JP2012089790A

JP2012089790A - 太陽電池モジュールの検査方法及びこれを用いた太陽電池モジュールの製造方法

Info

Publication number: JP2012089790A
Application number: JP2010237447A
Authority: JP
Inventors: Tatsuhiko Narita; 龍彦成田; Eiji Motomitsu; 英治本光; Eishiro Sasagawa; 英四郎笹川; Kengo Yamaguchi; 賢剛山口
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2010-10-22
Filing date: 2010-10-22
Publication date: 2012-05-10

Abstract

【課題】薄膜シリコン系の太陽電池モジュールの出力特性を評価するためのＥＬを利用した検査方法及この検査方法を用いて製造される太陽電池モジュールの製造方法を提供する。
【解決手段】基板上に透明電極層と、光電変換層と、裏面電極層とを備える太陽電池モジュールの検査方法であって、検査対象の太陽電池モジュールの順方向にバイアス電流を流す電流印加工程と、太陽電池モジュールの発電光入射面側から、電流印加工程後の太陽電池モジュールから生じる波長８００ｎｍから９００ｎｍの光を検出して、太陽電池モジュールのＥＬ発光状態を表す発光分布画像を取得する発光分布画像取得工程と、発光分布画像取得工程により取得した発光分布画像に基づいて、基板全体の不良の有無を判断する不良判断工程と、を含むことを特徴とする。
【選択図】図８

Description

本発明は、太陽電池に関し、特に発電層を製膜にて作成する薄膜系太陽電池に関する。

一般に、太陽電池モジュールが所望の発電能力を有しているか否かを確認するために、発電出力特性等の検査が行われている。この発電出力特性だけでは、性能良否の要因判断が難しく、性能不良箇所をより明確にする検査が望まれている。この不良箇所を判断する検査方法として、結晶型シリコン太陽電池の太陽電池モジュールの光電変換層に対して、順方向に電圧を印加した際に発生するエレクトロルミネッセンス（ＥＬ）を測定する検査方法が用いられている（例えば、特許文献１から特許文献３参照）。

国際公開第２００６／０５９６１５号国際公開第２００７／１２５７７８号特許第４２３５６８５号公報

しかし、面積が１ｍ^２を超える大型の薄膜シリコン系の太陽電池モジュールに対して、結晶型シリコン太陽電池と同様な手法で太陽電池セルから発せられるＥＬを利用して検査を行う方法は、現時点では、評価内容および評価方法の検討が進んおらず、効果的な評価には活用されていない。

本発明は、上記課題を解決するためになされたものであって、薄膜シリコン系の太陽電池モジュールの出力特性を評価するためのＥＬを利用した検査方法及びこの検査方法を用いて製造される太陽電池モジュールの製造方法を提供する。

上記課題を解決するために、本発明に係る太陽電池モジュールの検査方法は、基板上に透明電極層と、光電変換層と、裏面電極層とを備える太陽電池モジュールの検査方法であって、検査対象の太陽電池モジュールの順方向にバイアス電流を流す電流印加工程と、前記太陽電池モジュールの発電光入射面側から、前記電流印加工程後の前記太陽電池モジュールから生じる波長８００ｎｍから９００ｎｍの光を検出して、該太陽電池モジュールのＥＬ発光状態を表す発光分布画像を取得する発光分布画像取得工程と、該発光分布画像取得工程により取得した発光分布画像に基づいて、前記基板全体の不良の有無を判断する不良判断工程と、を含むことを特徴とする。

本発明者らによると、アモルファスシリコン系（非晶質シリコン系）電池単層からなる太陽電池モジュール、およびアモルファスシリコン系電池層と結晶質シリコン系電池層からなる微結晶タンデム型太陽電池に対して、順方向に所定のバイアス電流を印加した場合には、光電変換層が８００ｍｎから９００ｎｍの波長で発光（エレクロトルミネセンス（ＥＬ）発光）することが判明した。また、この発光は、アモルファス層では上記波長で発光するが、結晶質層では発光が観察されないことも判明した。

そこで、太陽電池モジュールにバイアス電流を流して電荷が注入された光電変換層が発光する波長８００ｎｍから９００ｎｍのＥＬ光を検出することとした。これにより、太陽電池モジュールのアモルファスシリコン系電池層の電流分布をＥＬ発光に置き換えて計測・評価することが可能となった。そのため、太陽電池モジュールの膜形成分布異常の有無だけでなく、集積工程異常の有無やタンデム型太陽電池モジュールにおけるアモルファスシリコン系電池層（トップ層）と結晶質シリコン系電池層（ボトム層）とのバランス分布異常を高精度で特定可能となる。したがって、太陽電池モジュールを製膜する製膜装置やレーザーエッチングなどの集積化（セル直列化）装置における異常を早期に発見することが可能となり、太陽電池モジュールの重大欠陥や不良の誘発を未然に防止することが可能となる。

本発明に係る太陽電池モジュールの検査方法は、標準として比較用基準とする所定の発光分布画像と、前記発光分布画像取得工程により取得した前記太陽電池モジュールの前記発光分布画像とを比較する画像比較工程を含むことを特徴とする。

発明者らによると太陽電池モジュールの発電セル内の内部抵抗分布が影響するのは、光電変換層であり、この内部抵抗の変化によって影響をうけるアモルファスシリコン系電池層の電流分布によってＥＬ発光分布が変わることが判明した。すなわち、微結晶タンデム型太陽電池のボトム層である結晶質シリコン系電池層を有していないアモルファスシリコン単層の場合には、発電セル内の内部抵抗の損失が小さいために、欠陥や不良を有していない正常なタンデム型太陽電池モジュールのＥＬ発光よりも強く（明るく）発光する。また、微結晶タンデム型太陽電池モジュールのトップ層であるアモルファスシリコン系電池層の膜厚が薄い場合には、膜厚不良部分を有する微結晶タンデム型太陽電池モジュールのＥＬ発光は、正常な微結晶タンデムモジュールのＥＬ発光よりも弱く（暗く）発光する。そのため、微結晶タンデム型太陽電池モジュールの内部抵抗分布に影響するアモルファスシリコン電池層の電流分布が、ＥＬ発光の発光分布として反映されることが分かった。これは、従来から知られている結晶系の発電セルの欠陥部や不良部におけるＥＬ発光の輝度が低くなり、結晶系の発電セルにおいてＥＬ発光の輝度が高いほど良質な太陽電池であるとされている点とは、発光分布の発生要因が本質的に異なっていることを表していて、薄膜シリコン系の太陽電池モジュールに特出する特徴を見出したといえる。

そこで、本発明では、発光分布画像取得工程により取得した検査対象の太陽電池モジュールの発光分布画像と、所定の発光分布画像とを比較する画像比較工程を設けることとした。そのため、検査対象の太陽電池モジュールの発光分布画像の発光の輝度分布に応じて電流分布を知ることにより、間接的に発電セルの内部抵抗の変化の要因となりうる膜厚や膜質などの分布状態を検知することができる。したがって、太陽電池モジュールの発電性能良否の要因を判断することが容易となる。

本発明に係る太陽電池モジュールの検査方法は、前記発光分布画像中に、前記所定の発光分布画像より相対的に所定輝度範囲以上に発光輝度が低い低輝度発光領域または前記所定の発光分布画像より相対的に所定輝度範囲以上に発光輝度が高い高輝度発光領域が含まれており、かつ、前記低輝度発光領域または前記高輝度発光領域が前記太陽電池モジュール内に所定の割合以上含まれている場合には、該太陽電池モジュールを通常外として選別する選別工程と、該選別工程において通常外と選別された前記太陽電池モジュールと、その選別結果とを該太陽電池モジュールを製造する際の品質管理システムの情報と関連付ける関連付け工程とを有することを特徴とする。

所定の発光分布画像よりも発光輝度が低い低輝度発光領域または発光輝度が高い高輝度発光領域を有しており、それらの低輝度発光領域または高輝度発光領域が太陽電池モジュール全体に対して所定の割合以上含まれている場合には、その太陽電池モジュールを通常外として選別することとした。さらに、その結果と太陽電池モジュール発電性能や製造工程の中間検査結果とを関連付けることとした。そのため、太陽電池モジュール製造工程の品質管理が容易となり、標準外と選別された太陽電池モジュールを管理する管理システムを有効に作動させることができる。したがって、太陽電池モジュールを製膜する製膜装置やレーザーエッチングなど集積化装置の異常を早期に発見することが可能となり、製造装置の性能回復調整が容易になる。

本発明に係る太陽電池モジュールの製造方法は、上記のいずれかに記載の太陽電池モジュールの検査方法を用いて製造されることを特徴とする。

太陽電池モジュールの電流分布をＥＬ発光に置き換えて計測および評価することができる検査方法を用いて太陽電池モジュールを製造することとした。そのため、太陽電池モジュール全体の膜形成不均一な部分や集積化不良部分を特定することができ、製造される太陽電池モジュールの発電性能が低下した際に、製造装置の異常を早期に発見することが可能となる。したがって、太陽電池モジュールの重大欠陥や不良の誘発を未然に防止することが可能となる。

本発明の太陽電池モジュールの検査方法によれば、太陽電池モジュールに順方向にバイアス電流を流して電荷が注入された光電変換層が発光する波長８００ｎｍから９００ｎｍのエレクトロルミネッセンス（ＥＬ）光を検出することとした。これにより、太陽電池モジュールのアモルファス系電池層の電流分布をＥＬ発光に置き換えて計測・評価することが可能となった。そのため、太陽電池モジュールの膜形成分布や集積部分の異常の有無を高精度で特定可能となる。したがって、太陽電池モジュールを製膜する製膜装置の異常を早期に発見することが可能となり、太陽電池モジュールの重大欠陥や不良の誘発を未然に防止することが可能となる。

本発明に係る太陽電池セルの構成を示し、（Ａ）は、その模式図であり、（Ｂ）は、その回路図である。第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程の一部を説明する模式図である。第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程の一部を説明する模式図である。第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程の一部を説明する模式図である。第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程の一部を説明する模式図である。第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造工程の一部を説明する模式図である。第１実施形態に係る太陽電池モジュールの欠陥や不良の有無を検査する検査装置の概略を説明する模式図である。第１実施形態に係る検査装置を用いて取得したＥＬ発光状況を示す発光分布画像である。薄膜シリコン系太陽電池のＥＬ発光状況を比較した図表である。第２実施形態に係る太陽電池モジュールのトップ層およびボトム層の変化に伴うＥＬ発光への影響を比較した図表である。時間経緯に伴いボトムｉ層の性能が低下していることを示す発光分布画像である。第３実施形態に係る太陽電池モジュールの分離溝に欠陥や不良が発生している場合の発光分布画像である。第４実施形態に係るセミサブモジュール分割した太陽電池モジュールであり、（Ａ）は、その模式図であり、（Ｂ）は、その発光分布画像である。

〔第１実施形態〕
以下、本発明の第１実施形態に係る検査方法によって検査が行われる太陽電池パネルついて図１から図９を参照して説明する。
図１は、本実施形態の太陽電池セルの構成を示し、（Ａ）は、その模式図であり、（Ｂ）は、その回路図である。図２から図６には、図１に示す太陽電池セルをモジュール化する製造工程を表す概略図を示す。

本実施形態で説明する太陽電池モジュール２（図４参照）は、光電変換層４を形成したタンデム型シリコン系の太陽電池モジュール２であり、図示しない接着充填シート（ＥＶＡ）とバックシート（ＰＥＴ／ＡＬ／ＰＥＴ構造）で密閉処理を施し、太陽電池パネルの周囲に図示しないガスケットを介して、アルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓ（図６参照）が取付けられたものである。

光電変換装置５は、図１（Ａ）に示すように基板６、透明電極層７、光電変換層４としての第１セル層９１（非晶質シリコン系）及び第２セル層９２（結晶質シリコン系）、中間コンタクト層９３、及び裏面電極層８を備えている。なお、ここで、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、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も含まれる。

（１）図２（ａ）：
基板６としてソーダフロートガラス基板（例えば１．４ｍ×１．１ｍ×板厚：３．０ｍｍ〜４．５ｍｍ）を使用する。基板６端面は、熱応力や衝撃などによる破損防止にコーナー面取りやＲ面取り加工されていることが望ましい。

（２）図２（ｂ）：
透明電極層７として酸化錫膜（ＳｎＯ_２）を主成分とする透明電極膜を膜厚約５００ｎｍ〜８００ｎｍ、熱ＣＶＤ装置（図示せず）にて約５００℃で製膜処理する。この際、透明電極膜の表面は、適当な凹凸のあるテクスチャー膜（図示せず）を形成しても良い。アルカリバリア膜は、酸化シリコン膜（ＳｉＯ_２）を約５０ｎｍ〜１５０ｎｍ、熱ＣＤＶ装置にて約５００℃で製膜（図示せず）を形成しても良い。

（３）図２（ｃ）：
その後、基板６をＸ−Ｙテーブル（図示せず）に設置して、ＹＡＧレーザーの第１高調波（１０６４ｎｍ）を、図の矢印に示すように、透明電極膜の膜面側から照射する。加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極膜を発電セルの直列接続方向に対して垂直な方向へ、基板６とレーザー光を相対移動して、溝１０を形成するように幅約６ｍｍから１５ｍｍの所定幅の短冊状にレーザーエッチングする。

（４）図２（ｄ）：
第１セル層９１として、非晶質シリコン薄膜からなるｐ層３１、ｉ層３２及びｎ層３３を、プラズマＣＶＤ装置（図示せず）により製膜する。ＳｉＨ_４ガス及びＨ_２ガスを主原料にして、減圧雰囲気：３０Ｐａ以上１０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃にて、透明電極層７上に太陽光の入射する側からアモルファスシリコン系ｐ層３１、アモルファスシリコン系ｉ層３２、アモルファスシリコン系ｎ層３３の順で製膜する。アモルファスシリコン系ｐ層３１は、非晶質のＢドープシリコンを主とし、膜厚１０ｎｍ以上３０ｎｍ以下である。アモルファスシリコン系ｉ層３２は、膜厚２００ｎｍ以上３５０ｎｍ以下である。アモルファスシリコン系ｎ層３３は、非晶質シリコンに微結晶シリコンを含有するＰドープシリコンを主とし、膜厚３０ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。アモルファスシリコン系ｐ層３１とアモルファスシリコン系ｉ層３２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。

次に、第１セル層９１の上に、プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃、プラズマ発生周波数：４０ＭＨｚ以上１００ＭＨｚ以下にて、第２セル層９２としての結晶質系シリコンｐ層４１、結晶質系シリコンｉ層４２、及び、結晶質系シリコンｎ層４３を順次製膜する。結晶質系シリコンｐ層４１は、Ｂドープした微結晶シリコンを主とし、膜厚１０ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。結晶質系シリコンｉ層４２は、微結晶シリコンを主とし、膜厚は１．２μｍ以上３．０μｍ以下である。結晶質系シリコンｎ層４３は、Ｐドープした微結晶シリコンを主とし、膜厚２０ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。結晶質系シリコンｎ層４３は、アモルファスｎ層であっても良い。

微結晶シリコンを主とするｉ層膜をプラズマＣＶＤ法で形成するにあたり、プラズマ放電電極と基板６の表面との距離ｄは、３ｍｍ以上１０ｍｍ以下にすることが好ましい。３ｍｍより小さい場合、大型基板６に対応する製膜室内の各構成機器精度から距離ｄを一定に保つことが難しくなるとともに、近過ぎて放電が不安定になる恐れがある。１０ｍｍより大きい場合、十分な製膜速度（１ｎｍ／ｓ以上）を得難くなるとともに、プラズマの均一性が低下しイオン衝撃により膜質が低下する。

第１セル層９１と第２セル層９２との間に、接触性を改善するとともに電流整合性を取るために半反射膜となる中間コンタクト層９３を設ける。中間コンタクト層９３として、膜厚：２０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ（ＧａまたはＡＬドープＺｎＯ）膜を、ターゲット：ＧａドープＺｎＯ焼結体を用いてスパッタリング装置（図示せず）により製膜する。また、中間コンタクト層９３を設けない場合もある。

（５）図２（ｅ）
基板６をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、光電変換層４の膜面側から照射する。パルス発振：１０ｋＨｚから２０ｋＨｚとして、加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層７のレーザーエッチングラインの約１００μｍから１５０μｍの横側を、溝１１を形成するようにレーザーエッチングする。またこのレーザーは基板６側から照射しても良く、この場合は、光電変換層４の非晶質シリコン系の第１セル層９１で吸収されたエネルギーにより発生する高い蒸気圧を利用して光電変換層４をエッチングできるので、更に安定したレーザーエッチング加工を行うことが可能となる。レーザーエッチングラインの位置は、前工程でのエッチングラインと交差しないように位置決め交差を考慮して選定する。

（６）図３（ａ）
裏面電極層８としてＡｇ膜／Ｔｉ膜を、スパッタリング装置により、減圧雰囲気、製膜温度：１５０℃から２００℃にて製膜する。本実施形態では、Ａｇ膜：１５０ｎｍ以上５００ｎｍ以下、これを保護するものとして防食効果の高いＴｉ膜：１０ｎｍ以上２０ｎｍ以下を、この順に積層する。あるいは、裏面電極層８を２５ｎｍから１００ｎｍの膜厚を有するＡｇ膜と、１５ｎｍから５００ｎｍの膜厚を有するＡｌ膜との積層構造としても良い。また、６００ｎｍ以上の長波長側反射光が必要なものにおいては、約１００ｎｍ以上４５０ｎｍ以下の膜厚を有するＣｕ膜と、約５ｎｍ以上１５０ｎｍ以下の膜厚を有するＴｉ膜との積層構造としても良い。結晶質系シリコンｎ層４３と裏面電極層８との接触抵抗低減と光反射向上を目的に、光電変換層４と裏面電極層８との間に、スパッタリング装置により、膜厚：５０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ（ＧａまたはＡＬドープＺｎＯ）膜を製膜して設けても良い。

（７）図３（ｂ）
基板６をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、基板６側から照射する。レーザー光が光電変換層４で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層８が爆裂して除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上５０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極層７のレーザーエッチングラインの２５０μｍから４００μｍの横側を、溝１２を形成するようにレーザーエッチングする。

（８）図３（ｃ）と図４（ａ）
発電領域を区分して、基板６端周辺の膜端部においてレーザーエッチングによる直列接続部分が短絡し易い影響を除去する。基板６をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、基板６側から照射する。レーザー光が透明電極層７と光電変換層４で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層８が爆裂して、裏面電極層８／光電変換層４／透明電極層７が除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上５０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、基板６の端部から５ｎｍから２０ｍｍの位置を、図３（ｃ）に示すように、Ｘ方向絶縁溝１６を形成するようにレーザーエッチングする。なお、図３（ｃ）では、光電変換層４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１６位置には、裏面電極層８／光電変換層４／透明電極層７の膜研磨除去をした周囲膜除去領域１４相当領域がある状態（図４（ａ）参照）が表れるべきであるが、基板６の端部への加工の説明の便宜上、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１６として説明する。このとき、Ｙ方向絶縁溝は、後工程で基板６の周囲膜除去領域１４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１６は、基板６の端より５ｎｍから１５ｍｍの位置にてエッチングを終了させることにより太陽電池パネル端部からの太陽電池モジュール２内部へ外部から水分浸入の抑制に、有効な効果を呈するので好ましい。

尚、以上までの工程におけるレーザー光は、ＹＡＧレーザーとしているが、ＹＶＯ４レーザーやファイバーレーザーなどが同様に使用できるものがある。

（９）図４（（ａ）：太陽電池膜面側から見た図、（ｂ）：受光面の基板側から見た図）
後工程のＥＶＡ等を介したバックシート２４（図５参照）との健全な接着・シール面を確保するために、基板６周辺（周囲膜除去領域１４）の積層膜は、段差があるとともに剥離し易いため、この膜を除去して周囲膜除去領域１４を形成する。基板６の端から５〜２０ｍｍで基板６の全周囲にわたり膜を除去するにあたり、Ｘ方向は、前述の図３（ｃ）の工程で設けた絶縁溝１６よりも基板６端側において、Ｙ方向は、基板６端側部付近の溝１０よりも基板６端側において、裏面電極層８／光電変換層４／透明電極層７を、砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去を行う。研磨屑や砥粒は、基板６を洗浄処理して除去する。

（１０）図４（ａ）および図４（ｂ）
直列に並んだ一方端の発電セル１５の裏面電極層８（図３参照）と、他方端部の発電セル１５に接続した集電用セルの裏面電極層８とから銅箔を用いて集電して太陽電池パネル裏側の端子箱２３（図５（ａ）参照）の部分から電力が取出せるように処理する。集電用銅箔は、各部との短絡を防止するために銅箔幅より広い絶縁シートを配置する。
集電用銅箔などが所定位置に配置された後に、太陽電池モジュール２の全体を覆い、基板６からはみ出さないように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（図示せず）を配置する。
接着充填材シートの上に、防水効果の高いバックシート２４を設置する。バックシート２４は、本実施形態では防水防湿効果が高いようにＰＥＴシート／ＡＬ箔／ＰＥＴシートの３層構造よりなる。
バックシート２４の端子箱２３の取付け部分には、開口貫通窓を設けて集電用銅箔を取出す。この開口貫通窓部分では、バックシート２４と裏面電極層８との間に絶縁体を複数層設置して外部からの水分などの浸入を抑制する。
バックシート２４までを所定位置に配置したものを、ラミネータ装置（図示せず）により減圧雰囲気で内部の脱気を行い約１５０〜１６０℃でプレスしながら、接着充填材シート（ＥＶＡ）を架橋させて密着し、密封処理をする。
なお、接着充填材シートは、ＥＶＡに限定されるものではなく、ＰＶＢ(ポリビニルブチラール)など類似の機能を保有する接着充填剤を利用することが可能である。この場合は、圧着する手順、温度や時間など条件を適正化して処理を行う。

（１１）図５（ａ）
太陽電池モジュール２（図４参照）の裏側に端子箱２３を接着剤で取付ける。
（１２）図５（ｂ）
銅箔と端子箱２３の出力ケーブルとをハンダ等で接続し、端子箱２３の内部を封止剤（ポッティング剤）で充填して密閉する。これで太陽電池パネル１（図５（ｃ）参照）が完成する。
（１３）図５（ｃ）
図５（ｂ）までの工程で形成された太陽電池パネル１について発電検査ならびに、所定の性能試験を行う。発電検査は、ＡＭ１．５、全天日射基準太陽光（１０００Ｗ／ｍ^２）のソーラシミュレータを用いて行う。なお、発電検査は、太陽電池モジュール２が完全に完成した後に行っても良いし、アルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓ（図６参照）を取り付ける前に行っても良く、特に限定するものではない。
（１４）図５（ｄ）
発電検査（図５（ｃ））に前後して、外観検査をはじめ所定の性能検査を行う。

（１５）図６
太陽電池モジュール２の周囲において、太陽電池モジュール２へ強度を付加するとともに、取付け座となるアルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓを取り付ける。太陽電池モジュール２とアルミフレーム枠３Ｌ、３Ｓとの間にはゴム製のガスケット等を介して、弾力性を保持しながら確実に保持することが好ましい。これで太陽電池パネル１が完成する。

上記の実施形態では、太陽電池としてタンデム型シリコン系太陽電池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、アモルファスシリコン太陽電池、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、シリコンゲルマニウム太陽電池、また、上記の各太陽電池から適宜選択して多接合したトリプル型太陽電池などの他の種類の太陽電池にも同様に適用可能である。
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。

次に、本実施形態に係る検査方法に用いる太陽電池モジュール２の検査装置について説明する。
図７は、太陽電池モジュールの欠陥や不良の有無を検査する検査装置の概略を説明する模式図である。
検査装置１００には、図７に示すように、検査テーブル（支持部）１２０と、昇降部１３０と、接触端子（入力部）１４０と、検査用ＸＹテーブル（移動部）１５０と、ＣＣＤカメラ（イメージセンサ）１６０と、が設けられている。

検査装置１００は、太陽電池モジュール２におけるエレクトロルミネッセンスにより発せられる光（ＥＬ光）の発光分布を取得するにあたり、暗室（図示せず）内に配置されて、外光が遮断された状態とされることが望ましい。暗室には、太陽電池モジュール２の搬入や搬出が行われるための開閉部（図示せず）と、太陽電池モジュール２を前工程から暗室に搬送する、または、暗室から後工程に搬送するための搬送部（図示せず）とが設けられる。
太陽電池モジュール２は、発電光入射面側をＺ軸下側のＣＣＤカメラ１６０に向くよう、裏面電極層８をＺ軸上側に向くようにして、暗室内に搬送される。

検査テーブル１２０は、暗室の内部に搬入された太陽電池モジュール２を支持するものであり、昇降部１３０によって太陽電池モジュール２とともに上下方向に昇降されるものである。
検査テーブル１２０は、角筒状に形成された枠体１２１と、太陽電池モジュール２を移動可能に支持する複数の搬送ローラ１２２と、から主に構成されている。検査テーブル１２０には、太陽電池モジュール２の配置位置を決定する位置決め部（図示せず）と、太陽電池モジュール２の配置位置を検出する位置センサ（図示せず）と、が設けられる。

枠体１２１は、搬送ローラ１２２を介して太陽電池モジュール２を支持するものであり、かつ、昇降部１３０によって昇降可能に支持されるものである。枠体１２１は、上下方向（図７のＺ軸方向）に開口が位置するように配置され、内面の上端には複数の搬送ローラ１２２が配置されている。

搬送ローラ１２２は、枠体１２１における太陽電池モジュール２の搬送方向（図７のＸ軸方向）に沿って延びる内面に、当該搬送方向に等間隔に並んで配置され、枠体１２１に対して自転可能に取り付けられているものである。

位置決め部は、検査テーブル１２０における所定位置、特にＹ軸方向における所定位置に太陽電池モジュール２を導き、その位置から太陽電池モジュール２が移動しないように固定するものである。位置決め部は、検査テーブル１２０の枠体１２１における外面に、太陽電池モジュール２の四隅に対応する位置に配置されている。つまり、枠体１２１に４つの位置決め部が配置されている。

位置センサは、検査テーブル１２０における所定位置に太陽電池モジュール２が導かれたか否かを検出するセンサである。本実施形態では、光によって位置を検出するセンサが適用される。本実施形態では、検査テーブル１２０の枠体１２１における対角線上に一対の位置センサが配置されている。

昇降部１３０は、暗室の内部に配置されるものであって、検査テーブル１２０に載せられた太陽電池モジュール２を上下方向（Ｚ方向）に移動させることにより、太陽電池モジュール２とイメージセンサ１６０との距離を調節するものである。
昇降部１３０には、支柱１３１と、直進ガイド１３２と、駆動機構１３３と、が主に設けられている。

支柱１３１は、検査テーブル１２０の枠体１２１における角部に対応する位置に、つまり枠体１２１の四隅に隣接して上下方向に延びて配置される４本の角柱状の部材である。支柱１３１は、検査テーブル１２０及び太陽電池モジュール２を支える柱状の部材であって、検査テーブル１２０及び太陽電池モジュール２を移動させる際に上下方向に導くガイドとして機能する。
直進ガイド１３２は、検査テーブル１２０と支柱１３１との間に配置され、検査テーブル１２０及び太陽電池モジュール２を支柱１３１に沿って移動させるものである。

駆動機構１３３は、検査テーブル１２０及び太陽電池モジュール２を上下方向に移動させるものである。駆動機構１３３は検査テーブル１２０を間に挟む一対の支柱１３１に配置されるものであり、例えば図７に示すように、昇降プーリ１３４と昇降ベルト１３５との組み合わせとされる。あるいは、スプロケットとチェーンとの組み合わせ等としても良い。昇降ベルト１３５が昇降プーリ１３４の間を回転駆動されると、それに伴い検査テーブル１２０が上下方向に移動する。

接触端子１４０は、太陽電池モジュール２の裏面電極層８に傷を与えることなく、裏面電極層８と電気的に接続されるものであって、光電変換層４に対して電圧を印加して電流（バイアス電流）を流すものである。さらに接触端子１４０は、検査テーブル１２０に配置された太陽電池モジュール２に対して接近離間可能とされ、かつ、裏面電極層８と電気的に接続された状態で、検査テーブル１２０及び太陽電池モジュール２とともに上下方向に移動可能とされている。その一方で、接触端子１４０は光電変換層４に印加する電圧を供給する電源（図示せず）と電気的に接続されている。

接触端子１４０は、電圧を印加するために一つの太陽電池モジュール２に対して２つ配置されている。具体的には、太陽電池モジュール２の発電セル１５（図４参照）における一方の端部の発電セル１５の長手方向の略全長に対して一の接触端子１４０が配置され、他方の端部に他の接触端子１４０が配置されている。

接触端子１４０には、太陽電池モジュール２に沿って（Ｘ軸方向に）延びる棒状部分と、当該棒状部分から太陽電池モジュール２に向かって上下方向（Ｚ軸方向）に延びる複数の接触部分と、が設けられている。複数の接触部分は、それぞれ太陽電池モジュール２における発電セル１５と接触するように間隔をあけて配置されている。

接触端子１４０の複数の接触部分は、一方の端部の発電セル１５の長手方向の略全長にわたり、電気的に略均等に接続することで、発電セル１５に対して均一に電圧を印加し電流を流すことができる。

検査用ＸＹテーブル１５０は、暗室の内部における底面に配置され、検査テーブル１２０及び太陽電池モジュール２に対してＣＣＤカメラ１６０を水平方向（ＸＹ平面に沿う方向）に相対移動可能とするものである。
検査用ＸＹテーブル１５０には、暗室の底面をＸ軸方向に移動可能に配置されたＸステージ１５１と、Ｘステージ１５１の上面に配置され、Ｙ軸方向に移動可能に配置されたＹステージ１５２とが設けられている。

ＣＣＤカメラ１６０は、太陽電池モジュール２の光電変換層４から発せられる電磁波、本実施形態ではエレクトロルミネッセンスにより発せられる光（ＥＬ光）の分布を測定するものである。本実施形態では、例えば、波長６００ｎｍ〜１０００ｎｍを検出することが可能な一般的なシリコン系受光素子を利用したＣＣＤカメラ１６０が用いられる。ＣＣＤカメラ１６０は、Ｙステージ１５２の上面に配置され、太陽電池モジュール２に対してＸＹ平面方向に相対移動可能とされている。

次に、上記検査装置１００を用いて太陽電池モジュール２を検査する検査方法の工程を説明する。
暗室内に導入された太陽電池モジュール２は、検査テーブル１２０における枠体１２１の搬送ローラ１２２の上に搬入される。

太陽電池モジュール２が検査テーブル１２０の上に搬入されると、位置センサによって太陽電池モジュール２が搬入され、かつ、一対の位置センサの間に太陽電池モジュール２が配置されたことが検出される。すると、太陽電池モジュール２の搬入移動が停止し、位置決め部により太陽電池モジュール２は所定位置、特に搬送中に若干ずれ易いＹ軸方向において所定位置に導かれ、固定される。その後、暗室の開閉部が閉じられ、暗室の内部は閉空間となり外光が遮光される。

次いで、太陽電池モジュール２に対して２つの接触端子１４０が押しつけられ、接触端子１４０と裏面電極層８とが電気的に接続される。

接触端子１４０が発電セル１５と接続されると、検査テーブル１２０、接触端子１４０及び太陽電池モジュール２は、昇降部１３０によって上方（＋Ｚ軸方向）に移動される。具体的には、昇降プーリ１３４によって昇降ベルト１３５が回転駆動され、昇降ベルト１３５が固定された検査テーブル１２０は、直進ガイド１３２によって支柱１３１に沿って上方に移動する。これにより撮影対象の太陽電池モジュール２とＣＣＤカメラ１６０の相対位置を引き離して、広い面積での撮影を可能としている。

さらに、検査用ＸＹテーブル１５０が移動されることにより、太陽電池モジュール２に対するＣＣＤカメラ１６０の相対位置が調節される。

そして、接触端子１４０から太陽電池モジュール２に対して所定の電圧が印加される。電圧は、接触端子１４０から裏面電極層８を介して光電変換層４（発電セル１５）に印加されて、所定値の電流が流れる。電圧が印加され所定値の電流が流れた光電変換層４では、ＥＬ光が発せられる。

ＣＣＤカメラ１６０は、太陽電池モジュール２から発せられた波長を検出し、ＥＬ光の発光分布画像を取得する。本実施形態の構成では、基板６側からＥＬ光が検出される。ＣＣＤカメラ１６０は、太陽電池モジュール２における光電変換層４が設けられている全領域について一回で撮影し、発光分布画像を取得する。また、太陽電池モジュール２を複数箇所に分割して撮影し、画像処理で合成画像としても良い。

ＣＣＤカメラ１６０によりＥＬ光の発光分布の画像取得が終了すると、太陽電池モジュール２への電圧の印加が終了される。
次いで、検査テーブル１２０、接触端子１４０及び太陽電池モジュール２が昇降部１３０により下方（−Ｚ軸方向）に移動される。

その後、接触端子１４０が上方（＋Ｚ軸方向）に太陽電池モジュール２の搬送に支障ないように移動され、太陽電池モジュール２から離脱される。さらに、暗室の開閉部が開かれ、太陽電池モジュール２が検査装置１００から搬出される。

ＣＣＤカメラ１６０で取得された発光分布の画像が処理され、太陽電池モジュール２全体の欠陥や不良部分の有無が特定される。ＣＣＤカメラ１６０により取得された発光分布の画像は、基板６によるＥＬ発光吸収などの影響されることなく、高い分解精度で太陽電池モジュール２全体を観察できるという特出すべき特徴がある。

次に、このような太陽電池モジュール２の検査装置１００を用いて、太陽電池モジュール２に対して順方向に電流を印加した場合に太陽電池モジュール２が発光する波長を観測した。この観測には、太陽電池モジュール２の検査装置１００のＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分（図示せず）であって太陽電池モジュール２とＣＣＤカメラ１６０との間に長波長透過型シャープカットフィルタ１６１を挿入して行った。

ＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分に様々な長波長透過型シャープカットフィルタ１６１を順次に挿入して太陽電池モジュール２の発光する波長を観測した。このように様々な長波長透過型シャープカットフィルタ１６１を挿入して太陽電池モジュール２の平均発光輝度を計測したグラフを図８に示す。図８は、縦軸に平均発光強度を示し、横軸に様々な長波長透過型シャープカットフィルタ１６１を経由したカット波長を示している。

特定波長より短波長側の透過をカットして長波長側を透過する長波長透過型シャープカットフィルタ１６１を用いて、様々な特定波長に対する長波長透過型シャープカットフィルタ１６１を取替え挿入して観察したところ、図８に示すように、８００ｎｍから９００ｎｍのカット波長において計測される波長の推移が大きく変化しており、特に８００ｎｍから８５０ｎｍの波長域での波長の推移が大きいことがわかる。このことから、太陽電池モジュール２が８００ｎｍから９００ｎｍの波長域で発光しており、特に、８００ｎｍから８５０ｎｍの波長域で著しく発光していることが判明した。

そこで、８００ｎｍから９００ｎｍの波長を透過する長波長透過型シャープカットフィルタ１６１をＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分に挿入した検査装置１００を用いて薄膜シリコン系太陽電池の発光分布画像を取得して比較を行った。

図９には、薄膜シリコン系太陽電池のＥＬ発光状況を示す発光分布画像の代表例が示されている。図９は、左から右に向かって不良が観察されない正常な微結晶タンデム型太陽電池モジュール２（微結晶タンデムモジュール）、アモルファスシリコン単層モジュール（アモルファス単層モジュール）、微結晶シリコン単層モジュール（微結晶単層モジュール）、一部に膜厚不良部分を有している微結晶タンデムモジュール２の順に示されている。ここで、一部に膜厚不良部分を有している微結晶タンデムモジュール２とは、トップ層９１であるアモルファスシリコン系電池層の膜厚不良部分（欠陥）を有している微結晶タンデムモジュール２を観察したものである。

図９に示すように、不良の観察されない微結晶タンデムモジュール２およびアモルファス単層モジュールは、全体的にＥＬ発光しており、微結晶タンデムモジュール２は、アモルファス単層モジュールに比べて発光の輝度が低いことが分かる。
このとき、各太陽電池モジュールには、短絡電流の１．１倍から２倍（本実施例での１．４ｍ×１．１ｍ基板のモジュールに対しては、電流：約１．５Ａから３Ａ）を順方向に通電することで、ＥＬ発光状況を的確に観察できることが判明した。短絡電流より小さいと、発光は暗く発光分布が観察しづらい。一方、短絡電流の２倍を超えると、発光自体は明るくなるが電流が集中した部分などで光電変換層の破損や劣化が懸念されるため、好ましくない。

また、微結晶単層モジュールについては、少なくとも短絡電流の１．１倍から２倍（電流：約１．５Ａから３Ａ）を順方向に通電することにより生じる発光波長、すなわち１０００ｎｍ以下において発光を観察することができないことが分かる。

さらに、不良の観察されない正常な微結晶タンデムモジュール２の全体的に発光している発光状態と、アモルファスシリコン系電池層９１に膜厚不良部分を有している微結晶タンデムモジュール２のある発光状態とを比較した場合、膜厚不良部分を有している微結晶タンデムモジュール２には、発光状態の相対的な分布において、膜厚不良部分に対応している位置に部分的に発光の輝度が低い低輝度発光領域（図中の丸印で示す）が生じている。
これらのことから、ＥＬ発光は、アモルファスシリコン層で発光することが判明した。

さらに、微結晶タンデムモジュール２とアモルファス単層モジュールとの比較から、アモルファス単層モジュールにはボトム層である結晶質シリコン系電池層９２が無いことから、セルの内部抵抗による損失が少ないため、微結晶タンデムモジュール２よりも明るい発光が観察され、発光の輝度が高くなっていることが分かった。

以上より、微結晶タンデムモジュール２ではＥＬ発光が観察されるが、これはトップ層であるアモルファスシリコン系電池層９１がＥＬ発光していて、ボトム層である結晶質シリコン系電池層９２は少なくとも短絡電流の１．１倍から２倍（電流：約１．５Ａから３Ａ）においては、ＥＬ発光が観察されないことを示している。

このような結果に基づいて、微結晶タンデムモジュール２では、トップ層であるアモルファスシリコン系電池層９１の電流分布が発光分布となることが判明した。これは、単結晶シリコンや多結晶シリコンにおいて、ＥＬ発光の輝度が高いほど少数のキャリアの拡散長の分布が大きくて良質な太陽電池とされる事象と比較して、結晶系モジュールとはＥＬ発光分布の発生要因が異なっていることとなる。

たとえば、微結晶タンデムモジュール２の場合には、発光の輝度が高すぎるとボトム層である結晶質シリコン系電池層９２の膜厚不良により、モジュール内で相対的に電流が偏り増加する領域が生じて、トップ層であるアモルファスシリコン系電池層９１に電流が増加してＥＬ発光の輝度が増加していることが想定されるため、結晶系モジュールとは異なり高輝度発光であれば良質な太陽電池であるとは言えないことが判明した。

また、レーザーエッチングなど集積化工程で、直列に並んだ発電セル１５間の接続不良箇所が生じると電流モジュール内で相対的に電流が偏り増加する領域が生じて、トップ層であるアモルファスシリコン系電池層９１の一部に電流が増加してＥＬ発光の輝度が増加していることが想定されるため、結晶系モジュールとは異なり高輝度発光であれば良質な太陽電池であるとは言えないことが判明した。

以上述べたように、本実施形態に係る太陽電池モジュール２の検査方法及びこれを用いた太陽電池モジュール２の製造方法によれば、以下の効果を奏する。
太陽電池モジュール２に短絡電流の１．１倍から２倍の順方向バイアス電流を流して、電荷が注入された光電変換層４が発光する波長８００ｎｍから９００ｎｍのエレクトロルミネッセンス（ＥＬ）光を検出することとした。これにより、太陽電池モジュール２のアモルファス層９１の電流分布をＥＬ発光に置き換えて計測・評価することが可能となった。そのため、太陽電池モジュール２の膜形成分布異常の有無や集積化状況の不良部分を高精度で特定可能となる。したがって、太陽電池モジュール２を製膜する製膜装置やレーザーエッチングなど集積化装置の異常を早期に発見することが可能となり、太陽電池モジュール２の重大欠陥や不良の誘発を未然に防止することが可能となる。

太陽電池モジュール２の電流分布をＥＬ発光に置き換えて計測および評価することができる検査方法を用いて太陽電池モジュール２を製造することとした。そのため、太陽電池モジュール２全体の膜形成不均一な部分や集積化の異常部分を特定することができ、製造される太陽電池モジュール２の発電性能が低下した際に、製造装置の異常を早期に発見し、製造装置の性能回復調整を実施することが可能となる。したがって、太陽電池モジュール２の重大欠陥や不良の誘発を未然に防止することが可能となる。

〔第２実施形態〕
本実施形態は、第１実施形態と基本的に同様であるが、第１実施形態とは、画像比較工程を有する点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、検査方法については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。

図１０には、図１に示したタンデム型シリコン系の太陽電池モジュール２のトップ層９１およびボトム層９２の変化に伴うＥＬ発光への影響を示す図表が示されている。ここで、図１０の図表中に示されているＲｓは、上述した図１（Ｂ）に示した回路図の直列抵抗の変化を示し、Ｉｐｈは、図１（Ｂ）に示した回路図の光電流の変化を示している。
なお、図１０の図表中に示されているＲｓ（Ｔ）はトップ層９１の直列抵抗を示し、Ｒｓ（Ｂ）はボトム層９２の直列抵抗を示している。
図１０中の標準とは、上述した図９中の左欄に示した正常なタンデム型シリコン系の太陽電池モジュール２であり、このときの発光分布画像が所定の発光分布画像である。

図１０のケース１の発光分布画像と基準条件（所定）の発光分布画像とを比べた結果、特定領域において発光の輝度が高く（明るく）なっている箇所がある。この場合の特定領域の直列抵抗および光電流の変化を分光感度特性などから調査したところ、図１０に示すように、直列抵抗の値がボトム層９２では小さくなり、かつ、光電流の値が増加していることが分かった。

また、図１０に示すように、ケース１を発生させたプラズマＣＶＤ装置の製膜室において、基板６上に単膜（３００ｎｍ〜１μｍ程度）形成して、膜厚分布と膜質分布を評価した。
これらの結果から、太陽電池モジュール２のボトム層である結晶質シリコン系層９２の膜厚が薄化して、特定領域の発光の輝度が高くなっていることが判明した。

このケース１のようにボトム層である結晶質シリコン系層９２の膜厚の薄化が判明した太陽電池モジュール２を製膜したプラズマＣＶＤ装置について、そのプラズマＣＶＤ装置によって製膜された太陽電池モジュール２の発光分布画像の特定部分を日付順（時間経過順）に並べたものを図１１に示している。図１１は、（Ａ）から、（Ｂ）、（Ｃ）の順に、日付が経過したプラズマＣＶＤ装置を用いて製膜された太陽電池モジュール２の発光分布画像である。

ここで、プラズマＣＶＤ装置は、図１１（Ａ）から（Ｃ）まで日付が経緯する間、メンテナンスは行われていない。
図１１中の各丸印中の発光分布画像に注目してみると、図１１（Ａ）では、丸印中の発光分布画像とそれ以外の部分の発光分布画像との輝度の差は見られず、図１１（Ａ）の時点では、プラズマＣＶＤ装置が正常に製膜を行っていることがわかる。

次に、図１１（Ｂ）の丸印部分の発光分布画像をその周囲の発光分布画像と比較してみると、丸印部分の発光の輝度がその周囲の輝度よりも多少高いことがわかる。さらに、図１１（Ｃ）の丸印部分の発光輝度は、図１１（Ｂ）の丸印部分の輝度よりも更に高いことがわかる。

そこで、図１１（Ｃ）の発光分布画像が取得された後に、この太陽電池モジュール２を製膜したプラズマＣＶＤ装置を調査したところ、ボトム層９２の結晶質系シリコンｉ層４２を製膜するプラズマＣＶＤ装置の製膜室において製膜ガス吹き出し孔が閉塞し始めており、部分的に製膜量が低下し膜厚が薄くなっていることが判明した。

このように、発光分布画像取得工程により取得した太陽電池モジュール２の発光分布画像と、基準の発光分布画像とを比較することによって、トップ層９１とボトム層９２との膜厚のバランスが変化した部分ではＥＬ発光の均一性が失われることがわかった。そのため、太陽電池モジュール２の性能低下の要因であるプラズマＣＶＤ装置の不具合を早期に発見することができる。

トップ層９１とボトム層９２とのバランスの変化に伴うＥＬ発光への影響について、更に図１０のケース２の発光分布画像を基準条件の発光分布画像と比べたところ、ケース２の場合は、ＥＬ発光の輝度が低く（暗く）なっていた。このケース２の場合の直列抵抗および光電流の変化を分光感度特性などから調査したところ、図１０中のケース２に示すように、直列抵抗の変化がボトム層９２で大きく、かつ、光電流の変化が減少していた。
状況が不明なので、ケース２を発生させたプラズマＣＶＤ装置の製膜室において、基板６上に単膜（３００ｎｍ〜１μｍ程度）形成して、膜厚分布と膜質分布を評価した。

これらの結果から、ケース２の場合は、トップ層９１は正常に製膜されているがボトム層９２の結晶質系シリコンｉ層４２の上記の輝度が低くなっている領域での膜質が低下しておりアモルファス化していることが判明した。

さらに、図１０のケース３の発光分布画像を基準条件の発光分布画像と比較してみた。ケース３の発光分布画像は、基準条件の発光分布画像に比べて発光の輝度が高い特定領域が存在していた。このケース３の場合の特定領域の直列抵抗および光電流の値を調査したところ、図１０中のケース３に示すように、直列抵抗の値がボトム層９２では小さい抵抗値であり、かつ、光電流の値が増加していた。
また、ケース３を発生させたプラズマＣＶＤ装置の製膜室において、基板６上に単膜（３００ｎｍ〜１μｍ程度）形成して、膜厚分布と膜質分布を評価した。

これらの結果から、ケース３の場合には、トップ層９１は正常に製膜されているがボトム層９２の結晶質系シリコンｉ層４２の膜質が向上しており結晶化が促進していることが判明した。

また、図１０中のケース４の発光分布画像を基準条件の発光分布画像と比較してみた。ケース４の発光分布画像は、基準条件の発光分布画像に比べて発光の輝度が低くなっている特定領域が存在した。このケース４の場合の直列抵抗および光電流の変化を分光感度計測などによって調査したところ、図１０中のケース４に示すように、直列抵抗の変化がトップ層９１で大きく、かつ、光電流の変化が減少していた。
また、ケース４を発生させたプラズマＣＶＤ装置の製膜室において、基板６上に単膜（３００ｎｍ〜１μｍ程度）形成して、膜厚分布と膜質分布を評価した。

これらの結果から、ケース４の場合には、トップ層９１のアモルファスシリコン系ｐ層３１またアモルファスシリコン系ｎ層３３が薄化しており、ボトム層９２は正常に製膜されていることが判明した。

以上述べたように、本実施形態に係る太陽電池モジュール２の検査方法及びこれを用いた太陽電池モジュール２の製造方法によれば、以下の効果を奏する。
発光分布画像取得工程により取得した検査対象の太陽電池モジュール２の発光分布画像と、基準条件（所定）の発光分布画像とを比較する画像比較工程を設けることとした。そのため、検査対象の太陽電池モジュール２の発光分布画像の発光の輝度に応じて、発電セル１５の内部抵抗の変化の要因となりうるトップ層９１の膜厚や膜質などとボトム層９２の膜厚や膜質などとのバランス状態を検知することができる。したがって、太陽電池モジュール２の発電性能低下の要因を判断することが容易となる。

〔第３実施形態〕
本実施形態は、第１実施形態と基本的に同様であるが、第１実施形態よりもさらに長波長側の透過光を観察できるよう長波長型シャープカットフィルタを用いる点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、検査方法については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。

図１２には、太陽電池モジュールの分離溝の一部に欠陥や不良が発生している場合の発光分布画像が示されている。
太陽電池モジュールの分離溝１２（図３参照）形成時に分離不良部分が存在する場合には、裏面電極層８（図３参照）が連結した状態で残ってしまう。そのため、分離溝１２の分離不良部分を電流が通過することとなり、抵抗の大きなトップ層である非晶質シリコン系電池層を通過する電流が低下する。そのため、分離不良部分の分離溝１２を有しているセルは、図１２の丸印で示すように、発光輝度が低く（暗く）なる。
また、この低輝度発光領域のセルを調査すると、起電力（Ｖｏｃ）と曲性因子（ＦＦ）が周囲のセルよりも低下していることから、セル全体にわたり発光輝度が低くなるものは、分離不良部分が存在する不良であると判断することができる。

分離溝１２の分離不良部分には、電流が集中するため内部抵抗損失によりジュール発熱が生じる。これにより、分離溝１２の分離不良部分で温度が上昇するとともに、分離溝１２の分離不良部分に隣接する正常な発電セルにも熱が伝播して周辺部より温度が上昇する（例えば、サーモビュアによる観察では、約５℃〜１０℃上昇）。正常な発電セルの温度が上昇するとトップ層のバンドギャップが小さくなり、発光波長が長波長側へ多少移動することとなる。そのため、図１２の丸印で示すようにより一層発光輝度が低くなる。

そこで、前述した図７の検査装置１００のＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分に設けられているシャープカットフィルタ１６１（例えば、ＩＲ−８４：８２０ｎｍ以下の波長光を９０％以上カットする特性を保有するフィルタ）を数１０ｍｍ長波長側のシャープカットフィルタ（例えば、ＩＲ−８６：８４０ｎｍ以下の波長光を９０％以上カットする特性を保有するフィルタ）に変更することとした。

このように、更に長波長側のシャープカットフィルタをＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分に挿入して、太陽電池モジュールが発光する波長を観測することによって、電流集中により発熱することで長波長側に移動したＥＬ発光の周囲との相対的な輝度差が明確になり、標準の電流（所定の発光分布画像において流れる電流）と分離不良部分の分離溝１２を流れる電流との違いによる電流分布を強調することができ、太陽電池モジュールの特性分布の評価が容易になる。

図７の検査装置１００のＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分に設けられているシャープカットフィルタ１６１は、複種類のカットする波長に対する個々のフィルタがセットされていて、暗室（図示せず）の外側からの制御信号で必要な特性を持つシャープカットフィルタ１６１を選定してＣＣＤカメラ１６０のレンズ入光部分に設置できるようシステム化されている。観測対象のモジュールに対して複種類の長波長側のシャープカットフィルタによる発光分布画像を得ることで、より電流分布を強調できるものを選定できるので好ましい。

以上述べたように、本実施形態に係る太陽電池モジュールの検査方法及びこれを用いた太陽電池モジュー２の製造方法によれば、以下の効果を奏する。
更に長波長側のシャープカットフィルタに変更して太陽電池モジュールが発光する波長を観測することによって、ＥＬ発光の周囲との相対的な輝度差をより明確にすることができる。そのため、標準の電流が流れる所定の発光分布画像と局部的に大きな電流が流れる発光分布画像とを比較することによって、電流分布が明確になる。したがって、太陽電池モジュールの特性分布評価が容易になる。

〔第４実施形態〕
本実施形態は、第１実施形態と基本的に同様であるが、第１実施形態とは、太陽電池モジュールをセミサブモジュールに分割して発光分布画像の比較を行う点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、検査方法については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。

図１３には、サブモジュールおよびセミサブモジュールに分割した太陽電池モジュールを示し、（Ａ）は、その模式図を示し、（Ｂ）は、その発光分布画像を示している。
図１３（Ａ）に示すように、大面積の太陽電池モジュール２の場合、複数のセミサブモジュール５２に分割することがある。
このセミサブモジュール５２は、個々に完全なサブモジュールに分割するのではなく、各サブモジュール間の一部の透明電極層（図示せず）や裏面電極層（図示せず）に導通箇所（局所導通部分５４）を残して、分割されている。

図１３（Ａ）の太陽電池モジュール２の場合には、縦方向に５列のセミサブモジュール５２に分割されており、隣接しているセミサブモジュール５２間は絶縁レーザー５６によって分離加工されている。各セミサブモジュール５２は、複数の発電セル１５（図４参照）を直列に接続して構成されている。

図１３（Ａ）の場合、太陽電池モジュール２を構成している左端のセミサブモジュール５２ａから右端のセミサブモジュール５２ｅにおいては、その集積端部のセルの長手方向に集電用銅箔５５が配置されている。また、各セミサブモジュール５２の上方の銅箔５５、および、各セミサブモジュール５２の下方の銅箔５５から配線するように銅箔５８が絶縁シート（図示せず）を介して配置されている。このように銅箔５８を配置して、この銅箔５８を用いて集電して端子箱５７から電力を取り出せるようになっている。

絶縁レーザー５６によって、透明電極層と光電変換層と裏面電極層とが分離されているセミサブモジュール５２間は、セミサブモジュール５２を構成している一部に隣接しているセミサブモジュール５２の一部分において、透明電極層と裏面電極層のすくなくとも一方が局所導通部分５４となって導通している。
このため、セミサブモジュール５２は、局所導通部分５４のあるセルを境にして、更に小面積の部分セミサブモジュール領域５１が存在している。

このように分割された太陽電池モジュール２の撮影は、上述した図７の検査装置１００のＣＣＤカメラ１６０が区分領域とされた部分セミサブモジュール領域５１の一つを撮影することが可能な位置に移動して行われる。太陽電池モジュール２全体を１枚の画像で撮影するよりも、複数の分割画像として撮影することにより、画像解像度が増加して鮮明な画像を得られるので好ましい。

この場合、一の部分セミサブモジュール領域５１におけるＥＬ光の発光分布をＣＣＤカメラ１６０で画像取得すると、ＣＣＤカメラ１６０は検査用ＸＹテーブル１５０によって次の部分セミサブモジュール領域５１の撮影位置に移動され、次の部分セミサブモジュール領域５１の画像取得が行われる。これが部分セミサブモジュール領域５１の数だけ繰り返し行われる。

部分セミサブモジュール領域５１が小面積の場合は、隣接する複数の部分セミサブモジュール領域５１を１枚の画像として撮影取得してもよい。ＣＣＤカメラ１６０により撮影された各部分セミサブモジュール領域５１における発光分布画像は、太陽電池モジュール２の全体における発光分布画像として合成される。
画像取得範囲の分割数は、目的に応じて適宜設定することができる。

上述のように分割されて取得された太陽電池モジュール２の全体におけるＥＬ光の発光分布画像から、例えば、図１３（Ｂ）に示すように、セミサブモジュール５２ｅ中の上方の部分セミサブモジュール領域５１の丸印部分が周囲と比べて輝度が低いことがわかる。この部分を調査したところ、裏面レーザー分離溝に加工不良があることが判明した。

また、図１３（Ｂ）に示すように、セミサブモジュール５２ｅ中の下方の部分セミサブモジュール領域５１全体が周囲と比べて輝度が高いことがわかる。この部分は、上記裏面レーザー分離溝に加工不良があることで、電流が銅箔５８を経由してセミサブモジュール５２ｅ中の下方の部分へと流れ込んで、太陽電池モジュール２に特性分布を発生させいることを示している。
このように、一部の裏面レーザー分離溝の加工不良が部分セミサブモジュール領域５１単位でのＥＬ光の発光分布へ影響があることが判明した。

このように、大面積の太陽電池モジュール２を区分領域として部分サブサブモジュール領域５１を基本単位とした発光分布画像を用いて周囲の部分サブサブモジュール領域５１の輝度との相対比較を行うことによって、太陽電池モジュール２内の性能分布評価を容易に行うことが可能となる。

〔第５実施形態〕
本実施形態は、第１実施形態と基本的に同様であるが、第１実施形態とは、選別工程と関連付け工程とを有する点で異なっている。よって、本実施形態においては、この異なっている部分を説明し、その他の重複する構成要素、検査方法については、同一の符号を付してその重複した説明を省略する。

検査対象の太陽電池モジュールの発光分布画像中に所定の発光分布画像に対して、発光輝度が全体より相対的に所定輝度範囲以上に低い低輝度発光領域、または発光輝度が全体より相対的に所定輝度範囲以上高い高輝度発光領域が含まれており、かつ、低輝度発光領域または高輝度発光領域が検査対象の太陽電池モジュール内に所定の割合以上含まれているかについて判断する。

検査対象の太陽電池モジュールの全体との相対比較にあたっては、太陽電池モジュール全体の輝度を平均してもよい。また太陽電池モジュールの５０％以上を占める領域の輝度が所定範囲に収まる（外観的に同程度の明るさに見える）部分を抽出して、その輝度を平均してもよい。

そして、低輝度発光領域または高輝度発光領域を有する割合が所定の割合以上含まれている場合には、検査対象の太陽電池モジュールを通常外として選別する。

通常外と選別された太陽電池モジュールの基板ＩＤと、その選別結果とを関連付けて記録する。この通常外として選別された太陽電池モジュールは、その後、ソーラシミュレータによって計測される。そして、ソーラシミュレータによる計測によりモジュール発電性能が所定値よりも低い場合には、異常モジュールと判定される。

ここで、通常外として選別された後、さらに、異常モジュールとして判定された太陽電池モジュールは、品質管理システムによって管理され、各製造装置と工程間検査結果の情報が集約されて、監視を続けるとともに評価・検討ができる。このように、品質管理システムにより異常情報とその基板ＩＤとを管理することによって、製膜装置などの不具合発生時におけるメンテナンス作業のタイミングと作業内容にそれらの情報を利用することが可能となる。

以上述べたように、本実施形態に係る太陽電池モジュールの検査方法及びこれを用いた太陽電池モジュールの製造方法によれば、以下の効果を奏する。
所定の発光分布画像よりも発光輝度が低い低輝度発光領域または高い高輝度発光領域を有しており、それらの低輝度発光領域または高輝度発光領域が太陽電池モジュール全体に対して所定の割合以上含まれている場合には、その太陽電池モジュールを通常外として選定して、結果とその太陽電池モジュールとを関連付けることとした。そのため、太陽電池モジュールの品質管理が容易となり、通常外と選定された太陽電池モジュールを管理する品質管理システムを有効に作動させて各製造装置と工程間検査結果の情報を監視することが可能となる。したがって、太陽電池モジュールを製膜する製膜装置の異常を早期に発見することが可能となり、製膜装置の性能回復調整が容易になる。

なお、本発明の技術範囲は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。

２太陽電池モジュール
４光電変換層
６基板
７透明電極層
８裏面電極層

Claims

基板上に透明電極層と、光電変換層と、裏面電極層とを備える太陽電池モジュールの検査方法であって、
検査対象の太陽電池モジュールの順方向にバイアス電流を流す電流印加工程と、
前記太陽電池モジュールの発電光入射面側から、前記電流印加工程後の前記太陽電池モジュールから生じる波長８００ｎｍから９００ｎｍの光を検出して、該太陽電池モジュールのＥＬ発光状態を表す発光分布画像を取得する発光分布画像取得工程と、
該発光分布画像取得工程により取得した発光分布画像に基づいて、前記基板全体の不良の有無を判断する不良判断工程と、を含むことを特徴とする太陽電池モジュールの検査方法。
前記順方向にバイアス電流を流す電流量は、前記太陽電池モジュールの短絡電流の１．１倍以上２倍以下であることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュールの検査方法。
標準として比較用基準とする所定の発光分布画像と、前記発光分布画像取得工程により取得した前記太陽電池モジュールの前記発光分布画像とを比較する画像比較工程を含むことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の太陽電池モジュールの検査方法。
前記発光分布画像中に、前記所定の発光分布画像より相対的に所定輝度範囲以上に発光輝度が低い低輝度発光領域または前記所定の発光分布画像より相対的に所定輝度範囲以上に発光輝度が高い高輝度発光領域が含まれており、かつ、前記低輝度発光領域または前記高輝度発光領域が前記太陽電池モジュール内に所定の割合以上含まれている場合には、該太陽電池モジュールを通常外として選別する選別工程と、
該選別工程において通常外と選別された前記太陽電池モジュールと、その選別結果とを該太陽電池モジュールを製造する際の品質管理システムの情報と関連付ける関連付け工程とを有することを特徴とする請求項１から請求項３のいずれかに記載の太陽電池モジュールの検査方法。
請求項１から請求項４のいずれかに記載の太陽電池モジュールの検査方法を用いて製造されることを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。