JP2013089792A - 薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法およびこれを備えた薄膜太陽電池モジュールの製造方法 - Google Patents

Abstract

【課題】より高い精度で不良品である薄膜太陽電池モジュールを判別する。
【解決手段】透明基板１００上において封止されるとともに分離ライン１５０を挟んで隣り合うように形成され、正端子１１３および負端子１２４の間において直列接続された第１および第２集積セルストリング１１０，１２０を含む薄膜太陽電池モジュール１０００の分離不良検査方法であって、正端子１１３側が正となるように試験電圧を印加し薄膜太陽電池モジュール１０００の定格短絡電流値以上の電流を注入することによって、第１および第２集積セルストリング１１０，１２０の間に電位差を形成する工程と、破壊された短絡部が分離ライン１５０上に観察されたときには薄膜太陽電池モジュール１０００が不良品であると判定し上記短絡部の位置を不良箇所として特定する工程とを備える。
【選択図】図１５

Description

本発明は、薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法およびこれを備えた薄膜太陽電池モジュールの製造方法に関し、特に、高電圧を出力するシリコン系の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法およびこれを備えた薄膜太陽電池モジュールの製造方法に関する。

特開２００２−２８９８８５号公報（特許文献１）に開示されるように、高電圧を出力するシリコン系の薄膜太陽電池モジュールが知られる。このような薄膜太陽電池モジュールは、複数の集積セルストリングを備える。複数の集積セルストリングは、分離ラインを挟んで隣り合うように形成される。複数の集積セルストリングは、直列接続された状態で、共通の透明基板上において封止される。

１つ１つの集積セルストリングは、複数の単位太陽電池セルを含む。複数の単位太陽電池セルは、直列接続されており、分離ラインが延びる方向に沿って集積される。分離ラインを挟んで互いに隣り合って形成された集積セルストリングのうち、一方の集積セルストリングにおける複数の単位太陽電池セルと、他方の集積セルストリングにおける複数の単位太陽電池セルとは、分離ラインによって互いに電気的に分離される。一方の集積セルストリングにおける単位太陽電池セルと他方の集積セルストリングにおける単位太陽電池セルとは、バスバーおよびリード線によって互いに直列接続される。

特開２００４−０４７８３８号公報（特許文献２）には、薄膜太陽電池モジュールの検査方法が開示される。当該検査方法においては、薄膜太陽電池モジュールの分離ライン上に分離不良が発生しているかどうかが検査される。薄膜太陽電池モジュールの分離ライン上に分離不良が発生している場合、その薄膜太陽電池モジュールは高電圧を出力することができなくなる。

薄膜太陽電池モジュールの製造方法において薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法が実施されることによって、不良品である薄膜太陽電池モジュールが判別される。不良品である薄膜太陽電池モジュールが判別されることによって、良品である信頼性の高い薄膜太陽電池モジュールを得ることが可能となる。

特開２００２−２８９８８５号公報 特開２００４−０４７８３８号公報

特開２００２−２８９８８５号公報（特許文献１）に開示されるように、高電圧を出力するシリコン系の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査においては、特開２００４−０４７８３８号公報（特許文献２）のような薄膜太陽電池モジュールの検査方法では、当該不良箇所があっても、検出されないことがあった。また、従来の製造方法では、出力検査によるＩＶ特性が正常と判断されたものであっても、その中には、屋外設置における検査において、分離不良による異常発熱、特性不良、または、外観不良になるような不良品と認定される薄膜太陽電池モジュールがあった。

本発明は、より高い精度で不良品である薄膜太陽電池モジュールを判別することが可能な薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法およびこれを備えた薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することを目的とする。

本発明に基づく薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法は、共通の透明基板上において封止されるとともに分離ラインを挟んで互いに隣り合うように形成され、正端子および負端子の間において直列接続された第１集積セルストリングおよび第２集積セルストリングを含む薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法であって、上記正端子および上記負端子に対して上記正端子側が正となるように試験電圧を所定の印加ランプ時間で印加し、上記第１集積セルストリングおよび上記第２集積セルストリングに対して上記薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流値以上の電流を注入することによって、上記第１集積セルストリングおよび上記第２集積セルストリングの間に電位差を形成する工程と、上記電位差によって上記分離ライン上に破壊が観察されなかったときには上記薄膜太陽電池モジュールが良品であると判定するとともに、上記電位差によって破壊された短絡部が上記分離ライン上に観察されたときには上記薄膜太陽電池モジュールが不良品であると判定し上記短絡部の位置を不良箇所として特定する工程と、を備える。

好ましくは、上記不良箇所の位置は、破壊された上記短絡部の存在が目視によって観察されることにより特定される。好ましくは、上記不良箇所の位置は、破壊された上記短絡部の発熱が観察されることにより特定される。

好ましくは、上記不良箇所の位置は、破壊された上記短絡部の発光が観察されることにより特定される。好ましくは、上記試験電圧は、２０秒以上印加される。好ましくは、上記印加ランプ時間は、１秒以下である。

好ましくは、本発明に基づく上記の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法は、上記印加ランプ時間の経過後においても上記正端子および上記負端子の間の電圧が上記薄膜太陽電池モジュールにおける開放電圧相当以上の電圧値に到達しない場合、上記第１集積セルストリングおよび上記第２集積セルストリングの間の上記分離ライン上において短絡が発生していると判断するとともに、上記試験電圧の印加を停止する工程をさらに備える。

本発明に基づく薄膜太陽電池モジュールの製造方法は、本発明に基づく上記の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法を含む。

本発明によれば、より高い精度で不良品である薄膜太陽電池モジュールを判別することが可能な薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法およびこれを備えた薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することを得ることができる。

実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法の各工程を示す図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第１工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第２工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第３工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第４工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第５工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第６工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第７工程を示す断面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第８工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のセル工程における第９工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のモジュール工程における第１工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のモジュール工程における第２工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のモジュール工程における第３工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のモジュール工程における第４工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法のモジュール工程における第５工程を示す平面図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法の各工程を示す図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法の第１工程を模式的に示す斜視図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法の第３工程を模式的に示す斜視図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法において観察された破壊後の短絡部を示す第１図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法において観察された破壊後の短絡部を示す第２図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法において観察された短絡部に対応する部分を示す図（図２０に対応）である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法において観察された破壊後の短絡部を示す第３図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法において観察された短絡部に対応する部分を示す図（図２２に対応）である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法の変形例を説明するための図である。 実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法が使用される他の薄膜太陽電池モジュールを示す図である。

本発明に基づいた実施の形態および各実施例について、以下、図面を参照しながら説明する。実施の形態および各実施例の説明において、個数、量などに言及する場合、特に記載がある場合を除き、本発明の範囲は必ずしもその個数、量などに限定されない。実施の形態および各実施例の説明において、同一の部品、相当部品に対しては、同一の参照番号を付し、重複する説明は繰り返さない場合がある。

［実施の形態］
図１は、実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの製造方法ＳＴ１０００の各工程を示す図である。薄膜太陽電池モジュールの製造方法ＳＴ１０００は、セル工程ＳＴ１００およびモジュール工程ＳＴ２００を備える。

（セル工程ＳＴ１００）
図１に示すように、セル工程ＳＴ１００は、第１工程ＳＴ１０１〜第１２工程ＳＴ１１２を含む。以下、第１工程ＳＴ１０１〜第１２工程ＳＴ１１２について順に説明する。

図１および図２を参照して、第１工程ＳＴ１０１においては、ガラス基板１００（透明基板）が準備される。ガラス基板１００としては、透明性および絶縁性を有する板状のガラスが準備される。

図１および図３を参照して、第２工程ＳＴ１０２においては、たとえばＣＶＤ（Chemical Vapor Deposition）法を使用することによって、ガラス基板１００上に透明電極層１０１が成膜される。

図１および図４を参照して、第３工程ＳＴ１０３においては、たとえばレーザスクライブ法を使用することによって、透明電極層１０１の一部が除去される。ガラス基板１００上に、複数の第１スクライブライン１０２が形成される。透明電極層１０１は、複数個に分割される。

図１および図５を参照して、第４工程ＳＴ１０４においては、複数個に分離された透明電極層１０１の上に、光電変換半導体層１０３が成膜される。光電変換半導体層１０３は、たとえばＣＶＤ法を使用することによって、非晶質シリコン薄膜からなるｐ層、ｉ層、およびｎ層が順次積層されることによって形成される。

図１および図６を参照して、第５工程ＳＴ１０５においては、たとえばレーザスクライブ法を使用することによって、光電変換半導体層１０３の一部が除去される。透明電極層１０１上に、複数の第２スクライブライン１０４（コンタクトラインとも称される）が形成される。光電変換半導体層１０３は、複数個に分割される。

図１および図７を参照して、第６工程ＳＴ１０６においては、複数個に分離された光電変換半導体層１０３を覆うとともに第２スクライブライン１０４を埋めるようにして、裏面電極層１０５が成膜される。裏面電極層１０５は、たとえばＣＶＤ法を使用することによって成膜される。第２スクライブライン１０４が形成されていた位置に、コンタクトラインが形成される。

図１および図８を参照して、第７工程ＳＴ１０７においては、たとえばレーザスクライブ法を使用することによって、光電変換半導体層１０３および裏面電極層１０５の一部が除去される。透明電極層１０１上に、複数の第３スクライブライン１０６が形成される。光電変換半導体層１０３および裏面電極層１０５は、複数個に分割される。ガラス基板１００上には、複数の単位太陽電池セル１０７が形成される。

図１および図９を参照して、第８工程ＳＴ１０８においては、たとえばレーザスクライブ法を使用することによって、複数の単位太陽電池セル１０７を囲うように第４スクライブライン１０８が形成される。第４スクライブライン１０８の形成によって、複数の単位太陽電池セル１０７の周囲は絶縁される。

図１および図１０を参照して、第９工程ＳＴ１０９においては、たとえばレーザスクライブ法またはブラスト加工法を使用することによって、複数の単位太陽電池セル１０７（図９参照）の各々が２つに分離されるように分離ライン１５０が形成される。分離ライン１５０の形成によって、単位太陽電池セル１０７（図９参照）は、単位太陽電池セル１０７Ａおよび単位太陽電池セル１０７Ｂに分離される。

ガラス基板１００上には、複数の単位太陽電池セル１０７Ａを含む第１集積セルストリング１１０と、複数の単位太陽電池セル１０７Ｂを含む第２集積セルストリング１２０とが形成される。第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０は、共通のガラス基板１００上において、分離ライン１５０を挟んで互いに隣り合っている。

図１（および図１０）を参照して、第１０工程ＳＴ１１０においては、第１集積セルストリング１１０における複数の単位太陽電池セル１０７Ａに対して、隣り合う単位太陽電池セル１０７Ａ同士の間に分離不良（導通不良）が発生していないかどうかが検査される。同様に、第２集積セルストリング１２０における複数の単位太陽電池セル１０７Ｂに対して、隣り合う単位太陽電池セル１０７Ｂ同士の間に分離不良（導通不良）が発生していないかどうかが検査される。

第１１工程ＳＴ１１１においては、分離ライン１５０を挟んで互いに隣り合う単位太陽電池セル１０７Ａおよび単位太陽電池セル１０７Ｂに対して、個別に（または一括して）、絶縁抵抗が測定される。

第１２工程ＳＴ１１２においては、ソーラーシュミレーターなどを使用することによって、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０に対して交流微弱白色光電流−直流電圧特性（ＩＶ特性）が検査される。

第１０工程ＳＴ１１０〜第１２工程ＳＴ１１２において検査が行なわれることによって、次述するモジュール工程ＳＴ２００に不良品が混入することは防止される。

（モジュール工程ＳＴ２００）
図１を再び参照して、モジュール工程ＳＴ２００は、第１工程ＳＴ２０１〜第８工程ＳＴ２０８を含む。

図１および図１１を参照して、モジュール工程ＳＴ２００の第１工程ＳＴ２０１においては、複数のうち一方の端部に位置する単位太陽電池セル１０７Ａに対してバスバー１１１が半田付け等によって取り付けられ、複数のうち他方の端部に位置する単位太陽電池セル１０７Ａに対して同様にバスバー１１２が取り付けられる。複数のうち一方の端部に位置する単位太陽電池セル１０７Ｂに対してバスバー１２１が取り付けられ、複数のうち他方の端部に位置する単位太陽電池セル１０７Ｂに対してバスバー１２２が取り付けられる。

図１および図１２を参照して、第２工程ＳＴ２０２においては、リード線１１３，１１４，１２３，１２４が準備される。リード線１１３，１１４，１２３，１２４の各々の基端側（バスバーに取り付けられる側）の周囲は、耐熱性を有する絶縁フィルムによって覆われている。リード線１１３はバスバー１１１に取り付けられ、リード線１１４はバスバー１１２に取り付けられる。同様に、リード線１２３はバスバー１２１に取り付けられ、リード線１２４はバスバー１２２に取り付けられる。

図１および図１３を参照して、第３工程ＳＴ２０３においては、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０が樹脂などの封止部材１６０（裏面保護フィルム）によって封止される。リード線１１３，１１４，１２３，１２４の先端側は、封止部材１６０によって封止されず、封止部材１６０の内部から外部に露出している。

図１および図１４を参照して、第４工程ＳＴ２０４においては、リード線１１３，１１４，１２３，１２４の先端側に、端子箱１７０が取り付けられる。端子箱１７０の内部においては、接続配線１１５によって、リード線１１４およびリード線１２３同士が互いに電気接続される。

第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０は、リード線１１３およびリード線１２４の間において、互いに直列接続される。リード線１１３が薄膜太陽電池モジュールとしての正端子を構成し、リード線１２４が薄膜太陽電池モジュールとしての負端子を構成する。

図１および図１５を参照して、第５工程ＳＴ２０５においては、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０の外周に沿ってフレーム１８０が取り付けられる。第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０を含む薄膜太陽電池モジュール１０００が得られる。薄膜太陽電池モジュール１０００が動作される際には、単位太陽電池セル１０７Ａ，１０７Ｂの１つ当りの動作電圧に対して単位太陽電池セル１０７Ａ，１０７Ｂの直列数を乗じた電圧が得られる。

図１を再び参照して、第６工程ＳＴ２０６においては、分離ライン１５０を挟んで互いに隣り合う単位太陽電池セル１０７Ａおよび単位太陽電池セル１０７Ｂに対して、個別に（または一括して）、絶縁抵抗が測定される。

第７工程ＳＴ２０７においては、ソーラーシュミレーターなどを使用することによって、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０に対して交流微弱白色光電流−直流電圧特性（ＩＶ特性）が検査される。

（薄膜太陽電池モジュール１０００の分離不良検査方法）
図１および図１６を参照して、第８工程ＳＴ２０８においては、薄膜太陽電池モジュール１０００に対して分離不良検査が実施される。以下、当該分離不良検査を実施する際に使用される薄膜太陽電池モジュール１０００の分離不良検査方法の各工程（第１工程ＳＴ３０１〜第８工程ＳＴ３０８）について説明する。

図１６および図１７を参照して、当該分離不良検査方法の第１工程ＳＴ３０１においては、分離不良検査装置３００（図１７参照）が準備される。分離不良検査装置３００は、複数の薄膜太陽電池モジュール１０００が載置された載置台３１０の近傍に配置される。

分離不良検査装置３００は、観察カメラ３０１、支持台３０２、および電源装置３０６を含む。観察カメラ３０１は、たとえばサーモビューアー、または、フォトセンサーが内蔵されたカメラである。観察カメラ３０１は、必要に応じて用いられる。

電源装置３０６は、一定の電流を出力することが可能な機能を有しているとよい。電源装置３０６は、印加ランプ時間を設定することが可能な機能を有しているとよい。印加ランプ時間とは、電圧の印加を開始した時点と電圧が所定の設定値に到達した時点との間で経過する時間の長さである。

第２工程ＳＴ３０２においては、観察カメラ３０１が所定の位置に設置される。観察カメラ３０１は、支持台３０２の支持フレーム３０３，３０４上に薄膜太陽電池モジュール１０００が載置された後、薄膜太陽電池モジュール１０００の表面が観察可能なように設置される。薄膜太陽電池モジュール１０００は、支持フレーム３０３，３０４によって垂直（鉛直）方向に起立するように設置されてもよい。

図１６および図１８を参照して、第３工程ＳＴ３０３においては、薄膜太陽電池モジュール１０００のリード線１１３（正端子）と、電源装置３０６のプラス極３０７とが互いに結線される。薄膜太陽電池モジュール１０００のリード線１２４（負端子）と、電源装置３０６のマイナス極３０８とが互いに結線される。

第４工程ＳＴ３０４においては、薄膜太陽電池モジュール１０００のリード線１１３，１２４に対して、リード線１１３側が正（プラス）となるように電源装置３０６から所定の印加ランプ時間で試験電圧が印加される。印加ランプ時間は、たとえば１秒以下であるとよい。薄膜太陽電池モジュール１０００に対しては、たとえば２０秒以上、試験電圧が印加される。

試験電圧の電圧値（設定値）は、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０に対して、薄膜太陽電池モジュール１０００の定格短絡電流値以上の電流が注入されるように設定される。電流の注入によって、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０の間に電位差が形成される。

第５工程ＳＴ３０５においては、上記の電位差によって分離ライン１５０（図１５参照）上に破壊が観察されたかどうかが観察カメラ３０１によって観察される。通常、分離ライン１５０は、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０同士の絶縁が確保されるために、導電性の物質が十分に除去されるように形成される。上記の電位差が形成されたとしても、分離ライン１５０上において破壊が発生することはなく、薄膜太陽電池モジュール１０００は良好に動作する。したがって、上記の電位差が形成されたとしても分離ライン１５０（図１５参照）上に破壊が観察されなかったときには、薄膜太陽電池モジュール１０００は良品であると判定される（第６工程ＳＴ３０６）。

図１９に示すように、分離ライン１５０（図１５参照）上に破壊された短絡部２００が観察されたときには、薄膜太陽電池モジュール１０００は不良品であると判定される（第７工程ＳＴ３０７）。観察カメラ３０１によって、短絡部２００の位置は不良箇所（座標値）として特定される（第８工程ＳＴ３０８）。

観察カメラ３０１（図１８参照）としてサーモビューアーが用いられる場合、破壊された短絡部２００（不良箇所）の位置は、短絡部２００における発熱が観察されることにより特定される。図１９は、サーモビューアーによって観察された短絡部２００における発熱の様子（温度分布）を示している。短絡部２００の大きさは、極めて小さい場合もある。このような場合、短絡部２００の存在は目視によっては観察されにくい。短絡部２００における発熱がサーモビューアーによって観察されることにより、不良箇所は容易に特定されることが可能となる。

観察カメラ３０１としてフォトセンサーが内蔵されたカメラが用いられる場合、破壊された短絡部２００（不良箇所）の位置は、短絡部２００における発光が観察されることにより特定される。

図２０に示すように、極めて小さな短絡部２０１が形成される場合もある。短絡部２０１の存在は、目視によっては観察されにくい。短絡部２０１からの発光がフォトセンサーを内蔵するカメラによって観察されることにより、不良箇所は容易に特定されることが可能となる。

（作用・効果）
太陽電池モジュールの製造方法ＳＴ１０００（図１参照）においては、絶縁検査（第６工程ＳＴ２０６）および出力検査（第７工程ＳＴ２０７）に加えて、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）が薄膜太陽電池モジュール１０００に対して実施される。

薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法（第１工程ＳＴ３０１〜第８工程ＳＴ３０８）が使用されることによって、不良品である薄膜太陽電池モジュールはより高い精度で判別されることが可能となる。したがって、実施の形態における薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法およびこれを備えた薄膜太陽電池モジュールの製造方法によれば、出力検査によるＩＶ特性は正常であっても、屋外設置後に分離不良による異常発熱、特性不良、または、外観不良になるような不良品である薄膜太陽電池モジュールが判別されることによって、良品である信頼性の高い薄膜太陽電池モジュールを得ることが可能となる。

実施の形態においては、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）が、出力検査（第７工程ＳＴ２０７）の後に実施される。分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）は、封止後の第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０に対して端子箱が取り付けられ（第４工程ＳＴ２０４）、その後、薄膜太陽電池モジュール１０００としての出力が取り出せることが可能な形態となっていれば、絶縁検査（第６工程ＳＴ２０６）の前に実施されてもよいし、出力検査（第７工程ＳＴ２０７）の前に実施されてもよい。

図２１は、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）が実施される前の図２０の短絡部２０１に対応する部分を示す図である。図２０に示すように、短絡部２０１が形成される前の分離ライン１５０上には、微細な異物２０２が存在していることが確認されている。

異物２０２が存在しているにも関わらず、この薄膜太陽電池モジュールは、絶縁検査（第６工程ＳＴ２０６）および出力検査（第７工程ＳＴ２０７）では不良品と判定されなかった。異物２０２は、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）を実施する前に、顕微鏡観察によって試験的に発見したものである。異物２０２をＥＤＸ（Energy Dispersive X-ray spectroscopy）によって分析したところ、異物２０２は、太陽電池を構成する成分と同様のものであった。一般的な出力検査（ＩＶシュミレーター）では、パルス光源が用いられ、掃引時間が１秒以下の電圧が印加される。異物２０２のように小さな異物が存在している場合、発熱量が不足するため、当該不良モジュールにおいては短絡部として破壊に至らず不良品として判定されにくい。

このため、異物２０２が存在しているにも関わらず、絶縁検査（第６工程ＳＴ２０６）および出力検査（第７工程ＳＴ２０７）において良品と判定される場合がある。このような薄膜太陽電池モジュールが製品として出荷された後、屋外に設置されたとする。初期不良こそ発生しにくいが、薄膜太陽電池モジュールとしての使用の早い段階で、異物２０２に起因する劣化が（真の良品に比べて）速く進行する。異常発熱、特性不良、または、外観不良などが発生し、その太陽電池モジュールの出力は早期に低下するとともに、その太陽電池モジュールは交換されたり修理されたりする必要が生じる。

これに対して、太陽電池モジュールの製造方法ＳＴ１０００（図１参照）においては、絶縁検査（第６工程ＳＴ２０６）および出力検査（第７工程ＳＴ２０７）に加えて、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）が薄膜太陽電池モジュール１０００に対して実施される。不良品である薄膜太陽電池モジュールはより高い精度で判別され、設置後に太陽電池モジュールが交換されたり修理されたりするという機会を効果的に減らすことが可能となる。

図２２は、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）が薄膜太陽電池モジュール１０００に対して実施された結果、短絡部２０３が観察された様子を示す図である。短絡部２０３は、分離ライン１５０を跨ぐように広がっている。短絡部２０３の周囲においては、封止部材１６０が焼け焦げている。封止部材１６０（裏面保護フィルム）は、短絡部２０３における発熱によって膨れ上がるとともに、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０から剥離している。

図２３は、分離不良検査（第８工程ＳＴ２０８）が実施される前の図２２の短絡部２０３に対応する部分を示す図である。図２２の縮尺は、図２３の約１／１５である。図２３に示すように、短絡部２０３が形成される前の分離ライン１５０上には、微細な異物２０４が存在している。短絡部２０３（図２２参照）の発生は、この異物２０４に起因しているものと考えられる。

図２２に示す短絡部２０３のように、短絡部２０３が目視で観察可能な程度に形成される場合もある。このような場合、薄膜太陽電池モジュール１０００における不良箇所は、観察カメラ３０１を用いることなく、破壊された短絡部２０３の存在が目視によって観察されることにより特定されることができる。

上述のとおり、試験電圧の印加ランプ時間は、１秒以下であるとよい。試験電圧の印加ランプ時間が１秒よりも長い場合、短絡部において破壊が発生するが、破壊は微少な範囲にとどまり、目視、または、サーモビューアー等で確認しにくい場合がある。

上述のとおり、薄膜太陽電池モジュール１０００に対しては、２０秒以上、試験電圧が印加されるとよい。サーモビューアーで２℃以上の発熱が確認されやすくなるとともに、短絡部における破壊が観察し易くなる。

短絡の発生後に通電し続けると、発熱によってガラス基板１００が割れたり、封止部材１６０の破壊が進行し続けたりする。短絡部が観察された直後には、２０秒の経過を待たずに試験電圧の印加は停止されるとよい。

上述のとおり、試験電圧の電圧値（設定値）は、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０に対して、薄膜太陽電池モジュール１０００の定格短絡電流値以上の電流が注入されるように設定される。試験電圧の電圧値（設定値）は、薄膜太陽電池モジュール１０００の定格短絡電流値の５０％以上であってもよいが、破壊されるべき短絡部が形成されない場合、または、破壊されたとしても目視若しくはサーモビューアー等で確認できない場合がある。

図２４を参照して、試験電圧を薄膜太陽電池モジュール１０００に対して印加した後、リード線１１３およびリード線１２４の間の電圧が測定（モニタリング）されるとよい。印加ランプ時間の経過後においてもリード線１１３およびリード線１２４の間の電圧が、薄膜太陽電池モジュール１０００における開放電圧相当以上の電圧値に到達しない場合がある。この場合、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０の間の分離ライン１５０上において短絡が発生していると判断するとともに、試験電圧の印加を停止するとよい。ガラス基板１００が割れたりすることは抑制される。

不良品の特定および不良箇所の特定は、目視観察、発熱観察、発光観察、または電圧値観察のうちのいずれか１つによって行なわれてもよいが、いずれかの組合せによって行なわれることが好ましく、これらのすべてによって行なわれることがさらに好ましい。

図２５を参照して、薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査としては、薄膜太陽電池モジュール２０００の製造方法において実施されてもよい。薄膜太陽電池モジュール２０００は、第１集積セルストリング１１０および第２集積セルストリング１２０に加えて、複数の単位太陽電池セル１０７Ｃからなる第３集積セルストリング１３０を備える。

第２集積セルストリング１２０および第３集積セルストリング１３０同士の間には、分離ライン１５０に対応する分離ライン１５１が設けられる。第１集積セルストリング１１０、第２集積セルストリング１２０、および第３集積セルストリング１３０は、分離ライン１５０，１５１によって分離された状態で、直列接続される。

第３集積セルストリング１３０においては、複数のうち一方の端部に位置する単位太陽電池セル１０７Ｃに対してバスバー１３１が半田付け等によって取り付けられ、複数のうち他方の端部に位置する単位太陽電池セル１０７Ｃに対して同様にバスバー１３２が取り付けられる。バスバー１３１にはリード線１３３が取り付けられ、バスバー１３２にはリード線１３４が取り付けられる。

リード線１３３は、端子箱１７０の内部において接続配線１２５によってリード線１２４と接続される。薄膜太陽電池モジュール２０００においては、リード線１１３が薄膜太陽電池モジュールとしての正端子を構成し、リード線１３４が薄膜太陽電池モジュールとしての負端子を構成する。

薄膜太陽電池モジュール２０００の製造方法においても、上記と同様の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査が実施されることによって、不良品である薄膜太陽電池モジュールが判別され、良品である信頼性の高い薄膜太陽電池モジュールを得ることが可能となる。

薄膜太陽電池モジュール１０００はいわゆる２直列の集積セルストリングを含む。薄膜太陽電池モジュール２０００はいわゆる３直列の集積セルストリングを含む。本実施の形態における製造方法および分離不良検査方法としては、４以上に直列された集積セルストリングを含む太陽電池モジュールに対しても適用されることが可能である。

［実施例１］
セル工程ＳＴ１００（図１参照）の分離不良検査（第１０工程ＳＴ１１０）において良品と判定されているものの中から、樹脂封止工程（第３工程ＳＴ２０３）の後であって端子箱１７０（図１４参照）を取り付ける工程（第４工程ＳＴ２０４）の前に、いくつかの薄膜太陽電池モジュールを抜き出した。

抜き出した複数の薄膜太陽電池モジュールの各々に対して、隣り合う集積セルストリング間の分離ラインにおける絶縁抵抗を検査した。絶縁抵抗が不良と判定された薄膜太陽電池モジュールに端子箱１７０を取り付けて、薄膜太陽電池モジュールとした。

この薄膜太陽電池モジュールを、垂直に設置されるパレット上に載置した。表面を観察できる位置にサーモビューアーを設置した。この薄膜太陽電池モジュールの正端子に電源装置３０６（図１８参照）のプラス極を結線し、この薄膜太陽電池モジュールの負端子に電源装置３０６（図１８参照）のマイナス極を結線した。

結線を確認したのち、電源装置３０６を操作し、正端子が正となるように薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の一定電流を２０秒間流した。電流を流したところ、分離ライン付近で発光し、単位太陽電池セルが破壊し、封止部材が溶けた（変質した）。薄膜太陽電池モジュールを封止しているバックシート（裏面保護フィルム）には、封止部材の分解による膨張と推定されるふくらみが発生した（図２２参照）。

このとき、印加電圧は、薄膜太陽電池モジュールの開放電圧以下の値で変動した。サーモビューアーによれば、当該不良箇所において、当該不良箇所の周辺よりも２℃以上の温度上昇が確認された。この２℃以上の温度上昇が確認された時点で不良と判断し、検査を中断した。検査終了後には、当該不良モジュールはすべて、異物が包含されている箇所で破壊していることが目視で確認された。薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の一定電流を２０秒間流した場合、目視およびサーモビューアーによって、不良品を特定可能であることがわかる。

［実施例２］
上述の実施例１と同様に、セル工程ＳＴ１００（図１参照）の分離不良検査（第１０工程ＳＴ１１０）において良品と判定されているものの中から、樹脂封止工程（第３工程ＳＴ２０３）の後であって端子箱１７０（図１４参照）を取り付ける工程（第４工程ＳＴ２０４）の前に、いくつかの薄膜太陽電池モジュールを抜き出した。

抜き出した複数の薄膜太陽電池モジュールの各々に対して、隣り合う集積セルストリング間の分離ラインにおける絶縁抵抗を検査した。絶縁抵抗が不良と判定された薄膜太陽電池モジュールに端子箱１７０を取り付けて、薄膜太陽電池モジュールとした。

薄膜太陽電池モジュールに対して、薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流の１０％以下の電流が流れる状態を保持した。破壊された短絡部は、薄膜太陽電池モジュールの表面から目視では確認できなかった。サーモビューアーによっても、発熱は観察されなかった。この薄膜太陽電池モジュールから端子箱を取り外し、隣り合う集積ストリング間の絶縁抵抗を検査したところ、正常値となった。

この薄膜太陽電池モジュールに対して詳細な解析を行ったところ、顕微鏡下では、微小な痕跡が確認できた。この微小な痕跡が形成された箇所においては、封止部材が分解して黒く変色していた。発熱量が少なく、破壊が小さい範囲にとどまったと考えられる。薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流の１０％以下の電流が流れる状態を保持した場合、目視およびサーモビューアーによっては、不良品を特定しにくい場合があることがわかる。

［実施例３］
上述の実施例１，２と同様に、セル工程ＳＴ１００（図１参照）の分離不良検査（第１０工程ＳＴ１１０）において良品と判定されているものの中から、樹脂封止工程（第３工程ＳＴ２０３）の後であって端子箱１７０（図１４参照）を取り付ける工程（第４工程ＳＴ２０４）の前に、いくつかの薄膜太陽電池モジュールを抜き出した。

抜き出した複数の薄膜太陽電池モジュールの各々に対して、隣り合う集積セルストリング間の分離ラインにおける絶縁抵抗を検査した。絶縁抵抗が不良と判定された薄膜太陽電池モジュールに端子箱１７０を取り付けて、薄膜太陽電池モジュールとした。

薄膜太陽電池モジュールに対して、薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の電流が流れる状態を１秒間保持した。破壊された短絡部は、薄膜太陽電池モジュールの表面から目視では確認できなかった。この薄膜太陽電池モジュールから端子箱を取り外し、隣り合う集積ストリング間の絶縁抵抗を検査したところ、正常値となった。

この薄膜太陽電池モジュールに対して詳細な解析を行ったところ、顕微鏡下では、微小な痕跡が確認できた。この微小な痕跡が形成された箇所においては、封止部材が分解して黒く変色していた。発熱量が少なく、破壊が小さい範囲にとどまったと考えられる。薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の電流が流れる状態を１秒間（２０秒以下）保持した場合、不良品を特定しにくい場合があることがわかる。

［実施例４］
上述の実施例１〜３と同様に、セル工程ＳＴ１００（図１参照）の分離不良検査（第１０工程ＳＴ１１０）において良品と判定されているものの中から、樹脂封止工程（第３工程ＳＴ２０３）の後であって端子箱１７０（図１４参照）を取り付ける工程（第４工程ＳＴ２０４）の前に、いくつかの薄膜太陽電池モジュールを抜き出した。

抜き出した複数の薄膜太陽電池モジュールの各々に対して、隣り合う集積セルストリング間の分離ラインにおける絶縁抵抗を検査した。絶縁抵抗が不良と判定された薄膜太陽電池モジュールに端子箱１７０を取り付けて、薄膜太陽電池モジュールとした。

薄膜太陽電池モジュールに対して、薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の電流が流れる状態を１秒間保持した。この時の印加ランプ時間は、２秒間に設定した。破壊された短絡部は、薄膜太陽電池モジュールの表面から目視では確認できなかった。この薄膜太陽電池モジュールから端子箱を取り外し、隣り合う集積ストリング間の絶縁抵抗を検査したところ、正常値となった。

この薄膜太陽電池モジュールに対して詳細な解析を行ったところ、顕微鏡下では、微小な痕跡が確認できた。この微小な痕跡が形成された箇所においては、封止部材が分解して黒く変色していた。発熱量が少なく、破壊が小さい範囲にとどまったと考えられる。薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の電流が流れる状態を１秒間保持し、その際の印加ランプ時間を２秒間に設定した場合、不良品を特定しにくい場合があることがわかる。

［実施例５］
上述の実施例１〜４と同様に、セル工程ＳＴ１００（図１参照）の分離不良検査（第１０工程ＳＴ１１０）において良品と判定されているものの中から、樹脂封止工程（第３工程ＳＴ２０３）の後であって端子箱１７０（図１４参照）を取り付ける工程（第４工程ＳＴ２０４）の前に、いくつかの薄膜太陽電池モジュールを抜き出した。

抜き出した複数の薄膜太陽電池モジュールの各々に対して、隣り合う集積セルストリング間の分離ラインにおける絶縁抵抗を検査した。絶縁抵抗が不良と判定された薄膜太陽電池モジュールに端子箱１７０を取り付けて、完成品とした。

薄膜太陽電池モジュールに対して、薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の電流が流れる状態を２０秒間保持した。この時の印加ランプ時間は、２秒間に設定した。破壊された短絡部は、薄膜太陽電池モジュールの表面から目視では確認できなかった。この薄膜太陽電池モジュールから端子箱を取り外し、隣り合う集積ストリング間の絶縁抵抗を検査したところ、正常値となった。

この薄膜太陽電池モジュールに対して詳細な解析を行ったところ、顕微鏡下では、微小な痕跡が確認できた。この微小な痕跡が形成された箇所においては、封止部材が分解して黒く変色していた。発熱量が少なく、破壊が小さい範囲にとどまったと考えられる。薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流以上の電流が流れる状態を２０秒間保持し、その際の印加ランプ時間を２秒間に設定した場合、不良品を特定しにくい場合があることがわかる。

［実施例６］
セル工程ＳＴ１００（図１参照）の分離不良検査（第１０工程ＳＴ１１０）において良品と判定されているもの１０００枚に対して、分離不良検査工程（図１における第８工程ＳＴ２０８）を、モジュール工程ＳＴ２００における出力検査工程（図１における第７工程ＳＴ２０７）の後に実施した。

印加電流は、セル工程ＳＴ１００にて測定された短絡電流とした。その際の印加ランプ時間は１秒とし、印加時間は２０秒とした。サーモビューアーの温度上昇の閾値は、２℃に設定した。２℃以上の温度上昇箇所がある場合、その薄膜太陽電池モジュールを不良と判断し、検査を中断して当該モジュールを排出した。また、印加電圧の変動値をセル工程ＳＴ１００にて測定された開放電圧とした。印加ランプ時間の終了後、開放電圧に到達していない場合、不良と判断し、検査を中断して当該モジュールを排出した。

検査中は、目視での外観検査を実施し、単位太陽電池セルの破壊が観察された場合は不良と判断し、検査を中断して当該モジュールを排出した。検査終了後においては、目視での外観検査を実施し、単位太陽電池セルの破壊が観察された場合不良と判断し、当該モジュールを排出した。

本実施例における薄膜太陽電池モジュールの製造方法を実施したところ、０．０７％の不良モジュールが特定された。当該不良モジュールはすべて分離ライン上で短絡部が破壊し、その不良箇所は目視で確認することができた。良品と判定された薄膜太陽電池モジュールを屋外設置したところ、早期に故障する不良モジュールはなかった。

以上、本発明に基づいた実施の形態および各実施例について説明したが、今回開示された実施の形態および各実施例はすべての点で例示であって制限的なものではない。本発明の技術的範囲は特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１００ ガラス基板、１０１ 透明電極層、１０２ 第１スクライブライン、１０３ 光電変換半導体層、１０４ 第２スクライブライン、１０５ 裏面電極層、１０６ 第３スクライブライン、１０７，１０７Ａ，１０７Ｂ，１０７Ｃ 単位太陽電池セル、１０８ 第４スクライブライン、１１０ 第１集積セルストリング、１１１，１１２，１２１，１２２，１３１，１３２ バスバー、１１３，１１４，１２３，１２４，１３３，１３４ リード線、１１５，１２５ 接続配線、１２０ 第２集積セルストリング、１３０ 第３集積セルストリング、１５０，１５１ 分離ライン、１６０ 封止部材、１７０ 端子箱、１８０ フレーム、２００，２０１，２０３ 短絡部、２０２，２０４ 異物、３００ 分離不良検査装置、３０１ 観察カメラ、３０２ 支持台、３０３，３０４ 支持フレーム、３０６ 電源装置、３０７ プラス極、３０８ マイナス極、３１０ 載置台、１０００，２０００ 薄膜太陽電池モジュール、ＳＴ１００ セル工程、ＳＴ１０１，ＳＴ２０１，ＳＴ３０１ 第１工程、ＳＴ１０２，ＳＴ２０２，ＳＴ３０２ 第２工程、ＳＴ１０３，ＳＴ２０３，ＳＴ３０３ 第３工程、ＳＴ１０４，ＳＴ２０４，ＳＴ３０４ 第４工程、ＳＴ１０５，ＳＴ２０５，ＳＴ３０５ 第５工程、ＳＴ１０６，ＳＴ２０６，ＳＴ３０６ 第６工程、ＳＴ１０７，ＳＴ２０７，ＳＴ３０７ 第７工程、ＳＴ１０８，ＳＴ３０８ 第８工程、ＳＴ２０８ 第８工程（薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法）、ＳＴ１０９ 第９工程、ＳＴ１１０ 第１０工程、ＳＴ１１１ 第１１工程、ＳＴ１１２ 第１２工程、ＳＴ２００ モジュール工程、ＳＴ１０００ 薄膜太陽電池モジュールの製造方法。

Claims (8)

1. 共通の透明基板上において封止されるとともに分離ラインを挟んで互いに隣り合うように形成され、正端子および負端子の間において直列接続された第１集積セルストリングおよび第２集積セルストリングを含む薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法であって、
   前記正端子および前記負端子に対して前記正端子側が正となるように試験電圧を所定の印加ランプ時間で印加し、前記第１集積セルストリングおよび前記第２集積セルストリングに対して前記薄膜太陽電池モジュールの定格短絡電流値以上の電流を注入することによって、前記第１集積セルストリングおよび前記第２集積セルストリングの間に電位差を形成する工程と、
   前記電位差によって前記分離ライン上に破壊が観察されなかったときには前記薄膜太陽電池モジュールが良品であると判定するとともに、前記電位差によって破壊された短絡部が前記分離ライン上に観察されたときには前記薄膜太陽電池モジュールが不良品であると判定し前記短絡部の位置を不良箇所として特定する工程と、を備える、
   薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
2. 前記不良箇所の位置は、破壊された前記短絡部の存在が目視によって観察されることにより特定される、
   請求項１に記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
3. 前記不良箇所の位置は、破壊された前記短絡部の発熱が観察されることにより特定される、
   請求項１または２に記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
4. 前記不良箇所の位置は、破壊された前記短絡部の発光が観察されることにより特定される、
   請求項１から３のいずれかに記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
5. 前記試験電圧は、２０秒以上印加される、
   請求項１から４のいずれかに記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
6. 前記印加ランプ時間は、１秒以下である、
   請求項１から５のいずれかに記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
7. 前記印加ランプ時間の経過後においても前記正端子および前記負端子の間の電圧が前記薄膜太陽電池モジュールにおける開放電圧相当以上の電圧値に到達しない場合、前記第１集積セルストリングおよび前記第２集積セルストリングの間の前記分離ライン上において短絡が発生していると判断するとともに、前記試験電圧の印加を停止する工程をさらに備える、
   請求項６に記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法。
8. 請求項１から７のいずれかに記載の薄膜太陽電池モジュールの分離不良検査方法を含む、
   薄膜太陽電池モジュールの製造方法。