JP2009200446A - 光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】安定化出力の評価に要する期間の短縮化を図ることにより、太陽電池の開発効率や生産効率の向上、太陽電池の特性に関する不適合事項の早期発見を図ることによる不良在庫リスクの低減、および、安定化出力の評価に要する費用の削減を図ることができる光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法を提供する。
【解決手段】光照射時間の対数に対する光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の第１出力値を取得する第１取得ステップＳ１１と、出力値の傾きが変化した後であって、第１出力値の取得から所定期間が経過した際の第２出力値を取得する第２取得ステップＳ１２と、第１出力値および第２出力値に基づいて、安定化期間が経過した際の安定化出力値を推定する推定ステップＳ１３と、出力値の基準値と、推定された安定化出力値とに基づいて光電変換装置の特性を評価する評価ステップＳ１４と、を有することを特徴とする。
【選択図】図１８
【解決手段】光照射時間の対数に対する光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の第１出力値を取得する第１取得ステップＳ１１と、出力値の傾きが変化した後であって、第１出力値の取得から所定期間が経過した際の第２出力値を取得する第２取得ステップＳ１２と、第１出力値および第２出力値に基づいて、安定化期間が経過した際の安定化出力値を推定する推定ステップＳ１３と、出力値の基準値と、推定された安定化出力値とに基づいて光電変換装置の特性を評価する評価ステップＳ１４と、を有することを特徴とする。
【選択図】図１８
Description
本発明は、光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法に関し、特に発電層としてシリコンを用いる薄膜系光電変換装置の特性評価方法および薄膜系光電変換装置の製造方法に関する。
一般に、アモルファスシリコンを用いた太陽電池、例えばアモルファス太陽電池や、アモルファスシリコン太陽電池と微結晶シリコン太陽電池を積層した微結晶タンデム型太陽電池では、光照射により出力が初期出力から低下する光劣化現象が起きることが知られている（例えば、特許文献１参照。）。
そのため、太陽電池の評価を行う場合には、光劣化現象後の安定化した出力（以下、「安定化出力」と表記する。）を評価する必要がある。例えば、国際電気標準会議（Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｅｌｅｃｔｒｏｔｅｃｈｎｉｃａｌ Ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎ（以下、「ＩＥＣ」と表記する。））が薄膜太陽電池の製品品質に関する評価方法として規定した国際規格のＩＥＣ６１６４６（以下、「ＩＥＣ規格」と表記する。）には、光照射試験の規定が含まれている。
この光照射試験は模擬太陽光照射によって薄膜太陽電池の電気特性を安定化することを目的としており、薄膜太陽電池の長期的な性能信頼性を規定したものではない。
この光照射試験は模擬太陽光照射によって薄膜太陽電池の電気特性を安定化することを目的としており、薄膜太陽電池の長期的な性能信頼性を規定したものではない。
しかしながら、上述のＩＥＣ規格は薄膜太陽電池の安定化に関する国際規格であり、薄膜太陽電池の認証に利用されていることから、ＩＥＣ規格に準拠した光照射試験を行い、光劣化現象などの初期劣化を評価して製品保証に利用することも考えられる。
ＩＥＣ規格では、４８時間を１区間として、連続する３区間のそれぞれにおける出力変動が２％以内に収まる場合に、薄膜太陽電池の電気特性が安定化したと判断することが規定されている。
具体的には、光電変換装置、つまり薄膜太陽電池に光を４８時間照射する工程と、薄膜太陽電池を取り外して出力を計測する工程とを、国際規格（ＩＥＣ６１６４６）で規定された条件を満たすまで繰り返し行うことで安定化出力の評価がなされる。つまり、上述のＩＥＣ規格に準拠した安定化出力の評価を行うためには、少なくとも１４４時間の光照射期間が必要とされる。
特開２００５−２４３９６２号公報
しかしながらＩＥＣ規格で規定された条件を満たすまで計測を行うと、実際には、上述の安定化出力の評価には１４４時間よりも長い期間が必要とされるという問題があった。具体的には、アモルファス太陽電池の評価には２００時間程度の期間が必要とされ、微結晶タンデム型太陽電池の評価には１５０時間程度の期間が必要とされていた。
このように、薄膜太陽電池の発電出力そのものはソーラシミュレータにより短時間に計測評価できるのに反して、安定化出力の評価に非常に長い期間が必要とされると、太陽電池の開発効率や、太陽電池の連続生産のための生産条件調整時間や生産途中での性能確認時間を必要とし、製造効率の向上が図れないという問題があった。
また、生産された太陽電池における不適合事項の早期発見が困難であり、不良在庫を大量に抱える恐れがあるという問題があった。
さらに、太陽電池の安定化出力の評価に要する期間が長期化するにともない、同評価に要する費用が増大するという問題があった。
また、生産された太陽電池における不適合事項の早期発見が困難であり、不良在庫を大量に抱える恐れがあるという問題があった。
さらに、太陽電池の安定化出力の評価に要する期間が長期化するにともない、同評価に要する費用が増大するという問題があった。
本発明は、上記の課題を解決するためになされたものであって、安定化出力の評価精度を確保しつつ、安定化出力の評価に要する期間の短縮化を図ることにより、太陽電池の性能信頼性、開発効率、調整効率や生産効率の向上、太陽電池の特性に関する不適合事項の早期発見を図ることによる不良在庫リスクの低減、および、安定化出力の評価に要する費用の削減を図ることができる光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法を提供することを目的とする。
本願の発明者は、薄膜太陽電池の安定化出力の評価に要する期間が長期化することの対策として、光照射時間の初期段階の薄膜太陽電池出力より安定出力の精度の高い推定方法を鋭意検討した。光照射時間の対数に対する薄膜太陽電池出力値の傾きが直線的であることは既知であるが、発明者は光照射の所定時間経過後に薄膜太陽電池出力値の傾きが変化することを知見し、この傾き変化を把握することで精度の高い安定化出力の推定が可能であることを見出した。
上記目的を達成するために、本発明は、以下の手段を提供する。
本発明の光電変換装置の特性評価方法は、少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置に対して光を照射してから、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の前記光電変換装置の出力値である第１出力値を取得する第１取得ステップと、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化した後であって、前記第１出力値の取得から所定期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である第２出力値を取得する第２取得ステップと、前記第１出力値および前記第２出力値に基づいて、前記光電変換装置の出力値が安定する安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である安定化出力値を推定する推定ステップと、前記安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、推定された前記安定化出力値とに基づいて前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、を有することを特徴とする。
本発明の光電変換装置の特性評価方法は、少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置に対して光を照射してから、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の前記光電変換装置の出力値である第１出力値を取得する第１取得ステップと、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化した後であって、前記第１出力値の取得から所定期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である第２出力値を取得する第２取得ステップと、前記第１出力値および前記第２出力値に基づいて、前記光電変換装置の出力値が安定する安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である安定化出力値を推定する推定ステップと、前記安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、推定された前記安定化出力値とに基づいて前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、を有することを特徴とする。
本発明によれば、光電変換装置の出力値を実測することにより第１出力値および第２出力値を取得し、これら第１出力値および第２出力値に基づいて、安定化期間経過時の安定化出力値を推定するため、安定化出力値が得られるまでを実測する場合と比較して、安定化出力値の取得に要する時間が短縮される。
特に、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化した後に、第２出力値を取得するため、出力値の傾きが変化する前に第２出力値を取得する場合と比較して、安定化出力値を用いた評価の確実性が高くなる。
特に、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化した後に、第２出力値を取得するため、出力値の傾きが変化する前に第２出力値を取得する場合と比較して、安定化出力値を用いた評価の確実性が高くなる。
ここで、光照射時間の対数に対する出力値の傾きの変化とは、微小な傾き変化を示しているのではなく、１０％以上の大きな傾き変化を示すものである。
さらに、光電変換装置とは、太陽電池パネルや太陽電池モジュール及び太陽電池セルを含む、光を電力に変換するデバイスを総称したものである。
さらに、光電変換装置とは、太陽電池パネルや太陽電池モジュール及び太陽電池セルを含む、光を電力に変換するデバイスを総称したものである。
所定期間としては、例えば、光電変換装置の特性評価に関する規格に定められた期間を用いることができ、特に限定するものではない。
さらに、出力値が安定するとは、例えば、出力値の変動幅が上記光電変換装置の出力特性評価に関する規格で定められた変動許容範囲内に収まることと定義することができ、特に限定するものではない。ＩＥＣ規格による安定化の規定は、４８時間を１区間として、連続する３区間のそれぞれにおける出力変動が２％以内に収まる場合としており、これが参考となる。一方、安定化期間は、上記光電変換装置の出力特性評価に関する規格を満たすのに要する光の照射開始からの期間、つまり光電変換装置の出力値が安定する出力特性評価を満たすのに要する光の照射開始からの期間であって、アモルファス太陽電池や微結晶タンデム型太陽電池などの光電変換装置の種類などによって長さが異なるものである。
基準値は、光電変換装置の出力値の評価を行う際の閾値であって、例えば、特性評価に合格した複数の光電変換装置における安定化期間が経過した際の出力値の実測値の平均値などを用いることができ、特に限定するものではない。
上記発明においては、前記第１取得ステップと前記第２取得ステップとの間に、前記光電変換装置の出力値である中間出力値を取得する中間取得ステップを有し、前記推定ステップにおいて、さらに、前記中間出力値を用いて前記安定化出力値を推定することが望ましい。
本発明によれば、第１出力値，第２出力値および中間出力値を用いて安定化出力値を推定するため、第１出力値および第２出力値を用いて安定化出力値を推定する場合と比較して、安定化出力値の推定精度を高くすることができる。
上記発明においては、前記光電変換装置に対して光を照射する前の前記光電変換装置の出力値である初期出力値を取得する初期取得ステップを有し、前記推定ステップにおいて、前記初期出力値および前記第１出力値に基づいて、前記出力値の傾きである初期傾きを算出し、該初期傾きに基づいて、前記出力値の傾きが変化した後の傾きである予測傾きを推定し、前記第２出力値および前記予測傾きに基づいて、前記安定化出力値を推定することが望ましい。
本発明によれば、初期傾きに基づいて推定した予測傾きと、第２出力値に基づいて安定化出力値を推定するため、安定化出力値の推定精度が高くなる。つまり、初期出力値および第１出力値に基づいた初期傾きに基づいて予測傾きを推定することにより、光電変換装置の個体差を考慮した予測傾きが推定される。そのため、初期傾きに基づいて推定された予測傾きを用いない方法と比較して、光電変換装置の個体差が考慮された精度の高い安定化出力値が推定される。
本発明の光電変換装置の特性評価方法は、少なくともアモルファスシリコン層を有する一の光電変換装置に対して光を照射した際の前記一の光電変換装置の出力値の変化を取得する基準取得ステップと、前記一の光電変換装置、または、少なくともアモルファスシリコン層を有する他の光電変換装置に対して光を照射した際の前記他の光電変換装置の出力値であって、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の出力値である複数の第１出力値を取得する第１取得ステップと、前記複数の第１出力値に基づいて、前記一または他の光電変換装置の出力値が安定する安定化期間が経過した際の前記一または他の光電変換装置の出力値である安定化出力値を推定する推定ステップと、前記基準取得ステップにおいて取得された出力値の変化に基づいて、推定された前記安定化出力値を補正する補正ステップと、前記安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、補正された前記安定化出力値とを比較して前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、を有することを特徴とする。
本発明によれば、第１出力値に基づいて安定化出力値を推定するため、安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値の取得に要する時間が短縮される。
具体的には、安定化期間が経過する前であって、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値に基づいて安定化出力値を推定するため、安定化期間が経過する際に安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値の取得に要する時間が短縮される。
一方、出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値に基づいて推定された比較的精度の低い安定化出力値を、基準取得ステップにおいて取得された出力値の変化に基づいて補正するため、推定された安定化出力値の精度低下が防止される。
具体的には、安定化期間が経過する前であって、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値に基づいて安定化出力値を推定するため、安定化期間が経過する際に安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値の取得に要する時間が短縮される。
一方、出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値に基づいて推定された比較的精度の低い安定化出力値を、基準取得ステップにおいて取得された出力値の変化に基づいて補正するため、推定された安定化出力値の精度低下が防止される。
本発明の光電変換装置の特性評価方法は、少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置に対して光を照射した際の前記光電変換装置の出力値であって、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の前記光電変換装置の出力値である第１出力値を取得する第１取得ステップと、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化した後であって、前記第１出力値の取得から所定期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である第２出力値を取得する第２取得ステップと、直近に取得された前記出力値との差が所定範囲内に収まる回数が所定回数に達するまで、前記第２出力値の取得後も、前記所定期間ごとに前記光電変換装置の出力値の取得を繰り返して安定化出力値を取得する第３取得ステップと、安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、前記安定化出力値とを比較して前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、を有することを特徴とする。
本発明によれば、第１出力値と第２出力値との差が小さくなるため、直近に取得された第１出力値と、第２出力値のとの差が所定範囲内に収まる。そのため、第２出力値の取得後における光電変換装置の出力値の取得回数を減らすことができ、光電変換装置の特性評価に要する時間が短縮される。
具体的には、第１出力値を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得することにより、第１出力値を出力値の傾きが変化する後に取得する場合と比較して、光電変換装置の特性評価に要する時間が短縮される。
第２出力値を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する後に取得することにより、第２出力値を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得する場合と比較して、第１出力値と第２出力値との差を小さくすることができる。そのため、光電変換装置の特性評価における出力値の取得回数を減らすことができ、光電変換装置の特性評価に要する時間が短縮される。
第２出力値を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する後に取得することにより、第２出力値を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得する場合と比較して、第１出力値と第２出力値との差を小さくすることができる。そのため、光電変換装置の特性評価における出力値の取得回数を減らすことができ、光電変換装置の特性評価に要する時間が短縮される。
上述の所定範囲としては、例えば、光電変換装置の特性評価に関する規格に定められた範囲を用いることができ、特に限定するものではない。
同様に、所定回数としては、光電変換装置の特性評価に関する規格や規定に定められた回数を用いることができ、特に限定するものではない。
同様に、所定回数としては、光電変換装置の特性評価に関する規格や規定に定められた回数を用いることができ、特に限定するものではない。
本発明の光電変換装置の製造方法は、少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置を製造する製造ステップと、上記本発明の特性評価方法に基づいて、前記製造ステップにより製造された前記光電変換装置の特性評価を行う評価ステップと、を有することを特徴とする。
本発明によれば、上記本発明の光電変換装置の特性評価方法を用いることにより、光電変換装置の安定化出力値の取得に要する時間、言い換えると、光電変換装置の特性評価に要する時間が短縮される。
本発明の光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法によれば、第１出力値および第２出力値に基づいて、安定化期間経過時の安定化出力値を推定するため、例えば、国際規格（ＩＥＣ６１６４６）で規定された条件を満たすまで計測を行うようにした安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値の取得に要する時間が短縮される。そのため、安定化出力の評価精度を確保しつつ、安定化出力の評価に要する期間の短縮化が図られ、太陽電池の性能信頼性、開発効率、調整効率や生産効率の向上、太陽電池の特性に関する不適合事項の早期発見を図ることによる不良在庫リスクの低減、および、安定化出力の評価に要する費用の削減を図ることができるという効果を奏する。
本発明の光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法によれば、第１出力値に基づいて推定した安定化出力値を補正するため、安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値の取得に要する時間が短縮される。そのため、安定化出力の評価精度を確保しつつ、安定化出力の評価に要する期間の短縮化が図られ、太陽電池の性能信頼性、開発効率、調整効率や生産効率の向上、太陽電池の特性に関する不適合事項の早期発見を図ることによる不良在庫リスクの低減、および、安定化出力の評価に要する費用の削減を図ることができるという効果を奏する。
本発明の光電変換装置の特性評価方法および光電変換装置の製造方法によれば、第１出力値を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得することにより、第１出力値を出力値の傾きが変化する後に取得する場合と比較して、光電変換装置の特性評価に要する時間が短縮される。そのため、安定化出力の評価精度を確保しつつ、安定化出力の評価に要する期間の短縮化が図られ、太陽電池の性能信頼性、開発効率、調整効率や生産効率の向上、太陽電池の特性に関する不適合事項の早期発見を図ることによる不良在庫リスクの低減、および、安定化出力の評価に要する費用の削減を図ることができるという効果を奏する。
〔第１の実施形態〕
以下、本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールおよび太陽電池パネルの製造方法について図１から図１９を参照して説明する。
図１は、本実施形態の太陽電池モジュールの製造方法により製造される太陽電池モジュールの構成を説明する模式図である。
以下、本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールおよび太陽電池パネルの製造方法について図１から図１９を参照して説明する。
図１は、本実施形態の太陽電池モジュールの製造方法により製造される太陽電池モジュールの構成を説明する模式図である。
本実施形態で説明する薄膜太陽電池１は太陽電池モジュール（光電変換装置）２が設けられたシリコン系太陽電池パネルであり、太陽電池モジュール２には図１に示すように、基板１１と、透明電極層１２と、光電変換層１３と、裏面電極層１４と、が設けられている。
なお、シリコン系とはシリコン（Ｓｉ）やシリコンカーバイト（ＳｉＣ）やシリコンゲルマニウム（ＳｉＧｅ）を含む総称である。
また、結晶質シリコン系とは、アモルファスシリコン系すなわち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、微結晶シリコンや多結晶シリコン系も含まれる。
また、結晶質シリコン系とは、アモルファスシリコン系すなわち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、微結晶シリコンや多結晶シリコン系も含まれる。
次に、上述の構成を有する薄膜太陽電池１の製造工程について説明する。
図２は、図１の薄膜太陽電池の製造工程を説明する模式図である。
まず、図２に示すように、基板１１としてソーダフロートガラス基板が用意され、基板端面にコーナ面取りやＲ面取り加工が施される。基板１１としては、１辺が１ｍを超えるサイズ（縦横が１．４ｍ×１．１ｍ）、板厚が３ｍｍから４ｍｍの大きさのものを例示することができる。なお、コーナ面取り等は行わなくてもよく、特に限定するものではない。
図２は、図１の薄膜太陽電池の製造工程を説明する模式図である。
まず、図２に示すように、基板１１としてソーダフロートガラス基板が用意され、基板端面にコーナ面取りやＲ面取り加工が施される。基板１１としては、１辺が１ｍを超えるサイズ（縦横が１．４ｍ×１．１ｍ）、板厚が３ｍｍから４ｍｍの大きさのものを例示することができる。なお、コーナ面取り等は行わなくてもよく、特に限定するものではない。
図３は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における透明導電層を形成する工程を説明する模式図である。
そして、図３に示すように、基板１１に透明電極層１２が熱ＣＶＤ装置を用いて約５００℃の温度条件下で製膜される。透明電極層１２は酸化錫膜（ＳｎＯ２）を主成分とする透明電極膜であって、約５００ｎｍから約８００ｎｍまでの膜厚を有するものである。この製膜処理の際、酸化錫膜の表面には、適当な凹凸のあるテクスチャーが形成される。
そして、図３に示すように、基板１１に透明電極層１２が熱ＣＶＤ装置を用いて約５００℃の温度条件下で製膜される。透明電極層１２は酸化錫膜（ＳｎＯ２）を主成分とする透明電極膜であって、約５００ｎｍから約８００ｎｍまでの膜厚を有するものである。この製膜処理の際、酸化錫膜の表面には、適当な凹凸のあるテクスチャーが形成される。
なお、基板１１と透明電極層１２との間にアルカリバリア膜（図示されず）を形成してもよいし、形成しなくてもよく、特に限定するものではない。
アルカリバリア膜は、例えば、熱ＣＶＤ装置にて酸化シリコン膜（ＳｉＯ２）を約５００℃の温度条件下で製膜することにより形成される。酸化シリコン膜の膜厚は、約５０ｎｍから約１５０ｎｍを例示することができる。
アルカリバリア膜は、例えば、熱ＣＶＤ装置にて酸化シリコン膜（ＳｉＯ２）を約５００℃の温度条件下で製膜することにより形成される。酸化シリコン膜の膜厚は、約５０ｎｍから約１５０ｎｍを例示することができる。
図４は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における透明導電層溝を形成する工程を説明する模式図である。
透明電極層１２が形成されると、図４に示すように、透明電極層溝１５が形成される。
具体的には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、ＹＡＧレーザの第１高調波（１０６４ｎｍ）が、図の矢印に示すように、透明電極層１２の膜面側から入射される。透明電極層１２はレーザ光によりレーザエッチングされ、幅が約６ｍｍから１５ｍｍまでの範囲の透明電極層溝１５が形成される。この透明電極層溝１５により、透明電極層１２は短冊状に区切られる。
入射されるレーザパワーは、透明電極層溝１５の加工速度が適切な速度になるように調節される。透明電極層１２に対して照射されるレーザ光は、基板１１に対して、発電セル３の直列接続方向と略垂直な方向に相対移動される。
透明電極層１２が形成されると、図４に示すように、透明電極層溝１５が形成される。
具体的には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、ＹＡＧレーザの第１高調波（１０６４ｎｍ）が、図の矢印に示すように、透明電極層１２の膜面側から入射される。透明電極層１２はレーザ光によりレーザエッチングされ、幅が約６ｍｍから１５ｍｍまでの範囲の透明電極層溝１５が形成される。この透明電極層溝１５により、透明電極層１２は短冊状に区切られる。
入射されるレーザパワーは、透明電極層溝１５の加工速度が適切な速度になるように調節される。透明電極層１２に対して照射されるレーザ光は、基板１１に対して、発電セル３の直列接続方向と略垂直な方向に相対移動される。
図５は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における光電変換層を積層する工程を説明する模式図である。
透明電極層溝１５が形成されると、図５に示すように、光電変換層１３が透明電極層１２に積層される。
具体的には、光電変換層１３はＳｉＨ４ガスとＨ２ガスとを主原料に、プラズマＣＶＤ装置を用いて、約３０Ｐａから約１０００Ｐａまでの範囲の減圧雰囲気下で、基板１１の温度を約２００℃に保った条件の下で製膜される。光電変換層１３は光例えば太陽光が入射する側から、アモルファスｐ層２２Ａ、アモルファスｉ層（アモルファスシリコン層）２３Ａ、アモルファスｎ層２４Ａが、この順に並ぶように積層される。
透明電極層溝１５が形成されると、図５に示すように、光電変換層１３が透明電極層１２に積層される。
具体的には、光電変換層１３はＳｉＨ４ガスとＨ２ガスとを主原料に、プラズマＣＶＤ装置を用いて、約３０Ｐａから約１０００Ｐａまでの範囲の減圧雰囲気下で、基板１１の温度を約２００℃に保った条件の下で製膜される。光電変換層１３は光例えば太陽光が入射する側から、アモルファスｐ層２２Ａ、アモルファスｉ層（アモルファスシリコン層）２３Ａ、アモルファスｎ層２４Ａが、この順に並ぶように積層される。
本実施形態では、アモルファスｐ層２２Ａは、ＢドープしたアモルファスＳｉＣを主とした膜厚が約１０ｎｍから約３０ｎｍの層であり、アモルファスｉ層２３Ａは、アモルファスＳｉを主とした膜厚が約２００ｎｍから約３５０ｎｍの層であり、アモルファスｎ層２４Ａは、ｐドープした微結晶Ｓｉを主とした膜厚が約３０ｎｍから約５０ｎｍの層である場合に適用して説明する。
またｐ層膜とｉ層膜の間には界面特性の向上のためにバッファー層を設けても良い。
またｐ層膜とｉ層膜の間には界面特性の向上のためにバッファー層を設けても良い。
図６は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における接続溝を形成する工程を説明する模式図である。
光電変換層１３が積層されると、図６に示すように、接続溝１７が形成される。
具体的には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、レーザダイオード励起ＹＡＧレーザの第２高調波（５３２ｎｍ）が、図の矢印に示すように、光電変換層１３の膜面側から入射される。光電変換層１３レーザ光によりレーザエッチングされ、接続溝１７が形成される。
レーザ光は、約１０ｋＨｚから約２０ｋＨｚまでの範囲でパルス発振され、適切な加工速度になるようにレーザパワーが調節されている。
さらに、接続溝１７の位置は、前工程で加工された透明電極層溝１５と交差しないように位置決め公差を考慮した上で選定される。
光電変換層１３が積層されると、図６に示すように、接続溝１７が形成される。
具体的には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、レーザダイオード励起ＹＡＧレーザの第２高調波（５３２ｎｍ）が、図の矢印に示すように、光電変換層１３の膜面側から入射される。光電変換層１３レーザ光によりレーザエッチングされ、接続溝１７が形成される。
レーザ光は、約１０ｋＨｚから約２０ｋＨｚまでの範囲でパルス発振され、適切な加工速度になるようにレーザパワーが調節されている。
さらに、接続溝１７の位置は、前工程で加工された透明電極層溝１５と交差しないように位置決め公差を考慮した上で選定される。
図７は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における裏面電極層を積層する工程を説明する模式図である。
接続溝１７が形成されると、図７に示すように、裏面電極層１４が光電変換層１３に積層される。このとき、接続溝１７の中にも裏面電極層１４が積層され、透明電極層１２と裏面電極層１４とを接続する接続部１８が形成される。
裏面電極層１４は、スパッタリング装置を用いて、減圧雰囲気下で、約１５０℃の温度条件下で製膜される。具体的には、約１５０ｎｍから約５００ｎｍまでの範囲の膜厚を有するＡｇ膜を積層し、その後に、約１０ｎｍから約２０ｎｍまでの範囲の膜厚を有するＴｉ膜が積層される。あるいは、約２５ｎｍから１００ｎｍの膜厚を有するＡｇ膜と、約１５０ｎｍから５００ｎｍの膜厚を有するＡｌ膜との積層構造としてもよい。
接続溝１７が形成されると、図７に示すように、裏面電極層１４が光電変換層１３に積層される。このとき、接続溝１７の中にも裏面電極層１４が積層され、透明電極層１２と裏面電極層１４とを接続する接続部１８が形成される。
裏面電極層１４は、スパッタリング装置を用いて、減圧雰囲気下で、約１５０℃の温度条件下で製膜される。具体的には、約１５０ｎｍから約５００ｎｍまでの範囲の膜厚を有するＡｇ膜を積層し、その後に、約１０ｎｍから約２０ｎｍまでの範囲の膜厚を有するＴｉ膜が積層される。あるいは、約２５ｎｍから１００ｎｍの膜厚を有するＡｇ膜と、約１５０ｎｍから５００ｎｍの膜厚を有するＡｌ膜との積層構造としてもよい。
なお、上述のように、光電変換層溝１６の形成工程の後に、直接、裏面電極層１４を積層させる工程を行ってもよいし、裏面電極層１４を積層させる前に、スパッタリング装置を用いてＧＺＯ膜を製膜する工程を行ってもよく、特に限定するものではない。
この工程を行うことで、光電変換層１３の微結晶ｎ層２４Ｂと裏面電極層１４のＡｇ膜との間にＧＺＯ膜が製膜され、微結晶ｎ層２４Ｂと裏面電極層１４との間の接触抵抗が低減されるとともに、光の反射が向上される。
この工程を行うことで、光電変換層１３の微結晶ｎ層２４Ｂと裏面電極層１４のＡｇ膜との間にＧＺＯ膜が製膜され、微結晶ｎ層２４Ｂと裏面電極層１４との間の接触抵抗が低減されるとともに、光の反射が向上される。
図８は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における光電変換層溝を加工する工程を説明する模式図である。
裏面電極層１４が積層されると、図８に示すように、光電変換層溝１６が形成される。
具体的には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、レーザダイオード励起ＹＡＧレーザの第２高調波（５３２ｎｍ）が、図の矢印に示すように、基板１１側から入射される。入射されたレーザ光は光電変換層１３で吸収され、光電変換層１３内で高いガス蒸気圧が発生する。このガス蒸気圧により裏面電極層１４は爆裂して除去される。
レーザ光は、約１ｋＨｚから約１０ｋＨｚまでの範囲でパルス発振され、適切な加工速度になるようにレーザパワーが調節されている。
裏面電極層１４が積層されると、図８に示すように、光電変換層溝１６が形成される。
具体的には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、レーザダイオード励起ＹＡＧレーザの第２高調波（５３２ｎｍ）が、図の矢印に示すように、基板１１側から入射される。入射されたレーザ光は光電変換層１３で吸収され、光電変換層１３内で高いガス蒸気圧が発生する。このガス蒸気圧により裏面電極層１４は爆裂して除去される。
レーザ光は、約１ｋＨｚから約１０ｋＨｚまでの範囲でパルス発振され、適切な加工速度になるようにレーザパワーが調節されている。
図９は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における絶縁溝を加工する工程を説明する模式図である。図１０は、図９の絶縁溝の構成を説明する薄膜太陽電池を裏面電極層側から見た図である。
光電変換層溝１６が形成されると、図９および図１０に示すように、絶縁溝１９が形成される。絶縁溝１９は、発電領域を区分することにより、基板１１の端周辺の膜端部において直列接続部分が短絡し易い部分を切り離して、その影響を除去するものである。
光電変換層溝１６が形成されると、図９および図１０に示すように、絶縁溝１９が形成される。絶縁溝１９は、発電領域を区分することにより、基板１１の端周辺の膜端部において直列接続部分が短絡し易い部分を切り離して、その影響を除去するものである。
なお、図９では、光電変換層１３が直列に接続された方向に切断したＸ方向断面図となっているため、本来であれば絶縁溝１９位置には裏面電極層１４／光電変換層１３／透明電極層１２の膜研磨除去をした周囲領域２０がある状態（図１０参照。）が表れるべきであるが、基板１１の端部に加工する説明の便宜上、この位置にＹ方向断面を表して形成された絶縁溝をＸ方向絶縁溝１９として説明する。
絶縁溝１９を形成する際には、基板１１がＸ−Ｙテーブルに設置され、レーザダイオード励起ＹＡＧレーザの第２高調波（５３２ｎｍ）が、基板１１側から入射される。入射されたレーザ光は透明電極層１２と光電変換層１３において吸収され、高いガス蒸気圧が発生する。このガス蒸気圧により裏面電極層１４が爆裂して、裏面電極層１４、光電変換層１３および透明電極層１２が除去される。
レーザ光は、約１ｋＨｚから約１０ｋＨｚまでの範囲でパルス発振され、適切な加工速度になるようにレーザパワーが調節されている。照射されるレーザ光は、基板１１の端部から５ｍｍから２０ｍｍまで範囲内の位置をＸ方向（図１０参照。）に移動される。
このとき、Ｙ方向絶縁溝は後工程で基板１１の周囲領域２０の膜面研磨除去処理を行うので、設ける必要がない。
このとき、Ｙ方向絶縁溝は後工程で基板１１の周囲領域２０の膜面研磨除去処理を行うので、設ける必要がない。
絶縁溝１９１５は、基板１１の端より５ｍｍから１５ｍｍまでの範囲内の位置まで形成されていることが好ましい。このようにすることで、太陽電池パネル端部から太陽電池モジュール２内部への外部湿分の侵入を抑制することができる。
なお、ここまでに説明した工程においてＹＡＧレーザをレーザ光として用いているが、ＹＡＧレーザに限られることなく、ＹＶＯ４レーザや、ファイバーレーザなども同様にレーザ光として使用してもよい。
なお、ここまでに説明した工程においてＹＡＧレーザをレーザ光として用いているが、ＹＡＧレーザに限られることなく、ＹＶＯ４レーザや、ファイバーレーザなども同様にレーザ光として使用してもよい。
図１１は、薄膜太陽電池を基板側から見た図である。
絶縁溝１９が形成されると、基板１１周辺の積層膜、つまり裏面電極層１４、光電変換層１３および透明電極層１２は除去される。この積層膜は段差を有するとともに剥離しやすいため、当該積層膜を除去することにより、後工程において行われるＥＶＡ等を介したバックシート５１の接着が健全に行われ、シール面を確保することができる。
上述の積層膜は、基板１１の端から５ｍｍから２０ｍｍまでの範囲内で、基板１１の全周囲にわたり除去され周囲領域２０を形成する。
絶縁溝１９が形成されると、基板１１周辺の積層膜、つまり裏面電極層１４、光電変換層１３および透明電極層１２は除去される。この積層膜は段差を有するとともに剥離しやすいため、当該積層膜を除去することにより、後工程において行われるＥＶＡ等を介したバックシート５１の接着が健全に行われ、シール面を確保することができる。
上述の積層膜は、基板１１の端から５ｍｍから２０ｍｍまでの範囲内で、基板１１の全周囲にわたり除去され周囲領域２０を形成する。
Ｘ方向については、上述の絶縁溝１９から基板端側の積層膜が砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去される。一方、Ｙ方向については、透明電極層溝１５よりも基板端側の積層膜が砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去される。
積層膜を除去する際に発生した研磨屑や砥粒は、基板１１を洗浄処理することにより除去される。
積層膜を除去する際に発生した研磨屑や砥粒は、基板１１を洗浄処理することにより除去される。
端子箱取付け部分ではバックシート５１に開口貫通窓が設けられ、集電板が取出される。この開口貫通窓部分には複数層の絶縁材が設置され、外部からの湿分などの浸入が抑制される。
直列に配列された発電セル３のうち、一方端の発電セル３と、他方端部の発電セル３とから銅箔を用いて発電された電力が太陽電池パネル裏側の端子箱に集電されている。当該端子箱は、集電された電力が取り出されるように構成されている。
なお、上述の銅箔には、各部との短絡を防止する絶縁シートが配置されている。例えば、当該絶縁シートは銅箔幅より幅が広く形成されている。
なお、上述の銅箔には、各部との短絡を防止する絶縁シートが配置されている。例えば、当該絶縁シートは銅箔幅より幅が広く形成されている。
集電に用いられる銅箔などが設けられると、ＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）等による接着充填材シートが配置される。接着充填材シートは、太陽電池モジュール２の全体を覆うものであって、基板１１からはみ出さないように配置されている。
接着充填材シートの上には、防水効果の高いバックシート５１が設置される。本実施形態では、バックシート５１はＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）シート／アルミニウム箔／ＰＥＴシートの３層構造を有するものに適用して説明する。
接着充填材シートの上には、防水効果の高いバックシート５１が設置される。本実施形態では、バックシート５１はＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）シート／アルミニウム箔／ＰＥＴシートの３層構造を有するものに適用して説明する。
接着充填材シートおよびバックシート５１を所定の位置に配置した後、ラミネータを用いてバックシート５１内の脱気を行い、約１５０℃から１６０℃までの範囲の温度を加えながらプレスを行う。これにより、バックシート５１が太陽電池モジュール２に密着され、接着充填材シートのＥＶＡが架橋されることにより、バックシート５１が太陽電池モジュール２に接着される。
図１２は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における端子箱を取り付ける工程を説明する模式図である。図１３は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における密封工程を説明する模式図である。
バックシート５１の接着が行われると、図１２に示すように、太陽電池モジュール２の裏側に端子箱５２が接着剤を用いて取付けられる。
その後、端子箱５２の出力ケーブルに銅箔がハンダ等を用いて接続され、端子箱５２の内部が封止剤（ポッティング剤）で充填されて密封される。これにより、薄膜太陽電池１が完成する。
バックシート５１の接着が行われると、図１２に示すように、太陽電池モジュール２の裏側に端子箱５２が接着剤を用いて取付けられる。
その後、端子箱５２の出力ケーブルに銅箔がハンダ等を用いて接続され、端子箱５２の内部が封止剤（ポッティング剤）で充填されて密封される。これにより、薄膜太陽電池１が完成する。
図１４は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における性能検査工程を説明する模式図である。図１５は、図１の薄膜太陽電池の製造工程における外観検査工程を説明する模式図である。
上述のようにして製造された薄膜太陽電池１に対しては、図１４および図１５に示すように、発電検査、ならびに所定の性能試験が行われる。発電検査は、ＡＭ１．５、全天日射基準太陽光（１０００Ｗ／ｍ２）のソーラシミュレータを用いて行われる。
一方、上述の発電検査に前後して、薄膜太陽電池１の外観検査をはじめ所定の性能検査が行われる。
上述のようにして製造された薄膜太陽電池１に対しては、図１４および図１５に示すように、発電検査、ならびに所定の性能試験が行われる。発電検査は、ＡＭ１．５、全天日射基準太陽光（１０００Ｗ／ｍ２）のソーラシミュレータを用いて行われる。
一方、上述の発電検査に前後して、薄膜太陽電池１の外観検査をはじめ所定の性能検査が行われる。
次に、薄膜太陽電池１、言い換えると太陽電池モジュール２における光劣化現象に関する評価について説明する。
本実施形態では、ＩＥＣ規格に基づいた評価方法を適用した評価について説明する。
ＩＥＣ規格においては、太陽電池モジュール２の初期性能、つまり、連続光照射が行われる前の太陽電池モジュール２の出力が計測された後に、ＩＥＣ規格に準拠した光の連続光照射が開始され、４８時間ごとに太陽電池モジュール２の出力値がソーラシミュレータにより計測される。
本実施形態では、ＩＥＣ規格に基づいた評価方法を適用した評価について説明する。
ＩＥＣ規格においては、太陽電池モジュール２の初期性能、つまり、連続光照射が行われる前の太陽電池モジュール２の出力が計測された後に、ＩＥＣ規格に準拠した光の連続光照射が開始され、４８時間ごとに太陽電池モジュール２の出力値がソーラシミュレータにより計測される。
４８時間を１区間とした場合に、連続する３区間において、１区間の開始時点における出力値と終了時点の出力値との差、つまり出力変動が、開始時点における出力値を基準として約２％以内に収まる場合に、ＩＥＣ規格が満たされると判断される。
ＩＥＣ規格に基づいた評価は、薄膜太陽電池１の保証に用いられる光劣化率が変更された場合や、薄膜太陽電池１の製作条件が変更された際の光劣化率の確認を行う場合や、プラズマＣＶＤ装置の大型メンテナンス（例えば、装置の開放を伴うメンテナンス）を行った後や生産条件の調整の後の光劣化率の確認行う場合や、通常生産時、つまり製造条件が安定している時に定期的な光劣化率の確認を行う場合などに用いられている。
ここで、本実施形態の特徴である太陽電池モジュール２における特性評価、つまり光劣化現象に関する評価について説明する。
以下で説明する光劣化現象に関する評価は、上述のＩＥＣ規格に基づいた評価と比較して、生産された薄膜太陽電池１からサンプルを抽出して行われるもの、言い換えると、不定期に行われるものであって、評価の概略を早く得る場合に行われる。
評価の概略が所定範囲に収まる場合には、薄膜太陽電池１の生産が継続される。一方、所定範囲を超える場合には、上述のＩＥＣ規格に基づいた評価が行われ、評価結果に基づいて、ＩＥＣ規格を満たすように薄膜太陽電池１の製作条件の変更等が行われる。
図１６は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図１７は、光照射時間に対する太陽電池モジュールの出力変化を説明するグラフである。
まず、上述したように、他の薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に基づいた評価を行って得られた基準となる安定化出力値、つまり基準値Ｖの把握が行われる（ステップＳ１）。基準値Ｖは、基準となる安定化出力値に対して製造公差や、測定公差などを考慮した値である。
この基準値Ｖに基づき、初期出力値から基準値までの低下率、つまり基準劣化率が把握される。
まず、上述したように、他の薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に基づいた評価を行って得られた基準となる安定化出力値、つまり基準値Ｖの把握が行われる（ステップＳ１）。基準値Ｖは、基準となる安定化出力値に対して製造公差や、測定公差などを考慮した値である。
この基準値Ｖに基づき、初期出力値から基準値までの低下率、つまり基準劣化率が把握される。
その後、上述の製造工程により薄膜太陽電池１が製造され（ステップＳ２（製造ステップ））、製造された薄膜太陽電池１のうち、特性評価を行うサンプルが抽出される。
サンプルとして抽出された薄膜太陽電池１に対して特性評価が行われる（ステップＳ３（評価ステップ））。
サンプルとして抽出された薄膜太陽電池１に対して特性評価が行われる（ステップＳ３（評価ステップ））。
図１８は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価の詳細を説明するフローチャートである。
まず、薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に準拠した光（擬似太陽光）の連続光照射が開始され、１区間つまり４８時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第１出力値Ｖ１が計測される（ステップＳ１１（第１取得ステップ））。
第１出力値Ｖ１の計測後、さらに１区間経過した際、つまり連続光照射の開始から９６時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第２出力値Ｖ２が計測される（ステップＳ１２（第２取得ステップ））。
まず、薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に準拠した光（擬似太陽光）の連続光照射が開始され、１区間つまり４８時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第１出力値Ｖ１が計測される（ステップＳ１１（第１取得ステップ））。
第１出力値Ｖ１の計測後、さらに１区間経過した際、つまり連続光照射の開始から９６時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第２出力値Ｖ２が計測される（ステップＳ１２（第２取得ステップ））。
図１９は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図１９では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２が計測されると、これらの値に基づいて安定化期間Ｔｓ経過時の出力値である安定化出力値Ｖｓが推定される（ステップＳ１３（推定ステップ））。
具体的には、第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２を通過する近似直線ＡＬが求められ、この近似直線ＡＬに基づいて安定化出力値Ｖｓが推定される。
第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２が計測されると、これらの値に基づいて安定化期間Ｔｓ経過時の出力値である安定化出力値Ｖｓが推定される（ステップＳ１３（推定ステップ））。
具体的には、第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２を通過する近似直線ＡＬが求められ、この近似直線ＡＬに基づいて安定化出力値Ｖｓが推定される。
安定化期間は、上述のＩＥＣ規格に基づいた評価を行った際にＩＥＣ規格を満たすのに必要な期間であって、太陽電池モジュール２の種類によって異なるものである。例えば、本実施形態に係る単層アモルファス層を有する太陽電池モジュールの場合には約１９２時間、微結晶タンデム型の太陽電池モジュール２の場合には約１４４時間が安定期間として必要とされる。
上述の安定化出力値Ｖｓの推定には、例えば、上述のＩＥＣ規格に基づいた評価を行った際に得られた期間などを用いることができ、特に限定するものではない。
上述の安定化出力値Ｖｓの推定には、例えば、上述のＩＥＣ規格に基づいた評価を行った際に得られた期間などを用いることができ、特に限定するものではない。
本願の発明者は、図１９に示すように、光照射時間の常用対数に対する太陽電池モジュール２の出力値の傾きが変わる変化点Ｐｃが存在することを見出した。本実施形態に係る太陽電池モジュール２の場合、連続光照射の開始から７２±１０時間の時点で出力値の傾きが変化すること、言い換えると、変化点Ｐｃが形成されることを見出した。
具体的には、変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾きは、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまでの出力値の傾きと比較して、傾きが小さくなる。
具体的には、変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾きは、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまでの出力値の傾きと比較して、傾きが小さくなる。
なお、出力値の傾きが変化するまでの時間は、太陽電池モジュール２の劣化率が大きく異なると変化する。
連続光照射の開始から７２±１０時間の時点で出力値の傾きが変化させるためには、アモルファスｉ層２３Ａの膜厚が基準値±２０ｎｍ以内、かつ、アモルファスｉ層２３Ａの製膜時の温度が基準値±１５℃以内であることが望ましく、アモルファスｉ層２３Ａの膜厚が基準値±１０ｎｍ以内、かつ、アモルファスｉ層２３Ａの製膜時の温度が基準値±１０℃以内であることがさらに望ましい。
連続光照射の開始から７２±１０時間の時点で出力値の傾きが変化させるためには、アモルファスｉ層２３Ａの膜厚が基準値±２０ｎｍ以内、かつ、アモルファスｉ層２３Ａの製膜時の温度が基準値±１５℃以内であることが望ましく、アモルファスｉ層２３Ａの膜厚が基準値±１０ｎｍ以内、かつ、アモルファスｉ層２３Ａの製膜時の温度が基準値±１０℃以内であることがさらに望ましい。
安定化出力値Ｖｓが推定されると、基準値Ｖとの比較を行うことにより、安定化出力値Ｖｓの評価が行われる（ステップＳ１４（評価ステップ））。
例えば、安定化出力値Ｖｓが、基準値Ｖよりも大きい場合には、太陽電池モジュール２は、上述のＩＥＣ規格を満たすと判断された太陽電池モジュール２と、同様な製造条件等で製造されたと判断され、薄膜太陽電池１の製造が継続される。言い換えると、太陽電池モジュール２の初期出力値から安定化出力値Ｖｓまでの出力低下、つまり推定劣化率が、基準劣化率よりも小さい場合には、薄膜太陽電池１の製造が継続される。また必要に応じて、薄膜太陽電池１に設定した劣化率を見直し設定する。
例えば、安定化出力値Ｖｓが、基準値Ｖよりも大きい場合には、太陽電池モジュール２は、上述のＩＥＣ規格を満たすと判断された太陽電池モジュール２と、同様な製造条件等で製造されたと判断され、薄膜太陽電池１の製造が継続される。言い換えると、太陽電池モジュール２の初期出力値から安定化出力値Ｖｓまでの出力低下、つまり推定劣化率が、基準劣化率よりも小さい場合には、薄膜太陽電池１の製造が継続される。また必要に応じて、薄膜太陽電池１に設定した劣化率を見直し設定する。
上記の構成によれば、太陽電池モジュール２の出力値を実測することにより第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２を取得し、これら第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２に基づいて、安定化期間Ｔｓ経過時の安定化出力値Ｖｓを推定するため、安定化出力値Ｖｓを実測する場合と比較して、安定化出力値Ｖｓの取得に要する時間を短縮することができる。これにより、安定化出力の評価精度を確保しつつ、安定化出力の評価に要する期間の短縮化が図られ、太陽電池モジュール２の性能信頼性、開発効率調整効率や生産効率の向上、太陽電池モジュール２の特性（例えば、光劣化率）に関する不適合事項の早期発見を図ることによる不良在庫リスクの低減、および、安定化出力の評価に要する費用の削減を図ることができる。
特に、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化した後に、第２出力値Ｖ２を取得するため、出力値の傾きが変化する（変化点Ｐｃ）前に第２出力値Ｖ２を取得する場合と比較して、安定化出力値Ｖｓを用いた評価の確実性が高くなる。
具体的には、安定化出力値Ｖｓの推定に用いる近似直線ＡＬの傾きが、変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾きよりも大きいため、安定化出力値Ｖｓは、安定化期間Ｔｓ経過時に実測した太陽電池モジュール２の出力値よりも評価に不利な小さな値となる。この安定化出力値Ｖｓを用いて太陽電池モジュール２の特性を評価するため、評価の確実性が高くなる。
具体的には、安定化出力値Ｖｓの推定に用いる近似直線ＡＬの傾きが、変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾きよりも大きいため、安定化出力値Ｖｓは、安定化期間Ｔｓ経過時に実測した太陽電池モジュール２の出力値よりも評価に不利な小さな値となる。この安定化出力値Ｖｓを用いて太陽電池モジュール２の特性を評価するため、評価の確実性が高くなる。
〔第２の実施形態〕
次に、本発明の第２の実施形態について図２０および図２１を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２０および図２１を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２０は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２１は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図２１では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
次に、本発明の第２の実施形態について図２０および図２１を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２０および図２１を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２０は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２１は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図２１では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
まず、図２０および図２１に示すように、第１の実施形態と同様に、薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に準拠した光（擬似太陽光）の連続光照射が開始され、１区間つまり４８時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第１出力値Ｖ１が計測される（ステップＳ１１）。
その後、第１出力値Ｖ１の計測後、さらに１区間経過するまでの間に、つまり連続光照射の開始から９６時間が経過する前に、太陽電池モジュール２の出力値である中間出力値Ｖｍが複数回計測される（ステップＳ２１（中間取得ステップ））。
本実施形態では、中間出力値Ｖｍが２回、つまり中間出力値Ｖｍａ，Ｖｍｂが計測される例に適用して説明する。
本実施形態では、中間出力値Ｖｍが２回、つまり中間出力値Ｖｍａ，Ｖｍｂが計測される例に適用して説明する。
そして、連続光照射の開始から９６時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第２出力値Ｖ２が計測される（ステップＳ１２）。
第１出力値Ｖ１，中間出力値Ｖｍａ，Ｖｍｂおよび第２出力値Ｖ２が計測されると、これらの値に基づいて安定化期間Ｔｓ経過時の出力値である安定化出力値Ｖｓが推定される（ステップＳ２２）。
具体的には、第１出力値Ｖ１，中間出力値Ｖｍａ，Ｖｍｂおよび第２出力値Ｖ２に基づいて、例えば最小自乗法を用いて近似直線ＡＬが求められ、この近似直線ＡＬに基づいて安定化出力値Ｖｓが推定される。
具体的には、第１出力値Ｖ１，中間出力値Ｖｍａ，Ｖｍｂおよび第２出力値Ｖ２に基づいて、例えば最小自乗法を用いて近似直線ＡＬが求められ、この近似直線ＡＬに基づいて安定化出力値Ｖｓが推定される。
安定化出力値Ｖｓが推定されると、基準値Ｖとの比較を行うことにより、安定化出力値Ｖｓの評価が行われる（ステップＳ１４）。
上記の構成によれば、第１出力値Ｖ１，中間出力値Ｖｍａ，Ｖｍｂおよび第２出力値Ｖ２を用いて安定化出力値Ｖｓを推定するため、第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２を用いて安定化出力値Ｖｓを推定する場合と比較して、安定化出力値Ｖｓの推定精度を高くすることができる。
〔第３の実施形態〕
次に、本発明の第３の実施形態について図２２および図２３を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２２および図２３を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２２は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２３は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図２３では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
次に、本発明の第３の実施形態について図２２および図２３を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２２および図２３を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２２は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２３は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図２３では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
まず、図２２および図２３に示すように、薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に準拠した光（擬似太陽光）の照射前に、太陽電池モジュール２の出力値である初期出力値Ｖ０が計測される（ステップＳ３１（初期取得ステップ））。
その後、第１の実施形態と同様に、薄膜太陽電池１に対して擬似太陽光の連続光照射が開始され、１区間つまり４８時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第１出力値Ｖ１が計測される（ステップＳ１１）。
そして、連続光照射の開始から９６時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第２出力値Ｖ２が計測される（ステップＳ１２）。
そして、連続光照射の開始から９６時間が経過時の太陽電池モジュール２の出力値である第２出力値Ｖ２が計測される（ステップＳ１２）。
初期出力値Ｖ０，第１出力値Ｖ１および第２出力値Ｖ２が計測されると、これらの値に基づいて安定化期間Ｔｓ経過時の出力値である安定化出力値Ｖｓが推定される（ステップＳ３２）。
具体的には、初期出力値Ｖ０および第１出力値Ｖ１に基づいて、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまでの出力値の傾き（初期傾き）が求められ、求められた出力値の傾きから変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾き（予測傾き）が推定される。そして、推定された出力値の傾きと、第２出力値Ｖ２とから近似直線ＡＬが求められ、この近似直線ＡＬに基づいて安定化出力値Ｖｓが推定される。
このとき、初期出力値Ｖ０は、図２３のグラフにおいて、照明時間が０．１と仮定して取り扱われる。
このとき、初期出力値Ｖ０は、図２３のグラフにおいて、照明時間が０．１と仮定して取り扱われる。
変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾きは、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまでの出力値の傾きを約０．８倍することにより推定されている。
以下の表は、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまで、つまり、照射時間が７２Ｈｒまでの出力値の傾きと、変化点Ｐｃ経過後、つまり照射時間が７２Ｈｒ以降の出力値の傾きの実測値と、これらの傾きの比を示すものである。
以下の表は、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまで、つまり、照射時間が７２Ｈｒまでの出力値の傾きと、変化点Ｐｃ経過後、つまり照射時間が７２Ｈｒ以降の出力値の傾きの実測値と、これらの傾きの比を示すものである。
上記の表から解るように、連続光照射の開始から変化点Ｐｃまでの出力値の傾きに対する変化点Ｐｃ経過後の出力値の傾きは平均して約０．８倍となる。
上記の構成によれば、初期傾きに基づいて推定した予測傾きと、第２出力値Ｖ２に基づいて安定化出力値Ｖｓを推定するため、安定化出力値Ｖｓの推定精度が高くなる。つまり、初期出力値Ｖ０および第１出力値Ｖ１に基づいた初期傾きに基づいて、予測傾きを推定ことにより、太陽電池モジュール２の個体差を考慮した予測傾きが推定される。そのため、初期傾きに基づいて推定された予測傾きを用いない方法と比較して、太陽電池モジュール２の個体差が考慮された精度の高い安定化出力値Ｖｓを推定できる。
〔第４の実施形態〕
次に、本発明の第４の実施形態について図２４および図２５を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２４および図２５を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２４は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２５は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図２５では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
次に、本発明の第４の実施形態について図２４および図２５を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２４および図２５を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２４は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２５は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。なお、図２５では、横軸における光照射時間が常用対数表示とされ、縦軸は初期出力値Ｖ０で規格化された規格化出力とされている。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
まず、図２４および図２５に示すように、他の薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に基づいた評価を行って得られた出力値のデータベースが準備される（ステップＳ４１（基準取得ステップ））。
データベースは、光照射時間に対する出力値に関するものであって、後述する安定化出力値の補正に用いられるものである。
データベースは、光照射時間に対する出力値に関するものであって、後述する安定化出力値の補正に用いられるものである。
次に、薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に準拠した光（擬似太陽光）の連続光照射が開始され、所定時間、例えば２４時間が経過するまでに太陽電池モジュール２の出力値である第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂが計測される（ステップＳ４２（第１取得ステップ））。本実施形態では、出力値を２回計測する場合に適用して説明する。
なお、所定時間は、上述のように２４時間であってもよいし、変化点Ｐｃを経過する前であれば、２４時間よりも長くても短くてもよく、特に限定するものではない。
なお、所定時間は、上述のように２４時間であってもよいし、変化点Ｐｃを経過する前であれば、２４時間よりも長くても短くてもよく、特に限定するものではない。
第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂが取得されると、第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂに基づいて近似直線ＡＬが求められ、近似直線ＡＬを用いて安定化期間Ｔｓ経過時の出力値である安定化出力値Ｖｓが算出される（ステップＳ４３（推定ステップ））。
安定化出力値Ｖｓが算出されると、上述のステップＳ４１において取得されたデータベースに基づいて安定化出力値Ｖｓが補正され、補正後の安定化出力値Ｖｓ１が求められる（ステップＳ４４（補正ステップ））。
具体的には、本実施形態の近似直線ＡＬは、変化点Ｐｃを経過する前の出力値の変化を近似しているため、近似直線ＡＬを用いて変化点Ｐｃ経過後の出力値を推定すると、含まれる誤差が大きくなる。言い換えると、劣化率が約０．８ポイント大きくなる。
そこで、変化点Ｐｃ経過前後における出力値の傾きの変化や、出力値の変化などを有するデータベースを用いることにより、安定化出力値Ｖｓに含まれる誤差を軽減した補正後の安定化出力値Ｖｓ１が求められる。言い換えると、上述の約０．８ポイントを差し引く補正を行った劣化率が求められる。
そこで、変化点Ｐｃ経過前後における出力値の傾きの変化や、出力値の変化などを有するデータベースを用いることにより、安定化出力値Ｖｓに含まれる誤差を軽減した補正後の安定化出力値Ｖｓ１が求められる。言い換えると、上述の約０．８ポイントを差し引く補正を行った劣化率が求められる。
以下の表は、太陽電池モジュール２の劣化率のＩＥＣ規格に基づく実測値と、本実施形態を用いた劣化率の予測値との関係を示す表である。
表に示すように、本実施形態による劣化率の予測値は、実測値よりも約０．８ポイント大きな値となる。なお、値のばらつきは、生産の状況や条件によるものである。
上記の構成によれば、第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂに基づいて安定化出力値Ｖｓ１を推定するため、安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値Ｖｓ１の取得に要する時間が短縮される。
具体的には、安定化期間Ｔｓが経過する前であって、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂに基づいて安定化出力値Ｖｓ１を推定するため、安定化期間Ｔｓが経過する際に安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値Ｖｓ１の取得に要する時間が短縮される。
一方、出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂに基づいて推定された比較的精度の低い安定化出力値Ｖｓを、ステップＳ４１において取得された出力値の変化などを有するデータベースに基づいて補正するため、推定された安定化出力値Ｖｓ１の精度低下が防止される。
具体的には、安定化期間Ｔｓが経過する前であって、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂに基づいて安定化出力値Ｖｓ１を推定するため、安定化期間Ｔｓが経過する際に安定化出力値を実測する場合と比較して、安定化出力値Ｖｓ１の取得に要する時間が短縮される。
一方、出力値の傾きが変化する前に取得された第１出力値Ｖ１ａ，Ｖ１ｂに基づいて推定された比較的精度の低い安定化出力値Ｖｓを、ステップＳ４１において取得された出力値の変化などを有するデータベースに基づいて補正するため、推定された安定化出力値Ｖｓ１の精度低下が防止される。
〔第５の実施形態〕
次に、本発明の第５の実施形態について図２６および図２７を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２６および図２７を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２６は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２７は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
次に、本発明の第５の実施形態について図２６および図２７を参照して説明する。
本実施形態の太陽電池モジュールにおける光劣化現象に関する評価の基本的方法は、第１の実施形態と同様であるが、第１の実施形態とは、安定化出力値の推定方法が異なっている。よって、本実施形態においては、図２６および図２７を用いて安定化出力値の推定方法周辺のみを説明し、その他の部分等の説明を省略する。
図２６は、本実施形態における太陽電池モジュールの光劣化現象の評価を説明するフローチャートである。図２７は、本実施形態における太陽電池モジュールにおける安定化出力の推定方法を説明するグラフである。
なお、第１の実施形態と同一の部分については同一の符号を付して、その説明を省略する。
まず、図２６および図２７に示すように、薄膜太陽電池１に対してＩＥＣ規格に準拠した光（擬似太陽光）の連続光照射が開始され、１区間つまり４８時間が経過する前の太陽電池モジュール２の出力値である第１出力値Ｖ１が計測される（ステップＳ５１（第１取得ステップ））。
本実施形態では、光照射が開始されてから２４時間が経過した時の太陽電池モジュール２の出力値が測定される。
なお、第１出力値Ｖ１を計測するまでの時間は、上述のように２４時間でもよいし、第１出力値Ｖ１の計測と、第２出力値Ｖ２の計測との間に変化点Ｐｃが存在すれば、２４時間よりも長くても短くてもよく、特に限定するものではない。
なお、第１出力値Ｖ１を計測するまでの時間は、上述のように２４時間でもよいし、第１出力値Ｖ１の計測と、第２出力値Ｖ２の計測との間に変化点Ｐｃが存在すれば、２４時間よりも長くても短くてもよく、特に限定するものではない。
その後、第１出力値Ｖ１の測定から１区間（所定期間）つまり４８時間経過時の太陽電池モジュール２の出力値、言い換えると、連続光照射の開始から７２時間が経過した時の太陽電池モジュール２の出力値である第２出力値Ｖ２が計測される（ステップＳ５２（第２取得ステップ））。
そのため、第１出力値Ｖ１の測定と、第２出力値Ｖ２の測定の間に、変化点Ｐｃが存在することになる。
そのため、第１出力値Ｖ１の測定と、第２出力値Ｖ２の測定の間に、変化点Ｐｃが存在することになる。
そして、ＩＥＣ規格を満たすまで、１区間ごと、つまり４８時間ごとに太陽電池モジュール２の出力値である第３出力値Ｖ３が計測される（ステップＳ５３（第３取得ステップ））。
ＩＥＣ規格を満たした際に計測された太陽電池モジュール２の出力値が安定化出力Ｖｓとされる。
ＩＥＣ規格を満たした際に計測された太陽電池モジュール２の出力値が安定化出力Ｖｓとされる。
上記の構成によれば、第１出力値Ｖ１と第２出力値Ｖ２との差が小さくなるため、直近に取得された第１出力値Ｖ１と、第２出力値Ｖ２のとの差が所定範囲である２％以内に収まる。そのため、第２出力値Ｖ２の取得後における太陽電池モジュール２の出力値の取得回数を減らすことができ、太陽電池モジュール２の特性評価に要する時間を短縮することができる。
具体的には、第１出力値Ｖ１を、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得することにより、第１出力値Ｖ１を出力値の傾きが変化する後に取得する場合と比較して、太陽電池モジュール２の特性評価に要する時間が短縮される。
第２出力値Ｖ２を、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する後に取得することにより、第２出力値Ｖ２を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得する場合と比較して、第１出力値Ｖ１と第２出力値Ｖ２との差を小さくすることができる。そのため、太陽電池モジュール２の特性評価における出力値の取得回数を減らすことができ、太陽電池モジュール２の特性評価に要する時間を短縮できる。
第２出力値Ｖ２を、光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する後に取得することにより、第２出力値Ｖ２を光照射時間の対数に対する出力値の傾きが変化する前に取得する場合と比較して、第１出力値Ｖ１と第２出力値Ｖ２との差を小さくすることができる。そのため、太陽電池モジュール２の特性評価における出力値の取得回数を減らすことができ、太陽電池モジュール２の特性評価に要する時間を短縮できる。
なお、上記実施の形態では薄膜太陽電池１と太陽電池モジュール２として、単層アモルファスシリコン太陽電池を用いたものについて説明したが、本発明は、この例に限定されるものではない。
例えば、薄膜太陽電池と太陽電池モジュールとして、アモルファスシリコンゲルマニウム太陽電池や、アモルファスシリコン太陽電池またはアモルファスシリコンゲルマニウム太陽電池と微結晶シリコンをはじめとする結晶質シリコン太陽電池や結晶質シリコンゲルマニウム太陽電池とを各１から複数層に積層させた多接合型（タンデム型）太陽電池のような他の種類の薄膜太陽電池にも同様に適用可能である。
例えば、薄膜太陽電池と太陽電池モジュールとして、アモルファスシリコンゲルマニウム太陽電池や、アモルファスシリコン太陽電池またはアモルファスシリコンゲルマニウム太陽電池と微結晶シリコンをはじめとする結晶質シリコン太陽電池や結晶質シリコンゲルマニウム太陽電池とを各１から複数層に積層させた多接合型（タンデム型）太陽電池のような他の種類の薄膜太陽電池にも同様に適用可能である。
また、上記実施形態では、本発明を太陽電池モジュール２の特性を評価する方法に適用して説明したが、太陽電池モジュール２の特性評価に限られることなく、太陽電池モジュール２を構成する太陽電池セルの特性を評価する方法に適用してもよく、特に限定するものではない。
更に本発明は、金属基板などのような非透光性基板上に製造された、基板とは反対の側から光が入射するタイプの太陽電池にも同様に適用可能である。
２ 太陽電池モジュール（光電変換装置）
２３Ａ アモルファスｉ層（アモルファスシリコン層）
Ｖ 基準値
Ｖ１ 第１出力値
Ｖ２ 第２出力値
Ｔｓ 安定化期間
Ｖｓ 安定化出力値
Ｖｍａ，Ｖｍｂ 中間出力値
Ｓ２ 製造ステップ
Ｓ３ 評価ステップ
Ｓ１１，Ｓ４２，Ｓ５１ 第１取得ステップ
Ｓ１２，Ｓ５２ 第２取得ステップ
Ｓ１３，Ｓ４３ 推定ステップ
Ｓ１４ 評価ステップ
Ｓ３１ 初期取得ステップ
Ｓ４１ 基準取得ステップ
Ｓ４４ 補正ステップ
Ｓ５３ 第３取得ステップ
２３Ａ アモルファスｉ層（アモルファスシリコン層）
Ｖ 基準値
Ｖ１ 第１出力値
Ｖ２ 第２出力値
Ｔｓ 安定化期間
Ｖｓ 安定化出力値
Ｖｍａ，Ｖｍｂ 中間出力値
Ｓ２ 製造ステップ
Ｓ３ 評価ステップ
Ｓ１１，Ｓ４２，Ｓ５１ 第１取得ステップ
Ｓ１２，Ｓ５２ 第２取得ステップ
Ｓ１３，Ｓ４３ 推定ステップ
Ｓ１４ 評価ステップ
Ｓ３１ 初期取得ステップ
Ｓ４１ 基準取得ステップ
Ｓ４４ 補正ステップ
Ｓ５３ 第３取得ステップ
Claims (6)
- 少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置に対して光を照射してから、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の前記光電変換装置の出力値である第１出力値を取得する第１取得ステップと、
光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化した後であって、前記第１出力値の取得から所定期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である第２出力値を取得する第２取得ステップと、
前記第１出力値および前記第２出力値に基づいて、前記光電変換装置の出力値が安定する安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である安定化出力値を推定する推定ステップと、
前記安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、推定された前記安定化出力値とに基づいて前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、
を有することを特徴とする光電変換装置の特性評価方法。 - 前記第１取得ステップと前記第２取得ステップとの間に、前記光電変換装置の出力値である中間出力値を取得する中間取得ステップを有し、
前記推定ステップにおいて、さらに、前記中間出力値を用いて前記安定化出力値を推定することを特徴とする請求項１に記載の光電変換装置の特性評価方法。 - 前記光電変換装置に対して光を照射する前の前記光電変換装置の出力値である初期出力値を取得する初期取得ステップを有し、
前記推定ステップにおいて、前記初期出力値および前記第１出力値に基づいて、前記出力値の傾きである初期傾きを算出し、
該初期傾きに基づいて、前記出力値の傾きが変化した後の傾きである予測傾きを推定し、
前記第２出力値および前記予測傾きに基づいて、前記安定化出力値を推定することを特徴とする請求項１に記載の光電変換装置の特性評価方法。 - 少なくともアモルファスシリコン層を有する一の光電変換装置に対して光を照射した際の前記一の光電変換装置の出力値の変化を取得する基準取得ステップと、
前記一の光電変換装置、または、少なくともアモルファスシリコン層を有する他の光電変換装置に対して光を照射した際の前記他の光電変換装置の出力値であって、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の出力値である複数の第１出力値を取得する第１取得ステップと、
前記複数の第１出力値に基づいて、前記一または他の光電変換装置の出力値が安定する安定化期間が経過した際の前記一または他の光電変換装置の出力値である安定化出力値を推定する推定ステップと、
前記基準取得ステップにおいて取得された出力値の変化に基づいて、推定された前記安定化出力値を補正する補正ステップと、
前記安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、補正された前記安定化出力値とを比較して前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、
を有することを特徴とする光電変換装置の特性評価方法。 - 少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置に対して光を照射した際の前記光電変換装置の出力値であって、光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化する前の前記光電変換装置の出力値である第１出力値を取得する第１取得ステップと、
光照射時間の対数に対する前記光電変換装置の出力値の傾きが変化した後であって、前記第１出力値の取得から所定期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値である第２出力値を取得する第２取得ステップと、
直近に取得された前記出力値との差が所定範囲内に収まる回数が所定回数に達するまで、前記第２出力値の取得後も、前記所定期間ごとに前記光電変換装置の出力値の取得を繰り返して安定化出力値を取得する第３取得ステップと、
安定化期間が経過した際の前記光電変換装置の出力値の基準値と、前記安定化出力値とを比較して前記光電変換装置の特性を評価する評価ステップと、
を有することを特徴とする光電変換装置の特性評価方法。 - 少なくともアモルファスシリコン層を有する光電変換装置を製造する製造ステップと、
請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の特性評価方法に基づいて、前記製造ステップにより製造された前記光電変換装置の特性評価を行う評価ステップと、
を有することを特徴とする光電変換装置の製造方法。
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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-
2008
- 2008-02-25 JP JP2008043618A patent/JP2009200446A/ja not_active Withdrawn
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