JP5134479B2 - 光電変換装置モジュールの検査装置 - Google Patents
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Description
本発明は、薄膜太陽電池モジュールなどの光電変換装置モジュールの検査装置に関する。
半導体、電子部品、太陽電池等の光電変換装置では、複数の性質の異なる薄膜が多層構造となるように形成されている。
光電変換装置は、所定の機能を向上させるために集積され、モジュール化されている。
例えば、薄膜太陽電池では、起電力を増加させるために短冊状のセルに分割し、これらのセルを直列に接続し、集積しモジュール化している。
光電変換装置は、所定の機能を向上させるために集積され、モジュール化されている。
例えば、薄膜太陽電池では、起電力を増加させるために短冊状のセルに分割し、これらのセルを直列に接続し、集積しモジュール化している。
このため、基板の上に透明電極層を製膜し、それを、例えば、レーザーエッチングを用いて多数の略平行な溝を形成しセル単位に分割する。
次いで、透明電極層の上に発電層が製膜される。この発電層を再度レーザーエッチングにより透明電極層の溝の付近に略平行して、透明電極層に形成された溝と同数の発電層の溝を形成し、セル単位に分割する。
さらに、発電層の上に裏面電極層が製膜される。この裏面電極層には、レーザーエッチングを用いて透明電極層及び発電層の溝の付近に略平行して、透明電極層に形成された溝と同数の発電層と裏面電極層の溝が形成され、セル単位に分割される。
次いで、透明電極層の上に発電層が製膜される。この発電層を再度レーザーエッチングにより透明電極層の溝の付近に略平行して、透明電極層に形成された溝と同数の発電層の溝を形成し、セル単位に分割する。
さらに、発電層の上に裏面電極層が製膜される。この裏面電極層には、レーザーエッチングを用いて透明電極層及び発電層の溝の付近に略平行して、透明電極層に形成された溝と同数の発電層と裏面電極層の溝が形成され、セル単位に分割される。
このようにして製造された太陽電池モジュールは、不良製品を出荷しないため性能に影響する膜厚及び組成の不均一、ピンホールの存在等が検査される。不良の場合は、その原因を推定し、製造工程にフィードバックして、不良製品が発生しないように製造工程を改善する。
従来、太陽電池モジュールの検査は、モジュール全面に光を照射し、そのときの発電特性（開放電圧、電流密度、曲線因子等）を測定して判定していた。
この方法では、大面積の太陽電池モジュール全体の特性については、評価可能であるが、得られた特性は面内特性の平均的な特性を示しているので、特性の局所的な分布については判定できない。
従来、太陽電池モジュールの検査は、モジュール全面に光を照射し、そのときの発電特性（開放電圧、電流密度、曲線因子等）を測定して判定していた。
この方法では、大面積の太陽電池モジュール全体の特性については、評価可能であるが、得られた特性は面内特性の平均的な特性を示しているので、特性の局所的な分布については判定できない。
詳細な調査、すなわち、局所的な特性分布を評価するには、太陽電池モジュールを多数に分割し、分割された各小片に光を照射してその特性、例えば、分光感度応答等を計測して行うのが一般的であった。
これは、多数回の計測が必要であるし、小片に分割する作業が必要になるので、評価及び解析に要する時間が長くなる。
このため、太陽電池モジュールの製造工程への改善点のフィードバックが大幅に遅れ、製造工程の改善が遅くなる。また、モジュールを小片に分解して行なうという破壊検査であるので、その分が無駄となることも相まって太陽電池モジュールの生産効率が低下する。
これは、多数回の計測が必要であるし、小片に分割する作業が必要になるので、評価及び解析に要する時間が長くなる。
このため、太陽電池モジュールの製造工程への改善点のフィードバックが大幅に遅れ、製造工程の改善が遅くなる。また、モジュールを小片に分解して行なうという破壊検査であるので、その分が無駄となることも相まって太陽電池モジュールの生産効率が低下する。
これを解消して集積型薄膜太陽電池の内部の特性ばらつきや局部的な欠陥を検出できるようにするものとして、例えば、特許文献１に示すものが提案されている。
これは、短冊状のセルが直列に接続された集積型薄膜太陽電池を載置する載置台と、集積型薄膜太陽電池上を照射する、セルの直列接続方向に長いライン状の光源と、光源に照射された集積型薄膜太陽電池の光−電気特性を測定する測定器と、を備え、ライン状の光源及び／又は載置台を、光源の長さ方向（セルの直列接続方向）と直交する方向（セルの長手方向）にステップ状に移動させ、光源の停止位置毎に集積型薄膜太陽電池の光照射部分の電流−電圧特性を測定するものである。
このように、光源の停止位置毎の電流−電圧特性、が測定されるので、セルの長手方向に沿った特性のばらつき及び局部的な欠陥が判定できる。
これは、短冊状のセルが直列に接続された集積型薄膜太陽電池を載置する載置台と、集積型薄膜太陽電池上を照射する、セルの直列接続方向に長いライン状の光源と、光源に照射された集積型薄膜太陽電池の光−電気特性を測定する測定器と、を備え、ライン状の光源及び／又は載置台を、光源の長さ方向（セルの直列接続方向）と直交する方向（セルの長手方向）にステップ状に移動させ、光源の停止位置毎に集積型薄膜太陽電池の光照射部分の電流−電圧特性を測定するものである。
このように、光源の停止位置毎の電流−電圧特性、が測定されるので、セルの長手方向に沿った特性のばらつき及び局部的な欠陥が判定できる。
しかしながら、特許文献１に示すものは、１辺が１ｍを越えるような大型の太陽電池モジュールにおける面内の性能分布を計測する場合、モジュール面積をカバーする大型のソーラーシミュレータと光源と遮光マスクを組合わせることで発電特性分布の計測が可能であり、詳細な性能分布の計測時にのみこのような設備が有用となる。また、多接合セルにおける要素セルごとの分光感度特性を計測する場合、太陽電池モジュールへの外乱光を遮蔽する必要がある。つまり、単段セルに対して一部にだけ光を照射するためセル全体の短絡光電流に対して、他の未照射領域の面積が10〜100倍の大きさとなる。この場合、弱い外乱光を受けた場合でも計測電流に対する影響が大きく、太陽電池モジュール全体の完全な遮光性が必要となる。
また、オンラインで分光感度特性を計測する場合には判定に時間がかかり、計測時間、製造タクトを短縮することができない。つまり、光源幅を大きくすることでステップ数を減らして計測回数を減らすことは可能と考えられるが、モジュールが大型化することにより均一性や発熱対策が必要となり、計測値への影響が大きくなることが予測されるため現実的ではない。
さらに、多接合単セルにおける電流律速条件により正確に単段セルの分光感度特性を計測できない。つまり、多接合セルでは、各要素セルそれぞれのピンホール等が原因となる微小な漏れ電流が発生するため、一部にバイアス光を照射しても本来計測すべき単段セルにおける分光特性の計測ができない。
また、セルの長手方向に沿った特性の分布についても光源がセルの一端から他端までステップ状に全て測定しないと判定できないので、ステップの大きさによっては判定に時間がかかる。このため、太陽電池モジュールの製造工程への改善点のフィードバックが遅れ、製造工程の改善が遅くなるので、太陽電池モジュールの生産効率の向上が不十分である。
特に、１ｍ角を越える大型の太陽電池モジュールの場合、均一な製膜及びその維持が難しいので、セルの長手方向だけでなく、それと直交する方向（直列接続方向）での特性のばらつき及び局部的な欠陥を非破壊で、かつ、効率的に検出することが求められている。
また、オンラインで分光感度特性を計測する場合には判定に時間がかかり、計測時間、製造タクトを短縮することができない。つまり、光源幅を大きくすることでステップ数を減らして計測回数を減らすことは可能と考えられるが、モジュールが大型化することにより均一性や発熱対策が必要となり、計測値への影響が大きくなることが予測されるため現実的ではない。
さらに、多接合単セルにおける電流律速条件により正確に単段セルの分光感度特性を計測できない。つまり、多接合セルでは、各要素セルそれぞれのピンホール等が原因となる微小な漏れ電流が発生するため、一部にバイアス光を照射しても本来計測すべき単段セルにおける分光特性の計測ができない。
また、セルの長手方向に沿った特性の分布についても光源がセルの一端から他端までステップ状に全て測定しないと判定できないので、ステップの大きさによっては判定に時間がかかる。このため、太陽電池モジュールの製造工程への改善点のフィードバックが遅れ、製造工程の改善が遅くなるので、太陽電池モジュールの生産効率の向上が不十分である。
特に、１ｍ角を越える大型の太陽電池モジュールの場合、均一な製膜及びその維持が難しいので、セルの長手方向だけでなく、それと直交する方向（直列接続方向）での特性のばらつき及び局部的な欠陥を非破壊で、かつ、効率的に検出することが求められている。
本発明は、上記の点に鑑み、全面に亘る局所的な特性分布を非破壊で、かつ、効率的に検出し得る光電変換装置モジュールの検査装置を提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
すなわち、本発明にかかる光電変換装置モジュールの検査装置は、複数の短冊状をしたセルがその短手方向に隣り合うように形成され、直列接続された光電変換装置モジュールを載置する載置台と、前記光電変換装置モジュールの長手方向全てにわたって設けられ、前記光電変換装置モジュールに光を照射する前記セルの長手方向に延在する複数の単位光源が、該長手方向に隣り合うように前記セルに対応して配列された光源装置と、前記載置台及び前記光源装置を前記短手方向に相対的に移動させる駆動装置と、前記各単位光源に対応して設置された前記光電変換装置モジュールの特性を測定する複数の測定部と、を備えていることを特徴とする。
すなわち、本発明にかかる光電変換装置モジュールの検査装置は、複数の短冊状をしたセルがその短手方向に隣り合うように形成され、直列接続された光電変換装置モジュールを載置する載置台と、前記光電変換装置モジュールの長手方向全てにわたって設けられ、前記光電変換装置モジュールに光を照射する前記セルの長手方向に延在する複数の単位光源が、該長手方向に隣り合うように前記セルに対応して配列された光源装置と、前記載置台及び前記光源装置を前記短手方向に相対的に移動させる駆動装置と、前記各単位光源に対応して設置された前記光電変換装置モジュールの特性を測定する複数の測定部と、を備えていることを特徴とする。
上記構成により、セルがセルに対応して配列された光源装置で覆われるため、セル全体への照射状態を実現することができるとともに、光源装置が外乱光の遮蔽を兼ねるため、計測対象モジュール周辺部の最小限の遮光にて外乱光の影響を低減することができる。このため、大規模な遮光環境が不要となる。さらには、変調光を用いることで外乱光に対する影響を低減することができる。
なお、光源装置は、単段あるいは複数段のセルを覆うようにしてもよい。
また、多接合セルを計測する場合は、セル単段の全体にバイアス光を与えてやることが微小な漏れ電流等の影響を避けるうえで重要となるため、モジュールを構成するセル単位にて光源からの光を照射することが不可欠であり、本来のモジュールＩＶ計測状態に近い状態を作り出すことが可能となる。これにより計測値の信頼性向上が可能となる。
なお、ここで述べるＩＶ特性とは“屋外での太陽光照射時におけるＩＶ特性”であり、実際の太陽光スペクトル照射下においては、積層セルのそれぞれで光電変換が生じており、太陽電池としての使用環境下に近い電流-電圧特性であることを示す。
なお、光源装置は、単段あるいは複数段のセルを覆うようにしてもよい。
また、多接合セルを計測する場合は、セル単段の全体にバイアス光を与えてやることが微小な漏れ電流等の影響を避けるうえで重要となるため、モジュールを構成するセル単位にて光源からの光を照射することが不可欠であり、本来のモジュールＩＶ計測状態に近い状態を作り出すことが可能となる。これにより計測値の信頼性向上が可能となる。
なお、ここで述べるＩＶ特性とは“屋外での太陽光照射時におけるＩＶ特性”であり、実際の太陽光スペクトル照射下においては、積層セルのそれぞれで光電変換が生じており、太陽電池としての使用環境下に近い電流-電圧特性であることを示す。
複数の短冊状をしたセルがその短手方向に隣り合うように形成され、直列接続された光電変換装置モジュールを載置台に載置する。光源装置を光電変換装置モジュールの１つのセル（一番端）に位置させる。
このとき、単位光源はセルの長手方向に延在し、その単位光源が長手方向に隣り合うようにセルに対応して配列されているので、光源装置は、例えば、１つのセルに対応している。すなわち、１つのセルに対応してその長手方向に単位光源が配列されている、言い換えると、１つのセルは複数の単位光源によって長手方向に沿って分割した範囲を照射されるようにされている。
この状態で、単位光源の１つがセルに向かい光を照射し、その単位光源に対応して設置された測定部が同部分のセルの特性を測定する。単位光源が１つずつ順次照射することによって１つのセルにおける単位光源によって分割された部分の各特性が検出できる。
測定部は、例えば、分光感度特性、短絡光電流等を測定する。
このとき、単位光源はセルの長手方向に延在し、その単位光源が長手方向に隣り合うようにセルに対応して配列されているので、光源装置は、例えば、１つのセルに対応している。すなわち、１つのセルに対応してその長手方向に単位光源が配列されている、言い換えると、１つのセルは複数の単位光源によって長手方向に沿って分割した範囲を照射されるようにされている。
この状態で、単位光源の１つがセルに向かい光を照射し、その単位光源に対応して設置された測定部が同部分のセルの特性を測定する。単位光源が１つずつ順次照射することによって１つのセルにおける単位光源によって分割された部分の各特性が検出できる。
測定部は、例えば、分光感度特性、短絡光電流等を測定する。
次いで、駆動装置によって載置台及び光源装置をセルの短手方向、すなわち、セルの直列接続方向、に相対的に移動させ、光源装置を次のセルに対応させる。この状態で、上記を繰り返すと、当該セルにおける単位光源によって分割された部分の各特性が検出できる。
これを繰り返すことによって、セルの長手方向だけでなく、直列接続方向での特性のばらつき及び局部的な欠陥を非破壊で、かつ、効率的に測定することができる。
このように、セルに沿って配列された単位光源を切替えて用いることによって単段セル内の面内分布計測を可能とすることができる。また、単位光源の切替は、例えば、LED光源等を用いることでほぼ瞬時に行うことができる。さらに、光電変換装置モジュールの複数段のセルに対して光源を設置することにより、光電変換装置モジュールの位置設定回数を大幅に減らすことができ、これにより高速な分光感度特性の計測を行うことができる。
これを繰り返すことによって、セルの長手方向だけでなく、直列接続方向での特性のばらつき及び局部的な欠陥を非破壊で、かつ、効率的に測定することができる。
このように、セルに沿って配列された単位光源を切替えて用いることによって単段セル内の面内分布計測を可能とすることができる。また、単位光源の切替は、例えば、LED光源等を用いることでほぼ瞬時に行うことができる。さらに、光電変換装置モジュールの複数段のセルに対して光源を設置することにより、光電変換装置モジュールの位置設定回数を大幅に減らすことができ、これにより高速な分光感度特性の計測を行うことができる。
なお、この場合、隣り合うセルに順次移動して全てのセルについて測定してもよいし、例えば、光電変換装置モジュールが安定して生産されている状況、プラズマＣＶＤ等により得られる極端な局所分布を持たない光電変換装置モジュール等では数個のセルを飛ばして移動し、あるいは、複数の光源装置を用いて間欠的に測定するようにしてもよい。後者、あるいは、複数段のセルを覆う光源装置を用いるようにすると、光電変換装置モジュールの一設定回数が大幅に減少できるので、一層高速な計測を行うことができる。
また、セル接続方向に対して、一次元的な計測のみでよい場合は、セル全体の特性が一回の計測で行えるため、必要に応じて詳細計測を行うことが可能となるという効果がある。
このように、光電変換装置モジュールの全面に亘り、セルの長手方向及びセルの直列接続方向における局所的な特性を測定できるので、面内のどの位置で不良となっているかを把握することができる。これにより、製造工程への改善点のフィードバックが良好に行われるので、製造工程の改善により不良率が低減し、光電変換装置モジュールの生産効率を向上させることができる。
また、セル接続方向に対して、一次元的な計測のみでよい場合は、セル全体の特性が一回の計測で行えるため、必要に応じて詳細計測を行うことが可能となるという効果がある。
このように、光電変換装置モジュールの全面に亘り、セルの長手方向及びセルの直列接続方向における局所的な特性を測定できるので、面内のどの位置で不良となっているかを把握することができる。これにより、製造工程への改善点のフィードバックが良好に行われるので、製造工程の改善により不良率が低減し、光電変換装置モジュールの生産効率を向上させることができる。
また、本発明にかかる光電変換装置モジュールの検査装置では、前記単位光源は、多色光を照射できるようにされていてもよい。
このようにすると、波長依存性を把握することが可能となるので、全波長域における分光特性が評価できる。
このようにすると、波長依存性を把握することが可能となるので、全波長域における分光特性が評価できる。
また、本発明にかかる光電変換装置モジュールの検査装置では、前記単位光源は、波長の異なる複数の単色光を照射できるようにされていてもよい。
光電変換装置モジュールでは、性質、例えば、バンド幅の異なる光電変換層が積層される場合が多い。
単位光源が、波長の異なる単色光を照射することができるので、各光電変換層の有効吸収波長に相当する単色光とすることによって、光電変換層毎の特性を測定することができる。
これにより、各光電変換層の積層条件の変動を把握することができるので、製造工程への改善点のフィードバックを良好に行うことができ、一層光電変換装置モジュールの生産効率を向上させることができる。
例えば、アモルファスシリコンで構成された光電変換層に対しては波長４０５ｎｍの単色光を、微結晶シリコンで構成された光電変換層に対しては波長８５０ｎｍの単色光が使用される。また、アモルファスシリコンゲルマ（ａ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長７４０〜８５０ｎｍ、例えば８１０ｎｍ、微結晶シリコンゲルマ（μｃ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長８５０〜９４０ｎｍ、例えば８８０ｎｍの単色光が使用される。このように、光電変換層を構成する材料・状態のバンドギャップに応じて単色光が適宜選択される。
単位光源が、波長の異なる単色光を照射することができるので、各光電変換層の有効吸収波長に相当する単色光とすることによって、光電変換層毎の特性を測定することができる。
これにより、各光電変換層の積層条件の変動を把握することができるので、製造工程への改善点のフィードバックを良好に行うことができ、一層光電変換装置モジュールの生産効率を向上させることができる。
例えば、アモルファスシリコンで構成された光電変換層に対しては波長４０５ｎｍの単色光を、微結晶シリコンで構成された光電変換層に対しては波長８５０ｎｍの単色光が使用される。また、アモルファスシリコンゲルマ（ａ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長７４０〜８５０ｎｍ、例えば８１０ｎｍ、微結晶シリコンゲルマ（μｃ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長８５０〜９４０ｎｍ、例えば８８０ｎｍの単色光が使用される。このように、光電変換層を構成する材料・状態のバンドギャップに応じて単色光が適宜選択される。
また、本発明にかかる光電変換装置モジュールの検査装置では、前記各単色光は、それぞれ光量を変調できるようにされていてもよい。
このように、単色光は、光量を変調できるようにされているので、変調した単色光を照射することによってＳ／Ｎ比を大幅に改善することができる。
バイアス光及びシグナル光の２つの単色光を照射する場合、一方の単色光をバイアス光とし、高光量で照射し、他方の単色光をシグナル光として、低光量で変調、例えば、パルス変調して照射し、測定部において高光量の一方の単色光による出力をカットするようにすると、雑音がカットされたパルス出力となるので、Ｓ／Ｎ比を大幅に改善することができる。
バイアス光及びシグナル光の２つの単色光を照射する場合、一方の単色光をバイアス光とし、高光量で照射し、他方の単色光をシグナル光として、低光量で変調、例えば、パルス変調して照射し、測定部において高光量の一方の単色光による出力をカットするようにすると、雑音がカットされたパルス出力となるので、Ｓ／Ｎ比を大幅に改善することができる。
また、本発明にかかる光電変換装置モジュールの検査装置では、前記光源装置から一定光量の光を照射し、前記測定部が測定した短絡光電流が規定値を超えると前記光電変換装置モジュールは異常と判断するようにしてもよい。
一定光量の光を照射している時、規定値を超える顕著な短絡光電流が測定される場合、光電変換装置モジュールに異常があると確認できるので、前記光電変換装置モジュールは異常と判断する。必要に応じ、短絡要因等を調査する。
規定値については、光電変換装置モジュールの品質水準等の運用によって異なるので、状況に応じて設定する。
規定値については、光電変換装置モジュールの品質水準等の運用によって異なるので、状況に応じて設定する。
本発明によれば、複数の短冊状をしたセルがその短手方向に隣り合うように形成され、直列接続された光電変換装置モジュールを載置する載置台と、光電変換装置モジュールに光を照射するセルの長手方向に延在する複数の単位光源が、長手方向に隣り合うようにセルに対応して配列された光源装置と、載置台及び光源装置を短手方向に相対的に移動させる駆動装置と、各単位光源に対応して設置された前記光電変換装置モジュールの特性を測定する複数の測定部と、を備えているので、セルの長手方向だけでなく、直列接続方向での特性のばらつき及び局部的な欠陥を非破壊で、かつ、効率的に測定することができる。
以下に、本発明にかかる一実施形態の検査装置について図面を参照して説明する。
まず、この検査装置により検査される光電変換装置モジュールについて薄膜シリコン系の太陽電池モジュールを代表例に用いて説明する。
図１は、光電変換装置の層構成を示す概略図である。図２は、光電変換装置モジュールとしての太陽電池モジュール５の構造を示す概略図である。
光電変換装置９０は、多接合型のシリコン系太陽電池であり、基板１、透明電極層２、太陽電池光電変換層３としての第１セル層９１（アモルファスシリコン系）及び第２セル層９２（結晶質シリコン系）、第１セル層９１と第２セル層９２との間の中間層である中間コンタクト層９３、及び裏面電極層４を具備する。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、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。
まず、この検査装置により検査される光電変換装置モジュールについて薄膜シリコン系の太陽電池モジュールを代表例に用いて説明する。
図１は、光電変換装置の層構成を示す概略図である。図２は、光電変換装置モジュールとしての太陽電池モジュール５の構造を示す概略図である。
光電変換装置９０は、多接合型のシリコン系太陽電池であり、基板１、透明電極層２、太陽電池光電変換層３としての第１セル層９１（アモルファスシリコン系）及び第２セル層９２（結晶質シリコン系）、第１セル層９１と第２セル層９２との間の中間層である中間コンタクト層９３、及び裏面電極層４を具備する。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、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、太陽電池モジュール５の構造について説明する。
太陽電池モジュール５には、透光性の基板１（１ｍ２以上のサイズを有する基板、例えば：１．４ｍ×１．１ｍ×板厚：３．５ｍｍ〜４．５ｍｍのソーダガラス基板）上に、酸化錫膜（ＳｎＯ２）を主成分とする透明電極膜が約５００ｎｍ〜８００ｎｍ製膜され、透明電極層２が形成されている。
太陽電池モジュール５には、透光性の基板１（１ｍ２以上のサイズを有する基板、例えば：１．４ｍ×１．１ｍ×板厚：３．５ｍｍ〜４．５ｍｍのソーダガラス基板）上に、酸化錫膜（ＳｎＯ２）を主成分とする透明電極膜が約５００ｎｍ〜８００ｎｍ製膜され、透明電極層２が形成されている。
透明電極層２の上には、ｐｉｎ構造を有するアモルファスシリコン（ａ−Ｓｉ）から構成される光電変換層３である第１セル層（トップセル層）９１が製膜されている。第１セル層９１は、特定の波長域の光から光起電力効果により電力を発生させる。
第１セル層９１は、アモルファスシリコン薄膜からなるｐ層膜／ｉ層膜／ｎ層膜が順次製膜されている。
ｐ層はＢドープしたアモルファスＳｉＣを主とし膜厚１０ｎｍ〜３０ｎｍ、ｉ層はアモルファスＳｉを主とし膜厚２００ｎｍ〜３５０ｎｍ、ｎ層はアモルファスＳｉに微結晶Ｓｉを含有するＰドープしたＳｉ層を主とし膜厚３０ｎｍ〜５０ｎｍである。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。
第１セル層９１は、アモルファスシリコン薄膜からなるｐ層膜／ｉ層膜／ｎ層膜が順次製膜されている。
ｐ層はＢドープしたアモルファスＳｉＣを主とし膜厚１０ｎｍ〜３０ｎｍ、ｉ層はアモルファスＳｉを主とし膜厚２００ｎｍ〜３５０ｎｍ、ｎ層はアモルファスＳｉに微結晶Ｓｉを含有するＰドープしたＳｉ層を主とし膜厚３０ｎｍ〜５０ｎｍである。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。
第１セル層９１の上には、基板３側から入射した光の一部を反射し一部を透過させる機能を有する中間コンタクト層９３が製膜されている。中間コンタクト層９３は、膜厚が２０ｎｍ〜１００ｎｍであり、例えば、ガリウムＧａをドープした酸化亜鉛（ＧＺＯ；透明導電酸化物）膜を主成分として構成されている。
中間コンタクト層９３の上には、ｐｉｎ構造を有する微結晶シリコン（μｃ−Ｓｉ）から構成される光電変換層である第２セル層（ボトムセル層）９２が製膜されている。第２セル層９２は、第１セル層９１が変換する光の波長域とは異なる波長域の光を吸収して電力を発生させる。
第２セル層９２は、微結晶シリコン薄膜からなる微結晶ｐ層膜／微結晶ｉ層膜／微結晶ｎ層膜が順次製膜されている。
微結晶ｐ層はＢドープした微結晶ＳｉＣを主とし膜厚１０ｎｍ〜５０ｎｍ、微結晶ｉ層は微結晶Ｓｉを主とし膜厚１．２μｍ〜３．０μｍ、微結晶ｎ層はｐドープした微結晶Ｓｉを主とし膜厚２０ｎｍ〜５０ｎｍである。
第２セル層９２は、微結晶シリコン薄膜からなる微結晶ｐ層膜／微結晶ｉ層膜／微結晶ｎ層膜が順次製膜されている。
微結晶ｐ層はＢドープした微結晶ＳｉＣを主とし膜厚１０ｎｍ〜５０ｎｍ、微結晶ｉ層は微結晶Ｓｉを主とし膜厚１．２μｍ〜３．０μｍ、微結晶ｎ層はｐドープした微結晶Ｓｉを主とし膜厚２０ｎｍ〜５０ｎｍである。
太陽電池モジュール５は、相互に異なる波長域の光を吸収して電力を発生する第１セル層９１及び第２セル層９２が積層されているので、多接合型あるいはタンデム型と称される。
第２セル層９２の上には、銀（Ａｇ）やチタン（Ｔｉ）又はアルミニウム（Ａｌ）などの金属材料、或いは、ＩＴＯ、ＺｎＯなどの導電性酸化膜と銀やチタン又はアルミニウムなどの金属材料の積層構造からなる裏面電極層４が形成されている。
第２セル層９２の上には、銀（Ａｇ）やチタン（Ｔｉ）又はアルミニウム（Ａｌ）などの金属材料、或いは、ＩＴＯ、ＺｎＯなどの導電性酸化膜と銀やチタン又はアルミニウムなどの金属材料の積層構造からなる裏面電極層４が形成されている。
太陽電池モジュール５には、透明電極層２を分割する溝１０と、光電変換層３を分割する溝１１と、光電変換層３及び裏面電極層４を分割する溝１２と、が設けられている。
溝１０、接続溝１１及び溝１２は互いに平行に設けられ、図１の紙面に対して垂直な方向に延在している。
溝１０,１１,１２は、それぞれ隣り合う溝１０,１１,１２との間隔が約６ｍｍ〜１５ｍｍになるように、例えば、レーザーエッチングによって加工される。
溝１０,１１,１２は、隣り合う溝１０,１１,１２との間で電池としての機能を有する短冊状の形状をした太陽電池セル（セル）７を形成する。（図６参照）
この太陽電池モジュール５では、例えば、９６段（個）の太陽電池セル７が形成されている。
溝１０、接続溝１１及び溝１２は互いに平行に設けられ、図１の紙面に対して垂直な方向に延在している。
溝１０,１１,１２は、それぞれ隣り合う溝１０,１１,１２との間隔が約６ｍｍ〜１５ｍｍになるように、例えば、レーザーエッチングによって加工される。
溝１０,１１,１２は、隣り合う溝１０,１１,１２との間で電池としての機能を有する短冊状の形状をした太陽電池セル（セル）７を形成する。（図６参照）
この太陽電池モジュール５では、例えば、９６段（個）の太陽電池セル７が形成されている。
溝１１は、透明電極層２同士を電気的に絶縁する。
溝１１は、裏面電極層４を構成する材料で埋められており、裏面電極層４と隣の太陽電池セル７の透明電極層２とを電気的に接続している。すなわち、隣り合う太陽電池セル７同士を電気的に直列に接続している。
溝１２は、隣り合う太陽電池セル７間で、光電変換層３及び裏面電極層４を分割している。
これにより、太陽電池モジュール５は基板１上で太陽電池セル７が直列接続された構造とされている。
溝１１は、裏面電極層４を構成する材料で埋められており、裏面電極層４と隣の太陽電池セル７の透明電極層２とを電気的に接続している。すなわち、隣り合う太陽電池セル７同士を電気的に直列に接続している。
溝１２は、隣り合う太陽電池セル７間で、光電変換層３及び裏面電極層４を分割している。
これにより、太陽電池モジュール５は基板１上で太陽電池セル７が直列接続された構造とされている。
次に、本発明の太陽電池モジュール５の検査装置２０について説明する。
検査装置２０には、略直方体形状をした本体２１と、太陽電池モジュール５を載置するトレイ（載置台）２３と、太陽電池モジュール５に向けて光を照射する光源装置２５と、光を照射された太陽電池モジュール５の特性を測定する測定装置２７と、トレイ２３をＹ方向（直列接続方向：短手方向）３１へ移動させる駆動装置２９と、が備えられている。
Ｙ方向３１は、本体２１の上面における長辺に沿った方向であり、Ｘ方向（長手方向）３３はＹ方向と直交する、すなわち、短辺に沿った方向である。
検査装置２０には、略直方体形状をした本体２１と、太陽電池モジュール５を載置するトレイ（載置台）２３と、太陽電池モジュール５に向けて光を照射する光源装置２５と、光を照射された太陽電池モジュール５の特性を測定する測定装置２７と、トレイ２３をＹ方向（直列接続方向：短手方向）３１へ移動させる駆動装置２９と、が備えられている。
Ｙ方向３１は、本体２１の上面における長辺に沿った方向であり、Ｘ方向（長手方向）３３はＹ方向と直交する、すなわち、短辺に沿った方向である。
本体２１の上面には、Ｘ方向３３の両端部近傍に、一対のレール３５がＹ方向３１に延在するように取り付けられている。
トレイ２３は、一対のレール３５に支持され、Ｙ方向３１に沿って移動可能とされている。トレイ２３の上部は、太陽電池モジュール５を太陽電池セル７の長手方向がＸ方向３３に沿うように、かつ、所定の位置に位置するように保持する構成とされている。
トレイ２３は、一対のレール３５に支持され、Ｙ方向３１に沿って移動可能とされている。トレイ２３の上部は、太陽電池モジュール５を太陽電池セル７の長手方向がＸ方向３３に沿うように、かつ、所定の位置に位置するように保持する構成とされている。
光源装置２５には、複数のＬＥＤモジュール（単位光源）３７と、複数のＬＥＤモジュール３７の光の照射を制御する光源制御部３９と、が備えられている。
ＬＥＤモジュール３７は、図５に示されるようにＸ方向３３に長くなる略直方体をしている。ＬＥＤモジュール３７の底部には、Ｘ方向３３に沿って複数のＵＶ−ＬＥＤ４１が配列されたＵＶ−ＬＥＤ列４３及びＸ方向３３に沿って複数のＩＲ−ＬＥＤ４５が配列されたＩＲ−ＬＥＤ列４７がＹ方向３１に間隔を空けて取り付けられている。
図７は、ＵＶ−ＬＥＤ４１及びＩＲ−ＬＥＤ４５の照射する光のスペクトルと、第１セル層９１及び第２セル層９２の吸収スペクトルと、を示したものである。
ＬＥＤモジュール３７は、図５に示されるようにＸ方向３３に長くなる略直方体をしている。ＬＥＤモジュール３７の底部には、Ｘ方向３３に沿って複数のＵＶ−ＬＥＤ４１が配列されたＵＶ−ＬＥＤ列４３及びＸ方向３３に沿って複数のＩＲ−ＬＥＤ４５が配列されたＩＲ−ＬＥＤ列４７がＹ方向３１に間隔を空けて取り付けられている。
図７は、ＵＶ−ＬＥＤ４１及びＩＲ−ＬＥＤ４５の照射する光のスペクトルと、第１セル層９１及び第２セル層９２の吸収スペクトルと、を示したものである。
これを見て分かるように、ＵＶ−ＬＥＤ４１はアモルファスシリコンで構成された第１セル層９１に吸収され易く、微結晶シリコンで構成された第２セル層に吸収されない波長４０５ｎｍ近辺の光（単色光）を照射する。
ＩＲ−ＬＥＤ４５は微結晶シリコンで構成された第２セル層９２に吸収され易く、アモルファスシリコンで構成された第１セル層９１に吸収され難い波長８５０ｎｍ近辺の光（単色光）を照射する。
なお、アモルファスシリコンゲルマ（ａ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長７４０〜８５０ｎｍ、例えば８１０ｎｍ、微結晶シリコンゲルマ（μｃ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長８５０〜９４０ｎｍ、例えば８８０ｎｍの単色光が使用される。このように、光電変換層を構成する材料・状態のバンドギャップに応じて単色光が適宜選択される。
ＩＲ−ＬＥＤ４５は微結晶シリコンで構成された第２セル層９２に吸収され易く、アモルファスシリコンで構成された第１セル層９１に吸収され難い波長８５０ｎｍ近辺の光（単色光）を照射する。
なお、アモルファスシリコンゲルマ（ａ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長７４０〜８５０ｎｍ、例えば８１０ｎｍ、微結晶シリコンゲルマ（μｃ−ＳｉＧｅ）で構成された光電変換層に対しては波長８５０〜９４０ｎｍ、例えば８８０ｎｍの単色光が使用される。このように、光電変換層を構成する材料・状態のバンドギャップに応じて単色光が適宜選択される。
ＬＥＤモジュール３７の上面は、光を拡散して略均一な光量の光を照射できる拡散板４９で構成されている。
ＬＥＤモジュール３７は、複数、例えば、８個備えられ、それらがＸ方向に隣り合うように一列に配置され、ＬＥＤモジュール列を形成している。
ＬＥＤモジュール列は、本体２１にそのＹ方向における略中間位置で、トレイ２３の移動軌跡よりも下側に上下方向に移動可能に取り付けられている。
各ＬＥＤモジュール３７のＵＶ−ＬＥＤ列４３及びＩＲ−ＬＥＤ列４７は電源５１に接続され、その接続回路には電源５１を断接するスイッチ５３が備えられている。
ＬＥＤモジュール３７は、複数、例えば、８個備えられ、それらがＸ方向に隣り合うように一列に配置され、ＬＥＤモジュール列を形成している。
ＬＥＤモジュール列は、本体２１にそのＹ方向における略中間位置で、トレイ２３の移動軌跡よりも下側に上下方向に移動可能に取り付けられている。
各ＬＥＤモジュール３７のＵＶ−ＬＥＤ列４３及びＩＲ−ＬＥＤ列４７は電源５１に接続され、その接続回路には電源５１を断接するスイッチ５３が備えられている。
光源制御部３９には、パソコン５５の指示に基づいて各ＬＥＤモジュール３７の照射を制御するコントローラ５７と、コントローラ５７の制御信号に基づいてスイッチ５３の動作信号を送信する第１ドライバー５９及び第２ドライバー６１と、動作信号の送信先を各ＬＥＤモジュール３７で切り替える切換え器と、が備えられている。
第２ドライバー６１は、信号をパルス変調する機能を有している。
第２ドライバー６１は、信号をパルス変調する機能を有している。
測定装置２７には、測定部６５と、マルチメータ６７と、ロックインアンプ６９と、が備えられている。
測定部６５は、各ＬＥＤモジュール３７に対応し、それと同数備えられている。各測定部６５は、各ＬＥＤモジュール３７の上方位置に配置されている。
各測定部６５はＸ方向３１に延在する支持ブラケット７１に、同方向に間隔を空けて固定して取り付けられている。
支持ブラケット７１は、本体２１に固定して取り付けられた門型の保持部７３に上下方向に移動可能に保持されている。
測定部６５は、各ＬＥＤモジュール３７に対応し、それと同数備えられている。各測定部６５は、各ＬＥＤモジュール３７の上方位置に配置されている。
各測定部６５はＸ方向３１に延在する支持ブラケット７１に、同方向に間隔を空けて固定して取り付けられている。
支持ブラケット７１は、本体２１に固定して取り付けられた門型の保持部７３に上下方向に移動可能に保持されている。
測定部６５には、図５に示されるように、光量を測定する光検出器７５と、複数のコンタクトプローブ７７と、が備えられている。
マルチメータ６７は、裏面電極層４に接触したコンタクトプローブ７７と、透明電極層２に接触したコンタクトプローブ７７との間に流れる電流、電圧等を測定する。
ロックインアンプ６９は、ある任意の波信号の振幅及び基準信号と被測定信号の位相のずれを計測できるので、測定したい信号の周波数がわかっていれば被測定信号がノイズに埋もれているような場合でも被測定信号を正確に抽出できる。
マルチメータ６７で測定したデータはパソコン５５へ送られる。
マルチメータ６７は、裏面電極層４に接触したコンタクトプローブ７７と、透明電極層２に接触したコンタクトプローブ７７との間に流れる電流、電圧等を測定する。
ロックインアンプ６９は、ある任意の波信号の振幅及び基準信号と被測定信号の位相のずれを計測できるので、測定したい信号の周波数がわかっていれば被測定信号がノイズに埋もれているような場合でも被測定信号を正確に抽出できる。
マルチメータ６７で測定したデータはパソコン５５へ送られる。
パソコン５５、コントローラ５７、第１ドライバー５９、第２ドライバー６１、マルチメータ６７、ロックインアンプ６９等は図３に図示していないが、本体２１の内部に設置されている。
駆動装置２９には、エンドレスベルト７９と、モータ８１と、接続部材８３と、が備えられている。
エンドレスベルトは、本体２１の内部空間に、トレイ２３のＸ方向３３両外側位置に、一対備えられている。エンドレスベルトはＹ方向に移動する。モータ８１は、両側のエンドレスベルト７９を周回駆動する。
接続部材８３は、エンドレスベルト７９とトレイ２３とに固定して取り付けられ、エンドレスベルト７９の動きをトレイ２３に伝達する機能を有している。
エンドレスベルトは、本体２１の内部空間に、トレイ２３のＸ方向３３両外側位置に、一対備えられている。エンドレスベルトはＹ方向に移動する。モータ８１は、両側のエンドレスベルト７９を周回駆動する。
接続部材８３は、エンドレスベルト７９とトレイ２３とに固定して取り付けられ、エンドレスベルト７９の動きをトレイ２３に伝達する機能を有している。
以上のように構成された検査装置２０の動作について説明する。
製造された太陽電池モジュール５をトレイ２３に、基板１が下側、言い換えると、膜面が上側になるように載置する。
モータ８１を作動し、エンドレスベルト７９を介してトレイ２３をＬＥＤモジュール３７側に移動させる。最初（１段目）の太陽電池セル７とＬＥＤモジュール３７とが重なった状態でモータ８１を停止し、トレイ２３の移動を止める。
この状態、光源制御部３９は、各ＬＥＤモジュール３７から順次太陽電池セル７に向かい光を照射する。光を照射しているＬＥＤモジュール３７に対応する測定部６５が所定のデータ、すなわち、光検出器７５が透過光量を、マルチメータ６７が発生した電流、電圧等を測定する。測定されたデータは、パソコン５５に蓄積される。
製造された太陽電池モジュール５をトレイ２３に、基板１が下側、言い換えると、膜面が上側になるように載置する。
モータ８１を作動し、エンドレスベルト７９を介してトレイ２３をＬＥＤモジュール３７側に移動させる。最初（１段目）の太陽電池セル７とＬＥＤモジュール３７とが重なった状態でモータ８１を停止し、トレイ２３の移動を止める。
この状態、光源制御部３９は、各ＬＥＤモジュール３７から順次太陽電池セル７に向かい光を照射する。光を照射しているＬＥＤモジュール３７に対応する測定部６５が所定のデータ、すなわち、光検出器７５が透過光量を、マルチメータ６７が発生した電流、電圧等を測定する。測定されたデータは、パソコン５５に蓄積される。
８個のＬＥＤモジュール３７について測定が終了すると、１段目の太陽電池セル７におけるＬＥＤモジュール３７に対応した部分毎、すなわち、８部分それぞれについてのデータが収集できる。
再度、モータ８１が作動し、エンドレスベルト７９を介してトレイ２３をＬＥＤモジュール３７側に移動させ、２段目の太陽電池セル７について、上述と同様にして、２段目の太陽電池セル７におけるＬＥＤモジュール３７に対応した部分毎のデータを収集する。
これを繰り返すことにより、全段の太陽電池セル７についてそれぞれ８個に分割された部分毎のデータが測定できる。
再度、モータ８１が作動し、エンドレスベルト７９を介してトレイ２３をＬＥＤモジュール３７側に移動させ、２段目の太陽電池セル７について、上述と同様にして、２段目の太陽電池セル７におけるＬＥＤモジュール３７に対応した部分毎のデータを収集する。
これを繰り返すことにより、全段の太陽電池セル７についてそれぞれ８個に分割された部分毎のデータが測定できる。
これについて、図９〜図１２に示される分光感度特性について例示的に説明する。
図９及び図１１は、波長４０５ｎｍの光、すなわち、ＵＶ−ＬＥＤ４１の光に対する太陽電池モジュール５の相対分光感度特性の測定結果を示す。
この場合、ＬＥＤモジュール３７から照射する光は、ＩＲ−ＬＥＤ４５からの８５０ｎｍＬＥＤ光バイアス下において、ＵＶ−ＬＥＤ４１の４０５ｎｍＬＥＤ光を８５０ｎｍＬＥＤ光バイアスの約１／１０の強度にて照射している。このような照射条件とすると、第１セル短波長端感度の分布が示されます。これにより第１セル層９１における膜厚分布／ドーピング特性の分布を反映した特性が得られる。
図９及び図１１は、波長４０５ｎｍの光、すなわち、ＵＶ−ＬＥＤ４１の光に対する太陽電池モジュール５の相対分光感度特性の測定結果を示す。
この場合、ＬＥＤモジュール３７から照射する光は、ＩＲ−ＬＥＤ４５からの８５０ｎｍＬＥＤ光バイアス下において、ＵＶ−ＬＥＤ４１の４０５ｎｍＬＥＤ光を８５０ｎｍＬＥＤ光バイアスの約１／１０の強度にて照射している。このような照射条件とすると、第１セル短波長端感度の分布が示されます。これにより第１セル層９１における膜厚分布／ドーピング特性の分布を反映した特性が得られる。
図９は、各段の太陽電池セル７について得られた８個のデータを平均して示したものです。これは、各段の太陽電池セル７毎に分割した測定をしないで、全体として測定したものと略同等な結果を示していることになる。
これを見ると、全体に比較的変動が少ないことがわかり、第１セル層９１における膜厚分布／ドーピング特性は良好であると評価できる。
これを見ると、全体に比較的変動が少ないことがわかり、第１セル層９１における膜厚分布／ドーピング特性は良好であると評価できる。
図１１は、各段の太陽電池セル７について得られた８個の分割したデータを用いてグラフとして示したものです。ただし、グラフを見やすくするために８段毎に間引いたデータ（１段、１０段、１９段・・・・）を示している。グラフのＣＨ１〜ＣＨ８が、それぞれ各ＬＥＤモジュール３７の位置に相当する。
これを見ても、全体に比較的変動が少ないことがわかり、第１セル層９１における膜厚分布／ドーピング特性は良好であると評価できる。しかし、ＣＨ１部分に特性の落ち込みが若干見られるので、これが悪化しないように留意する必要性を喚起される。
これを見ても、全体に比較的変動が少ないことがわかり、第１セル層９１における膜厚分布／ドーピング特性は良好であると評価できる。しかし、ＣＨ１部分に特性の落ち込みが若干見られるので、これが悪化しないように留意する必要性を喚起される。
図１０及び図１２は、波長８５０ｎｍの光、すなわち、ＩＲ−ＬＥＤ４５の光に対する太陽電池モジュール５の相対分光感度特性の測定結果を示す。
この場合、ＬＥＤモジュール３７から照射する光は、ＵＶ−ＬＥＤ４１からの４０５ｎｍＬＥＤ光バイアス下において、ＩＲ−ＬＥＤ４５の８５０ｎｍＬＥＤ光を４０５ｎｍＬＥＤ光バイアスの約１／１０の強度にて照射している。このような照射条件とすると、主に第２セル層９２の膜厚／膜質を反映するものであり、第２セル層９２の積層に異常が生じていないかを確認できる。
また、第２セル層９２の一部にアモルファス化等が生じた場合、アモルファス層では８５０ｎｍＬＥＤ光に対する感度がないため、著しい感度の低下となり現れます。
この場合、ＬＥＤモジュール３７から照射する光は、ＵＶ−ＬＥＤ４１からの４０５ｎｍＬＥＤ光バイアス下において、ＩＲ−ＬＥＤ４５の８５０ｎｍＬＥＤ光を４０５ｎｍＬＥＤ光バイアスの約１／１０の強度にて照射している。このような照射条件とすると、主に第２セル層９２の膜厚／膜質を反映するものであり、第２セル層９２の積層に異常が生じていないかを確認できる。
また、第２セル層９２の一部にアモルファス化等が生じた場合、アモルファス層では８５０ｎｍＬＥＤ光に対する感度がないため、著しい感度の低下となり現れます。
図１０は、図９と同様に各段の太陽電池セル７について得られた８個のデータを平均して示したものです。これは、各段の太陽電池セル７毎に分割した測定をしないで、全体として測定したものと略同等な結果を示していることになる。
これを見ると、最高と最低とでは、相対感度に０．１５程度の差があり、最初に測定した側（１段側）の感度が悪く、この部分に異常が疑われる。
これを見ると、最高と最低とでは、相対感度に０．１５程度の差があり、最初に測定した側（１段側）の感度が悪く、この部分に異常が疑われる。
図１２は、図１１と同様に各段の太陽電池セル７について得られた８個の分割したデータを用いてグラフとして示したものです。ただし、グラフを見やすくするために８段毎に間引いたデータ（１段、１０段、１９段・・・・）を示している。グラフのＣＨ１〜ＣＨ８が、それぞれ各ＬＥＤモジュール３７の位置に相当する。
図１２では、最初に測定した側（１段側）で、しかも、ＣＨ１、ＣＨ２、ＣＨ４、ＣＨ５、ＣＨ７、ＣＨ８（特に、ＣＨ１、ＣＨ２）の部分の感度に落ち込みがみられることが分かる。したがって、これらの部分で膜厚の低下またはアモルファス化が生じていることが一目で分かる。
図１２では、最初に測定した側（１段側）で、しかも、ＣＨ１、ＣＨ２、ＣＨ４、ＣＨ５、ＣＨ７、ＣＨ８（特に、ＣＨ１、ＣＨ２）の部分の感度に落ち込みがみられることが分かる。したがって、これらの部分で膜厚の低下またはアモルファス化が生じていることが一目で分かる。
このように、太陽電池モジュール５の全面に亘り、Ｘ方向及びＹ方向における局所的な特性を測定できるので、面内のどの位置で不良となっているかを容易に把握することができる。これにより、製造工程への改善点のフィードバックが良好に行われるので、製造工程の改善により不良率が低減し、太陽電池モジュール５の生産効率を向上させることができる。
また、ＬＥＤモジュール３７に、照射する光の波長が異なるＩＲ−ＬＥＤ列４７及びＵＶ−ＬＥＤ列４３が備えられているので、バンド幅の異なる第１セル層９１及び第２セル層９２毎の特性を測定することができる。
これにより、第１セル層９１及び第２セル層９２毎の積層条件の変動を把握することができるので、製造工程への改善点のフィードバックを良好に行うことができ、一層太陽電池モジュール５の生産効率を向上させることができる。
これにより、第１セル層９１及び第２セル層９２毎の積層条件の変動を把握することができるので、製造工程への改善点のフィードバックを良好に行うことができ、一層太陽電池モジュール５の生産効率を向上させることができる。
なお、本実施形態では、ＵＶ−ＬＥＤ４１及びＩＲ−ＬＥＤ４５の単色光を用いているが、多色光を照射できるようにしてもよい。
このようにすると、図８に示されるように波長依存性を把握することが可能となるので、全波長域における分光特性が評価できる。
このようにすると、図８に示されるように波長依存性を把握することが可能となるので、全波長域における分光特性が評価できる。
また、上記のように、バイアス光とシグナル光とを照射する場合、シグナル光を第２ドライバー６１によってパルス変調、すなわち、周波数を持つ信号とし、コントローラ５７からロックインアンプ６９に同期信号を与えるようにすることもできる。
このようにすると、ロックインアンプ６９は、パルス変調された周波数に一致する信号を選別し、その他の信号を削除するので、マルチメータ６７は雑音のない出力を得られる。これにより、Ｓ／Ｎ比が大幅に改善する。
このようにすると、ロックインアンプ６９は、パルス変調された周波数に一致する信号を選別し、その他の信号を削除するので、マルチメータ６７は雑音のない出力を得られる。これにより、Ｓ／Ｎ比が大幅に改善する。
このときの信号の状態を図１３及び図１４に示している。
図１３は、ＵＶ−ＬＥＤ４１からの４０５ｎｍＬＥＤ光バイアス下において、ＩＲ−ＬＥＤ４５の８５０ｎｍＬＥＤ光をシグナル光とした場合である。図１３（ａ）は、ＩＲ−ＬＥＤ４５及びＵＶ−ＬＥＤ４１の光量の変化を示している。ＩＲ−ＬＥＤ４５は第２ドライバー６１からのパルス変調によって光量がパルス状に変化している。図１３（ｂ）は、マルチメータ６７が測定したデータであり、ＵＶ−ＬＥＤ４１によって生じたデータはきれいに削除されている。
図１４は、バイアス光とシグナル光とを変更したときのグラフであり、図１３と同様な状況を示している。
図１３は、ＵＶ−ＬＥＤ４１からの４０５ｎｍＬＥＤ光バイアス下において、ＩＲ−ＬＥＤ４５の８５０ｎｍＬＥＤ光をシグナル光とした場合である。図１３（ａ）は、ＩＲ−ＬＥＤ４５及びＵＶ−ＬＥＤ４１の光量の変化を示している。ＩＲ−ＬＥＤ４５は第２ドライバー６１からのパルス変調によって光量がパルス状に変化している。図１３（ｂ）は、マルチメータ６７が測定したデータであり、ＵＶ−ＬＥＤ４１によって生じたデータはきれいに削除されている。
図１４は、バイアス光とシグナル光とを変更したときのグラフであり、図１３と同様な状況を示している。
パソコン５５において、計測したデータをチェックする場合に、短絡光電流（Ｊｓｃ）の大きさによって太陽電池モジュール５の異常、第１セル層９１、第２セル層の異常を確認できる。
この確認するフローについて図１５により説明する。
この確認するフローについて図１５により説明する。
検査装置２０による太陽電池モジュール５を検査する場合、ＵＶ−ＬＥＤ４１をバイアス光とする、あるいは、ＩＲ−ＬＥＤ４５をバイアス光とする場合、それぞれのバイアス光のみを太陽電池セル７に照射したときのそれぞれの短絡光電流（Ｊｓｃ）を計測する（ステップＳ１）。
データをチェックするときに、ステップＳ１で計測したＪｓｃが規定値以下か、すなわち、規定値を超えていないか、判定する（ステップＳ２）。
なお、規定値については、光電変換装置モジュール５の品質水準等の運用によって異なるので、状況に応じて設定する。
データをチェックするときに、ステップＳ１で計測したＪｓｃが規定値以下か、すなわち、規定値を超えていないか、判定する（ステップＳ２）。
なお、規定値については、光電変換装置モジュール５の品質水準等の運用によって異なるので、状況に応じて設定する。
ステップＳ２で、Ｊｓｃが規定値以下（ＹＥＳ）である場合、通常の計測可能と判断し（ステップＳ３）、通常計測を行う（ステップＳ４）。
ステップＳ２で、Ｊｓｃが規定値を超える（ＮＯ）場合、ＵＶ−ＬＥＤ４１をバイアス光として照射されたときにのみＪｓｃを検出したか判定する（ステップＳ５）。
ステップＳ５で、ＹＥＳの場合、第２セル層９２に漏れ抵抗ありと判断し（ステップＳ６）、第１セル層９１計測分のみ計測を行う（ステップＳ７）。そして、第２セル層９２の漏れ要因を調査する。
ステップＳ２で、Ｊｓｃが規定値を超える（ＮＯ）場合、ＵＶ−ＬＥＤ４１をバイアス光として照射されたときにのみＪｓｃを検出したか判定する（ステップＳ５）。
ステップＳ５で、ＹＥＳの場合、第２セル層９２に漏れ抵抗ありと判断し（ステップＳ６）、第１セル層９１計測分のみ計測を行う（ステップＳ７）。そして、第２セル層９２の漏れ要因を調査する。
ステップＳ５で、ＮＯの場合、ＩＲ−ＬＥＤ４５をバイアス光として照射されたときにのみＪｓｃを検出したか判定する（ステップＳ８）。
ステップＳ８で、ＹＥＳの場合、第１セル層９１に漏れ抵抗ありと判断し（ステップＳ９）、第２セル層９２計測分のみ計測を行う（ステップＳ１０）。そして、第１セル層９１の漏れ要因を調査する。
ステップＳ８で、ＮＯの場合、第１セル層９１及び第２セル層９２にともに漏れ抵抗ありと判断し（ステップＳ１１）、計測を不可とする（ステップＳ１２）。そして、短絡要因を調査する。
ステップＳ８で、ＹＥＳの場合、第１セル層９１に漏れ抵抗ありと判断し（ステップＳ９）、第２セル層９２計測分のみ計測を行う（ステップＳ１０）。そして、第１セル層９１の漏れ要因を調査する。
ステップＳ８で、ＮＯの場合、第１セル層９１及び第２セル層９２にともに漏れ抵抗ありと判断し（ステップＳ１１）、計測を不可とする（ステップＳ１２）。そして、短絡要因を調査する。
一定光量の光を照射している時、規定値を超える顕著な短絡光電流が測定される場合、光電変換装置モジュールに異常があると確認できるので、前記光電変換装置モジュールは異常と判断する。必要に応じ、短絡要因等を調査する。
規定値については、光電変換装置モジュールの品質水準等の運用によって異なるので、状況に応じて設定する。
規定値については、光電変換装置モジュールの品質水準等の運用によって異なるので、状況に応じて設定する。
なお、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲内において適宜変更することができる。
例えば、本実施形態では、多接合型の太陽電池モジュール５であるので、ＬＥＤモジュール３７にＵＶ−ＬＥＤ４１及びＩＲ−ＬＥＤ４５の波長の異なる単色光を照射できるようにしているが、単接合型の太陽電池モジュールを検査するだけであれば、１種類の単色光を照射するようにしてもよい。必要に応じて３種類以上の単色光を照射するようにしてもよい。
例えば、本実施形態では、多接合型の太陽電池モジュール５であるので、ＬＥＤモジュール３７にＵＶ−ＬＥＤ４１及びＩＲ−ＬＥＤ４５の波長の異なる単色光を照射できるようにしているが、単接合型の太陽電池モジュールを検査するだけであれば、１種類の単色光を照射するようにしてもよい。必要に応じて３種類以上の単色光を照射するようにしてもよい。
本実施形態では、測定時、光源装置２７が移動せず、トレイ２３（太陽電池モジュール５）が移動するようにされているが、トレイ２３（太陽電池モジュール５）が移動せず、光源装置２７が移動するようにしてもよい。このようにすると、検査装置２０のＹ方向３１における長さを小さくできる。
また、トレイ２３（太陽電池モジュール５）及び光源装置２７をともに移動させるようにしてもよい。
また、トレイ２３（太陽電池モジュール５）及び光源装置２７をともに移動させるようにしてもよい。
さらに、本実施形態では、検査装置２０は隣り合う太陽電池セル７に順次移動して測定するようにされているが、これに限定されるものではない。
例えば、光電変換装置モジュールが安定して生産されている状況、プラズマＣＶＤ等により得られる極端な局所分布を持たない光電変換装置モジュール等では、検査装置２０は数段の太陽電池セル７を飛ばして移動し、間欠的に測定するようにしてもよい。
また、複数の光源装置２５が間隔を空けて設置され、同時に複数段の太陽電池セル７を測定するようにしてもよい。さらに、複数段の隣接する太陽電池セル７を覆う光源装置２５を用いて、同時に複数段の太陽電池セル７を測定するようにしてもよい。これらの場合、全段の太陽電池セル７あるいは間欠的な太陽電池セル７を測定するようにしてもよい。
このようにすると、太陽電池モジュール１の位置設定回数が大幅に減少できるので、一層高速な計測を行うことができる。
また、Ｘ方向３３に対して、一次元的な計測のみでよい場合は、太陽電池セル７全体の特性が一回の計測で行えるため、必要に応じて詳細計測を行うことが可能となるという効果がある。
例えば、光電変換装置モジュールが安定して生産されている状況、プラズマＣＶＤ等により得られる極端な局所分布を持たない光電変換装置モジュール等では、検査装置２０は数段の太陽電池セル７を飛ばして移動し、間欠的に測定するようにしてもよい。
また、複数の光源装置２５が間隔を空けて設置され、同時に複数段の太陽電池セル７を測定するようにしてもよい。さらに、複数段の隣接する太陽電池セル７を覆う光源装置２５を用いて、同時に複数段の太陽電池セル７を測定するようにしてもよい。これらの場合、全段の太陽電池セル７あるいは間欠的な太陽電池セル７を測定するようにしてもよい。
このようにすると、太陽電池モジュール１の位置設定回数が大幅に減少できるので、一層高速な計測を行うことができる。
また、Ｘ方向３３に対して、一次元的な計測のみでよい場合は、太陽電池セル７全体の特性が一回の計測で行えるため、必要に応じて詳細計測を行うことが可能となるという効果がある。
５ 太陽電池モジュール
７ 太陽電池セル
２０ 検査装置
２３ トレイ
２７ 光源装置
２９ 駆動装置
３１ Ｙ方向
３３ Ｘ方向
３７ ＬＥＤモジュール
６５ 測定部
７ 太陽電池セル
２０ 検査装置
２３ トレイ
２７ 光源装置
２９ 駆動装置
３１ Ｙ方向
３３ Ｘ方向
３７ ＬＥＤモジュール
６５ 測定部
Claims (5)
- 複数の短冊状をしたセルがその短手方向に隣り合うように形成され、直列接続された光電変換装置モジュールを載置する載置台と、
前記光電変換装置モジュールの長手方向全てにわたって設けられ、前記光電変換装置モジュールに光を照射する前記セルの長手方向に延在する複数の単位光源が、該長手方向に隣り合うように前記セルに対応して配列された光源装置と、
前記載置台及び前記光源装置を前記短手方向に相対的に移動させる駆動装置と、
前記各単位光源に対応して設置された前記光電変換装置モジュールの特性を測定する複数の測定部と、
を備えていることを特徴とする光電変換装置モジュールの検査装置。 - 前記単位光源は、多色光を照射できるようにされていることを特徴とする請求項１に記載された光電変換装置モジュールの検査装置。
- 前記単位光源は、波長の異なる複数の単色光を照射できるようにされていることを特徴とする請求項１に記載された光電変換装置モジュールの検査装置。
- 前記各単色光は、それぞれ光量を変調できるようにされていることを特徴とする請求項３に記載された光電変換装置モジュールの検査装置。
- 前記光源装置から一定光量の光を照射し、前記測定部が測定した短絡光電流が規定値を超えると前記光電変換装置モジュールは異常と判断することを特徴とする請求項１から請求項４のいずれかに記載された光電変換装置モジュールの検査装置。
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