WO2011016441A1 - 太陽電池の評価方法、評価装置、メンテナンス方法、メンテナンスシステム、および太陽電池モジュールの製造方法 - Google Patents

太陽電池の評価方法、評価装置、メンテナンス方法、メンテナンスシステム、および太陽電池モジュールの製造方法 Download PDF

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light
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light emission
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冬木　隆
あゆみ 谷
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国立大学法人奈良先端科学技術大学院大学
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    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the present invention relates to an evaluation method and an evaluation apparatus for a solar cell for simply evaluating defects of a solar cell and use thereof, and in particular, a current is injected into a solar cell element constituting the solar cell, and emission characteristics generated at that time are expressed.
  • the present invention relates to a solar cell evaluation method, an evaluation apparatus, and use thereof for simply evaluating defects of a solar cell by analysis.
  • solar energy is progressing to conserve the global environment, and solar cells are being laid on the roofs and walls of ordinary buildings and homes.
  • solar cells using semiconductors that are advantageous for increasing the area are rapidly developing and manufacturing as top priority candidates for creating clean energy.
  • Non-Patent Document 1 a method for detecting and evaluating the defects of the above-described solar cell, for example, using an electron beam or a laser beam, the induced current and voltage are measured, and the minority carrier diffusion length and the defect (inside the grain boundary grain) are analyzed.
  • Methods such as EBIC (Electron Beam Induced Current) and LBIC (Laser Beam Induced Current) are widely used.
  • EBIC Electro Beam Induced Current
  • LBIC Laser Beam Induced Current
  • Non-Patent Document 2 an apparatus that detects the short-circuit portion by analyzing the distribution of heat generated by forward biasing with respect to the solar cell based on the intensity of infrared light. Furthermore, a technique for detecting a substrate crack by irradiating strong light from the back surface of the substrate to detect leaked light has also been reported (Non-Patent Document 3).
  • Patent Document 1 the solar A technique for investigating battery defects has been developed.
  • the defects in the above-described solar cell are generally roughly divided into defects caused by internal factors (internal defects) and defects caused by external factors (external defects).
  • Intrinsic defects are defects caused by the physical properties of the solar cell such as crystal defects, crystal dislocations, and grain boundaries, which affect the function of the solar cell. Does not affect much.
  • extrinsic defects are solar cell mechanical defects such as substrate cracks (micro cracks, etc.), electrode breakage, electrode contact failure, etc., and the reliability of solar cells and production when producing solar cells Since it adversely affects the yield, it is a decisive factor for efficiently mass-producing highly reliable solar cells.
  • the intrinsic defect lowers the performance of the solar cell, and there is a problem that the power generation efficiency of the solar cell deteriorates even if left unattended, but the influence is small in terms of long-term reliability.
  • the reliability of the extrinsic defect gradually decreases when left unattended, and in the worst case, the solar cell is damaged. Therefore, it is important to clearly analyze whether the generated defects are intrinsic defects or extrinsic defects in order to appropriately deal with defects that occur in solar cells during the manufacturing or use process. .
  • the above-described prior art cannot sort such defects.
  • Patent Document 2 a technology for separating intrinsic defects and extrinsic defects was developed (Patent Document 2). According to this technology, intrinsic defects depend on temperature changes, so increasing the temperature makes the intrinsic defects unclear, while extrinsic defects do not depend on temperature changes. Appears prominently. In this way, intrinsic defects and extrinsic defects can be distinguished.
  • the present invention has been made in view of the above-mentioned problems, and its purpose is to evaluate solar cells that can easily evaluate defects of solar cells, particularly intrinsic defects and extrinsic defects. It is to provide a method and an evaluation apparatus and use thereof.
  • the present inventors have found that when the current is injected in the forward direction with respect to the solar cell, the emission characteristics by electroluminescence are different between the intrinsic defect site and the extrinsic defect site of the solar cell. Based on this, the present invention has been completed.
  • the present invention includes the following inventions.
  • the solar cell evaluation device of the present invention is a solar cell evaluation device that evaluates defects in solar cells, and current injection means that injects current in the forward direction with respect to the solar cell elements constituting the solar cells.
  • current injection means that injects current in the forward direction with respect to the solar cell elements constituting the solar cells.
  • the first region having a wavelength of 800 nm to 1300 nm and the light of a second region having a wavelength of 1400 nm to 1800 nm among the light emitted from the solar cell element due to the current injected from the current injection unit.
  • the solar cell evaluation method or evaluation apparatus of the present invention it is easy to classify and evaluate solar cell defects, in particular intrinsic defects due to the physical properties of the solar cell and external defects that are mechanical defects. There is an effect that can be done. Thereby, for example, the type and / or amount of defects in the solar cell can be evaluated.
  • the electroluminescence method is used, a large facility is not necessary, and it is possible to easily evaluate a defect in a product state (a state completed in a manufacturing factory or a state installed in a structure).
  • the solar cell maintenance method or maintenance system of the present invention it is not necessary to use a large-sized device, and the solar cell quality can be easily evaluated. Even if it exists, it is possible to perform maintenance periodically. For this reason, there exists an effect that the quality of a solar cell module can be maintained at a fixed level.
  • a solar cell module of the present invention it is possible to detect and detect intrinsic defects and extrinsic defects, and it is possible to repair or replace only critical defects. For this reason, there exists an effect that a solar cell module can be manufactured efficiently.
  • FIG. 1 is a figure which shows another example of the flow of the maintenance system which concerns on this embodiment. It is a figure which shows another example of the flow of the maintenance system which concerns on this embodiment. It is a figure explaining the method used in order to reduce the noise resulting from the disturbance light detected at the light emission detection process in the case of using a pulse current.
  • (A) is a figure which shows the relationship between the light emission intensity
  • the present inventors have been studying the performance evaluation of solar cells for a long time, especially focusing on the unique relationship between electroluminescence and the performance of solar cells, and making an unprecedented evaluation of solar cells.
  • Technology has been developed (Patent Documents 1 and 2 described above). This time, the present inventors have found that when a direct current is applied to the solar cell element, electroluminescence light is generated in a region where the two wavelengths are different, that is, near the wavelength of 1100 nm and near the wavelength of 1500 nm. In the electroluminescence phenomenon when current is injected into the solar cell, the light emission intensity on the short wavelength side (near 1100 nm) is stronger than the light emission intensity on the long wavelength side (near 1500 nm).
  • the present inventors examined the significance of light having different two wavelengths.
  • photoluminescence research has been reported on the emission of silicon crystals from deep levels (eg Michio, TAJIMA, and Yoshiaki, MATSUSHITA, JAPANESE, JOURNAL, OF, APPLIED, PHYSICS, VOL., 22, NO., 9, SEPTEMBER, pp. L589-L59159 ( 1983) i).
  • light emission related to dislocations in single crystal Si occurs around 0.8 to 0.9 eV.
  • the inventors of the present invention have made an independent inference that light emission by electroluminescence near the wavelength of 1500 nm found this time is related to the light emission phenomenon of photoluminescence, and further studied.
  • the light emission in the vicinity of the wavelength of 1100 nm in electroluminescence is light caused by the interband transition of the solar cell, while the light in the vicinity of the wavelength of 1500 nm is an intrinsic defect of the solar cell element (especially a dislocation in the crystalline state or a complex with impurities).
  • luminescence generated from the body, etc. it was concluded by matching the change in luminescence on the two-dimensional image with the distribution of defects.
  • the present inventors have completed the present invention by applying this innovative new knowledge to defect classification by two-dimensional imaging.
  • the discovery of such a phenomenon, the estimation and consideration of the mechanism, and such an application can only be accomplished by the present inventors, and cannot be reached by a general person skilled in the art.
  • the background to the completion of the present invention has been described only as an aid for understanding the present invention and should not be used to limit the interpretation of the present invention. Keep it.
  • the solar cell evaluation method of the present invention is to evaluate solar cell defects, and a current injection step for injecting a current in the forward direction to a solar cell element constituting the solar cell, and a current injection step Of the light generated from the solar cell element by the light emission detecting step for detecting the light in the first region having a wavelength of 800 nm to 1300 nm and the light in the second region having a wavelength of 1400 nm to 1800 nm; And a determination step for discriminating between intrinsic defects and extrinsic defects using the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region as an index.
  • a solar cell for example, a solar cell module or a solar cell panel, or the solar cell element itself. The same applies hereinafter). It is intended to encompass detecting a defect, determining whether a defect exists in the solar cell, and evaluating the amount and / or type of solar cell defect.
  • “Evaluating the amount of solar cell defects” includes determining the absolute number of solar cell defects and determining whether the amount of solar cell defects is greater or less than a predetermined amount. To do.
  • solar cell element means a minimum structural unit that generates light by receiving light by a photoconductive effect and / or a photovoltaic effect, for example, 10 cm ⁇ 10 cm square to 15 cm ⁇ 15 cm square Is mentioned.
  • the “solar cell module” refers to a configuration in which a plurality of these solar cell elements are connected. For example, a 0.5 m ⁇ 0.5 m square in which about 10 to 50 solar cell elements are connected. There can be mentioned about 1.0 to 1.0 m square.
  • solar cell module includes “solar cell panel” which is an assembly of modules. Further, when simply referred to as “solar cell”, it represents any or all of a solar cell element, a solar cell module, and a solar cell panel.
  • the current injection step may be a step for injecting a current in the forward direction with respect to the solar cell elements constituting the solar cell.
  • the injected current may be a direct current or a pulse current.
  • injecting a direct current in the forward direction means applying a bias to inject a direct current in the forward direction to a so-called solar cell element, as shown in FIG.
  • a direct current is injected in the forward direction.
  • the light by electroluminescence is radiated
  • a conventionally known power source or the like can be suitably used, and is not particularly limited.
  • a conventionally known DC power source may be used as a device for injecting a DC current, which can use a general constant current source.
  • the light emission detection step is a step for detecting light in a first region having a wavelength of 800 nm to 1300 nm and light in a second region having a wavelength of 1400 nm to 1800 nm out of light emitted from the solar cell element by the current injection step.
  • the specific method and the like are not particularly limited, and a conventionally known technique can be suitably used.
  • a conventionally known light detection means capable of detecting light from the solar cell element for example, light having a wavelength in the vicinity of 800 nm to 1800 nm
  • its specific configuration is not particularly limited. Absent.
  • a photodetector such as a CCD camera and an image intensifier
  • a CCD camera for example, an InGaAs CCD camera (manufactured by Xenics, product number XEVA-1.7 series, Hamamatsu Photonics, product number C8250-20), Si CCD camera (manufactured by Hamamatsu Photonics, product number C9299-02), etc. Is mentioned.
  • the Si CCD camera can detect light in the wavelength region of 200 nm to 1200 nm.
  • an InGaAs CCD camera is more preferable because it can comprehensively detect light in the wavelength region of 800 nm to 1800 nm.
  • image intensifier examples include an image intensifier (part number V8071U-76) manufactured by Hamamatsu Photonics Co., Ltd., which can detect light in a wavelength region of 360 nm to 1100 nm.
  • the state of light emission in the solar cell can be observed as an image. That is, the in-plane distribution of light emission in the solar cell can be collectively measured two-dimensionally, and defects in the solar cell can be evaluated easily and quickly.
  • Each band-pass filter may be disposed between the solar cell and the detection unit so that light generated from the solar cell element passes through the band-pass filter before reaching the light detection unit. It may be provided in the lens part of the means.
  • Examples of the band-pass filter that selectively transmits light in the first region include BROAD BANDPASS FILTER (product number BBP-0910-1170C, manufactured by SPECTROGON), and selectively transmits light in the second region.
  • Examples of the band-pass filter include BROAD BANDPASS FILTER (manufactured by SPECTROGON, product number BBP-1350-1600C).
  • the wavelength region and emission intensity of light generated from the solar cell element vary depending on the type of defect, light of each wavelength is detected using different bandpass filters having different wavelength passbands, and the emission intensity.
  • region is superior to the detection sensitivity of the light of a 2nd area
  • the current application time and the image capturing time can be shortened compared to acquiring the light image of the second region.
  • the determination step may be a step of separating intrinsic defects from extrinsic defects using the light emission intensity of the first region detected in the light emission detection step and the light emission intensity of the second region as an index. .
  • the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region are respectively compared with the first threshold value and the second threshold value, and the results are compared.
  • the comparison method is not particularly limited.
  • a conventionally known method is used to obtain the first region emission image and the second region emission image, respectively.
  • the light emission intensity of the first region is compared with the first threshold value
  • the light emission intensity of the second region is compared with the second threshold value in the image showing the light emission of the second region.
  • the determination step for example, (i) it is determined that a defect exists when the emission intensity of the first region is equal to or less than the first threshold, and (ii) ⁇ When the emission intensity of the second region is equal to or higher than the second threshold value, the part may be determined to be an intrinsic defect, and the other part may be determined to be an extrinsic defect.
  • the defect detected based on the light emission intensity of the second region is an intrinsic defect, or is extrinsic. Whether it is a defect can be sorted out.
  • the step of sequentially determining defects includes, for example, a case where all data relating to the emission intensity of the first region and the emission intensity of the second region are processed by a computer or the like after being acquired. This can be performed when the defect is evaluated for each part of the element.
  • step (iii) a part where the emission intensity of the first region is not more than the first threshold and the emission intensity of the second region is not less than the second threshold is an intrinsic defect.
  • step (iv) Determining that the site where the emission intensity of the first region is less than or equal to the first threshold and the emission intensity of the second region is less than the second threshold is an extrinsic defect Also good.
  • the order of the step (iii) and the step (iv) is not particularly limited, and after the step (iii) is performed, the step (iv) may be performed or vice versa. Further, step (iii) and step (iv) may be performed in parallel. In particular, by performing the step (iii) and the step (iv) in parallel, it is possible to evaluate the defects of the solar cell more quickly than when the steps (i) and (ii) are performed.
  • first threshold value and the “second threshold value” in the above steps (i) to (iv) may be different or the same.
  • the “first threshold” in the step (i) is the same as the “first threshold” for comparing the light emission intensity of the first region in the steps (iii) and (iv), and the step (ii) And the “second threshold value” for comparing the emission intensity of the second region in the steps (iii) and (iv).
  • the “first threshold value” is a value of the light emission intensity of the first region generated from a normal part of the solar cell element by injecting a current into the solar cell element in the above-described current injection step. 90%, 80%, 70%, 60%, 50%, 40%, 30%, 20% of the light emission intensity of the first region generated from the normal part of the solar cell element. Or a value of 10%. If the first threshold value is set close to the emission intensity generated from the normal part of the solar cell element, a minor defect can be detected. On the other hand, as the first threshold value is set lower than the emission intensity generated from the normal part of the solar cell element, the more severe defects can be detected.
  • the “normal part” is intended to be a part of the solar cell in which neither an intrinsic defect nor an extrinsic defect exists. Note that the threshold value is preferably measured and determined in advance.
  • the “second threshold value” is the second region of light generated from the site where the intrinsic defect of the solar cell element is present by injecting current into the solar cell element in the above-described current injection step.
  • the emission intensity may be a value that is slightly lower than the emission intensity of the light in the second region generated from the site where the intrinsic defect exists, for example, about 90%, 80%, 70%, 60%, 50% May be the value.
  • emission intensity refers to the intensity of light in a predetermined wavelength region, and may be, for example, the peak value or integrated value of the emission spectrum in the predetermined region. Using a conventionally known method, an emission spectrum of light generated from a solar cell is created, and the emission intensity can be obtained by obtaining a peak value or an integral value in the first region and the second region. .
  • this determination step may be a step for determining by comparing the measured light emission intensity with the reference value, and a conventionally known technique can be suitably used as a specific method thereof.
  • the defect of the solar cell is quantitatively evaluated by quantifying the emission intensity.
  • the defect may be qualitatively evaluated based only on the intensity of the emission intensity. Even in this case, the above-described method can be used as appropriate.
  • the solar cell evaluation method of the present invention may further include an image generation step.
  • the image generation step is a step of generating a first image based on the light emission intensity of the first region detected in the light emission detection step and a second image based on the light emission intensity of the second region. I just need it.
  • a CCD camera and an image intensifier such as an image intensifier that can acquire the state of light emission from the solar cell as an image may be used. If such a photodetector is used, the emission intensity of the detected light can be digitized by digitization.
  • the photodetector can be used for detecting light emission from the solar cell element in the light emission detection step, and can be used for generating an image of the detected light emission in the image generation step.
  • the “image based on the emission intensity” is intended to be an image showing the distribution of the emission intensity of light in the solar cell element. For example, a two-dimensional in-plane distribution of emission intensity in the solar cell element can be given. By using such an image, it is possible to know from what part of the solar cell element and how much light emission has occurred.
  • the image generation step only needs to include generating the above-described image as at least data, but may further include displaying the generated image on a display unit such as a display. If an image is displayed on a display, the determination process mentioned later can be performed visually.
  • the determination step includes the light emission intensity of the first region in the first image generated in the image generation step, and the second Any process may be used as long as the intrinsic defect and the extrinsic defect are separated using the light emission intensity of the second region in the image as an index.
  • the solar cell evaluation method of the present invention is applicable to any solar cell element such as a crystalline or non-crystalline solar cell element, a compound semiconductor solar cell element, a dye-sensitized solar cell element, or an organic solar cell element.
  • the solar cell element to be evaluated by the solar cell evaluation method of the present invention is not particularly limited as long as it is a solar cell element having a conventionally known semiconductor material as a main constituent component. It is preferable to include a silicon semiconductor as a main constituent member.
  • the silicon semiconductor used for the solar cell element is preferably a single crystal, polycrystalline, or amorphous silicon semiconductor.
  • “providing as a main constituent member” means that any other member or component may be provided as long as a silicon semiconductor is provided as a main constituent member.
  • a solar cell element including a polycrystalline silicon semiconductor as a main constituent member is preferable.
  • a solar cell element is manufactured using a polycrystalline silicon semiconductor as a main constituent member, it is difficult to obtain a uniform in-plane distribution, so that quality evaluation and performance check using the evaluation method of the present invention are very It will be important.
  • a wavelength of 800 nm to 1300 nm when a current is injected in a forward direction into a solar cell element mainly composed of a single crystal and / or polycrystalline silicon semiconductor, a wavelength of 800 nm to 1300 nm, preferably a wavelength of 900 nm.
  • the first region of light having a wavelength of ⁇ 1250 nm, more preferably 1100 nm to 1200 nm, and the light of a second region having a wavelength of 1400 nm to 1800 nm, preferably 1500 nm to 1700 nm, more preferably 1550 nm to 1650 nm are emitted strongly.
  • the light peak in the first region has a wavelength of 1150 nm
  • the light peak in the second region has a wavelength of 1600 nm.
  • the current density to be injected is not particularly limited, for example, but may be 5 to 1000 mA / cm 2 , and more specifically. is 50 ⁇ 800mA / cm 2, still more specifically 100 ⁇ 500mA / cm 2.
  • the current density to be injected is not particularly limited, for example, but may be 10 to 3000 mA / cm 2 , and more specifically 100 to It was 2000 mA / cm 2, and more specifically is a 500 ⁇ 1500mA / cm 2. It goes without saying that the current density to be injected is not limited to these values, and can be appropriately changed according to the materials and compositions of various solar cell elements.
  • the rational numerical range which can show the effect of this invention even if it is out of the said numerical range is included in the technical scope of this invention.
  • the photoelectric conversion performance and / or reliability of the solar cell can be more accurately evaluated by performing the evaluation under actual operating conditions.
  • the conditions for performing the solar cell evaluation method of the present invention are not limited to such actual operating conditions, and vary according to the relationship between camera performance, exposure time, and amount of defects, and those skilled in the art appropriately set the optimum conditions. can do.
  • an optimum condition may be set in consideration of industrial use conditions (balance between emission intensity and measurement time (cost)) at the current technical level. More specifically, when it is difficult to detect a defect (when there are few defects or when the defect is fine), the amount of current to be applied may be increased and measured.
  • the solar cell module is described assuming that the solar cell module is configured by connecting a number of solar cell elements in series. Even when the solar cell elements are connected in parallel, the evaluation can be performed for each region where the solar cell elements are connected in series.
  • the solar cell evaluation method of the present invention it is possible to detect defects in the solar cell easily and accurately without requiring large facilities as compared with the conventional solar cell evaluation method. And the defect can be divided into an intrinsic defect and an extrinsic defect. Specifically, since the solar cell evaluation method of the present invention uses an electroluminescence method based on forward current injection, for example, (i) it is simple and accurate compared to the conventional technique. The type and amount of defects in solar cells can be evaluated. (Ii) Since large-scale equipment is not required, defects are evaluated in the product state (completed at the manufacturing plant or installed in the structure).
  • the solar cell evaluation method of the present invention in the case of a solar cell module configured by connecting a plurality of solar cell elements in series, evaluation is performed for defects of the entire solar cell module by one current injection. It can be carried out. That is, if current injection is performed once, current flows through all the solar cell elements constituting the solar cell module, so that all the solar cell elements emit light.
  • the in-plane distribution of light can be instantaneously and collectively measured. Specifically, for example, the in-plane distribution of light can be measured in a two-dimensional manner using a CCD camera or the like as described above, or the in-plane of light can be measured using a one-dimensional line scanner.
  • the distribution can be measured collectively, but is not limited thereto. That is, if the light of the entire solar cell module is detected at a time using a large luminescence detection means or a line scanner capable of performing one-dimensional scanning, the solar cell element at any position of the solar cell module is defective. It can be determined at a glance whether it exists. Furthermore, it can be distinguished whether this defect is an intrinsic defect or an extrinsic defect. Further, when the solar cell module is measured in a lump, it can be continuously observed and analyzed from the entire module to a part of the solar cell element by a zoom operation of a camera or the like.
  • defects of the solar cell module can be evaluated very simply by using the solar cell evaluation method of the present invention.
  • size of the solar cell element or solar cell module used as evaluation object is not specifically limited, The thing of various magnitude
  • the solar cell evaluation method of the present invention can be applied to the manufacturing process of the solar cell module. According to this, in the manufacturing process of the solar cell module, by constantly monitoring the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region from the solar cell module, intrinsic defects and extrinsic Defects can be detected. For this reason, it is possible to repair or replace only the defective portion.
  • the solar cell module manufacturing method includes the solar cell evaluation method as one step, so that it is possible to automatically perform a total inspection and provide a solar cell module free from defects. It becomes possible.
  • the solar cell evaluation apparatus of the present invention evaluates a defect of a solar cell, and injects a current in the forward direction with respect to the solar cell element constituting the solar cell (current injection means). And light emission detection for detecting light in a first region having a wavelength of 800 nm to 1300 nm and light in a second region having a wavelength of 1400 nm to 1800 nm among the light emitted from the solar cell element due to the current injected from the current injection means Determination of the intrinsic defect and the extrinsic defect using the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region among the light detected by the light emission detection unit and the light emission detection unit Other specific conditions such as configuration, size, and shape are not particularly limited.
  • each member each means
  • the description of each member will be referred to the description of each step in the evaluation method described above, and overlapping. Omitted parts are omitted.
  • the current injection unit may be any unit that injects current in the forward direction with respect to the solar cell elements constituting the solar cell, and the specific configuration thereof is not particularly limited. In other words, it can be said that the current injection unit may be any unit that executes the “current injection step” described in the section ⁇ 1-1>.
  • a conventionally known constant current source, a constant voltage source, or the like can be used.
  • a direct current When a direct current is injected, a conventionally known direct current power source may be used as the current injection unit.
  • the solar cell evaluation apparatus of the present invention when direct current is injected will be described.
  • the current injection part injects a current having substantially the same density as the operating current of the solar cell element.
  • the current injection unit injects a current having a density in the range described in the section ⁇ 1-5> in order to generate light of the first region and light of the second region having higher emission intensity. May be.
  • the light emission detecting means selectively detects either the first area light or the second area light, and the first area light or the second area light. It is preferable that the detection be performed using a band-pass filter to be passed.
  • each bandpass filter is disposed between the solar cell and the light emission detection unit so that the light emitted from the solar cell element passes through these bandpass filters before reaching the light emission detection unit.
  • it may be provided in the lens portion of the light detection unit.
  • each bandpass filter is movably disposed between the solar cell and the light emission detection unit.
  • “being movable” means that these bandpass filters can be moved from or to a path through which light emitted from the solar cell element reaches the light emission detection unit. It means “possible”.
  • this band pass filter is moved from the said path
  • this band pass filter is moved to this path
  • the determination unit separates intrinsic defects and extrinsic defects from the light detected by the light emission detection means, using the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region as an index.
  • a specific configuration or the like is not particularly limited. That is, the determination unit only needs to execute the “determination step” described in the section ⁇ 1-3>.
  • a conventionally known arithmetic device such as a computer can be suitably used.
  • the determination unit may determine using an image or simply using only a numerical value.
  • the determination unit determines that a defect exists when the emission intensity of the first region is equal to or less than the first threshold, and (ii) determines a region determined to have a defect in step (i) above.
  • the part may be determined to be an intrinsic defect, and the other part may be determined to be an extrinsic defect.
  • a part where the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold value and the light emission intensity of the second region is equal to or higher than the second threshold value is determined to be an intrinsic defect
  • a part where the emission intensity of the first region is less than or equal to the first threshold and the emission intensity of the second region is less than the second threshold may be determined to be an extrinsic defect.
  • first threshold “first threshold”, “second threshold”, and “emission intensity”, which are the same as those described in the section ⁇ 1-3>, are the same as those described above, and the description thereof is omitted here. .
  • the solar cell evaluation device of the present invention may further include an image generation unit.
  • the image generation unit generates a first image based on the light emission intensity of the first region and a second image detected based on the light emission intensity of the second region detected by the light emission detection unit.
  • the image generation unit only needs to execute the “image generation process” described in the section ⁇ 1-4>.
  • a conventionally known CCD camera and a photo detector such as an image intensifier Can be suitably used.
  • the determination unit When the solar cell evaluation device of the present invention includes the image generation unit, the determination unit generates the emission intensity of the first region in the first image and the second intensity in the second image generated by the image generation unit.
  • the intrinsic structure and the extrinsic defect may be separated using the light emission intensity of the region 2 as an index, and the specific configuration thereof is not particularly limited.
  • the other description regarding the determination unit is referred to the description in the section ⁇ 2-3> and is omitted.
  • the evaluation target of the solar cell evaluation apparatus of the present invention is not particularly limited, as in the above method, and semiconductor solar cells can be generally used.
  • silicon semiconductors are the main constituent members. It is preferable to target.
  • the wavelength of light in the first region generated from the solar cell element using such a silicon semiconductor is 800 nm to 1300 nm, preferably 900 nm to 1200 nm, more preferably 1000 nm to 1100 nm, and the wavelength of light in the second region. Is from 1400 nm to 1800 nm, preferably from 1500 nm to 1700 nm, more preferably from 1550 nm to 1650 nm. For this reason, it is preferable that the said light emission detection part can detect the light of the wavelength of these area
  • the solar cell evaluation apparatus of the present invention may include a scanning unit (scanning means) of a mechanism capable of two-dimensional scanning in addition to a one-dimensional scanning mechanism such as a line scanner.
  • a scanning unit scanning means
  • the entire large-sized solar cell module including a large number of solar cell elements can be evaluated while scanning.
  • the scanning unit may be provided in the evaluation device, or conversely, may be provided in the solar cell element to be evaluated.
  • the solar cell evaluation apparatus 10 includes a dark box 1, a comb probe 4, a copper plate 5, a DC power supply 6, a light emission detection unit 12, and a determination unit 13.
  • the solar cell module 7 is an evaluation target.
  • the solar cell module 7 has a configuration in which a plurality of solar cell elements are connected. Note that the solar cell module 7 may be a solar cell panel that is an assembly of solar cell modules.
  • the dark box 1 is for forming a dark state for facilitating detection of light from the solar cell module 7.
  • the dark box 1 is formed with a window hole. This window hole is used when evaluating a solar cell module or panel provided in the vertical direction.
  • the light emission detection unit 12 functions as a light emission detection unit including a CCD camera.
  • the light emission detection unit 12 includes an InGaAs CCD camera 2 and a lens 3.
  • the light emission detector 12 is formed to be rotatable by 90 °. Thereby, the solar cell module provided in the vertical direction can be evaluated.
  • a normal lens or a zoom lens can be used as the lens 3.
  • the lens 3 is detachably equipped with a band pass filter 14 that selectively passes light in the first region and a band pass filter 15 that selectively passes light in the second region.
  • the CCD camera is installed on the top of the solar cell for shooting, but in the module shooting mode, the solar cell module is installed outside the dark box 1. Then, the CCD camera is rotated 90 ° to photograph and measure.
  • the size (cell size) of the solar cell module 7 to be evaluated in the normal photographing mode is, for example, a size: about 10 mm ⁇ 10 mm, 20 mm ⁇ 20 mm, 100 mm ⁇ 100 mm, 150 mm ⁇ 150 mm, 160 mm ⁇ 160 mm, The thing of 200 mm x 200 mm and thickness: 0.3 mm or less can be used.
  • the distance between the lens 3 of the light emission detection unit 12 and the solar cell module 7 is set to 150 mm or more and within 400 mm, and the light emission detection unit 12 can move up and down between the solar cell module 7. It is preferable that it is installed in.
  • the comb probe 4 is a surface contact for applying a current to the solar cell module 7.
  • the comb probe 4 is composed of a pair of comb-shaped probes as shown in the figure, and one comb corresponds to one electrode of a solar cell element constituting the solar cell module 7. It is preferable that the probe has a comb structure because a current can be uniformly applied to the solar cell module 7.
  • the comb probes used for the 100 mm ⁇ 100 mm cell, 150 mm ⁇ 150 mm cell, and 200 mm ⁇ 200 mm cell may be different in the length of each pass bar electrode and the width between both electrodes.
  • a pair of comb-shaped probes manufactured by Atosystem can be used.
  • the width interval between the two comb-shaped probes is configured to be adjustable.
  • interval of the "comb" in a comb-shaped probe is not specifically limited, For example, what is necessary is just 9 mm.
  • the thickness of one comb of the probe can be 1 mm.
  • One comb probe is preferably used for each electrode.
  • a probe from a positive shower may be used without using a comb probe.
  • the copper plate 5 functions as a back contact.
  • a gold plated copper plate can be used.
  • the stability is improved by digging and sucking a concentric square groove.
  • the size of the groove include 8 mm ⁇ 8 mm, 18 mm ⁇ 18 mm, 98 mm ⁇ 98 mm, 148 mm ⁇ 148 mm, and 195 mm ⁇ 195 mm.
  • a normal DC power supply (which can be injected into a solar cell element at a current density of 1 to 5000 mA / cm 2 ) can be used.
  • the voltage may be about 5V when evaluating solar cell elements or solar cell modules, but is preferably about 100V when evaluating solar cell panels that are aggregates of solar cell modules. In particular, the voltage is more preferably about 1 to 2 V per solar cell element.
  • the comb probe 4, the copper plate 5, and the DC power supply 6 function as a current injection unit 11.
  • the comb probe 4 is fixedly connected to the negative side of the DC power supply 6, and the copper plate 5 is fixedly connected to the positive side of the DC power supply 6.
  • the determination unit 13 functions as a determination unit that evaluates defects in the solar cell module 7.
  • an image processor is used.
  • the software to be used is not particularly limited as long as the object of the present invention can be achieved. For example, it is preferable to use software having the following configuration.
  • Spectrostable ⁇ Those that can acquire high-sensitivity images (image intensifier cameras), for example, those that can measure emissions when reverse current is applied.
  • the following configuration is more preferable. ⁇ Improved that when the data is read with spreadsheet software and converted into an image, the photographed image is rotated 90 degrees. ⁇ Simple switching of binning mode is possible. ⁇ Automatic creation program for histogram of light emission intensity. ⁇ Automatic measurement of length and width of low intensity (dark areas). Automatic detection of one centimeter or more. ⁇ Calculate the average value of the light emission intensity in the selected range. It is preferable that an average value obtained by subtracting the value of the grid portion can also be measured.
  • a light emission detector 12 In the dark box 1, a light emission detector 12, a comb probe 4, a copper plate 5, and a solar cell module 7 are installed.
  • the light emission detector 12 is installed at a position where the light emission intensity of the solar cell module 7 can be detected.
  • the light emission detection unit 12 is provided on the top of the solar cell module 7.
  • the light emission detection unit 12 and the determination unit 13 are connected, the light emission detection unit 12 detects the light in the first and second areas, and the result is sent to the determination unit 13.
  • the determination unit 13 compares the light emission intensities of the first and second regions with the first threshold value and the second threshold value based on the detection result, respectively, and determines the type of defect present in the solar cell module 7. To do.
  • the results of detecting the light in the first and second regions may be sent separately to the determination unit 13 or may be sent simultaneously.
  • the light emission intensity of the first region can be compared with a first threshold, and then the light emission intensity of the second region can be compared with a second threshold.
  • the reverse is also possible.
  • the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region can be compared in parallel with the first threshold value and the second threshold value, respectively.
  • the solar cell evaluation device 110 is the same as the evaluation device 10 described above except that it further includes an image generation unit 16.
  • the light emission detection unit 12 sends the detected light signals of the first and second regions to the image generation unit 16.
  • the image generation unit 16 images (first image) indicating the light emission intensity distribution of the first region and images (second image) indicating the light emission intensity distribution of the second region. Image) and send the data of the first and second images to the determination unit 13.
  • a CCD camera or an image intensifier is used as the light detection unit provided in the light emission detection unit 12
  • these light detection units not only detect the light in the first and second regions, but also detect it.
  • An image can be generated based on the light signal, and the image data can be sent to the determination unit 13.
  • these light detection units also function as the image generation unit 16.
  • the InGaAs CCD camera 2 functions as the image generation unit 16.
  • the determination unit 13 compares the light emission intensities of the first and second regions with the first and second threshold values based on the data of the first and second images, respectively, and the defects existing in the solar cell module 7 Determine the type.
  • the results of detecting the light in the first and second regions may be sent separately to the determination unit 13 or may be sent simultaneously.
  • the light emission intensity of the first region can be compared with a first threshold, and then the light emission intensity of the second region can be compared with a second threshold.
  • the reverse is also possible.
  • the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region can be compared in parallel with the first threshold value and the second threshold value, respectively.
  • the solar cell evaluation method can be carried out simply and reliably. In this case, there is no need for a large and complicated device as in the conventional evaluation device, and it is possible to accurately detect the defect of the solar cell and evaluate the defect with simple equipment.
  • the evaluation device and evaluation method for solar cell elements and solar cell modules have been mainly described.
  • the present invention is not limited to this, and a solar cell panel in which a plurality of solar cell modules are connected is described. Evaluation can also be performed.
  • the density and voltage of the applied current, the shape of the probe, and the like can be changed as needed.
  • the forward current may be set so as to be a total current corresponding to 1 to 5000 [mA / cm 2 ] per solar cell element.
  • the solar cell module may be installed in the vertical direction, and the light emission detection unit 12 in FIG.
  • the solar cell evaluation method and evaluation apparatus of the present invention can easily evaluate defects in solar cells without requiring large-scale facilities as compared with conventional solar cell evaluation methods and evaluation apparatuses. Can do.
  • the solar cell evaluation method or evaluation apparatus of the present invention does not require, for example, a scanning probe (electron beam, laser), and can perform simple measurement, and does not require a large facility, as compared with the conventional technique. Therefore, it is possible to observe and evaluate in the product state (completed at the manufacturing plant or installed in the structure), etc., for the reason that the solar cell installed in the structure is evaluated. It is possible to construct a business model such as a maintenance method or a maintenance system that periodically performs the above.
  • the above-described solar cell evaluation device performs a step of evaluating a defect of a solar cell installed in a structure, and the replacement instruction device is based on the evaluation result of the evaluation device.
  • the present invention also includes a maintenance system for executing the maintenance method.
  • the maintenance system of the present invention includes the intrinsic defect and / or the extrinsic defect present in the solar cell evaluation device and the solar cell installed in the structure based on the evaluation result of the evaluation device. What is necessary is just to be provided with the replacement
  • the method for instructing the solar cell element replacement operator to replace the solar cell element is not particularly limited, and may be performed via a communication network.
  • the term “solar cell installed in a structure” means a solar cell already installed in a residential facility such as a house or apartment, or a commercial facility such as a shopping mall or office building. For example, in a solar cell manufacturing factory, solar cells that are being manufactured or have just been manufactured and that are not installed in a structure are excluded.
  • FIG. 5 is a functional block diagram schematically showing an example of the maintenance system according to the present embodiment.
  • the maintenance system 100 of the present invention includes an evaluation device 10 and a replacement instruction device 20.
  • the evaluation device 10 includes a current injection unit 11, a light emission detection unit 12, and a determination unit 13.
  • an evaluation device 110 (not shown) including the current injection unit 11, the light emission detection unit 12, the image generation unit 16, and the determination unit 13 may be used.
  • the exchange instruction device 20 is connected to the exchange operator's terminal 40 via the communication network 30.
  • the communication network 30 and / or the exchange operator's terminal 40 may be included in the maintenance system, or may use any external network or any terminal.
  • the current injection unit 11, the light emission detection unit 12, the image generation unit 16, and the determination unit 13 execute the current injection step, the light emission detection step, the image generation step, and the determination step, respectively.
  • the exchange instruction device 20 instructs the exchange operator of the solar cell element to exchange the solar cell element whose performance is lower than a predetermined value via a communication network.
  • a communication network For example, communication such as the Internet
  • An arithmetic device such as a computer connectable to a line can be used.
  • the determination unit 13 and the replacement instruction device 20 are described as separate devices, but it goes without saying that one computer can be used as the determination unit and the replacement instruction device.
  • the communication network 30 may be, for example, a dedicated line using a wire or a line such as the Internet. It is also possible to use a mobile phone line or a network using radio.
  • the exchange operator terminal 40 may be any terminal that can recognize the exchange instruction from the exchange instruction apparatus 20, and preferably includes a display unit (for example, a display such as a CRT or LCD) or an output unit (for example, a printer). It is suitable.
  • a display unit for example, a display such as a CRT or LCD
  • an output unit for example, a printer
  • FIG. 6 shows an example of a flow of the maintenance system according to the embodiment using the evaluation apparatus 10.
  • a site where a defect exists in the solar cell is identified based on the light emission intensity of the first region, and then, based on the light emission intensity of the second region for the identified site. , It is determined whether this defect is an intrinsic defect or an extrinsic defect.
  • the current injection unit 11 of the evaluation apparatus 10 performs a current injection process on the solar cell module to be maintained (step 1, hereinafter, step is described as “S”). To do).
  • the light emission detection part 12 in the evaluation apparatus 10 detects the light of the 1st area
  • the determination unit 13 determines whether the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold based on the detection result of the light emission detection unit 12 (S3).
  • the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold ("Y")
  • the process proceeds to S4.
  • the determination unit 13 determines that there is a defect in the portion where the light in the first region is generated, and proceeds to S5.
  • the determination unit 13 determines whether or not the light emission intensity of the second region is greater than or equal to the second threshold value for the part determined to have a defect.
  • the determination unit 13 determines in S5 that the emission intensity of the light in the second region is less than the second threshold ("N")
  • the process proceeds to S8.
  • the determination unit 13 determines that there is an extrinsic defect in this part, and transmits this result to the replacement instruction device 20, and proceeds to S9.
  • the exchange instruction device 20 informs the exchange operator's terminal 40 of the existence of the solar cell element having the extrinsic defect via the communication network 30 and requests to examine whether or not to exchange it. Then, the process ends.
  • FIG. 7 shows another example of the flow of the maintenance system according to the embodiment using the evaluation apparatus 10.
  • the defect in the solar cell is intrinsic by comparing the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region simultaneously with the first threshold value and the second threshold value, respectively. It is determined whether it is a defect or an extrinsic defect.
  • the current injection unit 11 of the evaluation device 10 performs a current injection process on the solar cell module to be maintained (S11).
  • the light emission detection part 12 in the evaluation apparatus 10 detects the light of the 1st area
  • the determination unit 13 has the light emission intensity of the first region equal to or lower than the first threshold and the light emission intensity of the second region equal to or higher than the second threshold. It is determined whether or not (S13).
  • S ⁇ b> 13 when the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold and the light emission intensity of the second region is equal to or higher than the second threshold (“Y”). , The process proceeds to S14.
  • the determination unit 13 determines that an intrinsic defect exists in the portion where the light in the first region and the second light are generated, and transmits the result to the replacement instruction device 20, and the process proceeds to S ⁇ b> 15.
  • the exchange instruction device 20 informs the exchange operator's terminal 40 of the existence of the solar cell element having the intrinsic defect via the communication network 30 and requests to consider whether or not to exchange it. Then, the process ends.
  • the process proceeds to S16. Transition.
  • the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is less than or equal to the first threshold and the light emission intensity of the second region is less than the second threshold based on the detection result of the light emission detection unit 12. It is determined whether or not there is.
  • S ⁇ b> 16 when the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is less than or equal to the first threshold and the light emission intensity of the second region is less than the second threshold (“Y”).
  • the determination unit 13 determines that an extrinsic defect exists in the portion where the light in the first region and the second light are generated, and transmits the result to the replacement instruction device 20, and the process proceeds to S ⁇ b> 18.
  • the exchange instructing device 20 informs the exchange operator's terminal 40 of the existence of the solar cell element having the extrinsic defect via the communication network 30, and requests to examine whether or not to exchange it. Then, the process ends.
  • the process is performed as it is.
  • the order of S13 to S15 and S16 to S18 is not particularly limited, and S13 to S15 may be performed after S16 to S18 are performed first. Further, S13 to S15 and S16 to S18 may be processed in parallel. In particular, the flow of processing S13 to S15 and S16 to S18 in parallel is more suitable for the case where the evaluation is performed more quickly than the flow of S1 to S9.
  • FIG. 8 shows an example of a flow of the maintenance system according to the embodiment using the evaluation apparatus 110.
  • a site where a defect exists in the solar cell is identified based on the light emission intensity of the first region, and then, based on the light emission intensity of the second region for the identified site. , It is determined whether this defect is an intrinsic defect or an extrinsic defect.
  • the current injection unit 11 of the evaluation device 110 performs a current injection process on the solar cell module to be maintained (S101).
  • the light emission detection part 12 in the evaluation apparatus 110 detects the light of the 1st area
  • the image generation unit 16 performs the first image of the light of the first region. , And second images of light in the second region are generated (S103).
  • the determination unit 13 determines whether the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold based on the first image and the second image generated by the image generation unit 16 ( S104). In S104, when the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold ("Y"), the process proceeds to S105. In S105, the determination unit 13 determines that there is a defect in the portion where the light in the first region is generated, and the process proceeds to S106. In S ⁇ b> 106, the determination unit 13 determines whether or not the light emission intensity of the second region is greater than or equal to the second threshold value for the part determined to have a defect.
  • the process proceeds to S107.
  • the determination unit 13 determines that an intrinsic defect exists in this part, transmits this result to the replacement instruction device 20, and proceeds to S108.
  • the exchange instruction device 20 informs the exchange operator's terminal 40 of the existence of the solar cell element having the intrinsic defect via the communication network 30 and requests to examine whether or not to exchange it. Then, the process ends.
  • the process proceeds to S109.
  • the determination unit 13 determines that an extrinsic defect exists in this part, transmits this result to the replacement instruction device 20, and proceeds to S110.
  • the exchange instructing device 20 informs the exchange operator's terminal 40 of the presence of the solar cell element having the extrinsic defect via the communication network 30 and requests to examine whether or not to exchange it. Then, the process ends.
  • FIG. 9 shows another example of the flow of the maintenance system according to the present embodiment using the evaluation apparatus 110.
  • the defects in the solar cell are intrinsic defects by comparing the light emission intensity of the first region and the light emission intensity of the second region simultaneously with the first threshold value and the second threshold value, respectively. Or an extrinsic defect.
  • the current injection unit 11 of the evaluation device 110 performs a current injection process on the solar cell module to be maintained (S111).
  • the light emission detection part 12 in the evaluation apparatus 110 detects the light of the 1st area
  • the image generation unit 16 performs the first image of the light of the first region. , And second images of light in the second region are generated (S113).
  • the determination unit 13 is based on the first image and the second image generated by the image generation unit 16, and the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold value, and the second region It is determined whether or not the emission intensity is equal to or higher than the second threshold (S114).
  • S ⁇ b> 114 when the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold and the light emission intensity of the second region is equal to or higher than the second threshold (“Y”). , The process proceeds to S115.
  • the determination unit 13 determines that an intrinsic defect exists in the portion where the light in the first region and the second light are generated, and transmits the result to the replacement instruction device 20, and proceeds to S116.
  • the exchange instruction device 20 informs the exchange operator's terminal 40 of the presence of the solar cell element having the intrinsic defect via the communication network 30, and requests to examine whether or not to exchange the solar cell element. Then, the process ends.
  • the process proceeds to S117. Transition.
  • the determination unit 13 is based on the first image and the second image generated by the image generation unit 16, and the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold, and the second region. It is determined whether or not the emission intensity is less than the second threshold value.
  • the determination unit 13 determines that the light emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold value and the light emission intensity of the second region is lower than the second threshold value (“Y”). , The process proceeds to S118.
  • the determination unit 13 determines that there is an extrinsic defect in the portion where the light in the first region and the second light are generated, and transmits the result to the replacement instruction device 20, and proceeds to S119.
  • the exchange instructing device 20 notifies the exchange operator's terminal 40 of the presence of the solar cell element having the extrinsic defect via the communication network 30, and requests to consider whether or not to exchange it. Then, the process ends.
  • the process is performed as it is.
  • the order of S114 to S116 and S117 to S119 is not particularly limited, and S114 to S116 may be performed after S117 to S119 are performed first. Further, S114 to S116 and S117 to S119 may be processed in parallel. In particular, the flow for processing S114 to S116 and S117 to S119 in parallel is more suitable for the case where the evaluation is performed more quickly than the flow of S101 to S110.
  • the solar cell maintenance method or maintenance system of the present invention it is possible to indicate which of the solar cell elements constituting the solar cell module has a reduced performance and / or reliability. Judgment can be made at a glance using characteristics as an index. For this reason, it is not necessary to replace the entire solar cell module, and it is possible to replace only the solar cell element having a reduced performance, which is extremely efficient. Therefore, the present invention can be used not only for product inspection when manufacturing a solar cell module, but also for a maintenance method that contributes to the popularization of solar cell modules. As described above, the present invention is very useful not only from an industrial utility but also from the viewpoint of the global environment.
  • the solar cell maintenance method or maintenance system of the present invention for example, in a state where there is no external light (for example, at night or in a dark room), light from the solar cell element is photographed with a CCD camera, and the photographing is performed. It is also possible to perform maintenance by comparing the density of the subsequent image with predetermined reference data (comparison processing by information processing using a computer or the like). In this case, for example, if the light emission intensity of the first region is reduced and there are portions where the light emission intensity of the second region is increased or decreased at a certain rate, the solar cell element is replaced. It can be determined that it is time.
  • the maintenance method and the maintenance system using some examples of the solar cell evaluation apparatus have been described.
  • the maintenance method and the maintenance system include various types of solar cells described in this specification.
  • a battery evaluation apparatus can be suitably used.
  • the evaluation device or the like includes a CPU (central processing unit) that executes instructions of a control program that realizes each function, a ROM (read only memory) that stores the program, and a RAM (random access memory) that expands the program. And a storage device (recording medium) such as a memory for storing the program and various data.
  • An object of the present invention is a recording medium in which a program code (execution format program, intermediate code program, source program) of a control program such as an evaluation apparatus that is software that realizes the above-described functions is recorded so as to be readable by a computer. This can also be achieved by supplying the evaluation device or the like and reading and executing the program code recorded on the recording medium by the computer (or CPU or MPU).
  • Examples of the recording medium include tapes such as magnetic tapes and cassette tapes, magnetic disks such as floppy (registered trademark) disks / hard disks, and disks including optical disks such as CD-ROM / MO / MD / DVD / CD-R.
  • Card system such as IC card, IC card (including memory card) / optical card, or semiconductor memory system such as mask ROM / EPROM / EEPROM / flash ROM.
  • the evaluation device or the like may be configured to be connectable to a communication network, and the program code may be supplied via the communication network.
  • the communication network is not particularly limited.
  • the Internet intranet, extranet, LAN, ISDN, VAN, CATV communication network, virtual private network, telephone line network, mobile communication network, satellite communication. A net or the like is available.
  • the transmission medium constituting the communication network is not particularly limited.
  • infrared rays such as IrDA and remote control, Bluetooth ( (Registered trademark), 802.11 wireless, HDR, mobile phone network, satellite line, terrestrial digital network, and the like can also be used.
  • the present invention can also be realized in the form of a computer data signal embedded in a carrier wave in which the program code is embodied by electronic transmission.
  • the solar cell evaluation method and evaluation device and the use thereof when direct current is injected into the solar cell element have been described.
  • the evaluation method and evaluation apparatus of a solar cell in the case of injecting a pulse current into a solar cell element, and its use will be described.
  • the pulse current By using the pulse current, it is possible to reduce noise caused by disturbing light detected in the light emission detection step using a known method.
  • the known method detects the disturbance light and the detection light (that is, the light in the first region or the light in the second region) synchronously, As shown in (b) of FIG. 10, the noise due to the disturbance light is canceled by adding the respective intensities.
  • a pulse current is injected into the solar cell element using a conventionally known pulse power source.
  • Transient light emission is observed by injecting a pulsed current into the solar cell element.
  • the light emission detection step the light in the first region and the light in the second region in the transient light emission are detected.
  • the charge trap density (first trap density) in the solar cell element is calculated based on the light emission intensity of the first region in the transient light emission.
  • a method for calculating such a trap density is known to those skilled in the art.
  • the charge trap density (second trap density) in the solar cell element is calculated based on the light emission intensity of the second region in the transient light emission.
  • a first image based on the first trap density and a second image based on the second trap density are generated.
  • the “image based on the emission intensity” generated in the image generation step is intended to be an image showing the charge trap density in the solar cell element.
  • the intrinsic defect and the extrinsic defect are separated using the first trap density in the first image and the second trap density in the second image as an index.
  • the determination step for example, (v) ⁇ a portion that is determined to have a defect when the first trap density is equal to or less than the third threshold, and (vi) ⁇ a portion that has been determined to have a defect in step (v).
  • the second trap density is greater than or equal to the fourth threshold value, it may be determined that the part is an intrinsic defect, and other parts may be determined as extrinsic defects.
  • step (vii) determines that the portion where the first trap density is equal to or lower than the third threshold and the second trap density is equal to or higher than the fourth threshold is an intrinsic defect. viii) A part where the first trap density is less than or equal to the third threshold and the second trap density is less than the fourth threshold may be determined as an extrinsic defect.
  • the order of the step (vii) and the step (viii) is not particularly limited. After the step (vii) is performed, the step (viii) may be performed or vice versa. Further, the steps (vii) and (viii) may be performed in parallel.
  • the “third threshold value” and the “fourth threshold value” in the above steps (v) to (viii) may be different or the same.
  • the “third threshold” in step (v) is the same as the “third threshold” in steps (vii) and (viii)
  • the “fourth threshold” in step (vi) and (vii) And the case where the “fourth threshold value” in step (viii) is the same.
  • the “threshold value” is, for example, specified in advance by using a conventionally known method in a site where an intrinsic defect and / or an extrinsic defect exists in the solar cell element, and the above-described first and The second trap density may be set by quantifying.
  • the “third threshold value” is the emission intensity of the transient light emission in the first region generated from the normal part of the solar cell element by injecting the pulse current into the solar cell element in the above-described current injection step.
  • a first trap density value based on, or 90%, 80%, 70%, 60%, 50%, 40%, 30%, 20%, or 10% of this first trap density. It may be a value.
  • the “fourth threshold value” is a transient in the second region generated from a site where an intrinsic defect of the solar cell element exists by injecting a pulse current into the solar cell element in the above-described current injection step.
  • the value of the second trap density based on the emission intensity of the light emission may be used, or a value slightly lower than the second trap density, for example, a value of about 90%, 80%, 70%, 60%, 50%. There may be.
  • the solar cell module manufacturing method includes such a solar cell evaluation method as one step.
  • the solar cell evaluation apparatus performs such a solar cell evaluation method, and the description of the ⁇ 2> column described above can be used for other descriptions.
  • the solar cell maintenance method uses a solar cell evaluation device, the solar cell maintenance system performs a solar cell maintenance method, and the other description is given in the section ⁇ 3> described above. Can be used.
  • the intrinsic defect and the extrinsic defect present in the solar cell element can be distinguished by spectroscopic analysis of light emission by electroluminescence via a specific electronic level.
  • This spectroscopic analysis can know the two-dimensional in-plane distribution of the physical mechanism caused by light emission by electroluminescence, so it can grasp the segregation status of specific impurities in addition to the discrimination between intrinsic defects and extrinsic defects. It can also be applied to other things.
  • this spectroscopic analysis can also analyze the function of each element in a solar cell module of a composite structure called a tandem type, in which a plurality of solar cell elements are provided.
  • the present invention includes the following aspects.
  • the solar cell evaluation device of the present invention further includes a first image based on the light emission intensity of the first region and a second light emission based on the light emission intensity of the second region detected by the light emission detection means.
  • the image generation means for generating the image of the first image is generated, and the determination means generates the light emission intensity of the first area in the first image and the light emission intensity of the second area in the second image generated by the image generation means. It is preferable to distinguish between intrinsic defects and extrinsic defects using the above as an index.
  • the current injection means injects an amount of current corresponding to the photocurrent density generated by light irradiation to the solar cell element.
  • the amount of current injected by the current injection means into the solar cell element is j1
  • the light emission detection means is light in the first region.
  • the light emission detecting means detects the light in the second region, where j1 is the amount of current injected by the current injection means to the solar cell element in order to detect the light in the second region in order to detect the light in the second region.
  • the light emission detection means includes a light detection means capable of simultaneously detecting the light in the first area and the light in the second area, and the light in the first area or the second area. It is preferable to detect the light using a band-pass filter that selectively passes either of the lights.
  • the light detection means preferably includes a CCD camera or an image intensifier.
  • the determination means determines that (i) a defect exists when the emission intensity of the first region is equal to or less than the first threshold, and (ii) a portion determined to have a defect.
  • the emission intensity of the second region is equal to or higher than the second threshold value, it is preferable that the part is determined to be an intrinsic defect, and other parts are determined to be extrinsic defects.
  • the solar cell element is composed of a silicon semiconductor as a main member.
  • the solar cell evaluation method of the present invention further includes a first image based on the light emission intensity of the first region detected in the light emission detection step, and a second image based on the light emission intensity of the second region.
  • An image generation step for generating the image of the first region, and the determination step includes the emission intensity of the first region in the first image and the emission of the second region in the second image generated in the image generation step.
  • the step is preferably a step of separating intrinsic defects and extrinsic defects using strength as an index.
  • the current injected in the current injection step is preferably a direct current.
  • the solar cell evaluation method of the present invention it is preferable to inject a current amount corresponding to the photocurrent density generated by light irradiation to the solar cell element in the current injection step.
  • the light detection means capable of simultaneously detecting the light in the first region and the light in the second region, and the light in the first region or the second region. It is preferable to detect using a band pass filter that selectively passes either one of the light.
  • the light detection means preferably includes a CCD camera or an image intensifier.
  • the determination step (i) it is determined that there is a defect when the emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold, and (ii) the defect in the step (i) above. If the emission intensity of the second region is greater than or equal to the second threshold for the part determined to be present, the part is determined to be an intrinsic defect, and the other part is determined to be an extrinsic defect. preferable.
  • a part where the emission intensity of the first region is equal to or lower than the first threshold and the emission intensity of the second region is equal to or higher than the second threshold Is determined to be an intrinsic defect, and (iv) a region where the emission intensity of the first region is less than or equal to the first threshold and the emission intensity of the second region is less than the second threshold is It is preferable to determine that it is a mechanical defect.
  • the solar cell element is preferably composed of a silicon semiconductor as a main member.
  • the solar cell maintenance method of the present invention includes a step in which the solar cell evaluation device of the present invention evaluates a defect of a solar cell installed in a structure, and a replacement instruction device is an evaluation result of the evaluation device. And a step of instructing a solar cell element replacement operator to replace the solar cell element having the intrinsic defect and / or the extrinsic defect.
  • the solar cell maintenance system of the present invention is based on the solar cell evaluation device of the present invention and the evaluation result of the evaluation device, and the intrinsic defects and / or the above-described solar cells installed in the structure. And a replacement instruction device for instructing a replacement operator of the solar cell element to replace the solar cell element having an extrinsic defect.
  • the manufacturing method of the solar cell module of the present invention is characterized by including the solar cell evaluation method of the present invention as one step.
  • the light generated when current was injected in the forward direction was analyzed for a solar cell module having a plurality of solar cell elements made of polycrystalline silicon semiconductor.
  • an InGaAs CCD camera manufactured by Xenics, product number XEVA-1.7 series was used to photograph this light.
  • light emission intensity (luminescence intensity) and spectral characteristics generated by injecting a current of 40 mA / cm 2 into the solar cell module were analyzed.
  • the result is shown in FIG.
  • the spectral characteristics were measured using a spectroscope (manufactured by JASCO Corporation, M50) according to the operation manual.
  • a broken line in FIG. 11A indicates a wavelength region (wavelength of 200 nm to 1200 nm) of light detected by using the Si CCD camera, and a one-dot chain line indicates light detected by using the InGaAs CCD camera.
  • the wavelength region (wavelength 800 nm to 1800 nm) is shown.
  • a bandpass filter that selectively transmits light in the wavelength region indicated by the black arrow in FIG. 11A (a bandpass filter with a wavelength of 1100 nm: BROAD BANDPASS FILTER (product number BBP-0910-1170C, manufactured by SPECTROGON)
  • BROAD BANDPASS FILTER product number BBP-0910-1170C, manufactured by SPECTROGON
  • the emission intensity and spectral characteristics of the light emitted when current was injected into the solar cell module were analyzed using an InGaAs CCD camera equipped with)).
  • it was possible to detect light having a strong emission intensity at a wavelength of 845 nm to 1205 nm by mounting an InGaAs CCD camera with a bandpass filter having a wavelength of 1100 nm.
  • FIG. 11 are diagrams showing characteristics of a bandpass filter having a wavelength of 1100 nm and a bandpass filter having a wavelength of 1500 nm, respectively.
  • a current of 400 mA was injected into the solar cell module for 20 milliseconds, and light emitted from the solar cell module was photographed for 3 seconds using an InGaAs CCD camera through a bandpass filter with a wavelength of 1100 nm. The result is shown in FIG.
  • a current of 1000 mA was injected into the solar cell module for 80 milliseconds, and light emitted from the solar cell module was photographed for 20 seconds using an InGaAs CCD camera as an integration time through a bandpass filter having a wavelength of 1500 nm.
  • the result is shown in FIG.
  • photographed in (a) and (b) of FIG. 12 corresponds.
  • FIGS. 12 (a) and 12 (b) when a current is injected into the solar cell module and light emission at a wavelength of 1100 nm or light emission at a wavelength of 1500 nm generated from the solar cell element is observed, It was found that white to black portions were present. In the figure, the light emission is stronger as the color becomes white, and the light emission is weaker as the color becomes black. The part where the solar cell elements are adjacent to each other is black without emitting light.
  • FIG. 12 Next, (a) and (b) of FIG. 12 were enlarged, and the relationship between this light emission and the defect of the solar cell was analyzed in detail.
  • (C), (e), and (g) of FIG. 12 are enlarged views of A, B, and C shown in (a) of FIG. 12, respectively, and (d), (f), ( h) is an enlarged view of A ′, B ′, and C ′ shown in FIG.
  • the white part (light emitting part) indicated by the white arrow is a normal part having neither an intrinsic defect nor an extrinsic defect. It was found that the black part indicated by the arrow and the white triangle (the part not emitting light) is a part where an intrinsic defect or an extrinsic defect exists.
  • the solar cell evaluation method for evaluating defects of the solar cell of the present invention includes not only evaluation of defects, quality inspection, and element material evaluation performed when manufacturing a solar cell module, but also, for example, installed It can also be used for regular maintenance of solar cell modules, and has a wide range of industrial applicability beyond mere inspection equipment.
  • Evaluation Device 11 Current Injection Unit (Current Injection Means) 12 Light emission detection unit (light emission detection means) 13 determination unit (determination device, determination means) 16 Image generation unit (image generation means) 20 Exchange instruction device 30 Communication network 100 Maintenance system 110 Evaluation device

Abstract

　簡便に、太陽電池の欠陥、特に内因的欠陥と外因的欠陥とを分別して評価することができる太陽電池の評価方法および評価装置ならびにその利用を提供する。本発明の太陽電池の評価装置は、太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価装置であって、上記太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入手段と、上記電流注入手段から注入された電流によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出手段と、上記発光検出手段で検出した光のうち、上記第１の領域の発光強度と第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定手段と、を備えているので、簡便に太陽電池の欠陥について評価することができる。

Description

[規則37.2に基づきISAが決定した発明の名称]　太陽電池の評価方法、評価装置、メンテナンス方法、メンテナンスシステム、および太陽電池モジュールの製造方法
　本発明は、簡便に太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価方法および評価装置ならびにその利用に関し、特に、太陽電池を構成する太陽電池素子に電流を注入し、その際に生じる発光特性を解析することによって、簡便に太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価方法および評価装置ならびにその利用に関するものである。
　地球環境を保全するために太陽エネルギーの利用が進み、一般のビルや家庭の屋根や壁にも太陽電池の敷設が進みつつある。このような太陽電池の中でも、大面積化に有利な半導体を用いた太陽電池がクリーンエネルギーを創成する最優先候補として開発と製造が急進展している。
　しかし、太陽電池の製造過程において、太陽電池に欠陥が発生することを回避することは難しく、高性能かつ高信頼性の太陽電池を効率よく製造する点で課題が存在する。また、いったん設置した太陽電池においても、その使用過程において欠陥が発生すると性能および信頼性は低下してしまう。
　従来、上述した太陽電池の欠陥を検出・評価する方法として、例えば、電子線やレーザビームを用い、誘起される電流や電圧を測定し少数キャリア拡散長ならびに欠陥（粒界粒内）を解析する方法、いわゆるＥＢＩＣ（Electron Beam Induced Current）やＬＢＩＣ（Laser Beam Induced Current）が広く用いられている。上述したＥＢＩＣやＬＢＩＣによれば、太陽電池の局所的な電気的活性度や少数キャリアの拡散長を測定することができ、太陽電池の変換効率や品質を評価することができる（非特許文献１）。また、太陽電池に対して、順方向にバイアスすることで発せられる熱の分布を赤外光強度により解析し短絡部の検出を行う装置が報告されている（非特許文献２）。さらに、基板裏面から強い光を照射し遺漏光を検出することにより基板クラックを検出する技術も報告されている（非特許文献３）。
　本発明者らも、太陽電池に対して順方向に電流を注入した場合、室温下の通常のキャリア注入条件においてもルミネセンスが観測されることを見出し、その発光像を解析することによって、太陽電池の欠陥を調べる技術を開発している（特許文献１）。
　ところで、上述した太陽電池における欠陥は、一般的に、内部要因に起因する欠陥（内因的欠陥）と外部要因に起因する欠陥（外因的欠陥）とに大きく分けられる。内因的欠陥とは、結晶欠陥、結晶転位、および結晶粒界等の太陽電池の物性に起因する欠陥であり、太陽電池の機能に影響を及ぼすが、太陽電池を構成する材料の信頼性にはあまり影響を及ぼさない。一方、外因的欠陥は、基板のクラック（マイクロクラック等）、電極の破断、電極の接触不良等の太陽電池の機械的な欠陥であり、太陽電池の信頼性および太陽電池を生産する際の生産歩留まりに悪影響を及ぼすので、信頼性の高い太陽電池を効率よく大量生産するための決定的な要因となる。
　このように、内因的欠陥は、太陽電池の性能を低下させるものであり、放置した場合でも太陽電池の発電効率が悪化するという問題はあるが、長期間の信頼性という面では影響が小さい。一方、外因的欠陥は、放置されると信頼性が徐々に低下し、最悪の場合、太陽電池が破損してしまうため、内因的欠陥に比べて悪影響が大きい。それゆえ、製造過程または使用過程において太陽電池に発生した欠陥に対して適切に対処するためには、生じた欠陥が内因的欠陥か外因的欠陥かを明確に分別して解析することが重要とある。しかし、上述した従来技術ではこのような欠陥の分別を行うことができない。
　そこで、本発明者らは、上記特許文献１の技術を改良して、太陽電池に対して順方向に直流電流を注入させるとともに、太陽電池を加熱し、加熱温度の変化に基づく発光特性を指標として内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する技術を開発した（特許文献２）。この技術によれば、内因的欠陥は温度変化に依存するので、温度を上昇させていくと、内因的欠陥が不鮮明になっていく一方、外因的欠陥は温度変化に依存しないので、高温領域において顕著に現れる。このようにして内因的欠陥と外因的欠陥とを分別することができる。
国際公開第２００６／０５９６１５号パンフレット（２００６年６月８日公開） 国際公開第２００７／１２９５８５号パンフレット（２００７年１１月１５日公開）
N. Sakitani, et al., "Evaluation of Recombination Velocity at Grain Boundaries in Poly-Si Solar Cells with Laser Beam Induced Current" Solid State Phenomena Vol. 93 (2003), pp.351-354 J. Isenberg, et al., "SPATIALLY RESOLVED IR-MEASUREMENT TECHNIQUES FOR SOLAR CELLS" Presented at the 19th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 7-11 June 2004, Paris E. Rueland, et al., "OPTICAL μ-CRACK DETECTION IN COMBINATION WITH STABILITY TESTING FOR IN-LINE-INSPECTION OF WAFERS AND CELLS" 20th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 6-10 June 2005, Barcelona, Spain
　上述したように、特許文献２に開示の技術によれば内因的欠陥と外因的欠陥とを分別することができる。しかしながら、太陽電池の市場規模が拡大し製造量が急拡大しているなか、新たな太陽電池の評価技術の開発が求められている。
　本発明は、上記の問題点に鑑みてなされたものであり、その目的は、簡便に、太陽電池の欠陥、特に内因的欠陥と外因的欠陥とを分別して評価することができる太陽電池の評価方法および評価装置ならびにその利用を提供することにある。
　本発明者らは、太陽電池に対して順方向へ電流を注入した場合に、太陽電池の内因的欠陥部位と外因的欠陥部位とにおいて、エレクトロルミネッセンスによる発光特性が異なることを見出し、かかる新規知見に基づき、本発明を完成させるに至った。本発明は、以下の発明を包含する。
　本発明の太陽電池の評価方法は、太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価方法であって、上記太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入工程と、上記電流注入工程によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出工程と、上記発光検出工程で検出した第１の領域の光の発光強度と第２の領域の光の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定工程と、を含んでいることを特徴としている。
　本発明の太陽電池の評価装置は、太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価装置であって、上記太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入手段と、上記電流注入手段から注入された電流によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出手段と、上記発光検出手段で検出した光のうち、上記第１の領域の発光強度と第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定手段と、を備えていることを特徴としている。
　本発明に係る太陽電池の評価方法または評価装置によれば、簡便に、太陽電池の欠陥、特に太陽電池の物性に起因する内因的欠陥と機械的な欠陥である外因的欠陥とを分別して評価することができるという効果を奏する。これにより、例えば、太陽電池における欠陥の種類および／または量を評価することができる。また、エレクトロルミネセンス法を用いているので、大型の設備が不要となり、製品状態（製造工場で完成した状態、または構造物に設置された状態）で欠陥について簡便に評価を行うこともできる。
　また、本発明の太陽電池のメンテナンス方法またはメンテナンスシステムによれば、大型の装置を用いる必要はなく、容易に太陽電池の品質評価を行うことができるので、構造物に設置済みの太陽電池モジュールであっても定期的にメンテナンスを行うことが可能である。このため、太陽電池モジュールの品質を一定のレベルに維持することができるという効果を奏する。
　また、本発明の太陽電池モジュールの製造方法によれば、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別して検出することが可能となり、重大な欠陥部分のみの修復または交換が可能となる。このため、効率的に太陽電池モジュールを製造することができるという効果を奏する。
太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する様子を模式的に示す図である。 本実施形態に係る太陽電池の評価装置の一例を模式的に示す図である。 本実施形態に係る太陽電池の評価装置の一例を模式的に示した機能ブロック図を示す図である。 本実施形態に係る太陽電池の評価装置のさらなる一例を模式的に示した機能ブロック図を示す図である。 本実施形態に係るメンテナンスシステムの一例を模式的に示した機能ブロック図を示す図である。 本実施形態に係るメンテナンスシステムのフローの一例を示す図である。 本実施形態に係るメンテナンスシステムのフローの他の一例を示す図である。 本実施形態に係るメンテナンスシステムのフローのさらに他の一例を示す図である。 本実施形態に係るメンテナンスシステムのフローのさらに他の一例を示す図である。 パルス電流を用いた場合における、発光検出工程にて検出される擾乱光に起因するノイズを低減するために用いられる方法を説明する図である。 （ａ）は、太陽電池モジュールに電流を注入することによって生じた光の発光強度（luminescence intensity）と波長との関係を示す図であり、（ｂ）および（ｃ）は、それぞれ波長１１００ｎｍのバンドパスフィルタおよび波長１５００ｎｍのバンドパスフィルタの特性を示す図である。 太陽電池モジュールから生じた光の発光の様子を撮影した画像を示す図であり、（ａ）および（ｂ）は、それぞれ太陽電池モジュールから生じた１１００ｎｍの光および１５００ｎｍの光の発光の様子を撮影した画像を示す図であり、（ｃ），（ｅ），および（ｇ）は、それぞれ（ａ）に示されたＡ，Ｂ，Ｃの拡大図であり、（ｄ），（ｆ），および（ｈ）は、それぞれ（ｂ）に示されたＡ’，Ｂ’，Ｃ’の拡大図である。
　本発明者らは、以前より太陽電池の性能評価について研究を行っており、特にエレクトロルミネッセンスと太陽電池の性能との関連性に独自に着目し、これまでにない画期的な太陽電池の評価技術を開発してきた（上述した特許文献１，２）。今回、本発明者らは、太陽電池素子に直流電流を印加したところ、波長１１００ｎｍ近傍と波長１５００ｎｍ近傍という２つの波長が異なる領域において、エレクトロルミネッセンスによる光が生じていることを見出した。太陽電池へ電流を注入した場合のエレクトロルミネッセンス現象においては、短波長側（１１００ｎｍ近傍）の光の発光強度が長波長側（１５００ｎｍ近傍）の発光強度に比べて強い。
　本発明者らは、上記２つの波長の異なる光の意義について検討した。従来、シリコン結晶のdeep levelからの発光に関して、フォトルミネッセンスの研究が報告されている（例えば、Michio TAJIMA and Yoshiaki MATSUSHITA JAPANESE JOURNAL OF APPLIED PHYSICS VOL. 22, NO. 9, SEPTEMBER, pp. L589-L591 (1983) ）。本文献によれば、単結晶Ｓｉの転位に関しての発光が０．８～０．９ｅＶあたりに生じる旨が報告されている。
　本発明者らは、今回見出した波長１５００ｎｍ近傍のエレクトロルミネッセンスによる発光は、このフォトルミネッセンスの発光現象と関連するのではないかと独自に推論をたて、さらに検討を行った。その結果、エレクトロルミネッセンスにおける波長１１００ｎｍ近傍の発光は太陽電池のバンド間遷移に起因する光である一方、波長１５００ｎｍ近傍の光は太陽電池素子の内因的欠陥（特に結晶状態の転位や不純物との複合体等）から生じる発光であると、二次元画像上の発光の変化と欠陥の分布とを一致させることによって結論付けるに至った。
　本発明者らは、この画期的な新規知見を２次元イメージングによる欠陥分別に応用することによって本発明を完成させた。かかる現象の発見、メカニズムの推測および考察、ならびにこのような応用は、本発明者らであればこそできたことであり、一般的な当業者には到達できるものではない。なお、上記本発明の完成に至る経緯については、本発明の理解の一助とすべく記載したに過ぎず、本発明を限定して解釈するために使用してはならないことを念のため付言しておく。
　以下、本発明の一実施形態について以下に詳細に説明する。
　＜１．太陽電池の評価方法＞
　本発明の太陽電池の評価方法は、太陽電池の欠陥について評価を行うものであって、太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入工程と、電流注入工程によって太陽電池素子から生じる光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出工程と、発光検出工程で検出した第１の領域の光の発光強度と第２の領域の光の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定工程と、を含んでいればよい。
　ここで本明細書中、「太陽電池の欠陥について評価を行う」とは、太陽電池（例えば、太陽電池モジュール又は太陽電池パネル、もしくは太陽電池素子そのものを含む。以下、全て同じ。）に存在する欠陥を検出すること、太陽電池に欠陥が存在しているか否かを判定すること、ならびに太陽電池の欠陥の量および／または種類を評価することを包含する意である。
　「太陽電池の欠陥の量を評価する」は、太陽電池の欠陥の絶対数を求めること、および太陽電池の欠陥の量が所定の量と比べて多いか、または少ないかを判定することを包含する。
　「太陽電池の欠陥の種類を評価する」は、太陽電池の欠陥がどのような種類のものであるか特定することを意図する。具体的には、欠陥が内因的欠陥であるか外因的欠陥であるかを特定・分別することを包含する。
　文言「太陽電池素子」とは、光導電効果および／または光起電力効果によって、光を受けて電流を発生させる最小構成単位の意であり、例えば、１０ｃｍ×１０ｃｍ角～１５ｃｍ×１５ｃｍ角のものが挙げられる。また、「太陽電池モジュール」とは、この太陽電池素子が複数連結されて構成されているものをいい、例えば、上記太陽電池素子を１０～５０枚程度連結した、０．５ｍ×０．５ｍ角～１．０ｍ×１．０ｍ角程度のものを挙げることができる。なお、本明細書では「太陽電池モジュール」の中には、モジュールの集合体である「太陽電池パネル」を含む。また、単に「太陽電池」と称した場合は、太陽電池素子，太陽電池モジュール，または太陽電池パネルのいずれか、あるいはその全てを表すものとする。
　以下、本発明に係る方法の各工程について詳細に説明する。なお、これら工程以外の具体的な工程、材料、条件、ならびに使用する機器および装置等は特に限定されるものではなく、従来公知の方法等を好適に利用可能であり、何ら限定されるものではない。
　＜１－１．電流注入工程＞
　電流注入工程は、太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する工程であればよい。注入される電流は、直流電流であってもよいし、パルス電流であってもよい。以下では直流電流を注入する場合の本発明の太陽電池の評価方法について説明する。
　電流注入工程において、「順方向に直流電流を注入」とは、図１に示すように、いわゆる太陽電池素子に対して順方向に直流電流を注入するためにバイアスをかけることである。太陽電池素子のｐｎ接合のｐ型領域側に正（＋）、ｎ型領域側に負（－）の極性の外部電圧を印加することによって、順方向に直流電流を注入することになる。これによって、太陽電池素子からエレクトロルミネッセンスによる光が放射される。
　本工程において、太陽電池素子に対して電流を注入するための装置としては、従来公知の電源等を好適に利用することができ、特に限定されるものではない。例えば、一般的な定電流源を用いることができる、直流電流を注入するための装置として従来公知の直流電源を用いればよい。
　＜１－２．発光検出工程＞
　発光検出工程は、電流注入工程によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する工程であればよく、その具体的な方法等は特に限定されるものではなく、従来公知の技術を好適に用いることができる。
　本工程においては、太陽電池素子からの光（例えば、波長８００ｎｍ～１８００ｎｍ近傍の光）を検出できる従来公知の光検出手段を用いることができ、その具体的な構成等は特に限定されるものではない。
　光検出手段としては、例えば、ＣＣＤカメラおよびイメージインテンシファイアー等の光検出器を用いることができる。ＣＣＤカメラとしては、例えばＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラ（Ｘｅｎｉｃｓ社製、品番ＸＥＶＡ－１．７シリーズ、浜松ホトニクス株式会社製、品番Ｃ８２５０－２０）およびＳｉ　ＣＣＤカメラ（浜松ホトニクス株式会社製、品番Ｃ９２９９－０２）等が挙げられる。Ｓｉ　ＣＣＤカメラは、２００ｎｍ～１２００ｎｍの波長領域の光を検出することができる。一方、ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラは、８００ｎｍ～１８００ｎｍの波長領域の光を包括的に検出することができるため、より好ましい。
　イメージインテンシファイアーとしては、例えば、３６０ｎｍ～１１００ｎｍの波長領域の光を検出することができる浜松ホトニクス株式会社製のイメージインテンシファイアー（品番Ｖ８０７１Ｕ－７６）が挙げられる。
　このようなＣＣＤカメラおよびイメージインテンシファイアー等の光検出器を用いて光を検出した場合、太陽電池における発光の様子を画像として観察することができる。つまり、太陽電池における発光の面内分布を二次元的に一括測定でき、太陽電池の欠陥を簡便かつ迅速に評価することができる。
　本工程においては、第１の領域の光と第２の領域の光とを、１つの光検出手段を用いて検出することが好ましい。これによれば、光検出手段の交換やそれに伴う位置調節が不要になるので、本工程をより簡便に行うことができる。この場合には、例えばＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラを使用することが可能である。なお、第１の領域の光と第２の領域の光とを、別々の光検出手段を用いて検出してもよい。この場合、例えば、Ｓｉ　ＣＣＤカメラとＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラとを併用することができるし、イメージインテンシファイアー（浜松ホトニクス株式会社製、品番Ｖ８０７１Ｕ－７６）とＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラとを併用することもできる。さらにこれらの３種の光検出器を組み合わせることもできる。
　上述したようにＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラ等の１つの光検出手段で８００ｎｍ～１８００ｎｍの波長領域、すなわち、第１の領域の光と第２の領域の光とを同時に検出する場合は、これらの光をそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタを使用することが好ましい。これにより、第１の領域の光と第２の領域の光とを別々に効率的に検出することができる。つまり、本工程では、第１の領域の光および第２の領域の光を同時に検出可能な光検出手段と、第１の領域の光または第２の領域の光のどちらかをそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタとを用いて検出することが好ましいといえる。
　各バンドパスフィルタは、太陽電池素子から生じた光が光検出手段に到達するまでにバンドパスフィルタを通過するように、太陽電池と検出手段との間に配置されていればよく、例えば光検出手段のレンズ部分に装備されていてもよい。第１の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタとしては、例えばＢＲＯＡＤ　ＢＡＮＤＰＡＳＳ　ＦＩＬＴＥＲ（ＳＰＥＣＴＲＯＧＯＮ社製、品番ＢＢＰ-０９１０-１１７０Ｃ）が挙げられ、第２の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタとしては、例えばＢＲＯＡＤ　ＢＡＮＤＰＡＳＳ　ＦＩＬＴＥＲ（ＳＰＥＣＴＲＯＧＯＮ社製、品番ＢＢＰ-１３５０－１６００Ｃ）が挙げられる。
　このように、太陽電池素子から生じた光の波長領域および発光強度が欠陥の種類により異なることから、波長の通過域が異なる異種バンドパスフィルタを用いて各波長の光の検出し、その発光強度に基づいて比較解析することによって、欠陥について簡便かつ迅速に評価することができる。
　なお、後述する実施例に示すように、第１の領域の光の検出感度は、第２の領域の光の検出感度よりも優れているため、第１の領域の光の画像を取得する場合は、第２の領域の光の画像を取得するよりも電流印加および画像撮影時間を短時間にすることができる。このため、本発明の太陽電池の評価方法では、第１の領域の光を検出するために、電流注入工程において太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ１とし、発光検出工程において第１の領域の光を検出する時間をｔ１とし、第２の領域の光を検出するために、電流注入工程において太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ２として、発光検出工程において第２の領域の光を検出する時間をｔ２すると、ｊ１＜ｊ２、および/または、ｔ１＜ｔ２の関係が満足されることが好ましい。
　＜１－３．判定工程＞
　判定工程は、発光検出工程で検出した第１の領域の光の発光強度と第２の領域の光の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する工程であればよい。
　判定工程では、例えば第１の領域の光の発光強度と第２の領域の光の発光強度とをそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と比較し、その結果を対比する等の処理を行う。対比の方法は、特に限定されず、例えば、従来公知の方法を用いて第１の領域の発光の画像および第２の領域の発光の画像をそれぞれ取得し、第１の領域の発光の画像において、第１の領域の光の発光強度を第１の閾値と比較し、第２の領域の発光を示す画像において、第２の領域の光の発光強度を第２の閾値と比較し、その結果を対比する方法や、その他コントロール用の画像を予め作成しておき、これと比較する方法等を挙げることができる。これらの場合には、第１，第２の領域の発光の画像を別々に対比してもよいし、または重ね合わせて対比してもよい。
　もちろん、画像を使わず、これら２種類の光の発光強度を数値化し、それぞれ第１および第２の閾値と同時に比較して、その結果を対比してもよい。発光強度を数値化する方法としては、例えば、光検出手段により検出した光の発光強度のデジタル化に基づく数値化が挙げられる。例えば、発光検出工程において上述したＣＣＤカメラおよびイメージインテンシファイアー等の発光検出手段を用いることによって、太陽電池素子から生じた光の発光強度をデジタル化することができる。このように発光強度を数値化した場合は、判定工程を厳密に行うことができる。
　つまり、判定工程では、例えば(i) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、(ii) 上記(i)工程において欠陥が存在すると判断した部位について、第２の領域の発光強度が第２の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断してもよい。これによれば、まず、第１の領域の発光強度に基づき欠陥が存在する部位を検出した後、第２の領域の発光強度に基づき検出された欠陥が内因的欠陥であるか、または外因的欠陥であるかを分別することができる。
　このように欠陥を順次判定する工程は、例えば、第１の領域の発光強度および第２の領域の発光強度に関する全データを取得後コンピュータ等で処理する場合に、この全データに基づいて太陽電池素子の部位ごとに欠陥について評価を行うときに実施することができる。
　また、判定工程では、(iii) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、(iv) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断してもよい。(iii)工程および(iv)工程の順番は特に限定されず、まず(iii)工程を実施した後に、(iv)工程を実施してもよいし、その反対であってもよい。また、(iii)工程および(iv)工程を並列に実施してもよい。特に(iii)工程および(iv)工程を並列に実施することによって、上記(i)工程および(ii)工程を実施する場合と比べてより迅速に太陽電池の欠陥について評価を行うことができる。
　上記(i)工程～(iv)工程における「第１の閾値」および「第２の閾値」は、それぞれ異なっていてもよいし、同一であってもよい。例えば、(i)工程の「第１の閾値」と(iii)および(iv)工程における第１の領域の発光強度の比較用の「第１の閾値」とが同じであり、(ii)工程の「第２の閾値」と(iii)および(iv)工程における第２の領域の発光強度の比較用の「第２の閾値」とが同じである場合を挙げることができる。
　また、「第１の閾値」および「第２の閾値」は、欠陥を判定するための値であるともいえ、適宜設定可能であり、所望の太陽電池素子の性能や、歩留まり等を考慮して使用者が任意に設定することができる。第１の閾値を低く設定した場合、歩留まりを向上させることができ、第１の閾値を高く設定した場合、品質のより優れた太陽電池素子を得ることができる。第２の閾値を高く設定した場合、歩留まりを向上させることができ、第２の閾値を低く設定した場合、品質のより優れた太陽電池素子を得ることができる。例えば、予め従来公知の方法を用いて太陽電池素子中の内因的欠陥および／または外因的欠陥が存在している部位を特定し、これらの部位からの第１の領域の光の発光強度または第２の領域の光の発光強度を数値化することによって、閾値を設定してもよい。いわゆるコントロールとしての値である。このような閾値は、評価対象の太陽電池に基づいて設定してもよいし、または他の別の太陽電池に基づいて予め設定しておいてもよい。
　例えば、「第１の閾値」は、太陽電池素子に対して上述の電流注入工程において電流を注入することによって太陽電池素子の正常な部位から生じた第１の領域の光の発光強度の値であってもよいし、この太陽電池素子の正常な部位から生じた第１の領域の光の発光強度の９０％、８０％、７０％、６０％、５０％、４０％、３０％、２０％、または１０％の値であってもよい。第１の閾値を太陽電池素子の正常な部位から生じた発光強度に近く設定すれば、軽度の欠陥も検出できる。一方、第１の閾値を太陽電池素子の正常な部位から生じた発光強度に比べて低く設定するほど、より重度の欠陥を検出できる。なお、「正常な部位」とは、内因的欠陥も外因的欠陥も存在しない太陽電池の部位が意図される。なお、閾値は予め測定して定めておくことが好ましい。
　同様に、「第２の閾値」は、太陽電池素子に対して上述の電流注入工程において電流を注入することによって太陽電池素子の内因的欠陥が存在する部位から生じた第２の領域の光の発光強度であってもよいし、この内因的欠陥が存在する部位から生じた第２の領域の光の発光強度より若干低い値、例えば９０％、８０％、７０％、６０％、５０％程度の値であってもよい。
　「発光強度」とは、所定の波長領域における光の強度のことをいい、例えば、所定の領域における発光スペクトルのピーク値または積分値であってもよい。従来公知の方法を用いて、太陽電池から生じた光の発光スペクトルを作成し、第１の領域および第２の領域におけるピーク値または積分値を求めることによって、それらの発光強度を得ることができる。
　このように、本判定工程は、測定した発光強度と基準値とを比較して判定する工程であればよく、その具体的な方法としては従来公知の技術を好適に用いることができる。
　なお、上記説明では、太陽電池の欠陥を、発光強度を数値化することによって定量的に評価したが、例えば発光強度の強弱のみに基づき、定性的に評価してもよいことはいうまもない。この場合でも上述した方法を適宜援用して行うことができる。
　＜１－４．画像生成工程＞
　また、本発明の太陽電池の評価方法は、さらに、画像生成工程を含んでいてもよい。画像生成工程は、発光検出工程において検出された、第１の領域の光の発光強度に基づく第１の画像、および第２の領域の光の発光強度に基づく第２の画像を生成する工程であればよい。本工程では、上述したように、太陽電池からの発光の様子を画像として取得することができるＣＣＤカメラおよびイメージインテンシファイアー等の光検出器を用いればよい。このような光検出器を用いれば、検出した光の発光強度をデジタル化によって数値化することができる。光検出器は、太陽電池素子からの発光を発光検出工程において検出するために用いることができ、さらに検出した発光の画像を画像生成工程において生成するために用いることができる。
　「発光強度に基づく画像」は、太陽電池素子における光の発光強度の分布を示す画像が意図される。例えば、太陽電池素子における発光強度の２次元面内分布を挙げることができる。このような画像を用いれば、太陽電池素子のどの部分からどの程度の発光強度の発光が生じたのかを知ることができる。
　また、画像生成工程は、上述の画像を少なくともデータとして生成することを含んでいればよいが、さらに生成した画像をディスプレイ等の表示部に表示することを含んでいてもよい。画像をディスプレイに表示すれば、後述する判定工程を目視にて行うことができる。
　本発明の太陽電池の評価方法が、画像生成工程を含んでいる場合、判定工程は、画像生成工程において生成された、第１の画像における第１の領域の光の発光強度と、第２の画像における第２の領域の光の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する工程であればよい。
　このような判定工程では、例えば第１の画像における第１の領域の光の発光強度と第２の画像における第２の領域の光の発光強度とをそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と比較し、その結果を対比する等の処理を行う。対比の方法は、特に限定されず、例えば、第１の画像における第１の領域の光の発光強度を第１の閾値と比較し、第２の画像における第２の領域の光の発光強度を第２の閾値と比較し、その結果を対比する方法や、その他コントロール用の画像を予め作成しておき、これと比較する方法等を挙げることができる。なお、この場合の判定工程に関する他の説明は、上述の＜１－３＞欄の説明を援用することとし、省略する。
　＜１－５．実動作条件下での評価＞
　上述したエレクトロルミネッセンスによる発光の分光解析に基づく太陽電池素子の欠陥の分別は、全ての種類の太陽電池素子に応用することができる。すなわち、本発明の太陽電池の評価方法は、結晶性または非結晶性の太陽電池素子、化合物半導体太陽電池素子、色素増感太陽電池素子、または有機太陽電池素子等の任意の太陽電池素子に対して適用することができる。例えば、本発明の太陽電池の評価方法によって評価される対象の太陽電池素子としては、従来公知の半導体材料を主要構成成分とする太陽電池素子であればよく、特に限定されるものではないが、好適にはシリコン半導体を主要構成部材として備えるものが好ましい。また、上記太陽電池素子に用いられるシリコン半導体は、単結晶、多結晶、またはアモルファスのシリコン半導体であることが好ましい。本明細書において「主要構成部材として備える」とは、シリコン半導体を主要な構成部材として備えていれば、その他にどのような部材、部品が設けられていてもよいという意である。
　なかでも特に、多結晶のシリコン半導体を主要構成部材として備える太陽電池素子であることが好ましい。多結晶のシリコン半導体を主要構成部材として用いて太陽電池素子を作製した場合、均一な面内分布を得ることが困難であるため、本発明の評価方法を用いた品質評価および性能チェックが非常に重要なものとなる。
　また、後述する実施例に示すように、単結晶および／または多結晶のシリコン半導体を主要構成部材とする太陽電池素子に対して順方向に電流を注入すると、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍ、好ましくは波長９００ｎｍ～１２５０ｎｍ、より好ましくは波長１１００ｎｍ～１２００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍ、好ましくは波長１５００ｎｍ～１７００ｎｍ、より好ましくは波長１５５０ｎｍ～１６５０ｎｍの第２の領域の光を強く発する。第１の領域の光のピークは波長１１５０ｎｍであり、第２の領域の光のピークは波長１６００ｎｍである。
　また、上記電流注入工程において、注入する電流密度は、上記太陽電池素子の作動電流と略同じ密度であることが好ましい。ここで「太陽電池素子の作動電流」とは、評価対象の太陽電池素子に太陽光を照射した際に、実際に光電変換により発生する電流のことの意である。
　具体的には、より発光強度の大きい第１の領域の光を発生させるためには、注入する電流密度は、例えば特に限定されないが、５～１０００ｍＡ／ｃｍ２であればよく、より具体的には５０～８００ｍＡ／ｃｍ２であり、さらに具体的には１００～５００ｍＡ／ｃｍ２である。また、より発光強度の大きい第２の領域の光を発生させるためには、注入する電流密度は、例えば特に限定されないが、１０～３０００ｍＡ／ｃｍ２であればよく、より具体的には１００～２０００ｍＡ／ｃｍ２であり、さらに具体的には５００～１５００ｍＡ／ｃｍ２である。注入する電流密度は、これらの値に限定されるものではなく、各種太陽電池素子の材料および組成に応じて、適宜変更可能であることはいうまでもない。なお、上記数値範囲外であっても本発明の作用効果を奏することができる合理的な数値範囲は本発明の技術的範囲に含まれる。
　このように、実動作条件下での評価を行うことによって太陽電池の光電変換性能および／または信頼性を、より一層正確に評価することができる。ただし、本発明の太陽電池の評価方法を行う条件は、このような実動作条件に限定されず、カメラの性能、露光時間および欠陥の量の関係に従って異なり、当業者は最適な条件を適宜設定することができる。例えば、現在の技術レベルでの産業上の利用条件(発光強度と測定時間（コスト）とのバランス))を考慮して、最適な条件を設定してもよい。より具体的には、欠陥が検出しにくい場合（欠陥が少ない場合、および欠陥が微細である場合等）には、印加する電流の量を増加して測定すればよい。
　なお、本発明の太陽電池の評価方法では、太陽電池モジュールが多数の太陽電池素子が直列に連結されて構成されている場合を想定して説明しているが、仮に、太陽電池モジュールが多数の太陽電池素子が並列に連結されて構成されている場合であっても、太陽電池素子が直列にて連結されている領域ごとに評価を行うことが可能である。
　以上のように、本発明の太陽電池の評価方法によれば、従来の太陽電池の評価方法に比べて、大がかりな設備を要することなく、簡便かつ正確に、太陽電池における欠陥を検出することができ、その欠陥を内因的欠陥および外因的欠陥に分別することができる。具体的には、本発明の太陽電池の評価方法は、順方向への電流の注入に基づくエレクトロルミネセンス法を用いているため、従来の技術に比べて、例えば、(i) 簡便かつ正確に、太陽電池における欠陥の種類および量を評価することができる、(ii) 大型の設備が不要なため、製品状態（製造工場で完成した状態、または構造物に設置された状態）で欠陥について評価を行うことができる、(iii) 太陽電池の物性に起因する内因的欠陥を分別することができるため、太陽電池の基板中に含まれる不純物または関連した物性を評価することができる、(iv) シリコン結晶が用いられた薄膜の太陽電池のみならず、他の材料が用いられた太陽電池の欠陥について評価を行うことができる、ならびに(v) 走査プローブ（電子線、レーザ）が不要であり、簡便な測定を行い得る等の、特有の効果を奏する。
　また、本発明の太陽電池の評価方法によれば、太陽電池素子が直列に複数連結して構成されている太陽電池モジュールの場合、１度の電流注入にて太陽電池モジュール全体の欠陥について評価を行うことができる。すなわち、１度の電流注入を実行すれば、太陽電池モジュールを構成する全太陽電池素子に電流が流通することになるため、全太陽電池素子が発光する。この場合、本発明において、光の面内分布を瞬時に一括して測定することも可能である。具体的には、例えば、上記のようにＣＣＤカメラ等を用いて光の面内分布を二次元的に一括して測定することができるし、または一次元ラインスキャナを用いて、光の面内分布を一括して測定することができるが、これらに限定されるものではない。すなわち、大型の発光検出手段または一次元走査を実施することができるラインスキャナを用いて、太陽電池モジュール全体の光を１度に検出すれば、太陽電池モジュールのどの位置の太陽電池素子に欠陥が存在しているかを一目瞭然的に判断することができる。さらに、この欠陥が内因的欠陥であるか、または外因的欠陥であるかを分別することができる。また、太陽電池モジュールを一括して測定した場合、カメラ等のズーム操作により、モジュール全体から太陽電池素子の一部まで連続して、観察し解析することができる。
　以上のように、本発明の太陽電池の評価方法を用いることによって、太陽電池モジュールの欠陥について極めて簡便に評価できる。勿論、太陽電池素子１つのみの欠陥について評価を行うことも可能である。評価対象となる太陽電池素子または太陽電池モジュールの大きさは、特に限定されず、種々の大きさのものを用いることができる。
　また、本発明の太陽電池の評価方法を太陽電池モジュールの製造工程に適用することができる。これによれば、太陽電池モジュールの製造工程において、太陽電池モジュールからの第１の領域の光の発光強度および第２の領域の光の発光強度を常時モニタリングすることによって、内因的欠陥および外因的欠陥を検出することが可能となる。このため、欠陥部分のみの修復または交換が可能となる。
　このように、太陽電池モジュールの製造方法が、上記太陽電池の評価方法を一工程として含んでいることによって、自動的に全数検査を行うことができ、欠陥のない太陽電池モジュールを提供することが可能となる。
　＜２．太陽電池の評価装置＞
　本発明の太陽電池の評価装置は、太陽電池の欠陥について評価を行うものであって、太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入部（電流注入手段）と、電流注入手段から注入された電流によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出部（発光検出手段）と、発光検出手段で検出した光のうち、第１の領域の発光強度と第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定部（判定手段）と、を備えていればよく、その他の具体的な構成、大きさ、形状等の条件は特に限定されるものではない。
　以下、上記各部材（各手段）について詳細に説明する。なお、本発明の太陽電池の評価装置は、本発明の太陽電池の評価方法を実行するものであるため、各部材の説明については、上記評価方法における各工程の説明を援用することとし、重複する部分は省略する。
　＜２－１．電流注入部＞
　電流注入部は、太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入するものであればよく、その具体的な構成等は特に限定されるものではない。すなわち、本電流注入部は、上記＜１－１＞欄にて説明した「電流注入工程」を実行するものであればよいといえる。例えば、従来公知の定電流源や定電圧源等を用いることができ、直流電流を注入する場合、電流注入部として従来公知の直流電源を用いればよい。なお、以下では直流電流を注入する場合の本発明の太陽電池の評価装置について説明する。
　また、本電流注入部は、太陽電池素子の作動電流と略同じ密度の電流を注入することが好ましい。特に、本電流注入部は、より発光強度の大きい第１の領域の光および第２の領域の光を発生させるために、上記＜１－５＞欄にて説明した範囲の密度の電流を注入してもよい。
　＜２－２．発光検出部＞
　発光検出部は、電流注入部により電流が注入されることによって生じる光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出するものであればよく、その具体的な構成等は特に限定されるものではない。すなわち、本発光検出部は、上記＜１－２＞欄にて説明した「発光検出工程」を実行するものであればよい。例えば、上述したＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラまたはイメージインテンシファイアー等の従来公知の光検出器を好適に用いることができる。
　また、発光検出手段は、第１の領域の光および第２の領域の光を同時に検出可能な検出手段と、第１の領域の光または第２の領域の光のどちらかをそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタとを用いて検出するものであることが好ましい。
　この場合に、各バンドパスフィルタは、太陽電池素子から生じた発光が発光検出部に到達するまでに、これらのバンドパスフィルタを通過するように、太陽電池と発光検出部との間に配置されていればよく、例えば光検出部のレンズ部分に装備されていてもよい。
　特に、第１の領域の光および第２の領域の光を別々に検出するために、各バンドパスフィルタは太陽電池と発光検出部との間に移動可能に配置されていることが好ましい。ここで、「移動可能に」は、これらのバンドパスフィルタを、太陽電池素子から生じた発光が発光検出部に到達する経路から移動させたり、この経路へ移動させたりできることであり、例えば「取り外し可能に」という意味を含んでいる。
　これによれば、一方のバンドパスフィルタを用いて一方の領域の光のみを通過させて検出した後、このバンドパスフィルタを上記経路から移動させ、その後、他方のバンドパスフィルタをこの経路へ移動させて他方の領域の光のみを通過させて検出することができる。
　＜２－３．判定部＞
　判定部は、発光検出手段で検出した光のうち、第１の領域の発光強度と第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別するものであり、その具体的な構成等は特に限定されるものではない。すなわち、本判定部は、上記＜１－３＞欄にて説明した「判定工程」を実行するものであればよく、例えば、従来公知のコンピュータ等の演算装置を好適に用いることができる。
　本判定部は、上記＜１－３＞欄にて説明した「判定工程」に示すように、画像を用いて判定してもよいし、単純に数値のみを用いて判定してもよい。
　また、本判定部は、(i) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、(ii) 上記(i)工程において欠陥が存在すると判断した部位について、第２の領域の発光強度が第２の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断するものであってもよい。
　また(iii) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、(iv) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断するものであってもよい。
　なお、ここでいう「第１の閾値」、「第２の閾値」およい「発光強度」は、上記＜１－３＞欄に記載のものと同義であるため、ここではその説明を省略する。
　＜２－４．画像生成部＞
　また、本発明の太陽電池の評価装置は、画像生成部をさらに備えていてもよい。画像生成部は、発光検出部によって検出された、第１の領域の光の発光強度に基づく第１の画像、および第２の領域の光の発光強度に基づく第２の画像を生成するものであり、その具体的な構成等は特に限定されるものではない。すなわち、本画像生成部は、上記＜１－４＞欄にて説明した「画像生成工程」を実行するものであればよく、例えば、従来公知のＣＣＤカメラおよびイメージインテンシファイアー等の光検出器を好適に用いることができる。
　本発明の太陽電池の評価装置が、画像生成部を備えている場合、判定部は、画像生成部によって生成された、第１画像における第１の領域の発光強度と、第２の画像における第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別するものであればよく、その具体的な構成等は特に限定されるものではない。この場合の判定部に関する他の説明は、上述の＜２－３＞欄の説明を援用することとし、省略する。
　＜２－５．実動作条件下における評価装置＞
　本発明の太陽電池の評価装置の評価対象は、上記方法と同様に、特に限定されるものではなく、半導体製の太陽電池を一般に利用可能であるが、なかでも特にシリコン半導体を主要構成部材として備えるものを対象とすることが好ましい。このようなシリコン半導体を用いた太陽電池素子から生じる第１の領域の光の波長は、８００ｎｍ～１３００ｎｍ、好ましくは９００ｎｍ～１２００ｎｍ、より好ましくは１０００ｎｍ～１１００ｎｍであり、第２の領域の光の波長は、１４００ｎｍ～１８００ｎｍ、好ましくは１５００ｎｍ～１７００ｎｍ、より好ましくは１５５０ｎｍ～１６５０ｎｍである。このため、上記発光検出部は、これらの領域の波長の光を検出できるものであることが好ましい。
　また、本発明の太陽電池の評価装置は、ラインスキャナ等の１次元走査機構のほか、２次元走査が可能な機構の走査部（走査手段）を備えていてもよい。かかる走査部を備えることにより、多数の太陽電池素子を備えた大型の太陽電池モジュール全体をスキャニングしながら評価することができる。なお、走査部は、評価装置に設けていてもよいし、また逆に、評価対象の太陽電池素子に設けてもよい。なお、走査部によるスキャニングを行うことなく、太陽電池素子の上方から太陽電池モジュール全体を一度に評価することもできるし、太陽電池モジュールの一部分のみを評価することも可能である。
　なお、本太陽電池の評価装置に関しては、上述した以外の事項についても、上記＜１＞欄で述べた太陽電池の評価方法に関する記載を適宜参酌・利用することができることはいうまでもない。
　＜２－６．太陽電池の評価装置の一実施形態＞
　図２に基づいて、本発明の太陽電池の評価装置の一実施形態について説明する。同図に示すように、本実施形態に係る太陽電池の評価装置１０は、暗箱１、くし型プローブ４、銅板５、直流電源６、発光検出部１２、および判定部１３を備えている。また、太陽電池モジュール７を評価対象としている。太陽電池モジュール７は、太陽電池素子が複数個連結した構成である。なお、太陽電池モジュール７は、太陽電池モジュールの集合体である太陽電池パネルであってもよい。
　暗箱１は、太陽電池モジュール７からの光を検出しやすくするための暗状態を形成するためのものである。なお、暗箱１には、窓穴が形成されている。この窓穴は、鉛直方向に設けられた太陽電池モジュールあるいはパネルを評価する際に用いられるものである。
　発光検出部１２は、ＣＣＤカメラを備える発光検出手段として機能するものである。発光検出部１２は、ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラ２およびレンズ３を備えている。発光検出部１２は、９０°回転可能に形成されている。これにより、鉛直方向に設けられた太陽電池モジュールを評価することができる。
　上記レンズ３としては、通常のレンズやズームレンズ（Zoom Lens）を用いることができる。またレンズ３には、第１の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１４および第２の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１５が取り外し可能に装備されている。
　また、発光検出部１２としてＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラを用いて、サイズの違う太陽電池モジュール７を構成するセル（太陽電池素子）を評価する場合、下記表１に記載したような性能を有していてもよい。
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 　具体的には、通常撮影モードでは、図２に示すようにＣＣＤカメラを太陽電池の上部に設置して撮影を行うが、モジュール撮影モードの場合は、太陽電池モジュールを暗箱１の外に設置し、ＣＣＤカメラを９０°回転させて撮影および測定する。
　なお、通常撮影モードの場合の評価対象となる太陽電池モジュール７のサイズ（セルサイズ）は、例えば、大きさ：約１０ｍｍ×１０ｍｍ，２０ｍｍ×２０ｍｍ，１００ｍｍ×１００ｍｍ，１５０ｍｍ×１５０ｍｍ，１６０ｍｍ×１６０ｍｍ，２００ｍｍ×２００ｍｍ、厚さ：０．３ｍｍ以下のものを用いることができる。
　また、本実施形態では、発光検出部１２のレンズ３と太陽電池モジュール７との間の距離は、１５０ｍｍ以上４００ｍｍ以内に設定され、発光検出部１２は太陽電池モジュール７との間を上下移動可能に設置されることが好ましい。
　くし型プローブ４は、太陽電池モジュール７に電流を印加するための表面コンタクトである。くし型プローブ４は、図示するようにくし型形状のプローブ１対から構成されており、太陽電池モジュール７を構成する太陽電池素子の電極１つにつき、くし１本が対応している。プローブの形状がくし型構造である場合、太陽電池モジュール７に均一に電流を印加することができるため、好ましい。
　特に、１００ｍｍ×１００ｍｍセル，１５０ｍｍ×１５０ｍｍセル，２００ｍｍ×２００ｍｍセルに対して用いるくし型プローブは、各パスバー電極の長さおよび両電極間の幅が異なるものとしてもよい。例えば、アトシステム製のくし状プローブ１対を用いることができる。この場合、２本のくし状プローブの幅間隔は調整可能なように構成されていることが好ましい。また、くし状プローブにおける“くし”同士の間隔は、特に限定されないが、例えば、９ｍｍであればよい。また、プローブのくし１本の太さは１ｍｍのものを使用できる。なお、くし型プローブは電極１本あたり１つ用いることが好ましい。
　なお、太陽電池モジュール７が１０ｍｍ×１０ｍｍ，２０ｍｍ×２０ｍｍである場合、くし型プローブを用いることなく、ポジショーナーからのプローブ（１ヶ）を用いてもよい。
　また、銅板５は裏面コンタクトとして機能する。例えば、金メッキ銅板を用いることができる。この場合、太陽電池モジュール７を全面吸引することが好ましい。例えば、セルサイズが変化するので同中心状の正方形のみぞを掘り吸引することにより、安定性が向上する。上記みぞのサイズとしては、例えば、８ｍｍ×８ｍｍ，１８ｍｍ×１８ｍｍ，９８ｍｍ×９８ｍｍ，１４８ｍｍ×１４８ｍｍ，１９５ｍｍ×１９５ｍｍのものを挙げることができる。また、温度センサーおよび／または冷却装置を設けることが好ましい。太陽電池の温度を一定に保つことができ、測定・評価精度が向上するためである。
　直流電源６としては、通常のDC power supply（太陽電池素子に電流密度１～５０００ｍＡ／ｃｍ２で注入が可能なもの）のものを用いることができる。なお、電圧は、太陽電池素子や太陽電池モジュールを評価する場合は５Ｖ程度でよいが、太陽電池モジュールの集合体である太陽電池パネルを評価する場合は、１００Ｖ程度であることが好ましい。特に、電圧は、１つの太陽電池素子あたり１～２Ｖ程度であることがより好ましい。
　また、上記くし型プローブ４、銅板５、および直流電源６は、電流注入部１１として機能する。なお、くし型プローブ４は直流電源６のマイナス側と固定接続されており、銅板５は直流電源６のプラス側と固定接続されている。
　判定部１３は、太陽電池モジュール７の欠陥を評価する判定手段として機能するものである。本実施形態では、イメージプロセッサー（Image Processor）を用いている。用いるソフトウェアは、本発明の目的を達せられるものであれば、特に限定されるものではないが、例えば、以下のような構成のソフトウェアを用いることが好ましい。
・画像の８ｂｉｔ（２８＝２５６階調）または１６ｂｉｔ（２１６＝６５５３６階調）保存可能なもの。
・太陽電子素子から生じた光を検出（撮影）後、画面上で範囲選択して、輝度プロファイルデータを取得・保存できるもの。
・分光可能なもの。
・高感度画像を取得できるもの（image intensifierカメラ）、例えば、逆方向電流印加時のエミッション測定ができるもの。
　また、以下の構成があれば、より好ましい。
・データを表計算ソフトで読み込み、画像とすると、撮影像の９０度回転した状態になっている点を改善したもの。
・ビニングモードの簡易な切り替えが可能なもの。
・発光強度のヒストグラムの自動作成プログラム。
・発光強度の弱い部分（暗い部分）の長さや幅の自動測定。１センチ以上のものの自動検出。
・選択範囲の発光強度の平均値算出。グリッド部分の値を差し引いた平均値も測定できることが好ましい。
　暗箱１内には、発光検出部１２、くし型プローブ４、銅板５、および太陽電池モジュール７が設置されている。発光検出部１２は、太陽電池モジュール７の発光強度を検出できる位置に設置されている。本実施形態の場合、発光検出部１２は、太陽電池モジュール７の上部に設けられている。
　図３に基づいて本太陽電池の評価装置１０の評価動作の一実施形態を説明する。まず、電流注入部１１により太陽電池モジュール７に対して電流が注入される。そして、注入された電流により太陽電池モジュール７から光が発生する。この光は、第１の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１４を通過して発光検出部１２に入射し、発光検出部１２は太陽電池モジュール７からの第１の領域の光を検出する。次いで、第１の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１４が取り外され、第２の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１５が取り付けられる。太陽電池モジュール７からの光は、第２の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１５を通過して発光検出部１２に入射し、発光検出部１２は太陽電池モジュール７からの第２の領域の光を検出する。
　発光検出部１２と判定部１３とは接続されており、発光検出部１２が第１，第２の領域の光を検出し、その結果は判定部１３に送られる。判定部１３は、当該検出結果に基づいて第１，第２の領域の光の発光強度をそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と比較し、太陽電池モジュール７に存在する欠陥の種類を判定する。
　この場合、第１，第２の領域の光を検出した結果は判定部１３に別々に送られてもよいし、同時に送られてもよい。別々に送るときは、例えば第１領域の光の発光強度を第１の閾値と比較し、次いで第２領域の光の発光強度を第２の閾値と比較することができる。また、この反対も可能である。一方、同時に送るときは、例えば第１領域の光の発光強度および第２領域の光の発光強度をそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と並列して比較することができる。
　本発明の太陽電池の評価装置の他の実施形態について説明する。本実施形態に係る太陽電池の評価装置１１０は、さらに画像生成部１６を備えていることを除いて、上述した評価装置１０と同一の態様である。
　図４に基づいて本太陽電池の評価装置１１０の評価動作の別の実施形態を説明する。まず、電流注入部１１により太陽電池モジュール７に対して電流が注入される。そして、注入された電流により太陽電池モジュール７から光が発生する。この光は、第１の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１４を通過して発光検出部１２に入射し、発光検出部１２は太陽電池モジュール７からの第１の領域の光を検出する。次いで、第１の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１４が取り外され、第２の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１５が取り付けられる。太陽電池モジュール７からの光は、第２の領域の光を選択的に通過させるバンドパスフィルタ１５を通過して発光検出部１２に入射し、発光検出部１２は太陽電池モジュール７からの第２の領域の光を検出する。
　次いで、発光検出部１２は、検出した第１，第２の領域の光の信号を画像生成部１６へ送る。画像生成部１６は、これらの信号に基づいて、第１の領域の光の発光強度分布を示す画像（第１の画像）および第２の領域の光の発光強度分布を示す画像（第２の画像）を生成し、第１および第２の画像のデータを判定部１３へ送る。例えば、発光検出部１２に備えられる光検出部としてＣＣＤカメラまたはイメージインテンシファイアー等を用いた場合、これらの光検出部が第１，第２の領域の光を検出するだけでなく、検出した光の信号に基づいて画像を生成して、画像のデータを判定部１３へ送ることができる。このように、これらの光検出部は、画像生成部１６としても機能する。本実施形態の場合、ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラ２が、画像生成部１６として機能する。
　判定部１３は、第１および第２の画像のデータに基づいて第１，第２の領域の光の発光強度をそれぞれ第１および第２の閾値と比較し、太陽電池モジュール７に存在する欠陥の種類を判定する。
　この場合、第１，第２の領域の光を検出した結果（第１および第２の画像のデータ）は判定部１３に別々に送られてもよいし、同時に送られてもよい。別々に送るときは、例えば第１領域の光の発光強度を第１の閾値と比較し、次いで第２領域の光の発光強度を第２の閾値と比較することができる。また、この反対も可能である。一方、同時に送るときは、例えば第１領域の光の発光強度および第２領域の光の発光強度をそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と並列して比較することができる。
　以上のように、本発明の太陽電池の評価装置によれば、太陽電池の評価方法を簡便かつ確実に実施することができる。この場合、従来の評価装置のように、大型かつ複雑な装置は必要なく、簡便な装備で正確に太陽電池の欠陥を検出して、欠陥について評価することができる。
　なお、上述の説明では、主として太陽電池素子や太陽電池モジュールの評価装置や評価方法について述べてきたが、本発明はこれに限られるものではなく、太陽電池モジュールが複数連結された太陽電池パネルの評価も行うことができる。この場合、必要に応じて、印加する電流の密度や電圧、プローブの形状等を適宜変更できる。例えば、順方向への電流を太陽電池素子１つあたり、１～５０００〔ｍＡ／ｃｍ２〕に相当する総電流となるように設定すればよい。また、太陽電池モジュールの大きさに応じて、暗箱から暗室へ変更してもよい。さらに、上述したように、太陽電池モジュールを鉛直方向に設置して、図２における発光検出部１２を９０°回転させて撮影に用いてもよい。
　本発明の太陽電池の評価装置を現場にて使用する場合、エレクトロルミネッセンスによって太陽電池素子から生じた光のうち、特定の波長の光のみを発光検出部にて効率よく選択的に検出すために、使用者は暗室にて作業を行わなければならず、作業の効率が悪い。このような課題に対する対策としては、例えば、ＣＣＤカメラ等の光検出部の高感度化は勿論のこと、特定の波長の光だけを効率よく透過させるバンドパスフィルタを開発して用いることや、周囲の擾乱光を遮断するための環境を整備すること（特定の波長の光だけを照射する照明を用いることなど）が挙げられる。このような対策を取れば、作業を暗室にて行うことを避けることができ、使用者は効率よく作業を行うことができる。
　＜３．利用＞
　上述したように、本発明の太陽電池の評価方法および評価装置は、従来の太陽電池の評価方法や評価装置に比べて、大がかりな設備を要することなく、簡便に太陽電池の欠陥について評価することができる。
　さらに、本発明の太陽電池の評価方法または評価装置は、従来の技術に比べて、例えば、走査プローブ（電子線、レーザ）が不要であり、簡便な測定を行い得る、また大型の設備が不要なため、製品状態（製造工場で完成した状態、または構造物に設置された状態）で観察および評価を行うことが可能である、等の理由により、構造物に設置されている太陽電池の評価を定期的に行う、メンテナンス方法又はメンテナンスシステムといったビジネスモデルを構築することができる。
　すなわち、本発明には、上述した太陽電池の評価装置が、構造物に設置されている太陽電池の欠陥について評価を実行する工程と、交換指示装置が、該評価装置の評価結果に基づき、上記内因的欠陥および／または上記外因的欠陥が存在する太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する工程と、を含んでいる太陽電池のメンテナンス方法が含まれる。
　また、本発明には、上記メンテナンス方法を実行するためのメンテナンスシステムも含まれる。本発明のメンテナンスシステムは、太陽電池の評価装置と、該評価装置の評価結果に基づき、構造物に設置されている太陽電池に存在する、上記内因的欠陥および／または上記外因的欠陥が存在する太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する交換指示装置と、を備えているものであればよい。
　太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する方法は、特に限定されず、通信ネットワークを介して行えばよい。
　本明細書において、文言「構造物に設置されている太陽電池」とは、家屋やマンション等の居住施設やショッピングモールやオフィスビル等の商業施設等の構造物に、既に設置されている太陽電池をいい、例えば、太陽電池の製造工場において、製造中または製造直後の太陽電池であって、構造物に設置されていないものは除く意である。
　図５に、本実施形態に係るメンテナンスシステムの一例を模式的に示した機能ブロック図を示す。同図に示すように、本発明のメンテナンスシステム１００は、評価装置１０、交換指示装置２０を備えている。評価装置１０は、電流注入部１１、発光検出部１２および判定部１３を備えている。なお、評価装置１０の代わりに、電流注入部１１、発光検出部１２、画像生成部１６、および判定部１３を備えている評価装置１１０（図示しない）を用いてもよい。
　交換指示装置２０は、通信ネットワーク３０を介して交換事業者の端末４０と接続されている。なお、通信ネットワーク３０および／または交換事業者の端末４０は、上記メンテナンスシステムに含まれていてもよいし、外部の任意のネットワークや任意の端末を利用してもよい。
　電流注入部１１、発光検出部１２、画像生成部１６および判定部１３は、それぞれ上記電流注入工程、上記発光検出工程、上記画像生成工程および上記判定工程を実行するものである。
　交換指示装置２０は、所定の値より性能が低下している太陽電池素子の交換を、通信ネットワークを介して太陽電池素子の交換事業者に対して指示するものであり、例えば、インターネット等の通信回線に接続可能なコンピュータ等の演算装置を用いることができる。
　なお、本実施形態では判定部１３と交換指示装置２０とを別々の装置として記載しているが、１台のコンピュータを判定部および交換指示装置として用いることができることは言うまでもない。
　また、通信ネットワーク３０は、例えば、有線を用いた専用回線であってもよいし、インターネット等の回線を用いてもよい。また、携帯電話回線や無線を用いたネットワークを利用することもできる。
　交換事業者の端末４０は、交換指示装置２０からの交換指示を認識できる端末であればよく、好ましくは、表示部（例えば、ＣＲＴやＬＣＤ等のディスプレイ）または出力部（例えば、プリンタ）を備えていることが好適である。
　次いで、図６に、評価装置１０を用いた実施形態に係るメンテナンスシステムのフローの一例を示す。このフローでは、まず第１の領域の光の発光強度に基づいて太陽電池中の欠陥が存在する部位が特定され、次いで、特定された部位についての第２の領域の光の発光強度に基づいて、この欠陥が内因的欠陥であるか、または外因的欠陥であるかが判断される。
　同図に示すように、まず、メンテナンスシステム１００において、評価装置１０の電流注入部１１が、メンテナンス対象の太陽電池モジュールに対して電流注入工程を行う（ステップ１、以下ステップを“Ｓ”と記載する）。次に、評価装置１０における発光検出部１２が、Ｓ１の処理によって太陽電池モジュールから発した第１領域の光および第２領域の光をそれぞれ検出する（Ｓ２）。
　次いで、判定部１３が、発光検出部１２の検出結果に基づき、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であるか否かを判定する（Ｓ３）。Ｓ３において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ４に移行する。Ｓ４では、判定部１３が当該第１領域の光が発生した部位に欠陥が存在すると判断し、Ｓ５に移行する。Ｓ５では、判定部１３が、欠陥が存在すると判断された部位について第２領域の光の発光強度が第２の閾値以上であるか否かを判定する。Ｓ５において、判定部１３が、第２領域の光の発光強度が第２の閾値以上であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ６に移行する。Ｓ６では、判定部１３がこの部位に内因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ７に移行する。Ｓ７では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、内因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　一方、Ｓ５において、判定部１３が、第２領域の光の発光強度が第２の閾値未満であると判定した場合（“Ｎ”）、Ｓ８に移行する。Ｓ８では、判定部１３がこの部位に外因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ９に移行する。Ｓ９では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、外因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　また、Ｓ３において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値よりも大きいと判定した場合（“Ｎ”）、そのまま処理を終了する。
　このようなフローによれば、まず太陽電池に欠陥が存在するか否かを判定してから、欠陥の種類について評価を行う。このため、欠陥が存在しない太陽電池が多い中から欠陥が存在する太陽電池を特定する場合に、より迅速に処理を行うことができるため好適である。
　次に、図７に、評価装置１０を用いた実施形態に係るメンテナンスシステムのフローの他の一例を示す。このフローでは、第１の領域の光の発光強度および第２の領域の光の発光強度とをそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と同時に比較することによって、太陽電池中の欠陥が内因的欠陥であるか、または外因的欠陥であるかが判断される。
　同図に示すように、まず、メンテナンスシステム１００において、評価装置１０の電流注入部１１が、メンテナンス対象の太陽電池モジュールに対して電流注入工程を行う（Ｓ１１）。次に、評価装置１０における発光検出部１２が、Ｓ１１の処理によって太陽電池モジュールから発した第１領域の光および第２領域の光をそれぞれ検出する（Ｓ１２）。
　次いで、判定部１３が、発光検出部１２の検出結果に基づき、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上であるか否かを判定する（Ｓ１３）。Ｓ１３において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ１４に移行する。Ｓ１４では、判定部１３が当該第１領域の光および第２の光が発生した部位に内因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ１５に移行する。Ｓ１５では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、内因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　一方、Ｓ１３において、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上ではないと判定した場合（“Ｎ”）、Ｓ１６に移行する。Ｓ１６では、判定部１３が、発光検出部１２の検出結果に基づき、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満であるか否かを判定する。Ｓ１６において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ１７に移行する。Ｓ１７では、判定部１３が当該第１領域の光および第２の光が発生した部位に外因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ１８に移行する。Ｓ１８では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、外因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　さらに、Ｓ１６において、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満ではないと判定した場合（“Ｎ”）、そのまま処理を終了する。なお、Ｓ１３～Ｓ１５およびＳ１６～Ｓ１８の順番は特に限定されず、まずＳ１６～Ｓ１８を実施した後に、Ｓ１３～Ｓ１５を実施してもよい。また、Ｓ１３～Ｓ１５とＳ１６～Ｓ１８とを並列的に処理してもよい。特に、Ｓ１３～Ｓ１５とＳ１６～Ｓ１８とを並列的に処理するフローは、上記Ｓ１～Ｓ９のフローと比べて迅速に評価する場合により好適である。
　次いで、図８に、評価装置１１０を用いた実施形態に係るメンテナンスシステムのフローの一例を示す。このフローでは、まず第１の領域の光の発光強度に基づいて太陽電池中の欠陥が存在する部位が特定され、次いで、特定された部位についての第２の領域の光の発光強度に基づいて、この欠陥が内因的欠陥であるか、または外因的欠陥であるかが判断される。
　同図に示すように、まず、メンテナンスシステム１００において、評価装置１１０の電流注入部１１が、メンテナンス対象の太陽電池モジュールに対して電流注入工程を行う（Ｓ１０１）。次に、評価装置１１０における発光検出部１２が、Ｓ１０１の処理によって太陽電池モジュールから発した第１領域の光および第２領域の光をそれぞれ検出する（Ｓ１０２）。
　そして、画像生成部１６が、発光検出部１２によって検出された第１の領域の光の発光強度および第２の領域の光の発光強度に基づいて、第１の領域の光の第１の画像、および第２の領域の光の第２の画像をそれぞれ生成する（Ｓ１０３）。
　次いで、判定部１３が、画像生成部１６によって生成された第１の画像および第２の画像に基づき、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であるか否かを判定する（Ｓ１０４）。Ｓ１０４において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ１０５に移行する。Ｓ１０５では、判定部１３が当該第１領域の光が発生した部位に欠陥が存在すると判断し、Ｓ１０６に移行する。Ｓ１０６では、判定部１３が、欠陥が存在すると判断された部位について第２領域の光の発光強度が第２の閾値以上であるか否かを判定する。Ｓ１０６において、判定部１３が、第２領域の光の発光強度が第２の閾値以上であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ１０７に移行する。Ｓ１０７では、判定部１３がこの部位に内因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ１０８に移行する。Ｓ１０８では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、内因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　一方、Ｓ１０６において、判定部１３が、第２領域の光の発光強度が第２の閾値未満であると判定した場合（“Ｎ”）、Ｓ１０９に移行する。Ｓ１０９では、判定部１３がこの部位に外因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ１１０に移行する。Ｓ１１０では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、外因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　また、Ｓ１０４において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値よりも大きいと判定した場合（“Ｎ”）、そのまま処理を終了する。
　このようなフローによれば、まず太陽電池に欠陥が存在するか否かを判定してから、欠陥の種類について評価を行う。このため、欠陥が存在しない太陽電池が多い中から欠陥が存在する太陽電池を特定する場合に、より迅速に処理を行うことができるため好適である。
　次に、図９に、評価装置１１０を用いた本実施形態に係るメンテナンスシステムのフローの他の一例を示す。このフローでは、第１の領域の光の発光強度および第２の領域の光の発光強度をそれぞれ第１の閾値および第２の閾値と同時に比較することによって、太陽電池中の欠陥が内因的欠陥であるか、または外因的欠陥であるかが判断される。
　同図に示すように、まず、メンテナンスシステム１００において、評価装置１１０の電流注入部１１が、メンテナンス対象の太陽電池モジュールに対して電流注入工程を行う（Ｓ１１１）。次に、評価装置１１０における発光検出部１２が、Ｓ１１１の処理によって太陽電池モジュールから発した第１領域の光および第２領域の光をそれぞれ検出する（Ｓ１１２）。
　そして、画像生成部１６が、発光検出部１２によって検出された第１の領域の光の発光強度および第２の領域の光の発光強度に基づいて、第１の領域の光の第１の画像、および第２の領域の光の第２の画像をそれぞれ生成する（Ｓ１１３）。
　次いで、判定部１３が、画像生成部１６によって生成された第１の画像および第２の画像に基づき、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上であるか否かを判定する（Ｓ１１４）。Ｓ１１４において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ１１５に移行する。Ｓ１１５では、判定部１３が当該第１領域の光および第２の光が発生した部位に内因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ１１６に移行する。Ｓ１１６では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、内因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　一方、Ｓ１１４において、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上ではないと判定した場合（“Ｎ”）、Ｓ１１７に移行する。Ｓ１１７では、判定部１３が、画像生成部１６によって生成された第１の画像および第２の画像に基づき、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満であるか否かを判定する。Ｓ１１７において、判定部１３が、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満であると判定した場合（“Ｙ”）、Ｓ１１８に移行する。Ｓ１１８では、判定部１３が当該第１領域の光および第２の光が発生した部位に外因的欠陥が存在すると判断し、この結果を交換指示装置２０に伝達し、Ｓ１１９に移行する。Ｓ１１９では、交換指示装置２０が、通信ネットワーク３０を介して、交換事業者の端末４０に対して、外因的欠陥が存在する太陽電池素子の存在を連絡し、交換するか否かの検討を依頼し、処理を終了する。
　さらに、Ｓ１１７において、第１領域の光の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満ではないと判定した場合（“Ｎ”）、そのまま処理を終了する。なお、Ｓ１１４～Ｓ１１６およびＳ１１７～Ｓ１１９の順番は特に限定されず、まずＳ１１７～Ｓ１１９を実施した後に、Ｓ１１４～Ｓ１１６を実施してもよい。また、Ｓ１１４～Ｓ１１６とＳ１１７～Ｓ１１９とを並列的に処理してもよい。特に、Ｓ１１４～Ｓ１１６とＳ１１７～Ｓ１１９とを並列的に処理するフローは、上記Ｓ１０１～Ｓ１１０のフローと比べて迅速に評価する場合により好適である。
　従来、太陽電池の評価を行うためには、大型の装置を用いる必要があり、家屋等の構造物に設置された太陽電池の性能を評価し、定期的にメンテナンスを行うことが困難であった。しかし、本発明の太陽電池のメンテナンス方法またはメンテナンスシステムによれば、大型の装置を用いる必要はなく、簡便な評価装置を用いて容易に太陽電池の品質評価を行うことができるため、構造物に設置済みの太陽電池（すなわち、作製済みの太陽電池）であっても定期的にメンテナンスを行うことが可能である。このため、太陽電池モジュールの品質を一定のレベルに維持することができる。
　また、本発明の太陽電池のメンテナンス方法またはメンテナンスシステムによれば、太陽電池モジュールを構成する多くの太陽電池素子のうち、どの太陽電池素子の性能および／または信頼性が低下しているのかを発光特性を指標として、一目で判断することができる。このため、太陽電池モジュール全体を交換する必要がなく、性能の低下した太陽電池素子のみの交換が可能であり、極めて効率的である。それ故、本発明は、太陽電池モジュールの製造の際に製品検査を行うだけでなく、太陽電池モジュールの普及に寄与するメンテナンス方法へも利用可能である。このように本発明は、単に一産業上の有用性だけでなく、地球環境の面からも非常に有用なものである。
　また、本発明の太陽電池のメンテナンス方法またはメンテナンスシステムを用いることにより、例えば、外光の無い状態（例えば、夜や暗室）で、太陽電池素子からの光をＣＣＤカメラにて撮影し、当該撮影後の画像の濃淡をあらかじめ決めておいた基準データと比較（コンピュータによる情報処理等による比較処理）することにより、メンテナンスを行うことも可能である。この場合、例えば、第１の領域の光の発光強度が低下し、かつ第２の領域の光の発光強度が増加または低下している部位が一定以上の割合で存在すると、太陽電池素子の交換時期であると判定することができる。
　なお、上記の説明では、太陽電池の評価装置の一部の例を用いたメンテナンス方法およびメンテナンスシステムについて説明したが、当然、このメンテナンス方法およびメンテナンスシステムには、本明細書において説明した様々な太陽電池の評価装置を好適に用いることができることを念のため付言しておく。
　最後に、上記評価装置、および交換指示装置等のメンテナンスシステムの各ブロック（以下単に「評価装置等」と称する）は、ハードウェアロジックによって構成してもよいし、次のようにＣＰＵを用いてソフトウェアによって実現してもよい。
　すなわち、上記評価装置等は、各機能を実現する制御プログラムの命令を実行するＣＰＵ（central processing unit）、上記プログラムを格納したＲＯＭ（read only memory）、上記プログラムを展開するＲＡＭ（random access memory）、上記プログラムおよび各種データを格納するメモリ等の記憶装置（記録媒体）等を備えている。そして、本発明の目的は、上述した機能を実現するソフトウェアである評価装置等の制御プログラムのプログラムコード（実行形式プログラム、中間コードプログラム、ソースプログラム）をコンピュータで読み取り可能に記録した記録媒体を、上記評価装置等に供給し、そのコンピュータ（又はＣＰＵやＭＰＵ）が記録媒体に記録されているプログラムコードを読み出し実行することによっても、達成可能である。
　上記記録媒体としては、例えば、磁気テープやカセットテープ等のテープ系、フロッピー（登録商標）ディスク／ハードディスク等の磁気ディスクやＣＤ－ＲＯＭ／ＭＯ／ＭＤ／ＤＶＤ／ＣＤ－Ｒ等の光ディスクを含むディスク系、ＩＣカード（メモリカードを含む）／光カード等のカード系、あるいはマスクＲＯＭ／ＥＰＲＯＭ／ＥＥＰＲＯＭ／フラッシュＲＯＭ等の半導体メモリ系等を用いることができる。
　また、評価装置等を通信ネットワークと接続可能に構成し、上記プログラムコードを、通信ネットワークを介して供給してもよい。この通信ネットワークとしては、特に限定されず、例えば、インターネット、イントラネット、エキストラネット、ＬＡＮ、ＩＳＤＮ、ＶＡＮ、ＣＡＴＶ通信網、仮想専用網（virtual private network）、電話回線網、移動体通信網、衛星通信網等が利用可能である。また、通信ネットワークを構成する伝送媒体としては、特に限定されず、例えば、ＩＥＥＥ１３９４、ＵＳＢ、電力線搬送、ケーブルＴＶ回線、電話線、ＡＤＳＬ回線等の有線でも、ＩｒＤＡやリモコンのような赤外線、Ｂｌｕｅｔｏｏｔｈ（登録商標）、８０２．１１無線、ＨＤＲ、携帯電話網、衛星回線、地上波デジタル網等の無線でも利用可能である。なお、本発明は、上記プログラムコードが電子的な伝送で具現化された、搬送波に埋め込まれたコンピュータデータ信号の形態でも実現され得る。
　上述の説明では、太陽電池素子に対して直流電流を注入する場合の、太陽電池の評価方法および評価装置、ならびにその利用について説明した。以下では、太陽電池素子に対してパルス電流を注入する場合の、太陽電池の評価方法および評価装置、ならびにその利用について説明する。パルス電流を用いることで、既知の方法を用いて、発光検出工程にて検出される擾乱光に起因するノイズを低減することができる。ここで、既知の方法とは、図１０の（ａ）に示すように、擾乱光と検出光（すなわち、第１の領域の光または第２の領域の光）とを同期して検出し、図１０の（ｂ）に示すように、それぞれの強度を加算することによって、擾乱光によるノイズをキャンセルするという方法である。
　パルス電流を注入する場合の太陽電池の評価方法において、電流注入工程では、従来公知のパルス電源を用いて、太陽電池素子に対してパルス電流を注入する。パルス電流を太陽電池素子に対して注入することによって、過渡発光が観察される。発光検出工程では、この過渡発光における第１の領域の光と第２の領域の光とを検出する。
　画像生成工程では、この過渡発光における第１の領域の光の発光強度に基づいて、太陽電池素子内における電荷のトラップ密度（第１のトラップ密度）を算出する。このようなトラップ密度を算出する方法は当業者に公知である。同様に、この過渡発光における第２の領域の光の発光強度に基づいて、太陽電池素子内における電荷のトラップ密度（第２のトラップ密度）を算出する。そして、第１のトラップ密度に基づく第１の画像および第２のトラップ密度に基づく第２の画像を生成する。このように、パルス電流を用いた場合、画像生成工程において生成される「発光強度に基づく画像」とは、太陽電池素子における電荷のトラップ密度を示す画像が意図される。
　したがって、判定工程では、第１の画像における第１のトラップ密度と、第２の画像における第２のトラップ密度とを指標として、内因的欠陥および外因的欠陥とを分別する。具体的には、判定工程では、例えば(v) 第１のトラップ密度が第３の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、(vi) 上記(v)工程において欠陥が存在すると判断した部位について、第２のトラップ密度が第４の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断してもよい。
　また、判定工程では、(vii) 第１のトラップ密度が第３の閾値以下であり、かつ第２のトラップ密度が第４の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、(viii) 第１のトラップ密度が第３の閾値以下であり、かつ第２のトラップ密度が第４の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断してもよい。(vii)工程および(viii)工程の順番は特に限定されず、まず(vii)工程を実施した後に、(viii)工程を実施してもよいし、その反対であってもよい。また、(vii)工程および(viii)工程を並列に実施してもよい。
　上記(v)工程～(viii)工程における「第３の閾値」および「第４の閾値」は、それぞれ異なっていてもよいし、同一であってもよい。例えば、(v)工程の「第３の閾値」と(vii)および(viii)工程における「第３の閾値」とが同じであり、(vi)工程の「第４の閾値」と(vii)および(viii)工程における「第４の閾値」とが同じである場合を挙げることができる。
　また、「閾値」は、例えば、予め従来公知の方法を用いて太陽電池素子中の内因的欠陥および／または外因的欠陥が存在している部位を特定し、これらの部位における上述した第１および第２のトラップ密度を数値化することによって、設定してもよい。例えば、「第３の閾値」は、太陽電池素子に対して上述の電流注入工程においてパルス電流を注入することによって太陽電池素子の正常な部位から生じた第１の領域の過渡発光の発光強度に基づく第１のトラップ密度の値であってもよいし、この第１のトラップ密度の９０％、８０％、７０％、６０％、５０％、４０％、３０％、２０％、または１０％の値であってもよい。
　同様に、「第４の閾値」は、太陽電池素子に対して上述の電流注入工程においてパルス電流を注入することによって太陽電池素子の内因的欠陥が存在する部位から生じた第２の領域の過渡発光の発光強度に基づく第２のトラップ密度の値であってもよいし、この第２のトラップ密度より若干低い値、例えば９０％、８０％、７０％、６０％、５０％程度の値であってもよい。
　なお、上記説明以外の説明については、上述した＜１＞欄の説明を適宜援用することができる。
　太陽電池モジュールの製造方法は、このような太陽電池の評価方法を一工程として含んでいる。また、太陽電池の評価装置は、このような太陽電池の評価方法を行うものであり、その他の説明については、上述した＜２＞欄の説明を援用することができる。同様に、太陽電池のメンテナンス方法は太陽電池の評価装置を用いるものであり、太陽電池のメンテナンスシステムは太陽電池のメンテナンス方法を行うものであり、その他の説明については上述した＜３＞欄の説明を援用することができる。
　以上のように、特定の電子準位を介したエレクトロルミネッセンスによる発光を分光解析することによって、太陽電池素子に存在する内因的欠陥と外因的欠陥との分別を行うことができる。この分光解析は、エレクトロルミネッセンスによる発光に起因する物性機構の二次元面内分布を知ることができるため、内因的欠陥と外因的欠陥との分別以外にも、特定の不純物の偏析状況を把握することなどにも応用することができる。また、この分光解析は、タンデム型と呼ばれる、太陽電池素子を多層に設けた複合構造の太陽電池モジュールにおける各素子の機能を解析することも可能である。
　なお、本発明には以下の態様も包含される。
　本発明の太陽電池の評価装置は、さらに、発光検出手段によって検出された、第１の領域の光の発光強度に基づく第１の画像、および第２の領域の光の発光強度に基づく第２の画像を生成する画像生成手段を備えており、判定手段は、画像生成手段によって生成された、第１画像における第１の領域の発光強度と、第２の画像における第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別するものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、電流注入手段が注入する電流は、直流電流であることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、電流注入手段は、太陽電池素子への光照射によって発生する光電流密度に相当する電流量を注入するものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、第１の領域の光を検出するために、電流注入手段が太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ１とし、発光検出手段が第１の領域の光を検出する時間をｔ１とし、第２の領域の光を検出するために、電流注入手段が太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ２として、発光検出手段が第２の領域の光を検出する時間をｔ２すると、ｊ１＜ｊ２および／またはｔ１＜ｔ２の関係が満足されることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、発光検出手段は、第１の領域の光および第２の領域の光を同時に検出可能な光検出手段と、第１の領域の光または第２の領域の光のどちらかをそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタとを用いて検出するものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、光検出手段は、ＣＣＤカメラまたはイメージインテンシファイアーを備えていることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、判定手段は、(i) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、(ii) 欠陥が存在すると判断した部位について、第２の領域の発光強度が第２の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断するものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、判定手段は、(iii) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、(iv) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断するものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価装置において、太陽電池素子は、シリコン半導体を主要部材として構成されたものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法は、さらに、発光検出工程において検出された、第１の領域の光の発光強度に基づく第１の画像、および第２の領域の光の発光強度に基づく第２の画像を生成する画像生成工程を含んでおり、判定工程は、画像生成工程において生成された、第１の画像における第１の領域の発光強度と、第２の画像における第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する工程であることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法において、電流注入工程において注入する電流は、直流電流であることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法では、電流注入工程において、太陽電池素子への光照射によって発生する光電流密度に相当する電流量を注入することが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法において、第１の領域の光を検出するために、電流注入工程において太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ１とし、発光検出工程において該第１の領域の光を検出する時間をｔ１とし、第２の領域の光を検出するために、電流注入工程において太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ２として、発光検出工程において第２の領域の光を検出する時間をｔ２すると、ｊ１＜ｊ２および／またはｔ１＜ｔ２の関係が満足されることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法では、発光検出工程において、第１の領域の光および第２の領域の光を同時に検出可能な光検出手段と、第１の領域の光または第２の領域の光のどちらかをそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタとを用いて検出することが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法において、光検出手段は、ＣＣＤカメラまたはイメージインテンシファイアーを備えていることが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法において、判定工程では、(i) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、(ii) 上記(i)工程において欠陥が存在すると判断した部位について、第２の領域の発光強度が第２の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断することが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法において、判定工程では、(iii) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、(iv) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断することが好ましい。
　本発明の太陽電池の評価方法において、太陽電池素子は、シリコン半導体を主要部材として構成されたものであることが好ましい。
　本発明の太陽電池のメンテナンス方法は、本発明の太陽電池の評価装置が、構造物に設置されている太陽電池の欠陥について評価を実行する工程と、交換指示装置が、該評価装置の評価結果に基づき、上記内因的欠陥および／または上記外因的欠陥が存在する太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する工程と、を含んでいることを特徴としている。
　本発明の太陽電池のメンテナンスシステムは、本発明の太陽電池の評価装置と、この評価装置の評価結果に基づき、構造物に設置されている太陽電池に存在する、上記内因的欠陥および／または上記外因的欠陥が存在する太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する交換指示装置と、を備えていることを特徴としている。
　本発明の太陽電池モジュールの製造方法は、本発明の太陽電池の評価方法を一工程として含んでいることを特徴としている。
　以下実施例を示し、本発明の実施形態についてさらに詳しく説明する。もちろん、本発明は以下の実施例に限定されるものではなく、細部については様々な態様が可能であることはいうまでもない。さらに、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、請求項に示した範囲で種々の変更が可能であり、それぞれ開示された技術的手段を適宜組み合わせて得られる実施形態についても本発明の技術的範囲に含まれる。
　多結晶のシリコン半導体製の太陽電池素子を複数備えている太陽電池モジュールに対して、順方向に電流を注入したときに生じる光を解析した。本実施例では、この光を撮影するために、ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラ（Ｘｅｎｉｃｓ社製、品番ＸＥＶＡ－１．７シリーズ）を用いた。
　まず、太陽電池モジュールに４０ｍＡ／ｃｍ２の電流を注入することによって生じた光の発光強度（luminescence intensity）と分光特性とを解析した。その結果を図１１の（ａ）に示す。なお、分光特性は、分光器（日本分光（株）製、Ｍ５０）を用いて、操作マニュアルに従い測定した。図１１の（ａ）の破線は、Ｓｉ　ＣＣＤカメラを使用することによって検出される光の波長領域（波長２００ｎｍ～１２００ｎｍ）を示し、一点鎖線は、ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラを使用することによって検出される光の波長領域（波長８００ｎｍ～１８００ｎｍ）を示す。
　同図に示すように、太陽電池モジュールに対して電流を注入した場合に、太陽電池素子を構成するシリコン半導体から、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍに強い発光強度を有する光が認められた。
　次に、図１１の（ａ）に黒色の矢印で示す波長領域の光を選択的に透過するバンドパスフィルタ（波長１１００ｎｍのバンドパスフィルタ：ＢＲＯＡＤ　ＢＡＮＤＰＡＳＳ　ＦＩＬＴＥＲ（ＳＰＥＣＴＲＯＧＯＮ社製、品番ＢＢＰ-０９１０-１１７０Ｃ））を装備するＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラを用いて、太陽電池モジュールに電流を注入した場合に発せられた光の発光強度と分光特性とを解析した。その結果、ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラに波長１１００ｎｍのバンドパスフィルタを装備させることによって、波長８４５ｎｍ～１２０５ｎｍに強い発光強度を有する光を検出することができた。
　また、同図に示されるように、太陽電池モジュールに対して電流を注入した場合に、太陽電池素子を構成するシリコン半導体から、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍに強い発光強度を有する光が認められることも報告されている。ＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラに、灰色の矢印で示す波長領域の光を選択的に透過するバンドパスフィルタ（波長１５００ｎｍのバンドパスフィルタ：例えば、ＢＲＯＡＤ　ＢＡＮＤＰＡＳＳ　ＦＩＬＴＥＲ（ＳＰＥＣＴＲＯＧＯＮ社製、品番ＢＢＰ-１３５０－１６００Ｃ等）を装備させることによって、波長１３２０ｎｍ～１６４０ｎｍに強い発光強度を有する光を検出することができる。
　なお、図１１の（ｂ）および（ｃ）は、それぞれ波長１１００ｎｍのバンドパスフィルタおよび波長１５００ｎｍのバンドパスフィルタの特性を示す図である。
　次に、図１２の（ａ）および（ｂ）に示すように、４ｃｍ×３ｃｍの大きさの太陽電池素子を格子状に配置することによって、太陽電池モジュール（ＩＳＣ（短絡電流）＝７００ｍＡ）を試料とした。この太陽電池モジュールに電流を注入し、太陽電池モジュールからの発光を、波長１１００ｎｍのバンドパスフィルタまたは波長１５００ｎｍのバンドパスフィルタを装備するＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラを用いて撮影した。
　まず、太陽電池モジュールに４００ｍＡの電流を２０ミリ秒間注入し、太陽電池モジュールからの発光を、波長１１００ｎｍのバンドパスフィルタを通してＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラによって積算時間にして３秒間撮影した。その結果を図１２の（ａ）に示す。次いで、太陽電池モジュールに１０００ｍＡの電流を８０ミリ秒間注入し、太陽電池モジュールからの発光を波長１５００ｎｍのバンドパスフィルタを通してＩｎＧａＡｓ　ＣＣＤカメラによって積算時間にして２０秒間撮影した。その結果を図１２の（ｂ）に示す。なお、図１２の（ａ）および（ｂ）において撮影された太陽電池モジュールの範囲は一致している。
　図１２の（ａ），（ｂ）に示すように、太陽電池モジュールに電流を注入し、太陽電池素子から生じた波長１１００ｎｍの発光または波長１５００ｎｍの発光を観察した場合に、太陽電池素子の中に白色～黒色の部位が存在していることが分かった。なお、同図において、色が白くなるほど発光が強く、反対に黒くなるほど発光が弱い。太陽電池素子同士が隣接する部位は発光せずに黒くなっている。
　次に、図１２の（ａ）および（ｂ）を拡大して、この発光と太陽電池の欠陥との関係について詳細に解析した。図１２の（ｃ），（ｅ），（ｇ）は、それぞれ図１２の（ａ）に示されたＡ，Ｂ，Ｃの拡大図であり、図１２の（ｄ），（ｆ），（ｈ）は、それぞれ図１２の（ｂ）に示されたＡ’，Ｂ’，Ｃ’の拡大図である。
　その結果、波長１１００ｎｍの発光は太陽電池のバンド間遷移に起因する光である一方、波長１５００ｎｍ近傍の光は太陽電池素子の内因的欠陥から生じる発光であることが分かった。また、外因的欠陥が存在する部位では、すべての波長領域の発光が低減することが分かった。
　従って、図１２の（ｃ），（ｅ），（ｇ）において、白色の矢印で示す白色の部位（発光している部位）は内因的欠陥も外因的欠陥もない正常な部位であり、黒色の矢印および白色の三角で示す黒色の部位（発光していない部位）は、内因的欠陥または外因的欠陥が存在している部位であることが分かった。
　次に、図１２の（ｃ）および（ｄ），（ｅ）および（ｆ），（ｇ）および（ｈ）をそれぞれ対比することによって、図１２の（ｃ），（ｅ），（ｇ）において発光せずに、図１２の（ｄ），（ｇ），（ｈ）において発光している部位を内因的欠陥が存在している部位（図１２の（ｃ）～（ｈ）において白色の三角で示される部位）であると特定することができた。また図１２の（ｃ），（ｅ），（ｇ）においても、図１２の（ｄ），（ｇ），（ｈ）においても発光していない部位（図１２の（ｃ）～（ｈ）において黒色の矢印で示される部位）を外因的欠陥が存在している部位であると特定することができた。
　本発明の太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価方法等は、太陽電池モジュールを製造する際に行われる欠陥についての評価、品質検査、および素子材料評価だけでなく、例えば、設置済みの太陽電池モジュールの定期的なメンテナンスにも利用可能であり、単なる検査機器等にとどまらず、広範な産業上の利用可能性が存在する。
　　１０　　評価装置
　　１１　　電流注入部（電流注入手段）
　　１２　　発光検出部（発光検出手段）
　　１３　　判定部（判定装置、判定手段）
　　１６　　画像生成部（画像生成手段）
　　２０　　交換指示装置
　　３０　　通信ネットワーク
　１００　　メンテナンスシステム
　１１０　　評価装置

Claims (22)

  1. 　太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価装置であって、
    　上記太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入手段と、
    　上記電流注入手段から注入された電流によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出手段と、
    　上記発光検出手段で検出した光のうち、上記第１の領域の発光強度と第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定手段と、を備えていることを特徴とする太陽電池の評価装置。
  2. 　さらに、上記発光検出手段によって検出された、第１の領域の光の発光強度に基づく第１の画像、および第２の領域の光の発光強度に基づく第２の画像を生成する画像生成手段を備えており、
    　上記判定手段は、上記画像生成手段によって生成された、上記第１の画像における上記第１の領域の発光強度と、上記第２の画像における上記第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別するものであることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池の評価装置。
  3. 　上記電流注入手段が注入する電流は、直流電流であることを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池の評価装置。
  4. 　上記電流注入手段は、上記太陽電池素子への光照射によって発生する光電流密度に相当する電流量を注入するものであることを特徴とする請求項１～３の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置。
  5. 　上記第１の領域の光を検出するために、上記電流注入手段が上記太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ１とし、上記発光検出手段が該第１の領域の光を検出する時間をｔ１とし、
    　上記第２の領域の光を検出するために、該電流注入手段が該太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ２として、該発光検出手段が該第２の領域の光を検出する時間をｔ２すると、
    　　　ｊ１　＜　ｊ２
    および／または、
    　　　ｔ１　＜　ｔ２
    の関係が満足されることを特徴とする請求項１～４の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置。
  6. 　上記発光検出手段は、第１の領域の光および第２の領域の光を同時に検出可能な光検出手段と、第１の領域の光または第２の領域の光のどちらかをそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタとを用いて検出するものであることを特徴とする請求項１～５の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置。
  7. 　上記光検出手段は、ＣＣＤカメラまたはイメージインテンシファイアーを備えていることを特徴とする請求項６に記載の太陽電池の評価装置。
  8. 　上記判定手段は、
    　　(i) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、
    　　(ii) 欠陥が存在すると判断した部位について、第２の領域の発光強度が第２の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断するものであることを特徴とする請求項１～７の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置。
  9. 　上記判定手段は、
    　　(iii) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、
    　　(iv) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断するものであることを特徴とする請求項１～７の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置。
  10. 　上記太陽電池素子は、シリコン半導体を主要部材として構成されたものであることを特徴とする請求項１～９の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置。
  11. 　太陽電池の欠陥について評価を行う太陽電池の評価方法であって、
    　上記太陽電池を構成する太陽電池素子に対して、順方向に電流を注入する電流注入工程と、
    　上記電流注入工程によって太陽電池素子から生じる発光のうち、波長８００ｎｍ～１３００ｎｍの第１の領域の光と、波長１４００ｎｍ～１８００ｎｍの第２の領域の光とを検出する発光検出工程と、
    　上記発光検出工程で検出した第１の領域の光の発光強度と第２の領域の光の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する判定工程と、を含んでいることを特徴とする太陽電池の評価方法。
  12. 　さらに、上記発光検出工程において検出された、第１の領域の光の発光強度に基づく第１の画像、および第２の領域の光の発光強度に基づく第２の画像を生成する画像生成工程を含んでおり、
    　上記判定工程は、上記画像生成工程において生成された、上記第１の画像における上記第１の領域の発光強度と、上記第２の画像における上記第２の領域の発光強度とを指標として、内因的欠陥と外因的欠陥とを分別する工程であることを特徴とする請求項１１に記載の太陽電池の評価方法。
  13. 　上記電流注入工程において注入する電流は、直流電流であることを特徴とする請求項１１または１２に記載の太陽電池の評価方法。
  14. 　上記電流注入工程において、上記太陽電池素子への光照射によって発生する光電流密度に相当する電流量を注入することを特徴とする請求項１１～１３の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法。
  15. 　上記第１の領域の光を検出するために、上記電流注入工程において上記太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ１とし、上記発光検出工程において該第１の領域の光を検出する時間をｔ１とし、
    　上記第２の領域の光を検出するために、該電流注入工程において該太陽電池素子に対して注入する電流量をｊ２として、該発光検出工程において該第２の領域の光を検出する時間をｔ２すると、
    　　　ｊ１　＜　ｊ２
    および／または、
    　　　ｔ１　＜　ｔ２
    の関係が満足されることを特徴とする請求項１１～１４の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法。
  16. 　上記発光検出工程において、第１の領域の光および第２の領域の光を同時に検出可能な光検出手段と、第１の領域の光または第２の領域の光のどちらかをそれぞれ選択的に通過させるバンドパスフィルタとを用いて検出することを特徴とする請求項１１～１５の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法。
  17. 　上記判定工程では、
    　　(i) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下の場合に欠陥が存在すると判断し、
    　　(ii) 上記(i)工程において欠陥が存在すると判断した部位について、第２の領域の発光強度が第２の閾値以上の場合には当該部位が内因的欠陥であると判断し、それ以外の部位を外因的欠陥と判断することを特徴とする請求項１１～１６の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法。
  18. 　上記判定工程では、
    　　(iii) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値以上である部位が、内因的欠陥であると判断し、
    　　(iv) 第１の領域の発光強度が第１の閾値以下であり、かつ第２の領域の発光強度が第２の閾値未満である部位が、外因的欠陥であると判断することを特徴とする請求項１１～１６の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法。
  19. 　上記太陽電池素子は、シリコン半導体を主要部材として構成されたものであることを特徴とする請求項１１～１８の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法。
  20. 　請求項１～１０の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置が、構造物に設置されている太陽電池の欠陥について評価を実行する工程と、
    　交換指示装置が、該評価装置の評価結果に基づき、上記内因的欠陥および／または上記外因的欠陥が存在する太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する工程と、を含んでいることを特徴とする太陽電池のメンテナンス方法。
  21. 　請求項１～１０の何れか１項に記載の太陽電池の評価装置と、
    　該評価装置の評価結果に基づき、構造物に設置されている太陽電池に存在する、上記内因的欠陥および／または上記外因的欠陥が存在する太陽電池素子の交換を、太陽電池素子の交換事業者に対して指示する交換指示装置と、を備えていることを特徴とする太陽電池のメンテナンスシステム。
  22. 　請求項１１～１９の何れか１項に記載の太陽電池の評価方法を一工程として含んでいることを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
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