WO2012036197A1 - 太陽電池の評価方法および評価装置 - Google Patents

太陽電池の評価方法および評価装置 Download PDF

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WO2012036197A1
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scribe line
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solar cell
substrate
scribe
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French (fr)
Inventor
和弘 山室
宏一 滝田
Original Assignee
株式会社アルバック
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to a method for measuring and evaluating the local photoelectric conversion efficiency of a solar cell, and an evaluation apparatus using this method. More specifically, the present invention relates to a method for measuring and evaluating at a predetermined position of a solar cell while preventing measurement at an incorrect position when measuring photoelectric conversion efficiency, and an evaluation apparatus using this method.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2010-209497 filed in Japan on Sep. 17, 2010, the contents of which are incorporated herein by reference.
  • a solar cell using a silicon single crystal is excellent in energy conversion efficiency per unit area.
  • a large amount of energy is consumed in the production of a silicon single crystal ingot as a material.
  • solar cells using amorphous (amorphous) silicon thin films hereinafter referred to as thin film silicon solar cells are widely used as cheaper solar cells.
  • a thin-film silicon solar cell uses a semiconductor film having a layer structure called a pin junction in which an amorphous silicon film (i-type) that generates electrons and holes when receiving light is sandwiched between p-type and n-type silicon films. Electrodes are formed on both sides of the semiconductor film. Electrons and holes generated by sunlight move actively due to the potential difference between the p-type and n-type semiconductors, and this is continuously repeated, causing a potential difference between the electrodes on both sides.
  • i-type amorphous silicon film
  • a transparent electrode such as TCO (Transparent Conductive Oxide) is formed as a lower electrode on a glass substrate on the light receiving surface side, and amorphous silicon is included thereon.
  • a semiconductor film, an Ag thin film to be an upper electrode, or the like is formed.
  • a thin-film silicon solar cell including a photoelectric conversion body including such upper and lower electrodes and a semiconductor film has a small potential difference and a problem of resistance value only by forming each layer uniformly over a wide area on the substrate. Therefore, for example, partition elements in which the photoelectric conversion bodies are electrically partitioned for each predetermined size are formed, and the partition elements adjacent to each other are electrically connected to each other.
  • a plurality of strip-shaped partition elements are formed by forming grooves called scribe lines (scribe lines) with a laser beam or the like in a photoelectric converter uniformly formed over a large area on a substrate.
  • the partition elements are electrically connected in series or in parallel.
  • a thin film silicon solar battery in which a photoelectric conversion body is mounted as a module, there are various ways of arranging a plurality of cells in a single module.
  • This arrangement method is called cell design, and is determined by the width, area, number, etc. of cells partitioned by scribe lines. For example, when the area of the module is constant and each cell is connected in series, the area of the cell decreases when the number of cells is increased, and the area increases when the number of cells is decreased. That is, reducing the area of each cell in a single module having a constant area increases the number of cells having a series structure and increases the voltage to be generated. At this time, the generated current decreases.
  • Patent Document 1 In order to investigate the structural defects contained in the cell, a direct current is introduced into the cell, the photoluminescence and electroluminescence generated at this time are measured, the distribution of emission intensity is measured, and the photoelectric conversion efficiency of this cell is evaluated. Is disclosed (Patent Document 1).
  • a solar cell evaluation method different from the method of Patent Document 1 there is a method of measuring local photocurrent conversion efficiency (hereinafter sometimes referred to as local efficiency) in a thin-film silicon solar cell module.
  • local efficiency local photocurrent conversion efficiency
  • a minicell is produced in a predetermined cell to be measured, and the photocurrent conversion efficiency of the minicell is measured. Since the measurement of the local efficiency is a destructive inspection, it is not allowed to make a mistake in the production position of the minicell.
  • the minicell since the minicell is manufactured based on the cell design information input by the operator, there is a possibility that a human error occurs. That is, if an incorrect cell design is input, a minicell is produced at an incorrect position, and the solar cell module may be damaged.
  • the present invention has been made in view of the above circumstances, and in a thin-film silicon solar cell, the position where photoelectric conversion efficiency should be evaluated can be reliably recognized, and the local photoelectric conversion efficiency can be measured. It is an object to provide a battery evaluation method and an evaluation apparatus.
  • a photoelectric conversion body in which at least a first electrode layer, a semiconductor layer, and a second electrode layer are stacked in this order is formed on one surface of a substrate.
  • a method for evaluating photoelectric conversion efficiency of a solar cell in which a body is electrically partitioned by a scribe line, where n is a natural number, an nth scribe line and an (n + 1) th scribe from one edge of the substrate A step of detecting a line; a step of insulating a predetermined region to be evaluated from a peripheral region in a region defined by the nth scribe line and the n + 1th scribe line;
  • the method includes: irradiating a region including the region with light; and measuring a current-voltage characteristic in the predetermined region during light irradiation.
  • the step of detecting a scribe line detects the first scribe line from the one end edge of the substrate, and sequentially detects and counts up the scribe line in the direction of the other end edge of the substrate.
  • the nth and the (n + 1) th scribe lines may be detected.
  • a photoelectric conversion body in which at least a first electrode layer, a semiconductor layer, and a second electrode layer are stacked in this order is formed on one surface of a substrate.
  • An apparatus for evaluating the photoelectric conversion efficiency of a solar cell whose body is electrically partitioned by a scribe line, where n is a natural number, the nth scribe line and the (n + 1) th scribe line from one edge of the substrate A detection unit that detects a line; and an insulation processing unit that insulates a predetermined region to be evaluated from a peripheral region in a region partitioned by the nth scribe line and the n + 1th scribe line; An irradiation unit that irradiates light to a region including the predetermined region; a measurement unit that measures current-voltage characteristics in the predetermined region during light irradiation; the detection unit, the insulation processing unit, the irradiation unit, and the front A control unit that controls the measurement unit based on the solar cell evaluation method according to any one of (1) to (3) above.
  • the region partitioned by two scribe lines and the photoelectric conversion efficiency in the region are evaluated. It is possible to reliably recognize the local region that should be. For this reason, the local photoelectric conversion efficiency of the region to be evaluated can be reliably measured.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a minicell formed in a solar cell after an insulation process, and is a cross-sectional view taken along line II in FIG. 5.
  • FIG. 9 is a sectional view taken along line XX in FIG.
  • FIG. 9 is a cross-sectional view taken along line YY of FIG.
  • It is a schematic perspective view which illustrates one Embodiment of the evaluation apparatus which concerns on this invention.
  • It is a schematic block diagram which illustrates another embodiment of the evaluation apparatus which concerns on this invention.
  • FIG. 1 is an enlarged perspective view illustrating a thin film silicon solar cell used in the evaluation method of the present invention.
  • 2 is an enlarged cross-sectional view of a main part showing the layer configuration of the solar cell of FIG. 1
  • FIG. 3 is an enlarged cross-sectional view of a portion indicated by a symbol Z in FIG.
  • a photoelectric conversion body 12 is formed on one surface 11 a of a transparent insulating substrate 11.
  • the substrate 11 is formed of an insulating material that is excellent in sunlight transmittance and durable, such as a crow or a transparent resin. Sunlight S enters from the other surface 11 b side of the substrate 11.
  • the photoelectric conversion body 12 is formed by laminating a first electrode (lower electrode) layer 13, a semiconductor layer 14, and a second electrode (upper electrode) layer 15 in this order from the substrate 11 side.
  • the first electrode layer 13 is made of a transparent conductive material, for example, a light transmissive metal oxide such as TCO or ITO (Indium Tin Oxide).
  • the second electrode layer 15 is formed of a conductive metal film such as Ag or Cu.
  • the semiconductor layer 14 has, for example, a pin junction structure in which an i-type silicon film 16 is sandwiched between a p-type silicon film 17 and an n-type silicon film 18 as shown in FIG.
  • an i-type silicon film 16 is sandwiched between a p-type silicon film 17 and an n-type silicon film 18 as shown in FIG.
  • sunlight enters the semiconductor layer 14 electrons and holes are generated, and the electrons and holes are actively moved by the potential difference between the p-type silicon film 17 and the n-type silicon film 18, and this is repeated continuously.
  • a potential difference is generated between the first electrode layer 13 and the second electrode layer 15 (photoelectric conversion).
  • As the material of the silicon film amorphous type, nanocrystal type, or the like is used.
  • the photoelectric converter 12 is divided by a scribe line 19 into a large number of partition elements 21, 21,.
  • the partition elements 21, 21,... Are electrically partitioned from each other, and are electrically connected in series, for example, between the partition elements 21 adjacent to each other.
  • the photoelectric conversion body 12 has a structure in which the partition elements 21, 21... Are all electrically connected in series, and can extract a current with a high potential difference.
  • the scribe line 19 is formed, for example, by forming the photoelectric conversion body 12 uniformly on the first surface 11a of the substrate 11 and then forming grooves in the photoelectric conversion body 12 at a predetermined interval with a laser or the like.
  • the scribe line 19 is a groove from which the semiconductor layer 14 and the second electrode layer 15 are removed.
  • a protective layer (not shown) containing an insulating resin or the like on the second electrode layer 15 constituting the photoelectric converter 12.
  • FIG. 4 shows a top view of the thin-film silicon solar cell 10 in which a plurality of partition elements 21 are arranged on the substrate 11 constituting the module 1.
  • the individual partition elements 21 are referred to as “cells”.
  • a region defined by the first scribe line 19a and the second scribe line 19b from the one end edge 11c is the first cell (cell 1).
  • a region defined by the fifth scribe line 19c and the sixth scribe line 19d from the one end edge 11c of the substrate is the fifth cell (cell 5).
  • the (m + 1) th scribe line 19e from the one end edge 11c of the substrate defines the mth cell (cell m).
  • a wiring region 22 is provided on one end edge 11c and the other end edge 11d of the substrate.
  • n is a natural number
  • a predetermined nth cell (cell n) in which a minicell is to be manufactured in this module 1 is an nth scribe line 19f and an n + 1th scribe line 19g from one end edge 11c of the substrate. It is divided by. Therefore, in order to recognize the position of a predetermined nth cell, the nth scribe line 19f may be detected. Thereafter, the n + 1th scribe line 19g is naturally guided to be a scribe line adjacent to the nth scribe line 19g on the other end edge 11d side of the substrate.
  • the first detection method is to detect the first scribe line 19a from one end edge 11c of the substrate, and sequentially detect and count up (count up) the scribe line in the direction of the other end edge 11d of the substrate.
  • This is a method of detecting the nth scribe line 19f. According to this first method, the nth scribe line can be reliably detected.
  • the second detection method is to measure the distance L between the first scribe line 19a and the (m + 1) th scribe line 19e from the one end edge 11c of the substrate, with the unit of distance L, distance R, and distance T being meters.
  • the distance R between the scribe lines per section is calculated. From this calculation result, it is estimated that the nth scribe line 19f is located at a distance T from the first scribe line 19a, and the nth scribe line 19f is detected at the distance T.
  • the distance R is obtained by the following (Formula 1).
  • the distance T is obtained by the following (Formula 2).
  • m is preferably a natural number smaller than n.
  • R L ⁇ m (Formula 1)
  • T R ⁇ (n ⁇ 1) (Formula 2)
  • the width of each cell in module 1 (the distance between the scribe lines that divide each cell) is the same. If the distance between the scribe lines from the first scribe line to the nth scribe line is different, the difference T is corrected and the distance T is calculated.
  • the nth scribe line 19f After detecting the nth scribe line 19f by the first or second detection method, it is easy to detect the adjacent n + 1th scribe line 19g.
  • the nth scribe line and the (n + 1) th scribe line By detecting the nth scribe line and the (n + 1) th scribe line, the position of the nth cell (cell n) partitioned by the two scribe lines can be recognized.
  • a device including a CCD camera or the like is used to recognize an image of the scribe line 19, or a device including an optical sensor for detecting transmitted light or reflected light is used.
  • a method for optically detecting the scribe line 19, a method for detecting the scribe line 19 ultrasonically using an apparatus including an ultrasonic sensor for measuring displacement from reflected sound waves, or a contact type for measuring displacement by a contactor A method of detecting the scribe line 19 by using an apparatus including a displacement sensor or the like can be mentioned.
  • an insulating step is performed in which an insulating region is formed by insulating a predetermined region from a peripheral region in the nth cell (cell n) to be evaluated.
  • the insulation process is performed as shown in FIGS. 5 and 6, for example.
  • 5 and 6 are diagrams illustrating the solar cell after the insulating process, FIG. 5 is a top view, and FIG. 6 is a cross-sectional view taken along the line II of FIG. That is, the two insulating lines R2 and R3 are formed by removing the semiconductor layer 14 and the second electrode layer 15.
  • Each of the insulating lines R2 and R3 is provided so as to straddle two adjacent scribe lines 19f and 19g.
  • a single insulating line R1 is formed by removing the semiconductor layer 14 and the second electrode layer 15 so as to straddle the two insulating lines R2 and R3.
  • the insulating lines R2 and R3 extend in a direction orthogonal to the scribe lines 19f and 19g.
  • the insulated wire R1 extends in a direction orthogonal to the insulated wires R2 and R3.
  • the insulating lines R1 to R3 are formed, for example, by irradiating the solar cell 10 with a laser.
  • the insulating lines R1 to R3 can be provided by removing the semiconductor layer 14 and the second electrode layer 15 at the same time using the same kind of laser (laser having the same wavelength).
  • the insulating lines R1 to R3 are formed by removing only the two layers of the semiconductor layer 14 and the second electrode layer 15.
  • the insulating region D1 (minicell) surrounded by the single scribe line 19f and the three insulating lines R1 to R3 is included in the partition element 21s (nth cell).
  • symbol B indicates a portion where the semiconductor layer 14 and the substrate 11 are in contact
  • symbol C indicates that the first electrode layer 13 and the second electrode layer 15 are connected. Indicates the site.
  • an irradiation step of irradiating light to a region including the insulating region is performed after the insulating step.
  • the region irradiated with light may include the insulating region D ⁇ b> 1 and the region located outside the insulating region D ⁇ b> 1 may be irradiated with light.
  • Light is irradiated from the second surface 11 b of the solar cell 10.
  • a measurement step for obtaining current-voltage characteristics in the insulating region during light irradiation is then performed.
  • the second electrode layer 15 in the insulating region D ⁇ b> 1 and the second electrode layer 15 in the region D ⁇ b> 2 adjacent to the insulating region D ⁇ b> 1 (light irradiation surface of the solar cell 10 and Is in contact with the probe on the opposite surface.
  • a scribe line 19f is formed between the region D2 and the insulating region D1.
  • the second electrode layer 15 is a layer formed above the first surface 11a opposite to the second surface 11b irradiated with light.
  • the insulating region D1 is reliably insulated from the peripheral region in the partition element 21s, and thus is not affected by the peripheral region. For example, current generated in the peripheral region does not flow through the insulating region D1. Therefore, even when the structural defect A exists in the region D2 or the region D3 adjacent to the insulating region D1, the photoelectric conversion efficiency in the insulating region D1 can be evaluated with high accuracy.
  • an insulating line R2 is formed between the region D3 and the insulating region D1. Further, even when the structural defect A exists in a region other than the region D2 or D3, similarly, the photoelectric conversion efficiency in the insulating region D1 can be evaluated with high accuracy.
  • the semiconductor layer 14 and the second electrode layer 15 are removed between two adjacent scribe lines 19 f and 19 g formed in the photoelectric converter 12.
  • Four formed insulating lines R4 to R7 were provided, and a rectangular insulating region D4 (minicell) surrounded by these insulating lines R4 to R7 was formed.
  • D4 rectangular insulating region surrounded by these insulating lines R4 to R7 was formed.
  • the insulating region surrounded only by the insulating line is formed in this way, the influence of the scribe line is eliminated, and the distribution of the current-voltage characteristics in the insulating region can be measured.
  • region enclosed only by an insulated wire triangle shape, pentagon shape, circular shape etc. may be sufficient, for example.
  • Whether or not to form an insulating region (minicell) that does not include a scribe line or an insulating region (minicell) that includes a scribe line in the insulating process may be determined depending on the situation.
  • FIG. 8 shows an insulating process in which an insulating region D5 surrounded by only insulating lines, a scribe line 19g, and three scribe lines 19g are formed between two adjacent scribe lines 19f and 19g formed in the photoelectric converter 12.
  • 9 shows a cross section taken along line XX of FIG. 8
  • FIG. 10 shows a cross section taken along line YY of FIG.
  • the insulating region D5 is formed in a rectangular shape by four insulating wires R8 to R11.
  • the insulating region D6 extends in parallel with the insulating lines R12 and R13 extending across the scribe line 19g and extending from the scribe line 19g toward the scribe line 19f to the substantially central region of the partition element 21 (cell n).
  • the insulating line R14 extending along the scribe line 19g and the scribe line 19g are formed so as to straddle the insulating lines R12 and R13. 9 and 10 show the probe 330.
  • the current-voltage characteristics of both are compared. By doing so, it is possible to measure the distribution of the current-voltage characteristics due to the influence of the scribe line.
  • An embodiment of the evaluation apparatus includes a detection unit that detects an nth scribe line and an (n + 1) th scribe line from one end edge of the substrate based on the evaluation method described above, and a partition element to be measured ( An insulating treatment part that insulates a predetermined region in the cell from the peripheral region to form an insulating region (minicell), an irradiation unit that irradiates light to the region including the insulating region, and a current voltage in the insulating region during light irradiation A measurement unit that measures characteristics, and a control unit that controls the detection unit, the insulation processing unit, the irradiation unit, and the measurement unit based on the evaluation method described above.
  • the detection unit for example, an image recognition device including a CCD camera or the like is used.
  • the insulation processing unit for example, a laser irradiation apparatus including a laser light source is used.
  • the light irradiation apparatus provided with the light source is used, for example.
  • “light source” refers to “light source that constitutes an irradiation unit” and is distinguished from “laser light source that constitutes an insulation processing unit”.
  • the measurement unit for example, a current / voltage measuring device including a plurality of probes is used.
  • the control unit for example, a computer that controls operations of the image recognition device, a laser light source, a light source, and a probe is used.
  • the image recognition apparatus, the laser light source, the light source, and the probe are preferably configured to be able to move independently on the partition elements of the solar cell.
  • the evaluation apparatus preferably includes a plurality of first fixing parts to which the image recognition apparatus, the laser light source, the light source, and the probe are separately fixed.
  • the plurality of first fixing portions are arranged by moving the image recognition device, the laser light source, the light source, and the probe to desired positions.
  • the evaluation device includes a first control unit such as a computer that is electrically connected to the first fixing unit and automatically controls the movement of the first fixing unit.
  • an evaluation apparatus is provided with the 2nd fixing
  • the second fixing portion is arranged by moving the solar cell to a desired position.
  • the evaluation apparatus includes a second control unit such as a computer that is electrically connected to the second fixing unit and automatically controls the movement of the second fixing unit.
  • the first control unit and the second control unit may be integrated.
  • FIG. 11 is a schematic configuration diagram illustrating an embodiment of an evaluation apparatus according to the present invention.
  • the laser irradiation apparatus 31 is disposed so as to face the substrate of the solar cell 10 on which the plurality of partition elements 21 are formed.
  • the light irradiation device 32 is disposed so as to face the substrate of the solar cell 10, and the two probes 330 are disposed so as to be in contact with the second electrode layer 15 of the solar cell 10.
  • the image recognition device 34 is arranged so as to face the substrate of the solar cell 10.
  • the image recognition device 34 is preferably installed on the second electrode layer 15 side in order to easily recognize the scribe line formed by removing the second electrode layer side 15 and the semiconductor layer 14.
  • a computer that controls the operations of the laser irradiation device 31, the light irradiation device, the probe 330, and the image recognition device 34 is also included in the configuration of the evaluation device 3, but this computer is not shown.
  • Each of the laser irradiation device 31, the light irradiation device 32, the current-voltage measuring device 33, the image recognition device 34, and the solar cell 10 is fixed to the first fixing portion or the second fixing portion (not shown) and is independent. Thus, it can move in any of the X-axis direction, Y-axis direction, and Z-axis direction in the figure.
  • the current / voltage measuring instrument a measuring instrument including two probes in which a voltage probe and a current probe are integrally provided is shown. However, for example, a voltage probe and a current probe are separately provided. It is also possible to use a so-called four-terminal type current / voltage measuring instrument provided with two probes.
  • a current / voltage measuring device including two probes is shown, but a measuring device including multiple probes of two may be used.
  • the measuring instrument having such a configuration can simultaneously measure current-voltage characteristics in a plurality of insulating regions, or can simultaneously measure current-voltage characteristics with a plurality of probes for one insulating region.
  • the light irradiation device may be a light irradiation device including one light source, or may be a light irradiation device including a plurality of light sources.
  • the laser irradiation device 31 and the image recognition device 34 are depicted as devices independent of each other. However, as shown in FIG. 12, if a half mirror 340 is used, an integrated apparatus configuration in which both apparatuses include an optical system that shares the objective lens 341 can be realized.
  • the partition element is provided with an insulating region to be evaluated that is insulated from the periphery, and the region including the insulating region is irradiated with light, so that the current in the insulating region is not affected by the peripheral region.
  • Voltage characteristics can be measured, and photoelectric conversion efficiency can be locally evaluated with high accuracy. For example, if a plurality of insulating regions whose current-voltage characteristics are measured have an insulating region having a photoelectric exchange efficiency that is significantly different from that of other insulating regions, a structural defect exists in this region. I can judge.

Landscapes

  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Testing Of Individual Semiconductor Devices (AREA)

Abstract

　基板の一面に、少なくとも第一電極層、半導体層、第二電極層をこの順に重ねた光電変換体が形成され、この光電変換体がスクライブ線によって電気的に区画されている太陽電池の光電変換効率を評価する方法であって、ｎを自然数とした場合に、前記基板の一端縁からｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出する工程と、前記ｎ番目のスクライブ線と前記ｎ＋１番目のスクライブ線とで区画された領域内で、評価対象とする所定領域を周辺領域から絶縁する工程と、絶縁された前記所定領域を含む領域に光を照射する工程と、光照射時の前記所定領域における電流電圧特性を測定する工程と、を有することを特徴とする。

Description

太陽電池の評価方法および評価装置
　本発明は、太陽電池の局所的な光電変換効率を測定して評価する方法と、この方法を使用する評価装置とに関する。より詳しくは、光電変換効率を測定する際に、誤った位置で測定することを防ぎ、太陽電池の所定の位置で確実に測定して評価する方法と、この方法を使用する評価装置とに関する。
　本願は、２０１０年０９月１７日に、日本に出願された特願２０１０－２０９４９７号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　低炭素エネルギーの効率的な利用の観点から、近年、太陽電池はますます広く一般に利用されつつある。シリコン単結晶を利用した太陽電池は、単位面積当たりのエネルギー変換効率に優れているが、材料となるシリコン単結晶インゴットの製造に大量のエネルギーが費やされるため、製造コストが高いという問題がある。特に屋外などに設置される大面積の太陽電池を、シリコン単結晶を利用して実現しようとすると、相当にコストが掛かるのが現状である。そこで、アモルファス（非晶質）シリコン薄膜を利用した太陽電池（以下では、薄膜シリコン太陽電池という）が、より安価な太陽電池として普及している。
　薄膜シリコン太陽電池は、光を受けると電子とホールを発生するアモルファスシリコン膜（ｉ型）を、ｐ型及びｎ型のシリコン膜で挟んだｐｉｎ接合と呼ばれる層構造の半導体膜を用いて、この半導体膜の両面にそれぞれ電極を形成したものである。太陽光によって発生した電子とホールは、ｐ型・ｎ型半導体の電位差によって活発に移動し、これが連続的に繰り返されることで両面の電極に電位差が生じる。
　こうした薄膜シリコン太陽電池の具体的な構成としては、例えば、受光面側のガラス基板にＴＣＯ（Transparent Conductive Oxide）などの透明電極を、下部電極として成膜し、そして、この上にアモルファスシリコンを含む半導体膜や、上部電極となるＡｇ薄膜などを形成する。このような上下電極と半導体膜とを含む光電変換体を備えた薄膜シリコン太陽電池は、基板上に広い面積で均一に各層を成膜しただけでは電位差が小さく、抵抗値の問題も有する。そのため、例えば、光電変換体を所定のサイズごとに電気的に区画した区画素子を形成し、互いに隣接する区画素子どうしを電気的に接続する。具体的には、基板上に広い面積で均一に形成した光電変換体に、レーザー光などでスクライブ線（スクライブライン）と称される溝を形成して多数の短冊状の区画素子（セル）とし、この区画素子どうしを電気的に直列又は並列に接続した構造とする。
　光電変換体をモジュールとして実装した薄膜シリコン太陽電池では、単一のモジュール内に複数のセルを配置する仕方が幾通りもある。この配置の仕方は、セルデザインと呼ばれ、スクライブ線で区画されたセルの幅、面積、個数等によって決まる。
　例えば、モジュールの面積が一定で、各セルを直列につないだ場合、セルの個数を増やすとセルの面積は減少し、セルの個数を減らすと面積は増加する。つまり、面積が一定の単一モジュール内で個々のセル面積を減らすことは、直列構造をとるセルの数が増加して、発電する電圧を増加することになる。このとき、発電する電流は減少する。逆に、個々のセル面積を増やすことは、直列構造をとるセルの数が減少して、発電する電流を増加することになる。このとき、発電する電圧は低下する。
　また、単一モジュール内のセルの個数が同じであっても、電流電圧をモジュールから取り出す配線領域の面積が変わると、セルの面積が増減する。
　ところで、セルに含まれる構造欠陥を調べるために、セルに直流電流を導入して、この時に生じるフォトルミネッセンスやエレクトロルミネッセンスを測定して発光強度の分布を測定し、このセルの光電変換効率を評価する方法が開示されている（特許文献１）。
　特許文献１の方法と異なる太陽電池の評価方法として、薄膜シリコン太陽電池のモジュールにおいて、局所的な光電流変換効率（以下、局所効率ということがある）を測定する方法がある。この方法の場合、測定対象である所定のセルに、ミニセルを作製して、このミニセルの光電流変換効率を測定する。この局所効率の測定は破壊検査であるため、ミニセルの作製位置を誤ることは許されない。
　しかしながら、従来の測定用装置では、オペレーターが入力したセルデザインの情報に基づいてミニセルを作製しているため、人為的なミスが起こる恐れがある。つまり、誤ったセルデザインを入力した場合、誤った位置にミニセルを作製してしまい、太陽電池のモジュールを破損してしまう恐れがある。
国際公開第２００６／０５９６１５号パンフレット
　本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、薄膜シリコン太陽電池において、光電変換効率を評価すべき位置を確実に認識して、局所的な光電変換効率を測定することができる、太陽電池の評価方法及び評価装置の提供を課題とする。
　（１）　本発明の一態様にかかる太陽電池の評価方法は、基板の一面に、少なくとも第一電極層、半導体層、第二電極層をこの順に重ねた光電変換体が形成され、この光電変換体がスクライブ線によって電気的に区画されている太陽電池の光電変換効率を評価する方法であって：ｎを自然数とした場合に、前記基板の一端縁からｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出する工程と；前記ｎ番目のスクライブ線と前記ｎ＋１番目のスクライブ線とで区画された領域内で、評価対象とする所定領域をその周辺領域から絶縁する工程と；絶縁された前記所定領域を含む領域に光を照射する工程と；光照射時の前記所定領域における電流電圧特性を測定する工程と；を有する
　（２）　上記（１）に記載の太陽電池の評価方法では、前記スクライブ線を検出する工程が、前記基板の前記一端縁から１番目のスクライブ線を検出し、前記基板の他端縁の方向へ、順次、前記スクライブ線を検出してカウントアップすることによって、前記ｎ番目及び前記ｎ＋１番目のスクライブ線を検出するようにしてもよい。
　（３）　上記（１）に記載の太陽電池の評価方法では、前記スクライブ線を検出する工程が、ｍを自然数、距離Ｌと距離Ｒと距離Ｔの単位をメートルとした場合に、前記基板の前記一端縁から前記１番目のスクライブ線とｍ＋１番目のスクライブ線との距離Ｌを測定し、１区画を形成する２本の前記スクライブ線間の距離Ｒを下記の式１から算出し、前記ｎ番目のスクライブ線が、前記１番目のスクライブ線から、下記の式２から算出される距離Ｔに位置すると推定することによって、前記ｎ番目及び前記ｎ＋１番目のスクライブ線を検出するようにしてもよい。
　Ｒ＝Ｌ÷ｍ　　　・・・（式１）
　Ｔ＝Ｒ×（ｎ－１）　　　・・・（式２）
　（４）　本発明の一態様にかかる太陽電池の評価装置は、基板の一面に、少なくとも第一電極層、半導体層、第二電極層をこの順に重ねた光電変換体が形成され、この光電変換体がスクライブ線によって電気的に区画されている太陽電池の光電変換効率を評価する装置であって：ｎを自然数とした場合に、前記基板の一端縁からｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出する検出部と；前記ｎ番目のスクライブ線と前記ｎ＋１番目のスクライブ線とで区画された領域内で、評価対象とする所定領域をその周辺領域から絶縁させる絶縁処理部と；絶縁された前記所定領域を含む領域に光を照射する照射部と；光照射時の前記所定領域における電流電圧特性を測定する測定部と；前記検出部、前記絶縁処理部、前記照射部、及び前記測定部を、上記（１）～（３）のいずれか一項に記載の太陽電池の評価方法に基づいて制御する制御部と；を備える。
　本発明の上記態様に係る太陽電池の評価方法又は太陽電池の評価装置によれば、薄膜シリコン太陽電池において、２本のスクライブ線で区画された領域と、その領域内の光電変換効率を評価すべき局所領域とを確実に認識できる。このため、評価すべき領域の局所的な光電変換効率を確実に測定できる。
本発明の評価方法の一実施形態によって評価される太陽電池の要部を示す拡大斜視図である。 同要部の拡大断面図である。 図２の符号Ｚで表された部位を示す拡大断面図である。 モジュールを構成する基板上に、複数の区画素子が配置された太陽電池の上面図である。 絶縁工程後の太陽電池に形成されたミニセルを例示する図であり、太陽電池の要部の拡大上面図である。 絶縁工程後の太陽電池に形成されたミニセルを例示する図であり、図５のＩ－Ｉ線における断面図である。 変形例にかかる絶縁工程後の太陽電池に形成されたミニセルを例示する図であり、太陽電池の要部を模式的に示した拡大上面図である。 変形例にかかる絶縁工程後の太陽電池に形成されたミニセルを例示する図であり、太陽電池の要部を模式的に示した拡大上面図である。 図８のＸ－Ｘ線における断面図である。 図８のＹ－Ｙ線における断面図である。 本発明に係る評価装置の一実施形態を例示する概略斜視図である。 本発明に係る評価装置の別の実施形態を例示する概略構成図である。
　以下、本発明の好適な実施形態について図を参照しながら詳細に説明するが、本発明は本実施形態に開示の構成及び方法のみに限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲に置いて種々の変更が可能である。また、以下の説明で用いる図面は、本発明の特徴をわかりやすくするために、便宜上、要部となる部分を拡大して示している場合があり、各構成要素の寸法比率などが実際と同じであるとは限らない。
　図１は、本発明の評価方法に供される薄膜シリコン太陽電池を例示する拡大斜視図である。また、図２は図１の太陽電池の層構成を示す要部拡大断面図であり、図３は図２の符号Ｚで表された部位を拡大した断面図である。
　太陽電池１０は、透明な絶縁性の基板１１の一面１１ａに光電変換体１２が形成されたものである。基板１１は、例えば、カラスや透明樹脂など、太陽光の透過性に優れ、かつ耐久性のある絶縁材料で形成される。こうした基板１１の他面１１ｂ側から太陽光Ｓが入射する。
　光電変換体１２は、基板１１側から順に第一電極（下部電極）層１３、半導体層１４、第二電極（上部電極）層１５が積層されたものである。第一電極層１３は、透明な導電材料、例えば、ＴＣＯ、ＩＴＯ（Indium Tin Oxide）などの光透過性の金属酸化物から形成される。また、第二電極層１５は、Ａｇ、Ｃｕなど導電性の金属膜によって形成される。
　半導体層１４は、例えば、図３に示すように、ｐ型シリコン膜１７とｎ型シリコン膜１８との間にｉ型シリコン膜１６を挟んだｐｉｎ接合構造を有する。そして、この半導体層１４に太陽光が入射すると電子とホールとが生じて、ｐ型シリコン膜１７とｎ型シリコン膜１８との電位差によって電子及びホールが活発に移動し、これが連続的に繰り返されることで第一電極層１３と第二電極層１５との間に電位差が生じる（光電変換）。なお、シリコン膜の材料としては、アモルファス型、ナノクリスタル型等の材料が用いられる。
　光電変換体１２は、スクライブ線１９によって、例えば外形が短冊状の多数の区画素子２１，２１・・・に分割されている。この区画素子２１，２１・・・は互いに電気的に区画されるとともに、例えば互いに隣接する区画素子２１同士の間で、電気的に直列に接続される。これにより、光電変換体１２は、区画素子２１，２１・・・を全て電気的に直列に繋いだ構造を有し、高い電位差の電流を取り出すことができる。スクライブ線１９は、例えば、基板１１の第一面１１ａに均一に光電変換体１２を形成した後、レーザーなどによって光電変換体１２に所定の間隔で溝を形成することにより形成される。このスクライブ線１９は、半導体層１４及び第二電極層１５が除去された溝である。
　なお、こうした光電変換体１２を構成する第二電極層１５の上に、さらに絶縁性の樹脂などを含む保護層（図示せず）を形成するのが好ましい。
＜太陽電池の評価方法＞
（スクライブ線の検出工程）
　モジュール１を構成する基板１１上に、複数の区画素子２１が配置された薄膜シリコン太陽電池１０の上面図を図４に示す。以下では、個々の区画素子２１を「セル」という。
　基板１１上で、その一端縁１１ｃから１番目のスクライブ線１９ａ及び２番目のスクライブ線１９ｂによって区画された領域が第一のセル（セル１）である。同様に、基板の一端縁１１ｃから５番目のスクライブ線１９ｃ及び６番目のスクライブ線１９ｄによって区画された領域が第五のセル（セル５）である。従って、ｍを自然数とした場合、基板の一端縁１１ｃからｍ＋１番目のスクライブ線１９ｅは、第ｍのセル（セルｍ）を区画する。
　また、基板の一端縁１１ｃ及び他端縁１１ｄには、配線領域２２が設けられている。
　ｎを自然数とした場合に、このモジュール１内で、ミニセルを作製すべき所定の第ｎのセル（セルｎ）は、基板の一端縁１１ｃからｎ番目のスクライブ線１９ｆ及びｎ＋１番目のスクライブ線１９ｇによって区画される。
　したがって、所定の第ｎのセルの位置を認識するためには、ｎ番目のスクライブ線１９ｆを検出すればよい。その後、ｎ＋１番目のスクライブ線１９ｇは、ｎ番目のスクライブ線１９ｇに隣接する、基板の他端縁１１ｄ側のスクライブ線であることが当然に導かれる。
　ｎ番目のスクライブ線１９ｆを検出する方法としては、下記２つの検出方法が好適である。
　第一の検出方法は、基板の一端縁１１ｃから１番目のスクライブ線１９ａを検出し、基板の他端縁１１ｄの方向へ、順次、スクライブ線を検出してカウントアップする（数え上げる）ことによって、ｎ番目のスクライブ線１９ｆを検出する方法である。
　この第一の方法によれば、確実にｎ番目のスクライブラインを検出できる。
　第二の検出方法は、距離Ｌ、距離Ｒ、距離Ｔの単位をメートルとして、基板の一端縁１１ｃから１番目のスクライブ線１９ａと、ｍ＋１番目のスクライブ線１９ｅとの距離Ｌを測定し、１区画あたりのスクライブ線間の距離Ｒを算出する。この算出結果から、ｎ番目のスクライブ線１９ｆが、１番目のスクライブ線１９ａから距離Ｔの位置にあると推定し、その距離Ｔの位置にて、ｎ番目のスクライブ線１９ｆを検出する方法である。
　ここで、距離Ｒは、下記の（式１）で求められる。距離Ｔは、下記の（式２）で求められる。また、ｍは、ｎよりも小さい自然数であることが好ましい。
　Ｒ＝Ｌ÷ｍ　　　・・・（式１）
　Ｔ＝Ｒ×（ｎ－１）　　　・・・（式２）
　この第二の方法によれば、前述の第一の検出方法よりも、短時間でｎ番目のスクライブ線を検出できる場合がある。例えば、ｎ＝１０００である場合、ｍ＝１０とすることよって、距離Ｔを算出し、その距離Ｔの位置へ一足飛びに移動して、ｎ番目のスクライブラインを検出できる。つまり、ｎ＞＞ｍである場合に、第二の方法を用いることが好ましい。
　第二の検出方法では、モジュール１における各セルの幅（各セルを区画するスクライブ線間の距離）が同じであることが前提となる。１番目のスクライブ線からｎ番目のスクライブ線までの、各スクライブ線間距離が異なる場合は、その差異を補正して、距離Ｔを算出する。
　第一または第二の検出方法によってｎ番目のスクライブ線１９ｆを検出した後、隣接するｎ＋１番目のスクライブ線１９ｇを検出するのは容易である。ｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出することで、この２本のスクライブ線で区画された第ｎのセル（セルｎ）の位置が認識できる。
　なお、スクライブ線１９を検出する方法としては、ＣＣＤカメラ等を備えた装置を用いて、スクライブ線１９を画像認識する方法、透過光または反射光を検出する光センサ等を備えた装置を用いて、スクライブ線１９を光検出する方法、反射音波から変位を測定する超音波センサ等を備えた装置を用いて、スクライブ線１９を超音波検出する方法、又は、接触子により変位を測定する接触式変位センサ等を備えた装置を用いて、スクライブ線１９を検出する方法が挙げられる。
（絶縁工程）
　本発明に係る評価方法の一実施形態では、まず、評価対象の上記第ｎのセル（セルｎ）内で、所定領域を周辺領域から絶縁させて絶縁領域を形成する絶縁工程を行う。絶縁工程は、例えば、図５，図６に示すように行われる。図５，図６は、絶縁工程後の太陽電池を例示する図であり、図５は上面図、図６は図５のＩ－Ｉ線における断面図である。すなわち、半導体層１４及び第二電極層１５を取り除くことによって二本の絶縁線Ｒ２及びＲ３を形成する。絶縁線Ｒ２及びＲ３の各々は、隣り合う二本のスクライブ線１９ｆ及び１９ｇに跨るように設けられている。さらにこれら二本の絶縁線Ｒ２及びＲ３に跨るように、半導体層１４及び第二電極層１５を取り除くことによって一本の絶縁線Ｒ１を形成する。
　絶縁線Ｒ２及びＲ３は、スクライブ線１９ｆ及び１９ｇに直交する方向に延在している。また、絶縁線Ｒ１は、絶縁線Ｒ２及びＲ３に直交する方向に延在している。
　絶縁線Ｒ１～Ｒ３は、例えば、レーザーを太陽電池１０上に照射することによって形成されている。同種のレーザー（同じ波長のレーザー）を使用して、半導体層１４及び第二電極層１５を同時に取り除くことで絶縁線Ｒ１～Ｒ３を設けることができる。このように、絶縁工程では、半導体層１４及び第二電極層１５の二層だけを取り除くことによって、絶縁線Ｒ１～Ｒ３が形成されている。上記のように絶縁線Ｒ１を別途設けることで、一本のスクライブ線１９ｆ及び三本の絶縁線Ｒ１～Ｒ３で囲まれた絶縁領域Ｄ１（ミニセル）は、区画素子２１ｓ（第ｎのセル）内で、周辺領域（その他の領域）から確実に絶縁される。
　なお、図５，図６にて、符号Ｂは、半導体層１４と基板１１とが接触している部位を示し、符号Ｃは、第一電極層１３と第二電極層１５とが接続している部位を示す。
　一方、絶縁線Ｒ１を設けずに、二本のスクライブ線１９ｆ及び１９ｇ並びに二本の絶縁線Ｒ２及びＲ３で囲まれた領域（図示略）を区画素子２１ｓ上に形成する場合を説明する。この領域を区画素子２１ｓ内で、絶縁領域として周辺領域（その他の領域）から確実に絶縁するためには、第一電極層１３、半導体層１４及び第二電極層１５の三層を取り除くことによって二本の絶縁線Ｒ２及びＲ３を形成する必要がある。絶縁線Ｒ１を設けずに、半導体層１４及び第二電極層１５の二層を取り除いただけでは、例えば、電流が、絶縁線の下に位置する第一電極層１３を介して、隣り合う領域との間で伝達されてしまう。このため、絶縁が不完全であり、所望の絶縁領域が得られない。一方、レーザーの照射によって三層を取り除く場合、第一電極層１３を照射するレーザーの種類（波長）と、半導体層１４及び第二電極層１５を照射するレーザーの種類（波長）とを異ならせる必要がある。したがって、工程数の増加を伴い、複雑な装置が必要となる。
（照射工程）
　本発明に係る評価方法の一実施形態では、上記絶縁工程後に、上記絶縁領域を含む領域に光を照射する照射工程を行う。
　例えば、図５，図６に示す太陽電池の場合、光が照射される領域は、絶縁領域Ｄ１を含み、絶縁領域Ｄ１の外側に位置する領域に光が照射されてもよい。光は、太陽電池１０の第二面１１ｂから照射される。
（測定工程）
　本発明に係る評価方法の一実施形態では、次いで、光照射時の上記絶縁領域における電流電圧特性を得るための測定工程を行う。
　例えば、図５，図６に示す太陽電池の場合、絶縁領域Ｄ１の第二電極層１５と、絶縁領域Ｄ１に隣接する領域Ｄ２の第二電極層１５（太陽電池１０の、光の照射面とは反対側の面）にプローブが接触される。領域Ｄ２と絶縁領域Ｄ１との間にはスクライブ線１９ｆが形成されている。第二電極層１５は、光が照射される第二面１１ｂとは反対の第１面１１ａの上方に形成された層である。絶縁領域Ｄ１の第二電極層１５に接触されたプローブと領域Ｄ２の第二電極層１５に接触されたプローブとの間にて、電流及び電圧が測定される。これによって電流電圧特性が得られる。この測定工程で、絶縁領域Ｄ１は、区画素子２１ｓにおける周辺領域から確実に絶縁されているので、周辺領域の影響を受けることがない。例えば、周辺領域で発生した電流が絶縁領域Ｄ１に流れることがない。したがって、絶縁領域Ｄ１に隣接する上記領域Ｄ２又は領域Ｄ３に構造欠陥Ａが存在する場合でも、絶縁領域Ｄ１における光電変換効率を高精度に評価できる。ここで、領域Ｄ３と絶縁領域Ｄ１との間には絶縁線Ｒ２が形成されている。また、構造欠陥Ａが、上記領域Ｄ２又はＤ３以外の領域に存在する場合であっても、同様に、絶縁領域Ｄ１における光電変換効率を高精度に評価できる。
（変形例）
　次に、前述の絶縁工程についての変形例について説明する。以下では、上記実施形態と同一の部位について同一符号で示す。
　上述の絶縁工程では、図５に示すように、光電変換体１２中の、半導体層１４及び第二電極層１５を取り除くことによって形成された二本の絶縁線Ｒ２及びＲ３を、それぞれ別々に、隣り合う二本のスクライブ線１９ｆ及び１９ｇに跨るように設けた。さらに、これら二本の絶縁線Ｒ２及びＲ３に跨るように、半導体層１４及び第二電極層１５を取り除くことによって形成された一本の絶縁線Ｒ１を設けた。そして、一本のスクライブ線１９ｆ及び三本の絶縁線Ｒ１～Ｒ３で囲まれた絶縁領域Ｄ１（ミニセル）を形成した。
　ここで説明する変形例では、図７に示すように、光電変換体１２に形成された隣り合う二本のスクライブ線１９ｆ及び１９ｇの間に、半導体層１４及び第二電極層１５を取り除くことによって形成された四本の絶縁線Ｒ４～Ｒ７を設け、これら絶縁線Ｒ４～Ｒ７によって囲まれる矩形状の絶縁領域Ｄ４（ミニセル）を形成した。
　このように絶縁線のみによって囲まれる絶縁領域を形成した場合には、スクライブ線の影響が排除され、絶縁領域における電流電圧特性の分布を測定することができる。なお、絶縁線のみによって囲まれる領域の形態（形状）としては、例えば、三角形状、五角形状、円形状等であってもよい。
　また、絶縁工程で、スクライブ線を含まない絶縁領域（ミニセル）を形成するか、又は、スクライブ線を含む絶縁領域（ミニセル）を形成するか否かは、状況に応じて判断すればよい。
　次に、図８は、絶縁工程で、光電変換体１２に形成された隣り合う二本のスクライブ線１９ｆ及び１９ｇの間に、絶縁線のみによって囲まれる絶縁領域Ｄ５と、スクライブ線１９ｇと、三本の絶縁線で囲まれる絶縁領域Ｄ６とが並べて設けられた例を示している。図９には、図８のＸ－Ｘ線における断面が示され、図１０には、図８のＹ－Ｙ線における断面が示されている。
　この例で、絶縁領域Ｄ５は、四本の絶縁線Ｒ８～Ｒ１１によって矩形状に形成されている。絶縁領域Ｄ６は、スクライブ線１９ｇを横切り、スクライブ線１９ｇからスクライブ線１９ｆに向けて、区画素子２１（セルｎ）の略中央領域まで延出する絶縁線Ｒ１２，Ｒ１３と、互いに平行に延出した絶縁線Ｒ１２，Ｒ１３に跨るように、スクライブ線１９ｇに沿って延出する絶縁線Ｒ１４と、スクライブ線１９ｇとで囲まれて形成されている。また、図９，図１０には、プローブ３３０が示されている。
　このように、光電変換体１２に形成された、絶縁線のみによって囲まれる絶縁領域と、スクライブ線及び絶縁線で囲まれる絶縁領域と、を並べて設けた場合には、双方の電流電圧特性を比較することにより、スクライブ線の影響に起因する電流電圧特性の分布を測定することができる。
＜太陽電池の評価装置＞
　本発明に係る評価装置の一実施形態は、前述した評価方法に基づいて、上記基板の一端縁からｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出する検出部と、測定対象の区画素子（セル）における所定領域を周辺領域から絶縁させて絶縁領域（ミニセル）を形成する絶縁処理部と、この絶縁領域を含む領域に光を照射する照射部と、光照射時の上記絶縁領域における電流電圧特性を測定する測定部と、上記の検出部、絶縁処理部、照射部、及び測定部を、前述の評価方法に基づいて制御する制御部と、を備える。
　上記検出部としては、例えば、ＣＣＤカメラ等を備えた画像認識装置が用いられる。上記絶縁処理部としては、例えば、レーザー光源を備えたレーザー照射装置が用いられる。上記照射部としては、例えば、光源を備えた光照射装置が用いられる。なお、本明細書では、特に指定のない限り、「光源」は、「照射部を構成する光源」を指し、「絶縁処理部を構成するレーザー光源」とは区別される。上記測定部としては、例えば、プローブを複数備えた電流電圧測定器が用いられる。上記制御部としては、例えば、上記の画像認識装置、レーザー光源、光源、及びプローブの動作を制御するコンピュータが用いられる。
　本発明に係る評価装置の一実施形態では、上記画像認識装置、上記のレーザー光源、光源及びプローブが、それぞれ独立して、太陽電池の区画素子上を移動できるように構成されていることが好ましい。そのためには、評価装置は、上記の画像認識装置、レーザー光源，光源，及びプローブが別々に固定される複数の第一固定部を備えることが好ましい。複数の第一固定部は、上記の画像認識装置、レーザー光源，光源，及びプローブを所望の位置に移動させて配置する。また、評価装置は、これら第一固定部と電気的に接続され、これら第一固定部の動きを自動で制御する、コンピュータ等の第一制御部を備える。さらに、評価装置は、評価に供する太陽電池が固定される第二固定部を備えることが好ましい。この第二固定部は、太陽電池を所望の位置に移動させて配置する。さらに、評価装置は、第二固定部と電気的に接続され、第二固定部の動きを自動で制御する、コンピュータ等の第二制御部を備えることがより好ましい。第一制御部及び第二制御部は、一体となっていてもよい。
　図１１は、本発明に係る評価装置の一実施形態を例示する概略構成図である。
　図１１に示す評価装置３内で、レーザー照射装置３１は、複数の区画素子２１が形成された太陽電池１０の基板に対向するように配置されている。光照射装置３２は、太陽電池１０の基板に対向するように配置され、二つのプローブ３３０は、太陽電池１０の第二電極層１５に接触可能なように配置されている。さらに、画像認識装置３４は、太陽電池１０の基板に対向するように配置されている。画像認識装置３４は、第二電極層側１５及び半導体層１４が除かれて形成されたスクライブ線を認識することが容易となるために、第二電極層１５側に設置されることが好ましい。レーザー照射装置３１、光照射装置、プローブ３３０、及び画像認識装置３４の動作を制御するコンピュータも、評価装置３の構成に含まれるが、このコンピュータの図示は略してある。
　レーザー照射装置３１、光照射装置３２、電流電圧測定器３３、画像認識装置３４、及び太陽電池１０の各々は、上記第一固定部又は第二固定部（図示略）に固定されており、独立して図中のＸ軸方向、Ｙ軸方向及びＺ軸方向のいずれにも移動可能である。なお、本実施形態では、電流電圧測定器として、電圧プローブと電流プローブが一体に設けられたプローブを二つ備えた測定器を示しているが、例えば、電圧プローブと電流プローブが別々に設けられたプローブを二つ備えた、いわゆる四端子型の電流電圧測定器を使用することもできる。
　本実施形態では、プローブを二つ備えた電流電圧測定器が示されているが、２の倍数個のプローブを備えた測定器が用いられてもよい。このような構成を有する測定器では、複数の絶縁領域おける電流電圧特性を同時に測定したり、一つの絶縁領域について複数個のプローブで同時に電流電圧特性を測定したりすることができる。また、光照射装置も同様に、光源を一つ備えた光照射装置が用いられてもよいし、複数個の光源を備えた光照射装置が用いられてもよい。
　図１１内で、レーザー照射装置３１と画像認識装置３４とは、互いに独立した装置として描かれている。しかし、図１２に示すように、ハーフミラー３４０を用いれば、両装置が対物レンズ３４１を共用する光学系を備えた、一体型の装置構成とすることもできる。
　本発明によれば、区画素子に周辺から絶縁された評価対象の絶縁領域を設け、この絶縁領域を含む領域に光を照射することで、周辺領域の影響を受けることなく、この絶縁領域の電流電圧特性を測定でき、光電変換効率を局所的に高精度に評価できる。
　例えば、電流電圧特性が測定された複数の絶縁領域の中で、他の絶縁領域とは光電変換効率が大きく異なる光電交換効率を有する絶縁領域が存在すれば、この領域中に構造欠陥が存在すると判断できる。
１…モジュール
３…評価装置
１０…太陽電池
１１…絶縁性の基板
１１ａ…基板の一面
１１ｂ…基板の他面
１１ｃ…基板の一端縁
１１ｄ…基板の他端縁
１２…光電変換体
１３…第一電極層（下部電極層）
１４…半導体層
１５…第二電極層（上部電極層）
１７…ｐ型シリコン膜
１８…ｎ型シリコン膜
１９，１９ａ～１９ｈ…スクライブ線
２１…区画素子（セル）
２２…配線領域
Ｄ１，Ｄ４，Ｄ５，Ｄ６…絶縁領域
Ｒ（Ｒ１～Ｒ１４）…絶縁線
３１…レーザー照射装置
３２…光照射装置
３３…電流電圧測定器
３４…画像認識装置
３１０…ミラー
３３０…プローブ
３４０…ハーフミラー
３４１…対物レンズ

Claims (4)

  1. 　基板の一面に、少なくとも第一電極層、半導体層、第二電極層をこの順に重ねた光電変換体が形成され、この光電変換体がスクライブ線によって電気的に区画されている太陽電池の光電変換効率を評価する方法であって：
    　ｎを自然数とした場合に、前記基板の一端縁からｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出する工程と；
    　前記ｎ番目のスクライブ線と前記ｎ＋１番目のスクライブ線とで区画された領域内で、評価対象とする所定領域をその周辺領域から絶縁する工程と；
    　絶縁された前記所定領域を含む領域に光を照射する工程と；
    　光照射時の前記所定領域における電流電圧特性を測定する工程と；
    　を有することを特徴とする太陽電池の評価方法。
  2. 　前記スクライブ線を検出する工程では、前記基板の前記一端縁から１番目のスクライブ線を検出し、前記基板の他端縁の方向へ、順次、前記スクライブ線を検出してカウントアップすることによって、前記ｎ番目及び前記ｎ＋１番目のスクライブ線を検出することを特徴とする、請求項１に記載の太陽電池の評価方法。
  3. 　前記スクライブ線を検出する工程では、ｍを自然数、距離Ｌと距離Ｒと距離Ｔの単位をメートルとした場合に、前記基板の前記一端縁から前記１番目のスクライブ線とｍ＋１番目のスクライブ線との距離Ｌを測定し、１区画を形成する２本の前記スクライブ線間の距離Ｒを下記の式１から算出し、前記ｎ番目のスクライブ線が、前記１番目のスクライブ線から、下記の式２から算出される距離Ｔに位置すると推定することによって、前記ｎ番目及び前記ｎ＋１番目のスクライブ線を検出することを特徴とする、請求項１に記載の太陽電池の評価方法。
    　Ｒ＝Ｌ÷ｍ　　　・・・（式１）
    　Ｔ＝Ｒ×（ｎ－１）　　　・・・（式２）
  4. 　基板の一面に、少なくとも第一電極層、半導体層、第二電極層をこの順に重ねた光電変換体が形成され、この光電変換体がスクライブ線によって電気的に区画されている太陽電池の光電変換効率を評価する装置であって：
    　ｎを自然数とした場合に、前記基板の一端縁からｎ番目のスクライブ線及びｎ＋１番目のスクライブ線を検出する検出部と；
    　前記ｎ番目のスクライブ線と前記ｎ＋１番目のスクライブ線とで区画された領域内で、評価対象とする所定領域をその周辺領域から絶縁させる絶縁処理部と；
    　絶縁された前記所定領域を含む領域に光を照射する照射部と；
    　光照射時の前記所定領域における電流電圧特性を測定する測定部と；
    　前記検出部、前記絶縁処理部、前記照射部、及び前記測定部を、請求項１～３のいずれか一項に記載の太陽電池の評価方法に基づいて制御する制御部と；
    　を備えることを特徴とする太陽電池の評価装置。
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