JP2007165438A - 太陽電池モジュールの評価方法、及び太陽電池モジュールの評価装置 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽電池モジュールの変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測可能する太陽電池モジュールの評価方法を手供する。
【解決手段】（ａ）太陽電池モジュール１０の位置Ｐ１と位置Ｐ２との間の第１静電容量を計測するステップと、（ｂ）太陽電池モジュール１０を高湿度環境に曝すステップと、（ｃ）高湿度環境暴露後に、太陽電池モジュール１０の位置Ｐ１と位置Ｐ２との間の第２静電容量を計測するステップと、（ｄ）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール１０の浸水状態を評価するステップとを具備する。太陽電池モジュール１０は、基板１、基板１の第１辺１ａから離れた発電セル６、基板１と発電セル６とを覆う保護層２を備える。位置Ｐ２は、第１辺１ａ近傍の保護層２上である。位置Ｐ１は、発電セル６と反対側の基板１上であって発電セル６の第１辺１ａ側の第１端部Ｅ１から第１距離Ｌ１離れている。
【選択図】図７

Description

本発明は、太陽電池に関し、特に太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置に関する。

透光性の基板上にシリコン系薄膜を積層して形成された薄膜シリコン系太陽電池（以下、太陽電池モジュールと称する）が知られている。図１は、従来の太陽電池モジュール１１０を示す図である。太陽電池モジュール１１０は、基板１０１、発電セル１０６、保護膜１０２、及び防水シート１０３を具備する。発電セル１０６は、基板１０１表面上の周囲領域１１４の内側に設けられている。保護膜１０２は、発電セル１０６及び基板１０１表面上の周囲領域１１４を覆うように設けられ、ＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）に例示される。防水シート１０３は、保護膜１０２を覆うように設けられている。

太陽電池モジュール１１０は、アルミニウムのような金属枠１０４に収められ、太陽電池パネルとして主に屋外で使用される。屋外で使用されるとき、太陽電池モジュール１１０と金属枠１０４との隙間には、雨や雪、温度変化に伴う結露等により水１０５が溜まることがある。その水１０５に接している保護膜１０２としてＥＶＡを用いている場合、ＥＶＡは透湿性があるので、長期間経過すると保護膜１０２に水分が浸透し、基板１０１と保護膜１０２との界面１０１ａに水１０７が溜まることになる。そのような水１０７は、発電セル１０６に到達し、化学変化を誘発して発電セル１０６の劣化を引き起こす。

また、発明者らの研究から、以下のような劣化機構が今回初めて明らかになった。図２は、その劣化機構を説明する概念図である。太陽電池モジュール１１０の発電セル１０６で発電された電力は、ケーブル１０９ａを介してインバータ１０８で交流に変換され、外部に取り出される。このときインバータオ１０８はケーブル１０９ｂにより接地されている。一方、太陽電池パネルの金属枠１０４も、ケーブル１０９ｄで接地されている。このとき、長期間の使用により発電セル１０６の端部の界面１０１ａに水１０７が浸入したとき、発電セル１０６−ケーブル１０９ａ−インバータ１０８−ケーブル１０９ｂ−接地間（大地）１０９ｃ−ケーブル１０９ｄ−金属枠１０４−水１０７−発電セル６という閉じた電気回路が形成されることになる。ここで発電セル６では、電食作用のために変質したシリコン膜より剥離が発生したり、保護膜１０２と基板１０１との接着部での接着力の低下により、更に水が浸水しやすくなる。

このように太陽電池パネルは屋外使用において水による劣化を引き起こすため、耐水性を検査する必要がある。その検査方法としては、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９３８「アモルファス太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」に記載された試験がある。図３は、当該ＪＩＳに規定された試験方法の概略を示す概念図である。この方法は、太陽電池モジュール１１０を水中に浸漬し、その電極と水中に設けられた参照電極１１７との間に電源１１５で高電圧Ｅを印加し、太陽電池モジュール１１０の変質の有無を判断する。類似の方法としては、図２において電流計１１６でリーク電流を計測する方法がある。

しかし、ＪＩＳ Ｃ ８９３８の方法では、長期間での太陽電池モジュール１１０の変質の有無を評価するには感度が必ずしも十分とはいえず、変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測することもできない。リーク電流を計測する方法も、浸入した水がリーク回路を形成することが必要であり、太陽電池モジュール１１０の変質が既に始まった段階の検査でありから、この場合も変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測することができない。太陽電池モジュール１１０の変質が発生する前段階での微量な水の浸入量を計測できるような、検査感度の高い方法が求められる。

特開２００３−２０７４７４号公報に静電容量型水分計が開示されている。この静電容量型水分計は、先端側に電極板（３Ａ，３Ｂ）が取り付けられ、手元側は握り部（２３）として形成された一対のハンドル部材（２Ａ，２Ｂ）を互いに回動自在なよう連結し、握り部を開閉操作することにより、先端側の互いに対向する一対の電極板（３Ａ，３Ｂ）の間に被測定物（６）を挾持し得るよう構成した把持具（１）と、上記一対の電極板間に挟まれた被測定物（６）の静電容量を検出し、これから被測定物の含水率を求める測定回路（７）と、上記測定回路を収容し、上記把持具の適宜の箇所に取り付けられる回路ケース（４）と、から構成されたことを特徴とする。

「ＪＩＳ Ｃ ８９３８ アモルファス太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」，１９９５年 特開２００３−２０７４７４号公報

従って、本発明の目的は、太陽電池モジュールの変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測可能な太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置を提供することにある。

本発明の他の目的は、太陽電池モジュールの寿命を評価可能な太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置を提供することにある。

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。

本発明の太陽電池モジュールの評価方法は、（ａ）太陽電池モジュール（１０）の第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第１静電容量を計測するステップと、（ｂ）太陽電池モジュール（１０）を高湿度環境に曝すステップと、（ｃ）高湿度環境暴露後に、太陽電池モジュール（１０）の第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第２静電容量を計測するステップと、（ｄ）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール（１０）の浸水状態を評価するステップとを具備する。太陽電池モジュール（１０）は、基板（１）と、基板（１）の第１辺（１ａ）から離れて設けられ基板（１）上に透明導電層（１１）と光電変換層（１２）と裏面電極層（１３）とをこの順で含む発電セル（６）と、基板（１）と発電セル（６）とを覆う保護層（２）とを備える。第２位置（Ｐ２）は、第１辺（１ａ）近傍の保護層（２）上の位置である。第１位置（Ｐ１）は、発電セル（６）と反対側の基板（１）上であって、発電セル（６）の第１辺（１ａ）側の第１端部（Ｅ１）から第１距離（Ｌ１）離れた位置である。
本発明において、高湿度環境暴露により太陽電池モジュール（１０）の発電セル（６）と基板（１）の端部との間に水が浸入すると、その部分の誘電率が浸入した水により変動する。そこで、水が浸入する領域を含む領域の両端（第１位置（Ｐ１）及び第２位置（Ｐ２））にそれぞれ電極を接続し、高湿度環境暴露の前後で両電極間の静電容量（第１静電容量及び第２静電容量）を計測し、その静電容量の変化を算出することにより、その水の浸入状態（例示：浸水しているか否か、浸水している場合にはその浸水量や浸水位置、浸水範囲）を見積もることが出来る。それにより、非破壊で太陽電池モジュールへの水の浸入し易さを評価することが出来る。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、太陽電池モジュール（１０）は、第１辺と発電セル（６）との間に、溝（１５）により発電セル（６）から分離された端部発電セル（６ａ）を更に備える。（ａ）ステップは、（ａ１）第１電極（Ｂ１）を第１位置（Ｐ１）に、第２電極（Ｂ２）を第２位置（Ｐ２）にそれぞれ取り付けるステップを備える。（ｄ）ステップは、（ｄ１）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、端部発電セル（６ａ）における発電セル（６）側の第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もるステップと、（ｄ２）第３静電容量に基づいて、第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価するステップとを備える。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき端部発電セル（６ａ）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。
本発明において、適当な寸法（第１距離（Ｌ１）、幅（Ｗ１））を満たすように第１電極（Ｂ１）を設けることで、第１静電容量及び第２静電容量の値と第３静電容量の値とを概ね等しくすることができる。それにより、第１静電容量及び第２静電容量とに基づいて、第３静電容量、すなわち、劣化の原因となる閉じた電気回路の形成に重要な第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間の水の浸入程度を見積もることが出来る。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、第１距離（Ｌ１）は、発電セル（６）と端部発電セル（６ａ）との間としての第１方向（Ｙ）の第１幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１幅の１０００倍以上である。
本発明において、第１距離（Ｌ１）及び幅（Ｗ１）をこのように設定することで、第１静電容量及び第２静電容量の値と第３静電容量の値とを概ね等しくすることができる。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ａ）ステップは、（ａ１）第１電極（Ｂ１）を第１位置（Ｐ１）に、第２電極（Ｂ２）を第２位置（Ｐ２）にそれぞれ取り付けるステップを備える。（ｄ）ステップは、（ｄ１）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もるステップと、（ｄ２）第３静電容量に基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価するステップとを備える。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。
本発明において、適当な寸法（第１距離（Ｌ１）、幅（Ｗ１））を満たすように第１電極（Ｂ１）を設けることで、第１静電容量及び第２静電容量の値と第３静電容量の値とを概ね等しくすることができる。それにより、第１静電容量及び第２静電容量とに基づいて、第３静電容量、すなわち、劣化の原因となる閉じた電気回路の形成に重要な第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間の水の浸入程度を見積もることが出来る。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、第１距離（Ｌ１）は、第２電極（Ｂ２）と発電セル（６）との間としての第１方向（Ｙ）の第２幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第２幅の１０００倍以上である。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、前記（ｄ２）ステップは、（ｄ２１）第３静電容量に基づいて、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の浸水量を推定するステップを含む。
本発明において、実験やシミュレーション等により予め設けられた浸水量テーブルを用いることで、容易に浸水量を推定することができる。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ｄ）ステップは、（ｄ３）浸水状態に基づいて、太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定するステップを更に備える。
本発明において、高湿度環境暴露の前後での第３静電容量の変化を見積もることで、太陽電池モジュール（１０）への水の浸入の程度を見積もることが出来る。そして、その水の浸入の程度に基づいて、太陽電池モジュール（１０）の寿命を評価することが出来る。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ｄ３）ステップは、（ｄ３１）第３静電容量と高湿度環境とに基づいて、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定するステップを含む。
本発明において、実験やシミュレーション等により予め設けられた寿命テーブルを用いることで、容易に浸水量を推定することができる。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ｂ）ステップは、（ｂ１）太陽電池モジュール（１０）を、高湿度環境を含む環境変化サイクルに置くステップを備える。
本発明において、太陽電池モジュール（１０）に対して様々な環境変化サイクルを適用することで、良品か否かや耐候性や寿命をより正確に見積もることが出来る。

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、高湿度環境は、所定の温度を有する水または化学物質、及び所定の温度及び湿度を有する高温高湿室内のいずれか一方を含む。
本発明において、太陽電池モジュール（１０）様々な環境に暴露することで、良品か否かや耐候性や寿命をより正確に見積もることが出来る。

本発明の太陽電池モジュールの評価装置は、計測器（４１）と情報処理装置（４２）とを具備する。計測器（４１）は、第１端子（Ｃ１）と第２端子（Ｃ２）とを備え、第１端子（Ｃ１）に接続される第１電極（Ｂ１）と第２端子（Ｃ２）に接続される第２電極（Ｂ２）との間の静電容量を測定する。情報処理装置（４２）は、計測器（４１）に通信可能に接続されている。第１電極（Ｂ１）及び第２電極（Ｂ２）は、それぞれ評価対象である太陽電池モジュール（１０）の第１位置（Ｐ１）及び第２位置（Ｐ２）に接触されている。計測器（４１）は、第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第１静電容量を計測し、その後、太陽電池モジュール（１０）を高湿度環境に置いた後に、第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第２静電容量を計測する。情報処理装置（４２）は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール（１０）の浸水状態を評価する。太陽電池モジュール（１０）は、基板（１）と、基板（１）の第１辺（１ａ）から離れて設けられ基板（１）上に透明導電層（１１）と光電変換層（１２）と裏面電極層（１３）とをこの順で含む発電セル（６）と、基板（１）と発電セル（６）とを覆う保護層（２）とを備える。第２位置（Ｐ２）は、第１辺（１ａ）近傍の保護層（２）上の位置である。第１位置（Ｐ１）は、発電セル（６）と反対側の基板（１）上であって、発電セル（６）の第１辺（１ａ）側の第１端部（Ｅ１）から第１距離（Ｌ）離れた位置である。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、太陽電池モジュール（１０）は、第１辺と発電セル（６）との間に、溝（１５）により発電セル（６）から分離された端部発電セル（６ａ）を更に備える。情報処理装置（４２）は、静電容量算出部（５１）と、記憶部（５３）と、評価部（５２）とを備える。静電容量算出部（５１）は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、端部発電セル（６ａ）における発電セル（６）側の第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もる。記憶部（５３）は、第３静電容量を格納する。評価部（５２）は、第３静電容量に基づいて、第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価する。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき端部発電セル（６ａ）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、第１距離（Ｌ１）は、発電セル（６）と端部発電セル（６ａ）との間としての第１方向（Ｙ）の第１幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１幅の１０００倍以上である。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、情報処理装置（４２）は、静電容量算出部（５１）と、記憶部（５３）と、評価部（５２）とを備える。静電容量算出部（５１）は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もる。記憶部（５３）は、第３静電容量を格納する。評価部（５２）は、第３静電容量に基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価する。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、第１距離（Ｌ１）は、第２電極（Ｂ２）と発電セル（６）との間としての第１方向（Ｙ）の第２幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第２幅の１０００倍以上である。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、記憶部（５３）は、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを格納している。評価部（５２）は、第３静電容量に基づいて、その浸水量テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の浸水量を推定する。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、前記評価部（５２）は、更に、前記浸水状態に基づいて、前記太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定する。

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、記憶部（５３）は、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを格納している。評価部（５２）は、第３静電容量と高湿度環境とに基づいて、その寿命テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定する。

本発明により、太陽電池モジュールの変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測可能となる。太陽電池モジュールの寿命を評価可能となる。

以下、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態に関して、添付図面を参照して説明する。

まず、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の評価対象となる太陽電池モジュールの構成について、添付図面を参照して説明する。図４は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す上面図である。太陽電池モジュール１０は、基板１と、基板１上に設けられた発電セル６とを具備する。ここでは、説明しやすさのために、これらの上に設けられる後述の保護膜２及び防水シート３を省略している。

基板１は、第１辺１ａと、第１辺１ａと対向する第２辺１ｂと、第１辺１ａと第２辺１ｂとの間の第３辺１ｃと、第３辺１ｃに対向する第４辺１ｄとを有する。基板１は、透光性を有しており、例えばガラスが好適である。

発電セル６は、基板１表面における薄膜の無い周囲領域１４の内側に設けられている。発電セル６は、複数の単セル７を備える。複数の単セル７は、Ｘ方向に並び互いに直列に接続されている。単セル７は、Ｙ方向へ伸びる短冊形状を有する。発電セル６は、端部発電セル６ａ、６ｂを更に備える。端部発電セル６ａは、第１辺１ａと発電セル６との間に、第１辺１ａに平行なＸ方向絶縁溝１５ａにより発電セル６から分離されたものである。端部発電セル６ｂは、第２辺１ｂと発電セル６との間に、第２辺１ｂに平行なＸ方向絶縁溝１５ｂにより発電セル６から分離されたものである。

発電セル６は、例えば、シリコン系薄膜太陽電池である。ここで、シリコン系とはシリコン（Ｓｉ）やシリコンカーバイド（ＳｉＣ）やシリコンゲルマニウム（ＳｉＧｅ）のようなシリコンを含む材料の総称である。シリコン系薄膜太陽電池とは、アモルファスシリコン系、微結晶シリコン系、アモルファスシリコン系と微結晶シリコン系とを積層させたタンデム型を含む太陽電池を表す。ただし、微結晶シリコン系とは、アモルファスシリコン系（非晶質シリコン系）以外のシリコン系を意味するものであり、多結晶シリコン系や非晶質を含んだ結晶質シリコン系も含まれる。

Ｘ方向絶縁溝１５ａ及びＸ方向絶縁溝１５ｂは、深さ方向に関して、複数の単セル７の表面である裏面電極層１３から基板１の表面へ伸び、基板１表面に達している。ただし、基板１の強度を確保するために、基板１の中まで伸びていないことが好ましい。一方、長さ方向に関して、Ｘ方向に伸びている。そして、一方の端が第３辺１ｃの近傍まで伸び、他方の端が第４辺１ｄの近傍まで伸びている。そして、両端が基板１の端に達していない。Ｘ方向絶縁溝１５の幅は、例えば５０〜１００μｍである。

図５は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。図４のＸＸ断面のＡ部を示している。太陽電池モジュール１０は、前述のように、基板１と、基板１上に設けられた発電セル６と、基板１の周囲領域１４及び発電セル６を覆うように設けられた保護膜２と、保護膜２上に設けられた防水シート３を具備する。

防水シート３は、発電セル６上の保護膜２を覆うように設けられている。ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）シート／ＡＬ箔／ＰＥＴシートの三層構造を有するシートに例示される。保護膜１０２は、発電セル６及び基板１表面上の周囲領域１４を覆うように設けられている。ＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）に例示される。膜厚は、３０〜５０μｍである。複数の単セル７の各々は、基板１上に設けられ、第１辺１ａに沿ってＸ方向に並び、互いに直列に接続されている。単セル７は、透明導電層１１、光電変換層１２及び裏面電極層１３を含む。

透明導電層１１は、基板１上に製膜され、Ｘ方向に伸びる溝１５により複数の短冊状の単セル７の各々に対応するように分割されている。膜厚は、５００〜８００ｎｍである。溝１７は、深さ方向に関して透明導電層１１の表面から基板１の表面へ伸びている。長さ方向に関して第１辺１ａ及び第２辺１ｂの近傍まで伸び、基板１の端に達していない。溝１７の幅は、例えば１０〜５０μｍである。光電変換層１２は、薄膜シリコンのｐ層、ｉ層、ｎ層を積層したもの、更には、この積層したものを複数積層したタンデム型、トリプル型太陽電池を構成している。光電変換層１２は、透明導電層１１上に設けられ、溝１７の隣近傍にＹ方向に伸びる溝１８により複数の単セル７の各々に対応するように分割されている。溝１８は、深さ方向に関して光電変換層１２の表面から透明導電層１１の表面へ伸びている。裏面電極層１３は、光電変換層１２上に設けられ、溝１８の隣近傍にＹ方向に伸びる溝１９により複数の単セル７の各々に対応するように分割されている。溝１９は、深さ方向に関して裏面電極層１３の表面から光電変換層１２の表面へ伸びている。

図６は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す他の断面図である。図４のＹＹ断面のＡ部を示している。太陽電池モジュール１０は、前述のように、更に、端部発電セル６ａと端部発電セル６ｂ（本図で図示されず）を具備する。

防水シート３は、発電セル６のみならず、端部発電セル６ａ及び端部発電セル６ｂ上の保護膜２を覆うように設けられている。Ｘ方向絶縁溝１５ａは、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間に設けられている。同様に、図示されないがＸ方向絶縁溝１５ｂは、発電セル６の端部と端部発電セル６ｂの端部との間に設けられている。

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成について説明する。図７は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。ここで、太陽電池モジュール１０については、図６と同様に図４のＹＹ断面のＡ部を示し、水の影響を受けて保護膜２と基板１との間に水３１、３２が浸入した状態を示している。水３１は、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの一方の端部Ｅ２との間（Ｘ方向絶縁溝１５ａ）における保護膜２と基板１との間の水である。水３２は、端部発電セル６ａの他方の端部Ｅ３と第１辺１ａとの間における保護膜２と基板１との間の水である。

本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、評価装置を用いて、水３１の浸水状況を評価する。発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間（Ｘ方向絶縁溝１５ａ）に水が浸入すると、図２で説明したように閉じた電気回路が形成され、太陽電池モジュール１０に重大な影響を及ぼすからである。この場合、測定対象は、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間の静電容量Ｃ２である。

太陽電池モジュールの評価装置４０は、交流特性計測器４１と情報処理装置４２とを具備する。
交流特性計測器４１は、第１端子Ｄ１と第２端子Ｄ２とを備え、第１端子Ｄ１に接続される第１電極Ｂ１と第２端子Ｄ２に接続される第２電極Ｂ２との間の静電容量を測定する。ここで、第１電極Ｂ１及び第２電極Ｂ２は、測定時に、それぞれ評価対象である太陽電池モジュール１０の第１位置Ｐ１及び第２位置Ｐ２に接触される。

ただし、第２位置Ｐ２は、第１辺１ａ近傍の保護層２上の位置である。第１位置Ｐ１は、発電セル６と反対側の基板１上であって、発電セル６の第１辺１ａ側の端部Ｅ１から距離Ｌ１離れた位置である。後述するように、距離Ｌ１は、発電セル６の透明導電層１１と第１電極Ｂ１との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１は、端部発電セル６ａの透明導電層１１と第１電極Ｂ１との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。例えば、距離Ｌ１は、測定対象（Ｃ２）におけるＹ方向の幅Ｌ２の１０００倍以上であり、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１は、測定対象（Ｃ２）の幅Ｌ２の１０００倍以上である。

情報処理装置４２は、パーソナルコンピュータに例示され、交流特性計測器４１とデータの通信が可能なように接続されている。交流特性計測器４１の計測結果に基づいて太陽電池モジュール１０の浸水状態を評価する。情報処理装置４２は、コンピュータプログラムとしての静電容量算出部５１及び寿命評価部５２と、ハードディスクやメモリのような記憶装置としての記憶部５３とを備える。静電容量算出部５１及び寿命評価部５２は、記憶部５３としてのハードディスクに格納されており、動作時に記憶部５３としてのメモリに展開され、ＣＰＵ（ｃｅｎｔｒａｌ ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ ｕｎｉｔ）により実行される。

静電容量算出部５１は、交流特性計測器４１の計測結果に基づいて、測定対象の静電容量を見積もる。
例えば、静電容量Ｃ２を見積もる。記憶部５３は、見積もられた静電容量を記憶する。また、静電容量算出部５１及び寿命評価部５２の実行に必要なデータ（テーブル）を格納している。寿命評価部５２は、見積もられた静電容量に基づいて、測定対象部位の浸水状態を評価する。例えば、端部Ｅ２と端部Ｅ１との間（静電容量Ｃ２の位置）における基板１と保護層２との間の浸水状況を評価する。寿命評価部５２は、更に、評価された浸水状態に基づいて、太陽電池モジュール１０の寿命を推定する。

図８は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略平面図及び概略断面図である。ここでは交流特性計測器４１、情報処理装置４２、その配線及び防水シート３を省略している。第１電極Ｂ１、第２電極Ｂ２、発電セル６、端部発電セル６ａ、端部Ｅ１及び端部Ｅ２の位置関係が示されている。図中、左端の発電セル６と端部発電セル６ａとの間の測定対象（Ｃ２）について評価をするために、第１電極Ｂ１は、当該発電セル６を含む広範囲の領域に対応する位置に設けられた大面積の電極となる。一方、第２電極Ｂ２は、当該端部発電セル６ａの直ぐ横に対応する位置に設けられた小面積の電極となる。そして、第２電極Ｂ２との位置を右にずらし、必要に応じて第１電極Ｂ１の位置を右にずらして行くことで、他の発電セル６と端部発電セル６ａとの間の測定対象（Ｃ２）についても同様に測定することができる。それにより、浸水量に加えて浸水位置及び浸水範囲を知ることができる。

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価方法における静電容量Ｃ２の計測原理について説明する。
図７に示すように、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の等価回路は、静電容量Ｃ３、抵抗Ｒ１、静電容量Ｃ２、静電容量Ｃ１、及び静電容量Ｃ４で構成される。静電容量Ｃ３は、発電セル６の透明導電層１１と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が誘電体である。抵抗Ｒ１は、透明導電層１１で形成される。静電容量Ｃ２は、発電セル６の透明導電層１１と端部発電セル６ａの透明導電層１１とで形成され、水３１及び保護膜２が誘電体である。静電容量Ｃ１は、端部発電セル６ａの透明導電層１１と第２電極Ｂ２とで形成され、保護膜２が主な誘電体である。静電容量Ｃ４は、端部発電セル６ａの透明導電層１１と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が誘電体である。

ここで、太陽電池モジュール１０が高湿度雰囲気に曝され、水３１が増えていく場合、その浸入水３１の影響が誘電率の変化として静電容量Ｃ２に現れる。したがって、高湿度雰囲気に曝される前後の静電容量Ｃ２の変化（静電容量Ｃ２の経時的な変化）を計測することで、水３１の浸水量を見積もることができる。

ここで、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の静電容量をＣとし、静電容量Ｃ４を無視できるとすれば、以下の式が成り立つ。
１／Ｃ＝１／Ｃ１＋１／Ｃ２＋１／Ｃ３ …（１）
したがって、Ｃ１及びＣ３がＣ２に比較して十分に大きい（１０^３オーダー以上）ならば、
１／Ｃ＝１／Ｃ２ …（２）
とみなすことができる。一般に、Ｃ＝εＳ／ｄが成り立つことから、Ｃ１及びＣ３のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に大きく（１０^３オーダー以上）すればよい。

Ｃ２において、距離ｄ（幅Ｌ２）は１０^１μｍのオーダーである。面積Ｓ（単セル７のＸ方向の幅×透明導電層１１の膜厚）は、１０^３μｍ×１０^０μｍのオーダーである。したがって、Ｓ／ｄは１０^２μｍのオーダーである。

Ｃ３において、Ｃ３がＣ２に比較して１０^３オーダー以上の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０^２μｍ（Ｃ２）×１０^３＝１０^５μｍのオーダーである必要がある。Ｃ３の距離ｄ（基板１の厚み）は１０^３μｍのオーダーであるから、Ｃ３の面積Ｓは、１０^３μｍ（距離ｄ）×１０^５μｍ＝１０^８μｍ^２＝１０^２ｍｍ^２のオーダーとなる。したがって、Ｃ３すなわち第１電極Ｂ１の面積Ｓが１０^２ｍｍ^２のオーダーとなるから、第１電極Ｂ１を矩形とみなせば、その一辺に相当する幅Ｗ１は約１０^１ｍｍ程度となる。すなわち、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１を、Ｃ２の幅Ｌ２の１０００倍（１０^３倍）以上とすればよいことになる。

同様に、Ｃ１において、Ｃ１がＣ２に比較して１０^３オーダー以上の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０^５μｍのオーダーである必要がある。Ｃ１の距離ｄ（保護膜２の膜厚）は１０^１μｍのオーダーであるから、Ｃ１の面積Ｓは、１０^１μｍ（距離ｄ）×１０^５μｍ＝１０^６μｍ^２＝１０^０ｍｍ^２のオーダーとなる。したがって、Ｃ１すなわち第２電極Ｂ２の面積Ｓが１０^０ｍｍ^２のオーダーとなるから、第２電極Ｂ２を矩形とみなせば、その一辺は約１０^０ｍｍ程度となる。すなわち、第２電極Ｂ２の幅を、Ｃ２の幅Ｌ２の１００倍（１０^２倍）以上とすればよいことになる。その一方で、第２電極Ｂ２が大きすぎると、第２電極Ｂ２と第１電極Ｂ１との間の直接的な静電容量（図７中、図示せず）が問題になる可能性があるので、できるだけ小さくすることが好ましい。以上から、その一辺は約１０^０ｍｍ程度とする。

一方、Ｃ４を式（１）で無視するためには、Ｃ２に並列なＣ４が、Ｃ２に比較して十分に小さい（１０^−３オーダー以下）、すなわち、Ｃ４のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に小さく（１０^−３オーダー以下）すればよい。Ｃ４において、Ｃ４がＣ２に比較して１０^−３オーダー以下の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０^２μｍ（Ｃ２）×１０^−３＝１０^−１μｍのオーダーである必要がある。Ｃ４の面積Ｓ（端部発電セル６ａ側の単セル７のＸ方向の幅×透明導電層１１の膜厚）は、１０^４μｍ×１０^０μｍのオーダーである。したがって、Ｃ４の距離ｄは、（１０^４μｍ×１０^０μｍ）／（１０^−１μｍ）＝１０^５μｍ＝１０^２ｍｍ程度となる。すなわち、幅Ｌ２と距離Ｌ１との和が概ね１０^２ｍｍ程度以上必要となる。幅Ｌ２は、１０^１μｍのオーダーであるから無視できるので、距離Ｌ１が概ね１０^２ｍｍ程度以上となる。すなわち、距離Ｌ１を、Ｃ２の幅Ｌ２の１０００倍以上とすればよいことになる。

以上から、Ｃ３において、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍（１０^３倍）以上とし、Ｃ１において、第２電極Ｂ２の幅をＣ２の幅Ｌ２の１００倍（１０^２倍）以上とし、Ｃ４において、距離Ｌ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍以上とすれば、図７の等価回路において上記（２）式が成り立つことになる。

次に、静電容量Ｃ２を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法の原理について説明する。まず、太陽電池モジュール１０が水の影響を受けた場合、上記静電容量Ｃ２がどのように変化するかについて説明する。図９は、太陽電池モジュール１０について浸水試験（高湿度環境試験：後述）を行ったときの試験時間と静電容量との関係を示すグラフである。縦軸は静電容量Ｃ２の値を示し、横軸は浸水試験の試験時間ｔである。太陽電池モジュール１０は、浸水試験前（原点）は、Ｃ２＝Ｃ２（０）の値を示す。そして、浸水試験後（ｔ＝ｔ０）、太陽電池モジュール１０の防水シート３内部に凝集した水により、静電容量Ｃ２は誘電率の変化に伴いその容量を変化させる。このとき、太陽電池モジュール１０が良品ならば、浸水試験後（ｔ＝ｔ０）、曲線Ｑ１に示すように、Ｃ２＝Ｃ２（１）（＞Ｃ２（０））の値を示す。Ｃ２がわずかに上昇するのは、保護膜２がわずかに水を吸収するためであり、浸水試験の条件と保護膜２の物性（含水率）から決まる値である。一方、太陽電池モジュール１０が不良品ならば、浸水試験後（ｔ＝ｔ０）、基板１と保護膜２との間に水が浸入するため、Ｃ２が更に増加し、曲線Ｑ２やＱ３に示すように、Ｃ２＝Ｃ２（２）（＞Ｃ２（１））やＣ２（３）（＞Ｃ２（２））のような値を示す。

ここで、個々の太陽電池モジュール１０によって、Ｃ２（０）の値はやや異なるが、差Δ＝Ｃ２（１）−Ｃ２（０）（、Ｃ２（２）−Ｃ２（０））は概ね等しい。したがって、予めシミュレーションや実験により良品及び不良品と差Δとの関係（記憶部５３に格納、太陽電池モジュールの構造ごと）を求めておけば、浸水試験前後のＣ２を測定して差Δを求めることで、その太陽電池モジュール１０が良品か不良品かを評価することが出来る。更に、差Δの大きさに基づいて、太陽電池モジュール１０のレベル分けを行うことも可能である。その場合、レベルと差Δとの関係を記憶部５３に予め格納しておく。

また、予めシミュレーションや実験により保護膜２と基板１との間に浸入した水分量（浸水量）と差Δとの関係（記憶部５３に格納、太陽電池モジュールの構造ごと）を求めておけば、浸水試験前後のＣ２を測定して差Δを求めることで、その太陽電池モジュール１０に浸入した水分量を見積もることが出来る。

更に、静電容量Ｃ２を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法における太陽電池モジュールの寿命算出の原理について説明する。Ｃ２の値から寿命を算出する方法としては、以下の方法が考えられる。まず、浸水試験の条件と浸水試験後の差Δの大きさと残りの寿命とを関連付けたテーブルを、実験的又はシミュレーションで予め求めておく（記憶部５３に格納、太陽電池モジュールの構造ごと）。テーブルのデータの一例としては、
試験条件：湿度９０％、温度８０℃、時間２時間；差Δ：１０ｐＦ；寿命：２０年、
試験条件：湿度９０％、温度８０℃、時間２時間；差Δ：３０ｐＦ；寿命：１５年、
試験条件：湿度９０％、温度８０℃、時間２時間；差Δ：５０ｐＦ；寿命：１０年、
などである。次に、浸水試験前後のＣ２を測定して差Δを求め、その試験条件とその差Δと上記テーブルとに基づいて、寿命を算出する。データの中間の値は外挿（内挿）で求める。

上記のように、本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、本発明の太陽電池モジュールの評価装置を用いて静電容量Ｃ２の変化を測定することで、太陽電池モジュールの出来や寿命を評価することが可能となる。

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態について説明する。ここでは、図４〜図６を用いて説明した太陽電池モジュール１０について、図７を用いて説明した太陽電池モジュールの評価装置により評価を行う方法について説明する。図１０は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態を示すフローチャートである。

（１）ステップＳ０１：太陽電池モジュール１０の第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の第１静電容量を計測する。
図７を参照して、水による影響を受けていない太陽電池モジュール１０を準備し、第１電極Ｂ１を第１位置Ｐ１に、第２電極Ｂ２を第２位置Ｐ２にそれぞれ取り付ける。第１位置Ｐ１は、発電セル６と反対側の基板１上であって、発電セル６の第１辺１ａ側の第１端部Ｅ１から第１距離Ｌ離れた位置である。第２位置Ｐ２は、第１辺１ａ近傍の保護層２上の位置である。距離Ｌ１は、測定対象Ｃ２におけるＹ方向の幅Ｌ２の１０００倍以上である。第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１は、測定対象Ｃ２の幅Ｌ２の１０００倍以上である。第２電極Ｂ２の幅は、その一辺を約１０^０ｍｍ程度とする。このようにすることで図７に示した等価回路のうち、Ｃ１、Ｃ３、Ｃ４を無視することができ、上記（２）式を用いることができる。
交流特性計測器４１は、第１端子Ｄ１と第２端子Ｄ２とを介して第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の静電容量を計測し、情報処理装置４２へ出力する。情報処理装置４２の静電容量算出部５１は、計測された静電容量と（２）式に基づいて、Ｃ２として第１静電容量を算出する。記憶部５３は、この第１静電容量の値を格納する。ただし、計測された静電容量は（２）式のＣに代入される。この第１静電容量は、水の影響を受けていない場合の値であるＣ２（０）となる。なお、静電容量算出部５１は、この部分の動作をステップＳ０３において行っても良い。
（２）ステップＳ０２：
太陽電池モジュール１０に浸水試験（高湿度環境試験）を実施する。
第１静電容量を計測し各電極を取り外した後、太陽電池モジュール１０に浸水試験を実施する。浸水試験（高湿度環境試験）は、太陽電池モジュール１０を高湿度環境に曝露する試験である。浸水試験の条件（高湿度環境）は、例えば、湿度９０％、温度８０℃、暴露時間２時間である。ただし、浸水試験の条件（高湿度環境）は、この例に限定されるものではなく、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９３８「アモルファス太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」に記載された試験に用いられる耐水性に関わる試験（例示：温湿度サイクル試験、塩水噴霧試験、防水試験、耐湿性試験）の条件を用いることができる。更に、化学物質（例示：劣化の原因となりうるような酸性物質（酸性雨等を想定）及びアルカリ性物質（鳥の糞を想定））中への浸漬等を行っても良い。
（３）ステップＳ０３
浸水試験後に、太陽電池モジュール１０の第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の第２静電容量を計測する。
ステップＳ０１と同様に、図７を参照して、浸水試験後の太陽電池モジュール１０について、第１電極Ｂ１を第１位置Ｐ１に、第２電極Ｂ２を第２位置Ｐ２にそれぞれ取り付ける。第１位置Ｐ１、第２位置Ｐ２、距離Ｌ１、幅Ｗ１及び第２電極Ｂ２の幅は、ステップＳ０１の同じであり、上記（２）式を用いることができる。
交流特性計測器４１は、第１端子Ｄ１と第２端子Ｄ２とを介して第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の電容量を再度計測し、情報処理装置４２へ出力する。情報処理装置４２の静電容量算出部５１は、計測された静電容量と（２）式に基づいて、Ｃ２として第２静電容量を算出する。記憶部５３は、この第２静電容量の値を格納する。ただし、計測された静電容量は（２）式のＣに代入される。太陽電池モジュール１０は、高湿度環境に暴露されたこと（ステップＳ０２）に伴い水の影響を受けている。したがって、太陽電池モジュール１０は、保護膜２が水を吸収していたり、図７に示したように水３１や水３２が存在している可能性がある。すなわち、この第２静電容量は、水の影響を受けた場合の値であるＣ２（１）やＣ２（２）やＣ２（３）のような値となる。
（４）ステップＳ０４
第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール１０の浸水状態を評価する（屋外暴露後の変質を見積もる）。
情報処理装置４２の寿命評価部５２は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、浸水試験前後の静電容量Ｃ２の差Δ（第１静電容量−第２静電容量）を見積もる。そして、記憶部５３に格納された良品及び不良品と差Δとの関係に基づいて、太陽電池モジュール１０を良品と不良品とに分けることが出来る。又は、記憶部５３に格納されたレベルと差Δとの関係に基づいて、太陽電池モジュール１０をレベル分けすることが出来る。
また、情報処理装置４２の寿命評価部５２は、見積もられた差Δと、記憶部５３に格納された浸水量と浸水試験後の差Δの大きさとを関連付けたテーブルとに基づいて、保護膜２と基板１との間に浸入した水分量を見積もる。
また、情報処理装置４２の寿命評価部５２は、見積もられた差Δと、浸水試験条件と、記憶部５３に格納された浸水試験の条件と浸水試験後の差Δの大きさと残りの寿命とを関連付けたテーブルとに基づいて、太陽電池モジュール１０の寿命を見積もる。

以上の本発明の太陽電池モジュールの評価装置を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法により、太陽電池モジュールを良品と不良品とに分けることや、レベル分けすることや、浸水量を見積もることが出来るとともに、その寿命を見積もることが可能となる。

図１１は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法と従来のリーク電流を用いた評価方法とを比較した結果を示すグラフである。図１１（ａ）は本発明の太陽電池モジュールの評価方法の結果を示す。縦軸（リニアスケール）は静電容量増加分すなわち静電容量Ｃ２の差Δを示し、横軸は環境温度すなわち浸水試験の温度を示す。丸印は浸水試験において純水に浸漬したこと（湿度１００％）を示し、四角印は硫酸水溶液（ｐＨ１．３）中に浸漬したことを示し、三角印はアンモニア水（ｐＨ１１）中に浸漬したことを示す。ただし、硫酸水溶液及びアンモニア水中の浸漬は２５℃のみである。図１１（ｂ）は従来のリーク電流を用いた評価方法を示す。縦軸（ログスケール）はリーク電流の増加分を示し、横軸は浸水試験の環境温度を示す。丸印、四角印及び三角印は図１１（ａ）と同様であり、硫酸水溶液及びアンモニア水中の浸漬は２５℃のみである。

本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、２５℃では変化がないが、６０℃、８０℃と温度が上がるに連れて、静電容量Ｃ２が大きくなっていく傾向にあることがわった。すなわち、温度が高くなるに連れて、保護膜２と基板１との間に浸入する水分が多くなって行くことを示している。一方、従来のリーク電流を用いた評価方法でも、２５℃では変化がないが、６０℃、８０℃と温度が上がるに連れて、同様に、リーク電流が大きくなっていく傾向にあることがわった。両グラフを比較すると、本発明の太陽電池モジュールの評価方法で見積もられる静電容量Ｃ２の変化すなわち浸水量と従来のリーク電流を用いた評価方法（ＪＩＳ試験）におけるリーク電流との間に相関があることを見出した。すなわち、オ本発明の太陽電池モジュールの評価方法は、リーク電流を用いる方法と同等の評価を行うことができることが分かる。

また、リーク電流と膜変質量は比例関係にあるため、膜変質量が限界に達する期間（寿命）を推定できる。同様に、本発明における太陽電池モジュールの評価方向における静電容量と浸水量とは概ね比例関係にあり、浸水量と膜変質量とは概ね比例関係にあることから、膜変質量が限界に達する期間（寿命）を推定できる。すなわち、本発明における太陽電池モジュールの評価方向においても、静電容量を求めることで太陽電池モジュールの寿命を推定することができる。

本発明において、太陽電池モジュールの所定の位置に設けた二つの電極間の静電容量を浸水試験の前後で計測することで、保護膜と基板との間に浸入した水を検出し、その量を見積もることが出来る。それにより、太陽電池モジュールを良品と不良品とに分けたり、その寿命を予測することが可能となる。

なお、上記実施の形態では、端部発電セル６ａが存在する場合について説明しているが、本発明がそれに限定されるものではない。図１２は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。太陽電池モジュールの評価装置４０は、図７の場合と同じであるが、評価される太陽電池モジュール１０の構造において端部発電セル６ａがない点で、図７の場合と異なる。水３３は、発電セル６の端部Ｅ１と第１辺１ａとの間における保護膜２と基板１との間の水である。

図１２の場合、本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、評価装置を用いて、水３３の浸水状況を評価する。発電セル６の端部Ｅ１と第１辺１ａとの間に水が浸入すると、図２で説明したように閉じた電気回路が形成され、太陽電池モジュール１０に重大な影響を及ぼすからである。この場合、測定対象は、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間の静電容量Ｃ５である。

太陽電池モジュールの評価装置４０については図７の場合と同様であるからその説明を省略する。

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価方法における静電容量Ｃ５の計測原理について説明する。
図１２に示すように、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の等価回路は、静電容量Ｃ３、抵抗Ｒ１、静電容量Ｃ２、及び静電容量Ｃ７で構成される。静電容量Ｃ３は、発電セル６の透明導電層１１と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が誘電体である。抵抗Ｒ１は、透明導電層１１で形成される。静電容量Ｃ２は、発電セル６の透明導電層１１と第２電極Ｂ２とで形成され、水３３が主な誘電体である。静電容量Ｃ７は、第２電極Ｂ２と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が主な誘電体である。

ここで、太陽電池モジュール１０が高湿度雰囲気に曝され、水３３が増えていく場合、その浸入水３３の影響が誘電率の変化として静電容量Ｃ２に現れる。したがって、高湿度雰囲気に曝される前後の静電容量Ｃ２の変化（静電容量Ｃ２の経時的な変化）を計測することで、水３３の浸水量を見積もることができる。

ここで、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の静電容量をＣとし、静電容量Ｃ７を無視できるとすれば、以下の式が成り立つ。
１／Ｃ＝１／Ｃ２＋１／Ｃ３ …（１）
したがって、Ｃ３がＣ２に比較して十分に大きい（１０^３オーダー以上）ならば、
１／Ｃ＝１／Ｃ２ …（２）
とみなすことができる。一般に、Ｃ＝εＳ／ｄが成り立つことから、Ｃ３のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に大きく（１０^３オーダー以上）すればよい。

第２電極Ｂ２は、発電セル６の端部Ｅ１から数ｍｍの位置に取り付けられ、その形状が一辺数ｍｍの矩形とする。Ｃ２において、第２電極Ｂ２と発電セル６の端部Ｅ１との距離ｄ（幅Ｌ３）は１０^０ｍｍのオーダーである。面積Ｓ（第２電極Ｂ１の面積）は、１０^０ｍｍ×１０^０ｍｍのオーダーである。したがって、Ｓ／ｄは１０^０ｍｍのオーダーである。

Ｃ３において、Ｃ３がＣ２に比較して１０^３オーダー以上の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０^０ｍｍ（Ｃ２）×１０^３＝１０^３ｍｍのオーダーである必要がある。Ｃ３の距離ｄ（基板１の厚み）は１０^０ｍｍのオーダーであるから、Ｃ３の面積Ｓは、１０^３ｍｍ（距離ｄ）×１０^３ｍｍ＝１０^６ｍｍ^２のオーダーとなる。したがって、Ｃ３すなわち第１電極Ｂ１の面積Ｓが１０^６ｍｍ^２のオーダーとなるから、第１電極Ｂ１を矩形とみなせば、その一辺に相当する幅Ｗ１は約１０^３ｍｍ程度となる。すなわち、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１を、Ｃ２の幅Ｌ３の１０００倍（１０^３倍）以上とすればよいことになる。

一方、Ｃ７を式（１）で無視するためには、Ｃ２に並列なＣ７が、Ｃ２に比較して十分に小さい（１０^−３オーダー以下）、すなわち、Ｃ７のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に小さく（１０^−３オーダー以下）すればよい。Ｃ７において、Ｃ７がＣ２に比較して１０^−３オーダー以下の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０^０ｍｍ（Ｃ２）×１０^−３＝１０^−３ｍｍのオーダーである必要がある。Ｃ７の面積Ｓ（第２電極Ｂ２の面積）は、１０^０ｍｍ×１０^０ｍｍのオーダーである。したがって、Ｃ４の距離ｄは、（１０^０ｍｍ×１０^０ｍｍ）／（１０^−３ｍｍ）＝１０^３ｍｍ程度となる。すなわち、幅Ｌ３と距離Ｌ１との和が概ね１０^３ｍｍ程度以上必要となる。幅Ｌ３は、１０^０ｍｍのオーダーであるから無視できるので、距離Ｌ１が概ね１０^３ｍｍ程度以上となる。すなわち、距離Ｌ１を、Ｃ２の幅Ｌ３の１０００倍以上とすればよいことになる。

以上から、Ｃ３において、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍（１０^３倍）以上とし、Ｃ７において、距離Ｌ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍以上とすれば、図７の等価回路において上記（２）式が成り立つことになる。

静電容量Ｃ２を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法の原理（図９を含む）及び本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態（図１０を含む）については、図７の場合と同様であるのでその説明を省略する。この場合にも、図７の場合と同様の効果を得ることができる。

なお、上記実施の形態では、静電容量Ｃ２の静電容量のみを調べているが、本発明はそれに限定されるものではない。例えば、交流特性計測器４１により、静電容量Ｃ２の周波数特性（静電容量と純抵抗）を用いて、浸水の状況を評価することも可能である。例えば、予め実験やシミュレーション等で浸水の状況（浸水量、浸水位置、浸水範囲など）と周波数特性（静電容量と純抵抗）との関係を求めておき（記憶部５３に格納）、それと測定値との比較により、浸水の状況を評価できる。これにより、更に詳細に浸水の状況を評価することが出来る。

本発明の評価方法では、浸入した水（水蒸気）がリーク回路を形成する前すなわち太陽電池モジュールが変質してしまう前でも水の浸入を評価することが出来る。したがって、長期間の屋外曝露後に生じる可能性のある変質を高感度に検出できる。すなわち、太陽電池モジュールが変質してしまう前にその良否診断を行うことが出来る。そして、その評価により、その太陽電池モジュールの寿命を評価することが出来る。

本発明の評価方法では、太陽電池モジュールを破壊することなく、交流特性を用いる非破壊の方法で評価することが出来る。すなわち、評価後の太陽電池モジュールを使用することが出来る。それにより、劣化試験のコストを抑えることが可能となる。

図１は、従来の太陽電池モジュールを示す図である。 図２は、その劣化機構を説明する概念図である。 図３は、ＪＩＳに規定された試験方法の概略を示す概念図である。 図４は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す上面図である。 図５は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。 図６は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す他の断面図である。 図７は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。 図８は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略平面図及び概略断面図である。 図９は、太陽電池モジュールについて浸水試験を行ったときの試験時間と静電容量との関係を示すグラフである。 図１０は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態を示すフローチャートである。 図１１は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法と従来のリーク電流を用いた評価方法とを比較した結果を示すグラフである。 図１２は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。

符号の説明

１ 基板
１ａ 第１辺
１ｂ 第２辺
１ｃ 第３辺
１ｄ 第４辺
２ 保護膜
３ 防水シート
１１ 透明導電層
１２ 光電変換層
１３ 裏面電極層
１４ 周囲領域
１５、１５ａ、１５ｂ Ｘ方向絶縁溝
１７、１８、１９ 溝
６ 発電セル
６ａ、６ｂ 端部発電セル
７ 単セル
１０ 太陽電池モジュール
３１、３２、３３ 水
４０ 太陽電池モジュール評価装置
４１ 交流特性計測器
４２ 情報処理装置
５１ 静電容量算出部
５２ 寿命評価部
５３ 記憶部
１０１ 基板
１０１ａ 界面
１０２ 保護膜
１０３ 防水シート
１０４ 金属枠
１０５ 水
１０６ 発電セル
１０７ 水
１０８ インバータ
１０９ａ、１０９ｂ、１０９ｄ ケーブル
１０９ｃ 接地間（大地）
１１０ 太陽電池モジュール
１１４ 周囲領域
１１５ 電源
１１６ 電流計
１１７ 参照電極

Claims (18)

1. （ａ）太陽電池モジュールの第１位置と第２位置との間の第１静電容量を計測するステップと、
   （ｂ）前記太陽電池モジュールを高湿度環境に曝すステップと、
   （ｃ）前記高湿度環境暴露後に、前記太陽電池モジュールの前記第１位置と前記第２位置との間の第２静電容量を計測するステップと、
   （ｄ）前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記太陽電池モジュールの浸水状態を評価するステップと
   を具備し、
   前記太陽電池モジュールは、
   基板と、
   前記基板の第１辺から離れて設けられ、前記基板上に透明導電層と光電変換層と裏面電極層とをこの順で含む発電セルと、
   前記基板と前記発電セルとを覆う保護層と
   を備え、
   前記第２位置は、前記第１辺近傍の前記保護層上の位置であり、
   前記第１位置は、前記発電セルと反対側の前記基板上であって、前記発電セルの前記第１辺側の第１端部から第１距離離れた位置である
   太陽電池モジュールの評価方法。
2. 請求項１に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記太陽電池モジュールは、
   前記第１辺と前記発電セルとの間に、溝により前記発電セルから分離された端部発電セルを更に備え、
   前記（ａ）ステップは、
   （ａ１）第１電極を前記第１位置に、第２電極を前記第２位置にそれぞれ取り付けるステップを備え、
   前記（ｄ）ステップは、
   （ｄ１）前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記端部発電セルにおける前記発電セル側の第２端部と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もるステップと、
   （ｄ２）前記第３静電容量に基づいて、前記第２端部と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価するステップと
   を備え、
   前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
   前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
   前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記端部発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される
   太陽電池モジュールの評価方法。
3. 請求項２に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記第１距離は、前記発電セルと前記端部発電セルとの間としての第１方向の第１幅の１０００倍以上であり、
   前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１幅の１０００倍以上である
   太陽電池モジュールの評価方法。
4. 請求項１に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記（ａ）ステップは、
   （ａ１）第１電極を前記第１位置に、第２電極を前記第２位置にそれぞれ取り付けるステップを備え、
   前記（ｄ）ステップは、
   （ｄ１）前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もるステップと、
   （ｄ２）前記第３静電容量に基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価するステップと
   を備え、
   前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
   前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
   前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される
   太陽電池モジュールの評価方法。
5. 請求項４に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記第１距離は、前記第２電極と前記発電セルとの間としての第１方向の第２幅の１０００倍以上であり、
   前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第２幅の１０００倍以上である
   太陽電池モジュールの評価方法。
6. 請求項２乃至５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記（ｄ２）ステップは、
   （ｄ２１）前記第３静電容量に基づいて、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの浸水量を推定するステップを含む
   太陽電池モジュールの評価方法。
7. 請求項２乃至６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記（ｄ）ステップは、
   （ｄ３）前記浸水状態に基づいて、前記太陽電池モジュールの寿命を推定するステップを更に備える
   太陽電池モジュールの評価方法。
8. 請求項７に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記（ｄ３）ステップは、
   （ｄ３１）前記第３静電容量と前記高湿度環境とに基づいて、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの寿命を推定するステップを含む
   太陽電池モジュールの評価方法。
9. 請求項１乃至８のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
   前記（ｂ）ステップは、
   （ｂ１）前記太陽電池モジュールを、前記高湿度環境を含む環境変化サイクルに置くステップを備える
   太陽電池モジュールの評価方法。
10. 請求項１乃至９のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
    前記高湿度環境は、所定の温度を有する水または化学物質、及び所定の温度及び湿度を有する高温高湿室内のいずれか一方を含む
    太陽電池モジュールの評価方法。
11. 第１端子と第２端子とを備え、前記第１端子に接続される第１電極と前記第２端子に接続される第２電極との間の静電容量を測定する計測器と、
    前記計測器に通信可能に接続された情報処理装置と
    を具備し、
    前記第１電極及び前記第２電極は、それぞれ評価対象である太陽電池モジュールの第１位置及び第２位置に接触され、
    前記計測器は、
    前記第１位置と前記第２位置との間の第１静電容量を計測し、
    前記太陽電池モジュールを高湿度環境に置いた後に、前記第１位置と前記第２位置との間の第２静電容量を計測し、
    前記情報処理装置は、
    前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記太陽電池モジュールの浸水状態を評価し、
    前記太陽電池モジュールは、
    基板と、
    前記基板の第１辺から離れて設けられ、前記基板上に透明導電層と光電変換層と裏面電極層とをこの順で含む発電セルと、
    前記基板と前記発電セルとを覆う保護層と
    を備え、
    前記第２位置は、前記第１辺近傍の前記保護層上の位置であり、
    前記第１位置は、前記発電セルと反対側の前記基板上であって、前記発電セルの前記第１辺側の第１端部から第１距離離れた位置である
    太陽電池モジュールの評価装置。
12. 請求項１１に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記情報処理装置は、
    前記太陽電池モジュールは、前記第１辺と前記発電セルとの間に、溝により前記発電セルから分離された端部発電セルを更に備え、
    前記情報処理装置は、
    前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記端部発電セルにおける前記発電セル側の第２端部と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もる静電容量算出部と、
    前記第３静電容量を格納する記憶部と、
    第３静電容量に基づいて、前記第２端部と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価する評価部と
    を備え、
    前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
    前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
    前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記端部発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される
    太陽電池モジュールの評価装置。
13. 請求項１２に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記第１距離は、前記発電セルと前記端部発電セルとの間としての第１方向の第１幅の１０００倍以上であり、
    前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１幅の１０００倍以上である
    太陽電池モジュールの評価装置。
14. 請求項１１に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もる静電容量算出部と、
    前記第３静電容量を格納する記憶部と、
    前記第３静電容量に基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価する評価部と
    を備え、
    前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
    前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
    前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される
    太陽電池モジュールの評価装置。
15. 請求項１４に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記第１距離は、前記第２電極と前記発電セルとの間としての第１方向の第２幅の１０００倍以上であり、
    前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第２幅の１０００倍以上である
    太陽電池モジュールの評価装置。
16. 請求項１２乃至１５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記記憶部は、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを格納し、
    前記評価部は、前記第３静電容量に基づいて、前記浸水量テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの浸水量を推定する
    太陽電池モジュールの評価装置。
17. 請求項１２乃至１６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記評価部は、更に、前記浸水状態に基づいて、前記太陽電池モジュールの寿命を推定する
    太陽電池モジュールの評価装置。
18. 請求項１７に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
    前記記憶部は、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを格納し、
    前記評価部は、前記第３静電容量と前記高湿度環境とに基づいて、前記寿命テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの寿命を推定する
    太陽電池モジュールの評価装置。

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