号を用いて、［課題を解決するための手段］を説明する。これらの番号・符号は、［特許請求の範囲］の記載と［発明を実施するための最良の形態］との対応関係を明らかにするために括弧付きで付加されたものである。ただし、それらの番号・符号を、［特許請求の範囲］に記載されている発明の技術的範囲の解釈に用いてはならない。
【００１１】
本発明に係る太陽電池モジュール（１０）の特性評価方法は、（Ａ）太陽電池モジュール（１０）に１ＳＵＮ（１００ｍＷ／ｃｍ２）より強い強度を有する光（３０）を照射するステップと、（Ｂ）発電効率（η）が過渡状態にある第一時刻（ｔ１）において、その発電効率（η）を第一発電効率として測定するステップと、（Ｃ）その第一発電効率を太陽電池モジュール（１０）の安定化発電効率（ηｓｔａ）として決定するステップとを有する。前記第一時刻は、１ＳＵＮの強度の光を照射することによって予め得られた安定化発電効率に到達する時刻である。従って、発電効率（η）が安定化するまで光（３０）を照射し続ける必要がなく、また、その照射時間（ｔ１−ｔ０）も大幅に短縮される。このように、太陽電池モジュール（１０）の特性評価に係る時間が短縮され、その生産効率が向上する。
【００１２】
上記（Ａ）照射するステップにおいて、光（３０）の強度の範囲は２ＳＵＮ〜８ＳＵＮである。また、その（Ａ）照射するステップは、太陽電池モジュール（１０）の温度が２５℃〜６０℃の条件で行われる。例えば、上記（Ａ）照射するステップは、５ＳＵＮの強度を有する光（３０）を用いて、太陽電池モジュール（１０）の温度が３０℃の条件で行われる。この時、第一時刻（ｔ１）は、照射開始時刻から２時間後である。このように、太陽電池モジュール（１０）の安定化発電効率（ηｓｔａ）を検出する時間が大幅に短縮される。
【００１３】
本発明に係る太陽電池モジュール（１０）の特性評価方法において、上記（Ａ）照射するステップは、（Ａ１）太陽電池モジュール（１０）の一部であるサンプル片（１１）を太陽電池モジュール（１０）から分離するステップと、（Ａ２）そのサンプル片（１１）に１ＳＵＮより強い強度を有する光（３０）を照射するステップとを含んでもよい。これにより、安定化発電効率ηｓｔａを簡易に求めることが可能となる。
【００１４】
本発明に係る太陽電池モジュール（１０）の特性評価方法は、（ａ）太陽電池モジュール（１０）におけるｉ層（２４）の膜厚分布を算出するステップと、（ｂ）その膜厚分布に基づき、太陽電池モジュール（１０）の一部である複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）を太陽電池モジュール（１０）から分離するステップとを有する。ここで、複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）は、それぞれにおけるｉ層（２４）の膜厚（Ｔａ〜Ｔｅ）が等間隔を有するように選択されてもよい。更に、その特性評価方法は、（Ａ）複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）のそれぞれに１ＳＵＮより強い強度を有する光（３０）を照射するステップと、（Ｂ）発電効率（η）が過渡状態にある第一時刻（ｔ１）において、複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）のそれぞれの発電効率（η）を複数の第一発電効率（ηａ、ηｂ、ηｃ、ηｄ、ηｅ）として測定するステップと、（Ｃ）その複数の第一発電効率（ηａ、ηｂ、ηｃ、ηｄ、ηｅ）に基づき、太陽電池モジュール（１０）の安定化発電効率（ηｓｔａ）を決定するステップとを有する。前記第一時刻は、１ＳＵＮの強度の光を照射することによって予め得られた安定化発電効率に到達する時刻である。
【００１５】
上記（Ａ）照射するステップにおいて、光（３０）の強度の範囲は２ＳＵＮ〜８ＳＵＮである。また、その（Ａ）照射するステップは、太陽電池モジュール（１０）の温度が２５℃〜６０℃の条件で行われる。例えば、上記（Ａ）照射するステップは、５ＳＵＮの強度を有する光（３０）を用いて、太陽電池モジュール（１０）の温度が３０℃の条件で行われる。この時、第一時刻（ｔ１）は、照射開始時刻から２時間後である。このように、太陽電池モジュール（１０）の安定化発電効率（ηｓｔａ）を検出する時間が大幅に短縮される。
【００１６】
また、上記（Ｃ）決定するステップにおいて、安定化発電効率（ηｓｔａ）は、複数の第一発電効率（ηａ、ηｂ、ηｃ、ηｄ、ηｅ）の平均を計算することによって決定されてもよい。また、安定化発電効率（ηｓｔａ）は、膜厚分布に応じた複数の第一発電効率（ηａ、ηｂ、ηｃ、ηｄ、ηｅ）の重み付き平均を計算することによって決定されてもよい。また、安定化発電効率（ηｓｔａ）は、複数の第一発電効率（ηａ、ηｂ、ηｃ、ηｄ、ηｅ）が反映された太陽電池モジュールの等価回路（５０）を計算モデルとして使用することにより算出されてもよい。以上のような方法によれば、太陽電池モジュール（１０）の性能分布（膜厚分布）が考慮されるため、太陽電池モジュール（１０）の全体的な特性を高精度に算出することが可能となる。また、生産された製品の不安定性に対応することが可能となる。
【００１７】
本発明に係る太陽電池モジュール（１０）の等価回路（５０）は、ｍ段（ｍは自然数）の部分等価回路（６０）を備える。そのｍ段の部分等価回路（６０）の各々は、第一シート抵抗（６１）と、第二シート抵抗（６２）と、ｎ列（ｎは自然数）の太陽電池セル等価回路（７０）とを備える。そのｎ列の太陽電池セル等価回路（７０）は、第一シート抵抗（６１）と第二シート抵抗（６２）に挟まれて配置される。また、第ｊ段目（ｊは１以上ｍ−１以下の整数）の部分等価回路（６０ｊ）の第二シート抵抗（６２）と、第ｊ＋１段目の部分等価回路（６０ｊ＋１）の第一シート抵抗（６１）とは、並列に配置されたｎ本の接続抵抗（５３）を介して接続される。更に、第一シート抵抗（６１）は、直列に配置されたｎ本の第一抵抗（５１）により構成され、第二シート抵抗（６２）は、直列に配置されたｎ本の第二抵抗（５２）により構成される。
【００１８】
このような太陽電池モジュール（１０）の等価回路（５０）が用いられる場合、上記（Ｃ）決定するステップにおいて、複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）の各々に対応する複数の太陽電池セル等価回路（７０）の発電効率（η）は、対応する第一発電効率（ηａ、ηｂ、ηｃ、ηｄ、ηｅ）に設定される。このように、性能分布を有する太陽電池モジュール（１０）の全体的な特性を、モデル計算により高精度に算出することが可能となる。従って、生産された製品の不安定性に対応することが可能となる。
【００１９】
本発明において、太陽電池モジュール（１０）は、アモルファスシリコンにより形成される光電変換層を含む。
【発明の効果】
【００２０】
本発明に係る太陽電池モジュールの特性評価方法によれば、その特性評価に係る時間が短縮される。
【００２１】
本発明に係る太陽電池モジュールの特性評価方法によれば、太陽電池モジュールの特性を高精度に算出することが可能となる。
【００２２】
本発明に係る太陽電池モジュールの特性評価方法によれば、生産された製品の不安定性に対応することが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２３】
添付図面を参照して、本発明による太陽電池モジュールの特性評価方法を説明する。
【００２４】
図１は、本発明に係る特性評価方法の対象となる太陽電池モジュールの構成を示す斜視図である。図１に示されるように、太陽電池モジュール１０は、ガラス基板２１、透明電極（ＴＣＯ）２２、ｐ層２３、ｉ層２４、ｎ層２５、裏面電極２６を備え、それら複数の層は順次積層するように形成されている。導電性が異なる三種類の半導体薄膜（ｐ層２３、ｉ層２４、ｎ層２５）が積み重なると、それらの内部に電界が生じる。このような太陽電池モジュール１０に、ガラス基板２１から光３０が入射すると、ｉ層２４内部で電子−正孔の対が発生する。それら電子及び正孔は、内部の電界によって、それぞれｎ層２５及びｐ層２３へ引き寄せられる。このようにして、太陽電池モジュール１０において発電が行われる。本発明に係る実施の形態において、上述の半導体薄膜（ｐ層２３、ｉ層２４、ｎ層２５）は、アモルファスシリコンにより形成される。
【００２５】
（第一の実施の形態）
図２は、本発明の第一の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するためのグラフである。図２において、縦軸は発電効率ηを示し、横軸は時間を示す。ある太陽電池モジュール１０の「初期発電効率」がηｉｎｉであり、求める対象である「安定化発電効率」がηｓｔａであるとする。つまり、その太陽電池モジュール１０の発電効率ηは、実使用条件の下で、初期発電効率ηｉｎｉから安定化発電効率ηｓｔａまで変化するとする。
【００２６】
従来の標準的な方法によって安定化発電効率ηｓｔａを検出する際、１ＳＵＮ（１００ｍＷ／ｃｍ２）の照射強度を有する光３０が太陽電池モジュール１０に照射される。光３０の照射は、所定の装置内で、キセノンランプなどの光源を用いることにより行われる。この時、発電効率ηの変化を示す劣化曲線は、図２に示された曲線Ｃ０により示される。つまり、時刻ｔ０に光３０の照射が開始し、発電効率ηは、初期発電効率ηｉｎｉから徐々に減少する。その発電効率ηの変化率が所定の値以下になった時刻をｔｓｔａとすると、その時刻ｔｓｔａにおける発電効率ηが安定化発電効率ηｓｔａとして決定される。その発電効率ηが安定化するまでの時間（ｔｓｔａ−ｔ０）は、通常、数百時間である。
【００２７】
本発明の第一の実施の形態に係る特性評価方法によれば、１ＳＵＮより強い照射強度を有する光３０が太陽電池モジュール１０に照射される。この時、発電効率ηの変化を示す劣化曲線は、図２に示された曲線Ｃ１により示される。つまり、時刻ｔ０に光３０の照射が開始し、発電効率ηは、初期発電効率ηｉｎｉから減少する。この発電効率ηの劣化速度は、照射される光３０の強度の二乗にほぼ比例する（加速劣化）。その後、光３０の照射が継続すると、発電効率ηは、最終的に安定化発電効率ηｓｔａ´まで低下する。ここで、安定化発電効率ηｓｔａ´は、求めるべき安定化発電効率ηｓｔａよりも小さくなる。
【００２８】
図２に示されるように、劣化曲線Ｃ１は、求めるべき安定化発電効率ηｓｔａを示す点Ｘを、時刻ｔ１において通過する。本願の発明者らは、この光３０の照射時間（ｔ１−ｔ０）が、太陽電池モジュール１０の大きさや膜厚に関わらず、所定の条件においてほぼ一定となることを試行実験により見出した。例えば、５ＳＵＮの強度を有する光３０をモジュール温度３０℃の条件で照射する場合、２時間の照射時間（ｔ１−ｔ０）で、発電効率ηがほぼ「求めるべき安定化発電効率ηｓｔａ」となることが見出された。つまり、太陽電池モジュール１０の個体に関わらず、５ＳＵＮの強度を有する光３０をモジュール温度３０℃の条件で２時間照射した後に、発電効率ηを測定すれば、「求めるべき安定化発電効率ηｓｔａ」が得られる。すなわち、太陽電池モジュール１０の安定化発電効率ηｓｔａを検出するのに要する時間が大幅に短縮される。
【００２９】
発電効率ηの劣化曲線は、温度・光強度の組み合わせで決定される。本実施の形態において、モジュール温度は２５℃〜６０℃の範囲で選択される。また、光強度の範囲は、２ＳＵＮ〜８ＳＵＮの範囲で選択される。これらの理由は以下の通りである。
【００３０】
照射される光の強度が１ＳＵＮ以上であれば、加速劣化により照射時間が短縮される。時間短縮の割合とモジュール温度の上昇の抑制を考慮すると、２ＳＵＮ〜８ＳＵＮの範囲にある光強度が適正である。例えば、８ＳＵＮの強度の光が照射されると、最大８ｋＷ／ｍ２の熱量が発生する。光を照射する間の温度を維持するためには、この太陽電池モジュールを冷却する必要がある。一般的に、太陽電池はガラス基板に製膜され、屋外で使用するためには、強度の観点から４ｍｍ程度の厚みが必要とされる。ガラスの熱伝導率は、約０．６Ｗ／ｍＫであるので、８ｋＷ／ｍ２の熱量を除去するためには、ガラスの表裏で５３℃の温度差が必要である。従って、８ＳＵＮ以上の強度の光を照射することは実用的ではない。
【００３１】
また、光を照射する時のモジュール温度が高すぎる場合、光照射後に太陽電池モジュールを冷却する際に、その特性がアニール効果によって変化してしまう可能性がある。また、設定されるモジュール温度が低すぎる場合には、光照射中にそのモジュール温度を維持することが困難になる。更に、初期劣化率が大きくなり、適正な光照射時間の許容範囲が小さくなってしまう。これらのことを考慮すると、光照射時のモジュール温度として、２５℃〜６０℃が適当である。
【００３２】
選択された温度と光強度に応じて、劣化曲線が点Ｘを通過する時刻ｔ１は変化する。つまり、温度と光強度の組み合わせに特有の時刻ｔ１（照射時間ｔ１−ｔ０）が存在する。いずれの組み合わせの場合も、時刻ｔ１において、発電効率ηは、その組み合わせに応じた安定化発電効率ηｓｔａ´に達していない（図２参照）。つまり、発電効率ηは、時刻ｔ１において未だ過渡状態にある。
【００３３】
以上に説明されたように、本発明の第一の実施の形態において、１ＳＵＮより強い照射強度を有する光３０が太陽電池モジュール１０に照射される。よって、発電効率ηの劣化速度が増加する。更に、発電効率ηが過渡状態にある時刻ｔ１における発電効率ηが測定される。そして、この時刻ｔ１における発電効率ηが、求めるべき安定化発電効率ηｓｔａとして決定される。従って、発電効率ηが安定化するまで光３０を照射し続ける必要がなく、また、その照射時間も大幅に短縮される。このように、太陽電池モジュールの特性評価に係る時間が短縮され、その生産効率が向上する。
【００３４】
（第二の実施の形態）
図３は、本発明の第二の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するための概念図である。図３に示されるように、本実施の形態において、太陽電池モジュール１０の一部であるサンプル片１１が、太陽電池モジュール１０から分離される。つまり、サンプル片１１が、周囲から電気的に分離される。この分離作業は、一般的なレーザ加工法やドライエッチング法などにより実行される。その後、分離されたサンプル片１１に対して、第一の実施の形態と同様の処理が実行される。すなわち、１ＳＵＮより強い照射強度を有する光３０がサンプル片１１に照射される。次に、発電効率ηが過渡状態にある時刻ｔ１における発電効率ηが測定される。そして、この時刻ｔ１における発電効率ηが、太陽電池モジュール１０の安定化発電効率ηｓｔａの代表値として決定される。
【００３５】
太陽電池モジュール１０の基板の面積は増加する傾向にある。例えば、１ｍ角より大きい基板を用いて形成された太陽電池モジュール１０の場合、その太陽電池モジュール１０に光劣化処理を施すために大掛かりな光照射装置が必要となる。本実施の形態によれば、太陽電池モジュール１０の一部に対して光劣化処理が行われるため、安定化発電効率ηｓｔａを簡易に求めることが可能となる。また、大掛かりな光照射装置を用意する必要がなくなる。
【００３６】
（第三の実施の形態）
太陽電池モジュール１０に入射した光３０は、主にｉ層２４において吸収される。したがって、光３０の吸収量とｉ層２４の膜厚との間には正の相関がある。つまり、ｉ層２４の膜厚が大きくなる程、発電効率ηも大きくなる。また、発電効率ηの劣化は、このｉ層２４におけるアモルファスシリコンの構造が変化し、ｐ層２３とｎ層２５で形成されたｉ層２４内の電界が弱くなることに起因する。従って、ｉ層２４の膜厚が大きくなる程、発電効率ηの劣化速度も大きくなる。一般的に、太陽電池モジュール１０において、ｉ層２４の膜厚は均一ではなく、ある分布を有する。本実施の形態によれば、このｉ層２４の膜厚分布を参照することにより、安定化発電効率ηｓｔａが算出される。
【００３７】
図４は、本発明の第三の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するための概念図である。本実施の形態に係る特性評価方法によれば、まず、太陽電池モジュール１０におけるｉ層２４の膜厚分布が算出される。具体的には、図４に示されるように、まず太陽電池モジュール１０の複数の計測点４１に光３０が供給される。次に、光３０の透過率が測定され、その測定結果に基づき複数の計測点４１のそれぞれにおけるｉ層２４の膜厚が算出される。この場合、ｉ層２４の膜厚と測定された透過率とは反比例の関係にある。あるいは、光３０のガラス基板２１表面における反射率が測定され、その測定結果に基づき複数の計測点４１のそれぞれにおけるｉ層２４の膜厚が算出される。この場合、ｉ層２４の膜厚と測定された反射率とは反比例の関係にある。
【００３８】
図５は、上述の測定によって得られた、太陽電池モジュール１０におけるｉ層膜厚分布を示すヒストグラムである。図５において、横軸はｉ層２４の膜厚を示し、縦軸は頻度を示す。この膜厚分布によれば、膜厚Ｔａを有する計測点４１の頻度はＰａである。同様に、膜厚Ｔｂ、Ｔｃ、Ｔｄ、Ｔｅを有する計測点４１の頻度は、それぞれＰｂ、Ｐｃ、Ｐｄ、Ｐｅである。この膜厚分布に基づき、複数の計測点４１からサンプルとなる複数のサンプル点が選択される。例えば、それぞれＴａ、Ｔｂ、Ｔｃ、Ｔｄ、Ｔｅを有する複数のサンプル点４１ａ、４１ｂ、４１ｃ、４１ｄ、４１ｅが選択される（図４参照）。選択される複数のサンプル点４１ａ〜４１ｅのそれぞれにおけるｉ層２４の膜厚Ｔａ〜Ｔｅは、図５に示されるように、等間隔を有すると好ましい。これにより、複数のサンプル点４１ａ〜４１ｅが膜厚分布の観点から満遍なく選択され、後述される安定化発電効率ηｓｔａの計算の誤差が低減される。
【００３９】
次に、図４に示されるように、選択された複数のサンプル点４１ａ〜４１ｅのそれぞれを含む複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅが、太陽電池モジュール１０から分離される。この分離作業に際して、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅを太陽電池モジュール１０から切り離すことは、必ずしも必要ではない。これら複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅが、電気的に周囲から分離されればよい。この分離作業は、第二の実施の形態の場合と同様の手法により実行される。その後、分離された複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅに対して、第一の実施の形態と同様の処理が実行される。すなわち、１ＳＵＮより強い照射強度を有する光３０が、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅのそれぞれに照射される。
【００４０】
図６は、本発明の第三の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するためのグラフである。図６において、縦軸は発電効率ηを示し、横軸は時間を示す。また、求める対象である「安定化発電効率」がηｓｔａであるとする。複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅの「初期発電効率」は、それぞれη０ａ〜η０ｅであるとする。また、光３０の照射は、時刻ｔ０に開始し、時刻ｔ１に終了する。
【００４１】
時刻ｔ０において、１ＳＵＮより強い照射強度を有する光３０が、所定の条件でサンプル片１１ａに照射され始める。この時、サンプル片１１ａの発電効率ηの変化を示す劣化曲線は、図６に示された曲線Ｃａにより示される。つまり、発電効率ηは、初期発電効率η０ａから減少し、時刻ｔ１においてηａになる。他のサンプル片１１ｂ〜１１ｅにも、同一の照射強度を有する光３０が同一の条件の下で照射される。この時、サンプル片１１ｂ〜１１ｅの発電効率ηの変化を示す劣化曲線は、それぞれ曲線Ｃｂ〜Ｃｅにより示される。時刻ｔ１までに、サンプル片１１ｂ〜１１ｅの発電効率は、それぞれη０ｂ〜η０ｅからηｂ〜ηｅまで減少する。
【００４２】
第一の実施の形態の場合と同様に、光３０の照射時間（ｔ１−ｔ０）は、温度と光強度の組み合わせにより決定される。例えば、５ＳＵＮの強度を有する光３０をモジュール温度３０℃の条件で照射する場合、照射時間は２時間に設定される。これにより、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅのそれぞれにおける発電効率ηは、求めるべき安定化発電効率ηｓｔａの近傍の値ηａ〜ηｅになる。時刻ｔ１において、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅにおける発電効率ηは、過渡状態にある。
【００４３】
本実施の形態において、太陽電池モジュール１０の全体的な安定化発電効率ηｓｔａは、上述のように時刻ｔ１において測定された複数の発電効率ηａ〜ηｅに基づき決定される。例えば、全体的な安定化発電効率ηｓｔａは、複数の発電効率ηａ〜ηｅの平均を計算することによって決定される。この場合、全体的な安定化発電効率ηｓｔａは、ηｓｔａ＝（ηａ＋ηｂ＋ηｃ＋ηｄ＋ηｅ）／５により与えられる。この時、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅが膜厚分布の観点から満遍なく選択されていると、推定誤差が低減され好適である。そのため、選択される複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅのそれぞれにおけるｉ層２４の膜厚Ｔａ〜Ｔｅは、図５に示されるように、等間隔を有すると好ましい。
【００４４】
また、全体的な安定化発電効率ηｓｔａは、図５に示される膜厚分布に応じた、複数の発電効率ηａ〜ηｅの重み付き平均を計算することによって決定されてもよい。この場合、全体的な安定化発電効率ηｓｔａは、ηｓｔａ＝（ηａＰａ＋ηｂＰｂ＋ηｃＰｃ＋ηｄＰｄ＋ηｅＰｅ）／（Ｐａ＋Ｐｂ＋Ｐｃ＋Ｐｄ＋Ｐｅ）により与えられる。このように、膜厚分布の頻度が考慮されることにより、安定化発電効率ηｓｔａの算出誤差が更に低減する。尚、上記説明において、簡単のため５点のサンプル点４１ａ〜４１ｅが選択されたが、複数のサンプル点の数は統計的手法などに基づき適宜決定される。
【００４５】
以上に説明されたように、本発明の第三の実施の形態において、１ＳＵＮより強い照射強度を有する光３０が複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅに照射される。よって、発電効率ηの劣化速度が増加する。また、発電効率ηが過渡状態にある時刻ｔ１における発電効率ηａ〜ηｅに基づき、求めるべき安定化発電効率ηｓｔａが算出される。従って、発電効率ηが安定化するまで光３０を照射し続ける必要がなく、また、その照射時間も大幅に短縮される。このように、太陽電池モジュールの特性評価に係る時間が短縮され、その生産効率が向上する。
【００４６】
更に、本発明の第三の実施の形態において、全体的な安定化発電効率ηｓｔａの算出は、太陽電池モジュール１０におけるｉ層２４の膜厚分布を参照することにより行われる。具体的には、膜厚分布に基づいて、複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）が太陽電池モジュール１０から抽出される。そして、抽出された複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）の時刻ｔ１における複数の発電効率（ηａ〜ηｅ）から、全体的な安定化発電効率ηｓｔａが算出される。すなわち、本実施の形態によれば、性能分布（ｉ層膜厚分布）を有する太陽電池モジュール１０の場合においても、モジュール全体としての安定化発電効率ηｓｔａが複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）から高精度に算出される。つまり、安定化発電効率ηｓｔａの推定誤差が低減される。このように、本実施の形態に係る特性評価方法は、生産の不安定性に対応することが可能である。
【００４７】
（第四の実施の形態）
本発明の第四の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法によれば、上述の複数の発電効率ηａ〜ηeと「太陽電池モジュールの等価回路」に基づき、安定化発電効率ηｓｔａが算出される。つまり、第三の実施の形態と同様に、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅのそれぞれに対して時刻ｔ１における発電効率ηａ〜ηeが測定される。その後、測定された複数の発電効率ηａ〜ηeが「太陽電池モジュールの等価回路」に反映され、太陽電池モジュール１０の全体的な安定化発電効率ηｓｔａが算出される。以下、本実施の形態に係る「太陽電池モジュールの等価回路」の構成について詳細に説明する。
【００４８】
図７Ａは、「太陽電池モジュールの等価回路」を説明するための図であり、太陽電池モジュール１０の構成を示す概略図である。図７Ａに示されるように、太陽電池モジュール１０は複数の太陽電池セル１５により構成され、その複数の太陽電池セル１５は、ｍ段ｎ列のマトリックス状に配置される（ｍ、ｎは自然数）。複数の太陽電池セル１５は、段方向に直列に接続されており、列方向に並列に接続されている。つまり、太陽電池セル１５において発電された電流は、段方向に流れる。ここで、太陽電池セル１５の列方向の幅をＷとし、行方向の長さをＤとする。
【００４９】
図７Ｂは、図７Ａにおける線Ａ−Ａ´に沿った太陽電池モジュール１０の断面図である。図７Ｂに示されるように、太陽電池モジュール１０の一部分は複数の回路により近似される。ＴＣＯ２２における抵抗ＲＴＣＯは、ＴＣＯ抵抗（第一抵抗）５１により近似される。ここで、ＲＴＣＯの幅はＷ、長さはＤ／２に設定される。また、裏面電極２６における抵抗Ｒｂａｃは、裏面電極抵抗（第二抵抗）５２により近似される。ここで、Ｒｂａｃの幅はＷ、長さはＤ／２に設定される。また、半導体層ＣＥＬ（ｐ層２３、ｉ層２４、ｎ層２５）は、後述される公知の等価回路７０（以下、太陽電池セル等価回路７０と参照される）により近似される。これらＴＣＯ抵抗５１、太陽電池セル等価回路７０、裏面電極抵抗５２が直列に接続され回路単位が構成される。隣接する回路単位は、図７Ｂに示されるように接続抵抗５３（Ｒｃｏｎ）により接続される。ここで、Ｒｃｏｎの幅はＷに設定される。
【００５０】
図８は、本発明の第四の実施の形態に係る太陽電池モジュール等価回路５０を示す回路図である。図７Ａに示された太陽電池モジュール１０に対応し、太陽電池モジュール等価回路５０は、ｍ段の部分等価回路６０１〜６０ｍを備える。図８において、第ｊ段目の部分等価回路６０ｊ及び第ｊ＋１段目の部分等価回路６０ｊ＋１が示される（ｊは１以上ｍ−１以下の整数）。部分等価回路６０の各々は、ＴＣＯ２２のシート抵抗６１（以下、ＴＣＯシート抵抗６１と参照される）と、裏面電極２６のシート抵抗６２（以下、裏面電極シート抵抗６２）とを備える。ＴＣＯシート抵抗６１は、ｎ本の上述のＴＣＯ抵抗５１により構成され、そのｎ本のＴＣＯ抵抗５１は直列に配置される。また、裏面電極シート抵抗６２は、ｎ本の上述の裏面電極抵抗５２により構成され、そのｎ本の裏面電極５２は直列に配置される。
【００５１】
また、部分等価回路６０の各々は、ｎ列の太陽電池セル等価回路７０を更に備える。そのｎ列の太陽電池セル等価回路７０は、ＴＣＯシート抵抗６１と裏面電極シート抵抗６２に挟まれて並列に配置される。図８に示されるように、隣接する太陽電池セル等価回路７０の間には、一本のＴＣＯ抵抗５１と一本の裏面電極５２が配置される。以上のように構成された部分等価回路６０の各々は、並列に配置されたｎ本の接続抵抗５３を介して、隣接する部分等価回路６０と接続される。すなわち、第ｊ段目の部分等価回路６０ｊの裏面電極シート抵抗６２と、第ｊ＋１段目の部分等価回路６０ｊ＋１のＴＣＯシート抵抗６１とは、並列に配置されたｎ本の接続抵抗５３を介して接続される。
【００５２】
また、一つの部分等価回路６０にピンホールに相当する回路が形成される。図８に示されるように、部分等価回路６０ｊ＋１のＴＣＯシート抵抗６１と裏面電極シート抵抗６２の間に、ピンホール回路が接続されている。ピンホール回路は、ＴＣＯ抵抗５６（Ｒａ）、ピンホール抵抗５７（Ｒｐ）、裏面電極抵抗５８（Ｒｂ）により構成される。ここで、Ｒａの幅はＷ、長さはＤ／２に設定される。また、Ｒｃの幅はＷ、長さはＤ／２に設定される。このピンホール回路は、必要に応じて適当な位置に設置することができる。
【００５３】
図９は、本実施の形態に係る太陽電池セル等価回路７０を示す回路図である。太陽電池セル等価回路７０として、図９に示されるような一般的なものが用いられる。つまり、太陽電池セル等価回路７０は、電流源７１、ダイオード７２、内部並列抵抗７３（Ｒｓｈ）、及び内部直列抵抗７４（Ｒｓ）を備える。この太陽電池セル等価回路７０は、ＴＣＯ端子７５を介してＴＣＯシート抵抗６１に接続される。また、この太陽電池セル等価回路７０は、裏面電極端子７６を介して裏面電極シート抵抗６２に接続される（図８参照）。このような太陽電池セル等価回路７０により、一つの太陽電池セル１５の出力電流Ｉ及び出力電圧Ｖが得られる。
【００５４】
以上のように構成された太陽電池モジュール等価回路５０を計算モデルとして用いることによって、太陽電池モジュール１０全体としての安定化発電効率ηｓｔａが算出される。具体的には、上述のように選択された複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅのそれぞれに対応する太陽電池セル等価回路７０の発電効率が、測定された複数の発電効率ηａ〜ηeになるように調整される。また、他の太陽電池セル等価回路７０の発電効率が、測定された膜厚分布（図５参照）に合致するように調整される。このような太陽電池モジュール等価回路５０のＩＶ特性が、ＳＰＩＣＥなどの計算方法により解析され、安定化発電効率ηｓｔａが算出される。
【００５５】
図１０は、本実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を要約して示すフローチャートである。まず、第三の実施の形態の場合と同様の方法で、太陽電池モジュール１０のｉ層２４の膜厚分布が測定される（ステップＳ１、図５参照）。次に、測定されたｉ層膜厚分布に基づき、複数のサンプル点４１ａ〜４１ｅが抽出される（ステップＳ２）。そして、その複数のサンプル点４１ａ〜４１ｅのそれぞれを含む複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅが、太陽電池モジュール１０から分離される（ステップＳ３、図４参照）。その後、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅに対し、所定の条件で光３０が照射される（ステップＳ４）。例えば、５ＳＵＮの強度を有する光３０が、モジュール温度３０℃の条件で２時間照射される。光３０の照射後、複数のサンプル片１１ａ〜１１ｅの各々の発電効率ηが測定され、それぞれにおける（安定化）発電効率ηａ〜ηeが検出される（ステップＳ５）。最後に、発電効率ηａ〜ηｅを参照し、太陽電池モジュール等価回路５０を計算モデルとして用いることにより、太陽電池モジュール１０の特性（モジュール全体の安定化発電効率ηｓｔａなど）が評価される（ステップＳ６）。
【００５６】
以上に説明されたように、本発明の第四の実施の形態において、全体的な安定化発電効率ηｓｔａの算出は、太陽電池モジュール等価回路５０に基づき行われる。具体的には、測定された複数の発電効率ηａ〜ηｅ及びｉ層膜厚分布が太陽電池モジュール等価回路５０に実装され、一般的な計算方法によりＩＶ特性が解析される。これにより、太陽電池モジュール１０の全体的な安定化発電効率ηｓｔａが高精度に予測される。すなわち、本実施の形態によれば、性能分布（ｉ層膜厚分布）を有する太陽電池モジュール１０の場合においても、モジュール全体としての安定化発電効率ηｓｔａが複数のサンプル片（１１ａ〜１１ｅ）から高精度に算出される。つまり、安定化発電効率ηｓｔａの推定誤差が低減される。このように、本実施の形態に係る特性評価方法は、生産の不安定性に対応することが可能である。
【図面の簡単な説明】
【００５７】
【図１】図１は、太陽電池モジュールの構成を示す斜視図である。
【図２】図２は、本発明の第一の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するためのグラフである。
【図３】図３は、本発明の第二の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するための概念図である。
【図４】図４は、本発明の第三の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するための概念図である。
【図５】図５は、太陽電池モジュールにおけるｉ層膜厚分布を示すヒストグラムである。
【図６】図６は、本発明の第三の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を説明するためのグラフである。
【図７Ａ】図７Ａは、太陽電池モジュールの構成を示す概略図である。
【図７Ｂ】図７Ｂは、太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。
【図８】図８は、本発明の第四の実施の形態に係る太陽電池モジュール等価回路を示す回路図である。
【図９】図９は、本発明の第四の実施の形態に係る太陽電池セル等価回路を示す回路図である。
【図１０】図１０は、本発明の第四の実施の形態に係る太陽電池モジュールの特性評価方法を示すフローチャートである。
【符号の説明】
【００５８】
１０    太陽電池モジュール
１１    サンプル片
１５    太陽電池セル
２１    ガラス基板
２２    ＴＣＯ
２３    ｐ層
２４    ｉ層
２５    ｎ層
２６    裏面電極
３０    光
４１    計測点
５０    太陽電池モジュール等価回路
５１    ＴＣＯ抵抗
５２    裏面電極抵抗
５３    接続抵抗
６０    部分等価回路
６１    ＴＣＯシート抵抗
６２    裏面電極シート抵抗
７０    太陽電池セル等価回路
【図１】
0004727155.tif 000002
【図２】
0004727155.tif 000003
【図３】
0004727155.tif 000004
【図４】
0004727155.tif 000005
【図５】
0004727155.tif 000006
【図６】
0004727155.tif 000007
【図７Ａ】
0004727155.tif 000008
【図７Ｂ】
0004727155.tif 000009
【図８】
0004727155.tif 000010
【図９】
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【図１０】
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