JP4690878B2 - Solar cell module evaluation method and solar cell module evaluation apparatus - Google Patents

Solar cell module evaluation method and solar cell module evaluation apparatus Download PDF

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Description

本発明は、太陽電池に関し、特に太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置に関する。   The present invention relates to a solar cell, and more particularly, to a solar cell module evaluation method and a solar cell module evaluation apparatus.

透光性の基板上にシリコン系薄膜を積層して形成された薄膜シリコン系太陽電池（以下、太陽電池モジュールと称する）が知られている。図１は、従来の太陽電池モジュール１１０を示す図である。太陽電池モジュール１１０は、基板１０１、発電セル１０６、保護膜１０２、及び防水シート１０３を具備する。発電セル１０６は、基板１０１表面上の周囲領域１１４の内側に設けられている。保護膜１０２は、発電セル１０６及び基板１０１表面上の周囲領域１１４を覆うように設けられ、ＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）に例示される。防水シート１０３は、保護膜１０２を覆うように設けられている。   A thin-film silicon solar cell (hereinafter referred to as a solar cell module) formed by laminating a silicon-based thin film on a light-transmitting substrate is known. FIG. 1 is a diagram showing a conventional solar cell module 110. The solar cell module 110 includes a substrate 101, a power generation cell 106, a protective film 102, and a waterproof sheet 103. The power generation cell 106 is provided inside the peripheral region 114 on the surface of the substrate 101. The protective film 102 is provided so as to cover the power generation cell 106 and the peripheral region 114 on the surface of the substrate 101, and is exemplified by EVA (ethylene vinyl acetate copolymer). The waterproof sheet 103 is provided so as to cover the protective film 102.

太陽電池モジュール１１０は、アルミニウムのような金属枠１０４に収められ、太陽電池パネルとして主に屋外で使用される。屋外で使用されるとき、太陽電池モジュール１１０と金属枠１０４との隙間には、雨や雪、温度変化に伴う結露等により水１０５が溜まることがある。その水１０５に接している保護膜１０２としてＥＶＡを用いている場合、ＥＶＡは透湿性があるので、長期間経過すると保護膜１０２に水分が浸透し、基板１０１と保護膜１０２との界面１０１ａに水１０７が溜まることになる。そのような水１０７は、発電セル１０６に到達し、化学変化を誘発して発電セル１０６の劣化を引き起こす。   The solar cell module 110 is housed in a metal frame 104 such as aluminum and is mainly used outdoors as a solar cell panel. When used outdoors, water 105 may accumulate in the gap between the solar cell module 110 and the metal frame 104 due to rain, snow, condensation due to temperature changes, and the like. When EVA is used as the protective film 102 in contact with the water 105, EVA is moisture permeable, so that moisture permeates the protective film 102 after a long period of time and enters the interface 101 a between the substrate 101 and the protective film 102. Water 107 will accumulate. Such water 107 reaches the power generation cell 106 and induces a chemical change to cause deterioration of the power generation cell 106.

また、発明者らの研究から、以下のような劣化機構が今回初めて明らかになった。図２は、その劣化機構を説明する概念図である。太陽電池モジュール１１０の発電セル１０６で発電された電力は、ケーブル１０９ａを介してインバータ１０８で交流に変換され、外部に取り出される。このときインバータオ１０８はケーブル１０９ｂにより接地されている。一方、太陽電池パネルの金属枠１０４も、ケーブル１０９ｄで接地されている。このとき、長期間の使用により発電セル１０６の端部の界面１０１ａに水１０７が浸入したとき、発電セル１０６−ケーブル１０９ａ−インバータ１０８−ケーブル１０９ｂ−接地間（大地）１０９ｃ−ケーブル１０９ｄ−金属枠１０４−水１０７−発電セル６という閉じた電気回路が形成されることになる。ここで発電セル６では、電食作用のために変質したシリコン膜より剥離が発生したり、保護膜１０２と基板１０１との接着部での接着力の低下により、更に水が浸水しやすくなる。 In addition, the following degradation mechanism has been clarified for the first time from the inventors' research. FIG. 2 is a conceptual diagram illustrating the deterioration mechanism. The electric power generated by the power generation cell 106 of the solar cell module 110 is converted into alternating current by the inverter 108 via the cable 109a and taken out to the outside. At this time, the inverter 108 is grounded by the cable 109b. On the other hand, the metal frame 104 of the solar cell panel is also grounded by the cable 109d. At this time, when water 107 enters the interface 101a at the end of the power generation cell 106 due to long-term use, the power generation cell 106-cable 109a-inverter 108-cable 109b-ground (ground) 109c-cable 109d-metal frame A closed electric circuit of 104-water 107-power generation cell 6 is formed. Here, in the power generation cell 6, the water is more likely to be submerged due to peeling from the silicon film that has been altered due to the galvanic action or due to a decrease in the adhesive strength at the bonding portion between the protective film 102 and the substrate 101.

このように太陽電池パネルは屋外使用において水による劣化を引き起こすため、耐水性を検査する必要がある。その検査方法としては、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９３８「アモルファス太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」に記載された試験がある。図３は、当該ＪＩＳに規定された試験方法の概略を示す概念図である。この方法は、太陽電池モジュール１１０を水中に浸漬し、その電極と水中に設けられた参照電極１１７との間に電源１１５で高電圧Ｅを印加し、太陽電池モジュール１１０の変質の有無を判断する。類似の方法としては、図２において電流計１１６でリーク電流を計測する方法がある。   Thus, since the solar cell panel causes deterioration due to water in outdoor use, it is necessary to inspect water resistance. As the inspection method, for example, there is a test described in JIS C 8938 “Environmental test method and durability test method of amorphous solar cell module”. FIG. 3 is a conceptual diagram showing an outline of a test method defined in the JIS. In this method, the solar cell module 110 is immersed in water, and a high voltage E is applied between the electrode and a reference electrode 117 provided in the water by a power source 115 to determine whether the solar cell module 110 has been altered or not. . As a similar method, there is a method of measuring a leak current with an ammeter 116 in FIG.

しかし、ＪＩＳ Ｃ ８９３８の方法では、長期間での太陽電池モジュール１１０の変質の有無を評価するには感度が必ずしも十分とはいえず、変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測することもできない。リーク電流を計測する方法も、浸入した水がリーク回路を形成することが必要であり、太陽電池モジュール１１０の変質が既に始まった段階の検査でありから、この場合も変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測することができない。太陽電池モジュール１１０の変質が発生する前段階での微量な水の浸入量を計測できるような、検査感度の高い方法が求められる。   However, in the method of JIS C 8938, the sensitivity is not necessarily sufficient to evaluate the presence or absence of alteration of the solar cell module 110 over a long period of time, and a small amount of water ingress before the occurrence of alteration is measured. I can't do that either. In the method of measuring the leakage current, it is necessary for the infiltrated water to form a leakage circuit, and this is an inspection at the stage where the modification of the solar cell module 110 has already started. Infiltration of trace amounts of water cannot be measured. There is a need for a method with high inspection sensitivity that can measure the amount of intrusion of a small amount of water in a stage before the deterioration of the solar cell module 110 occurs.

特開２００３−２０７４７４号公報に静電容量型水分計が開示されている。この静電容量型水分計は、先端側に電極板（３Ａ，３Ｂ）が取り付けられ、手元側は握り部（２３）として形成された一対のハンドル部材（２Ａ，２Ｂ）を互いに回動自在なよう連結し、握り部を開閉操作することにより、先端側の互いに対向する一対の電極板（３Ａ，３Ｂ）の間に被測定物（６）を挾持し得るよう構成した把持具（１）と、上記一対の電極板間に挟まれた被測定物（６）の静電容量を検出し、これから被測定物の含水率を求める測定回路（７）と、上記測定回路を収容し、上記把持具の適宜の箇所に取り付けられる回路ケース（４）と、から構成されたことを特徴とする。   Japanese Unexamined Patent Application Publication No. 2003-207474 discloses a capacitance moisture meter. In this capacitance type moisture meter, a pair of handle members (2A, 2B) formed as grips (23) on the front side is attached to the tip side, and the hand side is rotatable with respect to each other. A gripping tool (1) configured to hold the object to be measured (6) between a pair of electrode plates (3A, 3B) facing each other by opening and closing the grip portion. The measurement circuit (7) for detecting the capacitance of the object to be measured (6) sandwiched between the pair of electrode plates and determining the moisture content of the object to be measured from the measurement circuit (7); And a circuit case (4) attached to an appropriate portion of the tool.

「ＪＩＳ Ｃ ８９３８ アモルファス太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」，１９９５年"JIS C 8938 Amorphous Solar Cell Module Environmental Test Method and Durability Test Method", 1995 特開２００３−２０７４７４号公報JP 2003-207474 A

従って、本発明の目的は、太陽電池モジュールの変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測可能な太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置を提供することにある。   Accordingly, an object of the present invention is to provide a solar cell module evaluation method and a solar cell module evaluation device capable of measuring the intrusion of a small amount of water at a stage before the deterioration of the solar cell module occurs.

本発明の他の目的は、太陽電池モジュールの寿命を評価可能な太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置を提供することにある。   Another object of the present invention is to provide a solar cell module evaluation method and a solar cell module evaluation apparatus capable of evaluating the lifetime of the solar cell module.

以下に、発明を実施するための最良の形態で使用される番号・符号を用いて、課題を解決するための手段を説明する。これらの番号・符号は、特許請求の範囲の記載と発明を実施するための最良の形態との対応関係を明らかにするために括弧付きで付加されたものである。ただし、それらの番号・符号を、特許請求の範囲に記載されている発明の技術的範囲の解釈に用いてはならない。   Hereinafter, means for solving the problem will be described using the numbers and symbols used in the best mode for carrying out the invention. These numbers and symbols are added in parentheses in order to clarify the correspondence between the description of the claims and the best mode for carrying out the invention. However, these numbers and symbols should not be used for interpreting the technical scope of the invention described in the claims.

本発明の太陽電池モジュールの評価方法は、（ａ）太陽電池モジュール（１０）の第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第１静電容量を計測するステップと、（ｂ）太陽電池モジュール（１０）を高湿度環境に曝すステップと、（ｃ）高湿度環境暴露後に、太陽電池モジュール（１０）の第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第２静電容量を計測するステップと、（ｄ）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール（１０）の浸水状態を評価するステップとを具備する。太陽電池モジュール（１０）は、基板（１）と、基板（１）の第１辺（１ａ）から離れて設けられ基板（１）上に透明導電層（１１）と光電変換層（１２）と裏面電極層（１３）とをこの順で含む発電セル（６）と、基板（１）と発電セル（６）とを覆う保護層（２）とを備える。第２位置（Ｐ２）は、第１辺（１ａ）近傍の保護層（２）上の位置である。第１位置（Ｐ１）は、発電セル（６）と反対側の基板（１）上であって、発電セル（６）の第１辺（１ａ）側の第１端部（Ｅ１）から第１距離（Ｌ１）離れた位置である。
本発明において、高湿度環境暴露により太陽電池モジュール（１０）の発電セル（６）と基板（１）の端部との間に水が浸入すると、その部分の誘電率が浸入した水により変動する。そこで、水が浸入する領域を含む領域の両端（第１位置（Ｐ１）及び第２位置（Ｐ２））にそれぞれ電極を接続し、高湿度環境暴露の前後で両電極間の静電容量（第１静電容量及び第２静電容量）を計測し、その静電容量の変化を算出することにより、その水の浸入状態（例示：浸水しているか否か、浸水している場合にはその浸水量や浸水位置、浸水範囲）を見積もることが出来る。それにより、非破壊で太陽電池モジュールへの水の浸入し易さを評価することが出来る。 The solar cell module evaluation method of the present invention includes (a) a step of measuring a first capacitance between a first position (P1) and a second position (P2) of the solar cell module (10); b) exposing the solar cell module (10) to a high humidity environment; and (c) after exposure to the high humidity environment, between the first position (P1) and the second position (P2) of the solar cell module (10). Measuring a second capacitance, and (d) evaluating a flooded state of the solar cell module (10) based on the first capacitance and the second capacitance. The solar cell module (10) is provided apart from the substrate (1), the first side (1a) of the substrate (1), the transparent conductive layer (11), the photoelectric conversion layer (12), and the substrate (1). A power generation cell (6) including the back electrode layer (13) in this order, and a protective layer (2) covering the substrate (1) and the power generation cell (6) are provided. The second position (P2) is a position on the protective layer (2) in the vicinity of the first side (1a). The first position (P1) is on the substrate (1) opposite to the power generation cell (6) and is first from the first end (E1) on the first side (1a) side of the power generation cell (6). The position is a distance (L1) away.
In the present invention, when water enters between the power generation cell (6) of the solar cell module (10) and the end of the substrate (1) due to exposure to a high humidity environment, the dielectric constant of that portion varies depending on the infiltrated water. . Therefore, electrodes are connected to both ends (first position (P1) and second position (P2)) of the region including the region where water enters, and the capacitance (first) between the electrodes before and after exposure to a high humidity environment. 1 electrostatic capacity and 2nd electrostatic capacity), and the change of the electrostatic capacity is calculated, so that the infiltration state of the water (ex. Inundation amount, inundation position, inundation range) can be estimated. Thereby, it is possible to evaluate the ease of water intrusion into the solar cell module in a non-destructive manner.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、太陽電池モジュール（１０）は、第１辺と発電セル（６）との間に、溝（１５）により発電セル（６）から分離された端部発電セル（６ａ）を更に備える。（ａ）ステップは、（ａ１）第１電極（Ｂ１）を第１位置（Ｐ１）に、第２電極（Ｂ２）を第２位置（Ｐ２）にそれぞれ取り付けるステップを備える。（ｄ）ステップは、（ｄ１）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、端部発電セル（６ａ）における発電セル（６）側の第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もるステップと、（ｄ２）第３静電容量に基づいて、第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価するステップとを備える。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき端部発電セル（６ａ）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。
本発明において、適当な寸法（第１距離（Ｌ１）、幅（Ｗ１））を満たすように第１電極（Ｂ１）を設けることで、第１静電容量及び第２静電容量の値と第３静電容量の値とを概ね等しくすることができる。それにより、第１静電容量及び第２静電容量とに基づいて、第３静電容量、すなわち、劣化の原因となる閉じた電気回路の形成に重要な第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間の水の浸入程度を見積もることが出来る。 In the solar cell module evaluation method, the solar cell module (10) includes an end power generation cell separated from the power generation cell (6) by a groove (15) between the first side and the power generation cell (6). (6a) is further provided. The step (a) includes the step (a1) of attaching the first electrode (B1) to the first position (P1) and attaching the second electrode (B2) to the second position (P2). (D) The step comprises (d1) the second end (E2) on the power generation cell (6) side and the first in the end power generation cell (6a) based on the first capacitance and the second capacitance. A step of estimating a third capacitance between the end portion (E1) and (d2) based on the third capacitance, between the second end portion (E2) and the first end portion (E1). Evaluating a flooded state between the substrate (1) and the protective layer (2). The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode (B1) and the second electrode (B2). The first distance (L1) is the capacitance between the transparent conductive layer (11) of the power generation cell (6) and the first electrode (B1) when measuring the first capacitance and the second capacitance. It is set to a size that can be ignored. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is equal to the transparent conductive layer (11) of the end power generation cell (6a) when measuring the first capacitance and the second capacitance. The capacitance between the first electrode (B1) and the first electrode (B1) is set to a negligible size.
In the present invention, by providing the first electrode (B1) so as to satisfy appropriate dimensions (first distance (L1), width (W1)), the values of the first capacitance and the second capacitance and the first capacitance are set. The value of 3 electrostatic capacity can be made substantially equal. Thereby, based on the first capacitance and the second capacitance, the third capacitance, that is, the second end (E2) and the second capacitance important for the formation of the closed electric circuit that causes the deterioration. It is possible to estimate the degree of water intrusion between one end (E1).

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、第１距離（Ｌ１）は、発電セル（６）と端部発電セル（６ａ）との間としての第１方向（Ｙ）の第１幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１幅の１０００倍以上である。
本発明において、第１距離（Ｌ１）及び幅（Ｗ１）をこのように設定することで、第１静電容量及び第２静電容量の値と第３静電容量の値とを概ね等しくすることができる。 In the solar cell module evaluation method, the first distance (L1) is 1000 times or more the first width in the first direction (Y) between the power generation cell (6) and the end power generation cell (6a). It is. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is 1000 times or more the first width.
In the present invention, by setting the first distance (L1) and the width (W1) in this way, the values of the first capacitance and the second capacitance and the value of the third capacitance are substantially equal. be able to.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ａ）ステップは、（ａ１）第１電極（Ｂ１）を第１位置（Ｐ１）に、第２電極（Ｂ２）を第２位置（Ｐ２）にそれぞれ取り付けるステップを備える。（ｄ）ステップは、（ｄ１）第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もるステップと、（ｄ２）第３静電容量に基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価するステップとを備える。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。
本発明において、適当な寸法（第１距離（Ｌ１）、幅（Ｗ１））を満たすように第１電極（Ｂ１）を設けることで、第１静電容量及び第２静電容量の値と第３静電容量の値とを概ね等しくすることができる。それにより、第１静電容量及び第２静電容量とに基づいて、第３静電容量、すなわち、劣化の原因となる閉じた電気回路の形成に重要な第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間の水の浸入程度を見積もることが出来る。 In the solar cell module evaluation method, the step (a) includes (a1) attaching the first electrode (B1) to the first position (P1) and attaching the second electrode (B2) to the second position (P2). Comprising steps. In step (d), (d1) a third capacitance between the first side (1a) and the first end (E1) is estimated based on the first capacitance and the second capacitance. And (d2) a submerged state between the substrate (1) and the protective layer (2) between the first side (1a) and the first end (E1) based on the third capacitance. And evaluating. The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode (B1) and the second electrode (B2). The first distance (L1) is the capacitance between the transparent conductive layer (11) of the power generation cell (6) and the first electrode (B1) when measuring the first capacitance and the second capacitance. It is set to a size that can be ignored. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is determined between the first electrode (B1) and the second electrode (B2) when measuring the first capacitance and the second capacitance. The capacitance between the two is set to a value that can be ignored.
In the present invention, by providing the first electrode (B1) so as to satisfy appropriate dimensions (first distance (L1), width (W1)), the values of the first capacitance and the second capacitance and the first capacitance are set. The value of 3 electrostatic capacity can be made substantially equal. Thereby, based on the first capacitance and the second capacitance, the first capacitance (1a) and the first capacitance important for the formation of the third capacitance, that is, the closed electric circuit that causes deterioration. It is possible to estimate the degree of water intrusion between the ends (E1).

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、第１距離（Ｌ１）は、第２電極（Ｂ２）と発電セル（６）との間としての第１方向（Ｙ）の第２幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第２幅の１０００倍以上である。   In the solar cell module evaluation method, the first distance (L1) is 1000 times or more the second width in the first direction (Y) between the second electrode (B2) and the power generation cell (6). is there. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is 1000 times or more the second width.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、前記（ｄ２）ステップは、（ｄ２１）第３静電容量に基づいて、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の浸水量を推定するステップを含む。
本発明において、実験やシミュレーション等により予め設けられた浸水量テーブルを用いることで、容易に浸水量を推定することができる。 In the solar cell module evaluation method, the step (d2) includes (d21) referring to a submergence amount table indicating a relationship between the capacitance and the amount of water submergence based on the third capacitance. Including a step of estimating a water immersion amount of the solar cell module (10).
In the present invention, the amount of water immersion can be easily estimated by using a water immersion amount table provided in advance by experiments, simulations, or the like.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ｄ）ステップは、（ｄ３）浸水状態に基づいて、太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定するステップを更に備える。
本発明において、高湿度環境暴露の前後での第３静電容量の変化を見積もることで、太陽電池モジュール（１０）への水の浸入の程度を見積もることが出来る。そして、その水の浸入の程度に基づいて、太陽電池モジュール（１０）の寿命を評価することが出来る。 In the solar cell module evaluation method, the step (d) further includes a step (d3) of estimating the lifetime of the solar cell module (10) based on the flooded state.
In the present invention, the degree of water intrusion into the solar cell module (10) can be estimated by estimating the change in the third capacitance before and after exposure to a high humidity environment. And the lifetime of a solar cell module (10) can be evaluated based on the grade of the permeation of the water.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ｄ３）ステップは、（ｄ３１）第３静電容量と高湿度環境とに基づいて、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定するステップを含む。
本発明において、実験やシミュレーション等により予め設けられた寿命テーブルを用いることで、容易に浸水量を推定することができる。 In the solar cell module evaluation method, the step (d3) includes (d31) a life table indicating a relationship between the capacitance, the high humidity environment, and the life based on the third capacitance and the high humidity environment. With reference, the step of estimating the lifetime of the solar cell module (10) is included.
In the present invention, the amount of water immersion can be easily estimated by using a life table provided in advance by experiments, simulations, or the like.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、（ｂ）ステップは、（ｂ１）太陽電池モジュール（１０）を、高湿度環境を含む環境変化サイクルに置くステップを備える。
本発明において、太陽電池モジュール（１０）に対して様々な環境変化サイクルを適用することで、良品か否かや耐候性や寿命をより正確に見積もることが出来る。 In the solar cell module evaluation method described above, the step (b) includes a step (b1) of placing the solar cell module (10) in an environment change cycle including a high humidity environment.
In the present invention, by applying various environmental change cycles to the solar cell module (10), it is possible to more accurately estimate whether it is a non-defective product, weather resistance or life.

上記の太陽電池モジュールの評価方法において、高湿度環境は、所定の温度を有する水または化学物質、及び所定の温度及び湿度を有する高温高湿室内のいずれか一方を含む。
本発明において、太陽電池モジュール（１０）様々な環境に暴露することで、良品か否かや耐候性や寿命をより正確に見積もることが出来る。 In the solar cell module evaluation method described above, the high humidity environment includes one of water or a chemical substance having a predetermined temperature and a high temperature and high humidity chamber having a predetermined temperature and humidity.
In the present invention, by exposing the solar cell module (10) to various environments, it is possible to more accurately estimate whether it is a non-defective product, weather resistance and life.

本発明の太陽電池モジュールの評価装置は、計測器（４１）と情報処理装置（４２）とを具備する。計測器（４１）は、第１端子（Ｃ１）と第２端子（Ｃ２）とを備え、第１端子（Ｃ１）に接続される第１電極（Ｂ１）と第２端子（Ｃ２）に接続される第２電極（Ｂ２）との間の静電容量を測定する。情報処理装置（４２）は、計測器（４１）からの出力を得る。第１電極（Ｂ１）及び第２電極（Ｂ２）は、それぞれ評価対象である太陽電池モジュール（１０）の第１位置（Ｐ１）及び第２位置（Ｐ２）に接触されている。計測器（４１）は、第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第１静電容量を計測し、その後、太陽電池モジュール（１０）を高湿度環境に置いた後に、第１位置（Ｐ１）と第２位置（Ｐ２）との間の第２静電容量を計測する。情報処理装置（４２）は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール（１０）の浸水状態を評価する。太陽電池モジュール（１０）は、基板（１）と、基板（１）の第１辺（１ａ）から離れて設けられ基板（１）上に透明導電層（１１）と光電変換層（１２）と裏面電極層（１３）とをこの順で含む発電セル（６）と、基板（１）と発電セル（６）とを覆う保護層（２）とを備える。第２位置（Ｐ２）は、第１辺（１ａ）近傍の保護層（２）上の位置である。第１位置（Ｐ１）は、発電セル（６）と反対側の基板（１）上であって、発電セル（６）の第１辺（１ａ）側の第１端部（Ｅ１）から第１距離（Ｌ）離れた位置である。
The solar cell module evaluation apparatus of the present invention includes a measuring instrument (41) and an information processing apparatus (42). The measuring instrument (41) includes a first terminal (C1) and a second terminal (C2), and is connected to the first electrode (B1) and the second terminal (C2) connected to the first terminal (C1). The electrostatic capacitance between the second electrode (B2) is measured. The information processing device (42) obtains an output from the measuring instrument (41) . The first electrode (B1) and the second electrode (B2) are in contact with the first position (P1) and the second position (P2) of the solar cell module (10) that is the evaluation target, respectively. The measuring instrument (41) measures the first capacitance between the first position (P1) and the second position (P2), and then after placing the solar cell module (10) in a high humidity environment, A second capacitance between the first position (P1) and the second position (P2) is measured. The information processing device (42) evaluates the flooded state of the solar cell module (10) based on the first capacitance and the second capacitance. The solar cell module (10) is provided apart from the substrate (1), the first side (1a) of the substrate (1), the transparent conductive layer (11), the photoelectric conversion layer (12), and the substrate (1). A power generation cell (6) including the back electrode layer (13) in this order, and a protective layer (2) covering the substrate (1) and the power generation cell (6) are provided. The second position (P2) is a position on the protective layer (2) in the vicinity of the first side (1a). The first position (P1) is on the substrate (1) opposite to the power generation cell (6) and is first from the first end (E1) on the first side (1a) side of the power generation cell (6). The position is a distance (L) away.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、太陽電池モジュール（１０）は、第１辺と発電セル（６）との間に、溝（１５）により発電セル（６）から分離された端部発電セル（６ａ）を更に備える。情報処理装置（４２）は、静電容量算出部（５１）と、記憶部（５３）と、評価部（５２）とを備える。静電容量算出部（５１）は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、端部発電セル（６ａ）における発電セル（６）側の第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もる。記憶部（５３）は、第３静電容量を格納する。評価部（５２）は、第３静電容量に基づいて、第２端部（Ｅ２）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価する。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき端部発電セル（６ａ）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。   In the solar cell module evaluation apparatus, the solar cell module (10) includes an end power generation cell separated from the power generation cell (6) by the groove (15) between the first side and the power generation cell (6). (6a) is further provided. The information processing device (42) includes a capacitance calculation unit (51), a storage unit (53), and an evaluation unit (52). Based on the first capacitance and the second capacitance, the capacitance calculation unit (51) and the second end (E2) on the power generation cell (6) side in the end power generation cell (6a) and the second capacitance The third capacitance between the first end (E1) is estimated. The storage unit (53) stores the third capacitance. Based on the third capacitance, the evaluation unit (52) is immersed in water between the substrate (1) and the protective layer (2) between the second end (E2) and the first end (E1). Assess the condition. The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode (B1) and the second electrode (B2). The first distance (L1) is the capacitance between the transparent conductive layer (11) of the power generation cell (6) and the first electrode (B1) when measuring the first capacitance and the second capacitance. It is set to a size that can be ignored. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is equal to the transparent conductive layer (11) of the end power generation cell (6a) when measuring the first capacitance and the second capacitance. The capacitance between the first electrode (B1) and the first electrode (B1) is set to a negligible size.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、第１距離（Ｌ１）は、発電セル（６）と端部発電セル（６ａ）との間としての第１方向（Ｙ）の第１幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１幅の１０００倍以上である。   In the solar cell module evaluation apparatus, the first distance (L1) is 1000 times or more the first width in the first direction (Y) between the power generation cell (6) and the end power generation cell (6a). It is. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is 1000 times or more the first width.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、情報処理装置（４２）は、静電容量算出部（５１）と、記憶部（５３）と、評価部（５２）とを備える。静電容量算出部（５１）は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間の第３静電容量を見積もる。記憶部（５３）は、第３静電容量を格納する。評価部（５２）は、第３静電容量に基づいて、第１辺（１ａ）と第１端部（Ｅ１）との間における基板（１）と保護層（２）との間の浸水状態を評価する。第１静電容量及び第２静電容量は、第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量である。第１距離（Ｌ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき発電セル（６）の透明導電層（１１）と第１電極（Ｂ１）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第１静電容量及び第２静電容量を測定するとき第１電極（Ｂ１）と第２電極（Ｂ２）との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。   In the solar cell module evaluation apparatus, the information processing device (42) includes a capacitance calculation unit (51), a storage unit (53), and an evaluation unit (52). The capacitance calculating unit (51) calculates a third capacitance between the first side (1a) and the first end (E1) based on the first capacitance and the second capacitance. estimate. The storage unit (53) stores the third capacitance. Based on the third capacitance, the evaluation unit (52) is in a flooded state between the substrate (1) and the protective layer (2) between the first side (1a) and the first end (E1). To evaluate. The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode (B1) and the second electrode (B2). The first distance (L1) is the capacitance between the transparent conductive layer (11) of the power generation cell (6) and the first electrode (B1) when measuring the first capacitance and the second capacitance. It is set to a size that can be ignored. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is determined between the first electrode (B1) and the second electrode (B2) when measuring the first capacitance and the second capacitance. The capacitance between the two is set to a value that can be ignored.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、第１距離（Ｌ１）は、第２電極（Ｂ２）と発電セル（６）との間としての第１方向（Ｙ）の第２幅の１０００倍以上である。前記第１電極（Ｂ１）における第１方向（Ｙ）の幅（Ｗ１）は、第２幅の１０００倍以上である。   In the solar cell module evaluation apparatus, the first distance (L1) is 1000 times or more the second width in the first direction (Y) between the second electrode (B2) and the power generation cell (6). is there. The width (W1) in the first direction (Y) of the first electrode (B1) is 1000 times or more the second width.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、記憶部（５３）は、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを格納している。評価部（５２）は、第３静電容量に基づいて、その浸水量テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の浸水量を推定する。   In the solar cell module evaluation apparatus, the storage unit (53) stores an inundation amount table indicating a relationship between the capacitance and the inundation amount of water. The evaluation unit (52) estimates the water immersion amount of the solar cell module (10) with reference to the water immersion amount table based on the third capacitance.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、前記評価部（５２）は、更に、前記浸水状態に基づいて、前記太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定する。   In the solar cell module evaluation apparatus, the evaluation unit (52) further estimates the lifetime of the solar cell module (10) based on the flooded state.

上記の太陽電池モジュールの評価装置において、記憶部（５３）は、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを格納している。評価部（５２）は、第３静電容量と高湿度環境とに基づいて、その寿命テーブルを参照して、太陽電池モジュール（１０）の寿命を推定する。   In the solar cell module evaluation apparatus, the storage unit (53) stores a life table indicating a relationship among the capacitance, the high humidity environment, and the life. The evaluation unit (52) estimates the lifetime of the solar cell module (10) with reference to the lifetime table based on the third capacitance and the high humidity environment.

本発明により、太陽電池モジュールの変質が発生する前段階での微量な水の浸入を計測可能となる。太陽電池モジュールの寿命を評価可能となる。   According to the present invention, it is possible to measure the invasion of a small amount of water at a stage before the deterioration of the solar cell module occurs. The lifetime of the solar cell module can be evaluated.

以下、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態に関して、添付図面を参照して説明する。   Hereinafter, embodiments of a solar cell module evaluation method and a solar cell module evaluation apparatus according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.

まず、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の評価対象となる太陽電池モジュールの構成について、添付図面を参照して説明する。図４は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す上面図である。太陽電池モジュール１０は、基板１と、基板１上に設けられた発電セル６とを具備する。ここでは、説明しやすさのために、これらの上に設けられる後述の保護膜２及び防水シート３を省略している。   First, the structure of the solar cell module which is the evaluation object of the solar cell module evaluation method and evaluation apparatus of the present invention will be described with reference to the accompanying drawings. FIG. 4 is a top view showing the configuration of the solar cell module to be evaluated in the embodiment of the solar cell module evaluation method and evaluation apparatus of the present invention. The solar cell module 10 includes a substrate 1 and a power generation cell 6 provided on the substrate 1. Here, for ease of explanation, a protective film 2 and a waterproof sheet 3 described later provided on these are omitted.

基板１は、第１辺１ａと、第１辺１ａと対向する第２辺１ｂと、第１辺１ａと第２辺１ｂとの間の第３辺１ｃと、第３辺１ｃに対向する第４辺１ｄとを有する。基板１は、透光性を有しており、例えばガラスが好適である。   The substrate 1 includes a first side 1a, a second side 1b facing the first side 1a, a third side 1c between the first side 1a and the second side 1b, and a third side 1c facing the third side 1c. 4 sides 1d. The substrate 1 has translucency, and for example, glass is suitable.

発電セル６は、基板１表面における薄膜の無い周囲領域１４の内側に設けられている。発電セル６は、複数の単セル７を備える。複数の単セル７は、Ｘ方向に並び互いに直列に接続されている。単セル７は、Ｙ方向へ伸びる短冊形状を有する。発電セル６は、端部発電セル６ａ、６ｂを更に備える。端部発電セル６ａは、第１辺１ａと発電セル６との間に、第１辺１ａに平行なＸ方向絶縁溝１５ａにより発電セル６から分離されたものである。端部発電セル６ｂは、第２辺１ｂと発電セル６との間に、第２辺１ｂに平行なＸ方向絶縁溝１５ｂにより発電セル６から分離されたものである。   The power generation cell 6 is provided inside the peripheral region 14 without a thin film on the surface of the substrate 1. The power generation cell 6 includes a plurality of single cells 7. The plurality of single cells 7 are aligned in the X direction and connected in series to each other. The single cell 7 has a strip shape extending in the Y direction. The power generation cell 6 further includes end power generation cells 6a and 6b. The end power generation cell 6a is separated from the power generation cell 6 by the X-direction insulating groove 15a parallel to the first side 1a between the first side 1a and the power generation cell 6. The end power generation cell 6b is separated from the power generation cell 6 between the second side 1b and the power generation cell 6 by an X-direction insulating groove 15b parallel to the second side 1b.

発電セル６は、例えば、シリコン系薄膜太陽電池である。ここで、シリコン系とはシリコン（Ｓｉ）やシリコンカーバイド（ＳｉＣ）やシリコンゲルマニウム（ＳｉＧｅ）のようなシリコンを含む材料の総称である。シリコン系薄膜太陽電池とは、アモルファスシリコン系、微結晶シリコン系、アモルファスシリコン系と微結晶シリコン系とを積層させたタンデム型を含む太陽電池を表す。ただし、微結晶シリコン系とは、アモルファスシリコン系（非晶質シリコン系）以外のシリコン系を意味するものであり、多結晶シリコン系や非晶質を含んだ結晶質シリコン系も含まれる。   The power generation cell 6 is, for example, a silicon-based thin film solar cell. Here, silicon-based is a general term for materials containing silicon such as silicon (Si), silicon carbide (SiC), and silicon germanium (SiGe). The silicon-based thin film solar cell represents an amorphous silicon-based, microcrystalline silicon-based, solar cell including a tandem type in which amorphous silicon-based and microcrystalline silicon-based layers are stacked. However, the microcrystalline silicon system means a silicon system other than an amorphous silicon system (amorphous silicon system), and includes a polycrystalline silicon system and a crystalline silicon system containing an amorphous material.

Ｘ方向絶縁溝１５ａ及びＸ方向絶縁溝１５ｂは、深さ方向に関して、複数の単セル７の表面である裏面電極層１３から基板１の表面へ伸び、基板１表面に達している。ただし、基板１の強度を確保するために、基板１の中まで伸びていないことが好ましい。一方、長さ方向に関して、Ｘ方向に伸びている。そして、一方の端が第３辺１ｃの近傍まで伸び、他方の端が第４辺１ｄの近傍まで伸びている。そして、両端が基板１の端に達していない。Ｘ方向絶縁溝１５の幅は、例えば５０〜１００μｍである。   The X direction insulating groove 15 a and the X direction insulating groove 15 b extend from the back electrode layer 13 which is the surface of the plurality of single cells 7 to the surface of the substrate 1 and reach the surface of the substrate 1 in the depth direction. However, it is preferable not to extend into the substrate 1 in order to ensure the strength of the substrate 1. On the other hand, the length direction extends in the X direction. One end extends to the vicinity of the third side 1c, and the other end extends to the vicinity of the fourth side 1d. Both ends do not reach the end of the substrate 1. The width of the X direction insulating groove 15 is, for example, 50 to 100 μm.

図５は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。図４のＸＸ断面のＡ部を示している。太陽電池モジュール１０は、前述のように、基板１と、基板１上に設けられた発電セル６と、基板１の周囲領域１４及び発電セル６を覆うように設けられた保護膜２と、保護膜２上に設けられた防水シート３を具備する。   FIG. 5: is sectional drawing which shows the structure of the solar cell module used as the evaluation object in embodiment of the evaluation method and evaluation apparatus of the solar cell module of this invention. The A section of the XX cross section of FIG. 4 is shown. As described above, the solar cell module 10 includes the substrate 1, the power generation cell 6 provided on the substrate 1, the protective film 2 provided to cover the peripheral region 14 of the substrate 1 and the power generation cell 6, and protection A waterproof sheet 3 provided on the membrane 2 is provided.

防水シート３は、発電セル６上の保護膜２を覆うように設けられている。ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）シート／ＡＬ箔／ＰＥＴシートの三層構造を有するシートに例示される。保護膜１０２は、発電セル６及び基板１表面上の周囲領域１４を覆うように設けられている。ＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）に例示される。膜厚は、３０〜５０μｍである。複数の単セル７の各々は、基板１上に設けられ、第１辺１ａに沿ってＸ方向に並び、互いに直列に接続されている。単セル７は、透明導電層１１、光電変換層１２及び裏面電極層１３を含む。   The waterproof sheet 3 is provided so as to cover the protective film 2 on the power generation cell 6. A sheet having a three-layer structure of PET (polyethylene terephthalate) sheet / AL foil / PET sheet is exemplified. The protective film 102 is provided so as to cover the power generation cell 6 and the peripheral region 14 on the surface of the substrate 1. It is exemplified by EVA (ethylene vinyl acetate copolymer). The film thickness is 30-50 μm. Each of the plurality of single cells 7 is provided on the substrate 1, arranged in the X direction along the first side 1 a, and connected in series to each other. The single cell 7 includes a transparent conductive layer 11, a photoelectric conversion layer 12, and a back electrode layer 13.

透明導電層１１は、基板１上に製膜され、Ｘ方向に伸びる溝１５により複数の短冊状の単セル７の各々に対応するように分割されている。膜厚は、５００〜８００ｎｍである。溝１７は、深さ方向に関して透明導電層１１の表面から基板１の表面へ伸びている。長さ方向に関して第１辺１ａ及び第２辺１ｂの近傍まで伸び、基板１の端に達していない。溝１７の幅は、例えば１０〜５０μｍである。光電変換層１２は、薄膜シリコンのｐ層、ｉ層、ｎ層を積層したもの、更には、この積層したものを複数積層したタンデム型、トリプル型太陽電池を構成している。光電変換層１２は、透明導電層１１上に設けられ、溝１７の隣近傍にＹ方向に伸びる溝１８により複数の単セル７の各々に対応するように分割されている。溝１８は、深さ方向に関して光電変換層１２の表面から透明導電層１１の表面へ伸びている。裏面電極層１３は、光電変換層１２上に設けられ、溝１８の隣近傍にＹ方向に伸びる溝１９により複数の単セル７の各々に対応するように分割されている。溝１９は、深さ方向に関して裏面電極層１３の表面から光電変換層１２の表面へ伸びている。   The transparent conductive layer 11 is formed on the substrate 1 and is divided by a groove 15 extending in the X direction so as to correspond to each of the plurality of strip-shaped single cells 7. The film thickness is 500 to 800 nm. The groove 17 extends from the surface of the transparent conductive layer 11 to the surface of the substrate 1 in the depth direction. It extends to the vicinity of the first side 1 a and the second side 1 b in the length direction, and does not reach the end of the substrate 1. The width of the groove 17 is, for example, 10 to 50 μm. The photoelectric conversion layer 12 constitutes a tandem type or triple type solar cell in which a p-layer, an i-layer, and an n-layer of thin film silicon are laminated and a plurality of the laminated layers are laminated. The photoelectric conversion layer 12 is provided on the transparent conductive layer 11 and is divided so as to correspond to each of the plurality of single cells 7 by a groove 18 extending in the Y direction in the vicinity of the groove 17. The groove 18 extends from the surface of the photoelectric conversion layer 12 to the surface of the transparent conductive layer 11 in the depth direction. The back electrode layer 13 is provided on the photoelectric conversion layer 12 and is divided so as to correspond to each of the plurality of single cells 7 by a groove 19 extending in the Y direction in the vicinity of the groove 18. The groove 19 extends from the surface of the back electrode layer 13 to the surface of the photoelectric conversion layer 12 in the depth direction.

図６は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す他の断面図である。図４のＹＹ断面のＡ部を示している。太陽電池モジュール１０は、前述のように、更に、端部発電セル６ａと端部発電セル６ｂ（本図で図示されず）を具備する。   FIG. 6 is another cross-sectional view showing the configuration of the solar cell module to be evaluated in the embodiment of the solar cell module evaluation method and evaluation apparatus of the present invention. 5 shows a portion A of the YY cross section of FIG. As described above, the solar cell module 10 further includes the end power generation cells 6a and the end power generation cells 6b (not shown in this drawing).

防水シート３は、発電セル６のみならず、端部発電セル６ａ及び端部発電セル６ｂ上の保護膜２を覆うように設けられている。Ｘ方向絶縁溝１５ａは、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間に設けられている。同様に、図示されないがＸ方向絶縁溝１５ｂは、発電セル６の端部と端部発電セル６ｂの端部との間に設けられている。   The waterproof sheet 3 is provided so as to cover not only the power generation cell 6 but also the protective film 2 on the end power generation cell 6a and the end power generation cell 6b. The X-direction insulating groove 15a is provided between the end E1 of the power generation cell 6 and the end E2 of the end power generation cell 6a. Similarly, although not shown, the X-direction insulating groove 15b is provided between the end of the power generation cell 6 and the end of the end power generation cell 6b.

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成について説明する。図７は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。ここで、太陽電池モジュール１０については、図６と同様に図４のＹＹ断面のＡ部を示し、水の影響を受けて保護膜２と基板１との間に水３１、３２が浸入した状態を示している。水３１は、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの一方の端部Ｅ２との間（Ｘ方向絶縁溝１５ａ）における保護膜２と基板１との間の水である。水３２は、端部発電セル６ａの他方の端部Ｅ３と第１辺１ａとの間における保護膜２と基板１との間の水である。   Next, the configuration of the embodiment of the solar cell module evaluation apparatus of the present invention will be described. FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of the embodiment of the solar cell module evaluation apparatus of the present invention. Here, about the solar cell module 10, the A part of the YY cross section of FIG. 4 is shown similarly to FIG. 6, and water 31 and 32 has entered between the protective film 2 and the substrate 1 under the influence of water. Is shown. The water 31 is water between the protective film 2 and the substrate 1 between the end E1 of the power generation cell 6 and one end E2 of the end power generation cell 6a (X-direction insulating groove 15a). The water 32 is water between the protective film 2 and the substrate 1 between the other end E3 of the end power generation cell 6a and the first side 1a.

本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、評価装置を用いて、水３１の浸水状況を評価する。発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間（Ｘ方向絶縁溝１５ａ）に水が浸入すると、図２で説明したように閉じた電気回路が形成され、太陽電池モジュール１０に重大な影響を及ぼすからである。この場合、測定対象は、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間の静電容量Ｃ２である。   In the solar cell module evaluation method of the present invention, the inundation status of the water 31 is evaluated using an evaluation device. When water enters between the end E1 of the power generation cell 6 and the end E2 of the end power generation cell 6a (X-direction insulating groove 15a), a closed electric circuit is formed as described in FIG. This is because the module 10 is seriously affected. In this case, the measurement target is the capacitance C2 between the end E1 of the power generation cell 6 and the end E2 of the end power generation cell 6a.

太陽電池モジュールの評価装置４０は、交流特性計測器４１と情報処理装置４２とを具備する。
交流特性計測器４１は、第１端子Ｄ１と第２端子Ｄ２とを備え、第１端子Ｄ１に接続される第１電極Ｂ１と第２端子Ｄ２に接続される第２電極Ｂ２との間の静電容量を測定する。ここで、第１電極Ｂ１及び第２電極Ｂ２は、測定時に、それぞれ評価対象である太陽電池モジュール１０の第１位置Ｐ１及び第２位置Ｐ２に接触される。 The solar cell module evaluation apparatus 40 includes an AC characteristic measuring instrument 41 and an information processing apparatus 42.
The AC characteristic measuring instrument 41 includes a first terminal D1 and a second terminal D2, and a static electricity between the first electrode B1 connected to the first terminal D1 and the second electrode B2 connected to the second terminal D2. Measure the capacitance. Here, the first electrode B1 and the second electrode B2 are brought into contact with the first position P1 and the second position P2 of the solar cell module 10 that is an evaluation object, respectively, at the time of measurement.

ただし、第２位置Ｐ２は、第１辺１ａ近傍の保護層２上の位置である。第１位置Ｐ１は、発電セル６と反対側の基板１上であって、発電セル６の第１辺１ａ側の端部Ｅ１から距離Ｌ１離れた位置である。後述するように、距離Ｌ１は、発電セル６の透明導電層１１と第１電極Ｂ１との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１は、端部発電セル６ａの透明導電層１１と第１電極Ｂ１との間の静電容量を無視できる大きさに設定される。例えば、距離Ｌ１は、測定対象（Ｃ２）におけるＹ方向の幅Ｌ２の１０００倍以上であり、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１は、測定対象（Ｃ２）の幅Ｌ２の１０００倍以上である。   However, the second position P2 is a position on the protective layer 2 in the vicinity of the first side 1a. The first position P1 is a position on the substrate 1 opposite to the power generation cell 6 and a distance L1 from the end E1 of the power generation cell 6 on the first side 1a side. As will be described later, the distance L1 is set to such a value that the capacitance between the transparent conductive layer 11 of the power generation cell 6 and the first electrode B1 can be ignored. The width W1 in the Y direction of the first electrode B1 is set to a size such that the capacitance between the transparent conductive layer 11 of the end power generation cell 6a and the first electrode B1 can be ignored. For example, the distance L1 is 1000 times or more the width L2 in the Y direction of the measurement target (C2), and the width W1 in the Y direction of the first electrode B1 is 1000 times or more of the width L2 of the measurement target (C2). .

情報処理装置４２は、パーソナルコンピュータに例示され、交流特性計測器４１とデータの通信が可能なように接続されている。交流特性計測器４１の計測結果に基づいて太陽電池モジュール１０の浸水状態を評価する。情報処理装置４２は、コンピュータプログラムとしての静電容量算出部５１及び寿命評価部５２と、ハードディスクやメモリのような記憶装置としての記憶部５３とを備える。静電容量算出部５１及び寿命評価部５２は、記憶部５３としてのハードディスクに格納されており、動作時に記憶部５３としてのメモリに展開され、ＣＰＵ（ｃｅｎｔｒａｌ ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ ｕｎｉｔ）により実行される。   The information processing apparatus 42 is exemplified by a personal computer and is connected to the AC characteristic measuring instrument 41 so as to be able to communicate data. Based on the measurement result of the AC characteristic measuring instrument 41, the flooded state of the solar cell module 10 is evaluated. The information processing apparatus 42 includes a capacitance calculation unit 51 and a life evaluation unit 52 as computer programs, and a storage unit 53 as a storage device such as a hard disk or a memory. The capacitance calculation unit 51 and the life evaluation unit 52 are stored in a hard disk as the storage unit 53, and are expanded in a memory as the storage unit 53 during operation, and are executed by a CPU (central processing unit).

静電容量算出部５１は、交流特性計測器４１の計測結果に基づいて、測定対象の静電容量を見積もる。
例えば、静電容量Ｃ２を見積もる。記憶部５３は、見積もられた静電容量を記憶する。また、静電容量算出部５１及び寿命評価部５２の実行に必要なデータ（テーブル）を格納している。寿命評価部５２は、見積もられた静電容量に基づいて、測定対象部位の浸水状態を評価する。例えば、端部Ｅ２と端部Ｅ１との間（静電容量Ｃ２の位置）における基板１と保護層２との間の浸水状況を評価する。寿命評価部５２は、更に、評価された浸水状態に基づいて、太陽電池モジュール１０の寿命を推定する。 The capacitance calculation unit 51 estimates the capacitance of the measurement target based on the measurement result of the AC characteristic measuring instrument 41.
For example, the capacitance C2 is estimated. The storage unit 53 stores the estimated capacitance. In addition, data (table) necessary for the execution of the capacitance calculation unit 51 and the life evaluation unit 52 is stored. The life evaluation unit 52 evaluates the flooded state of the measurement target part based on the estimated capacitance. For example, the water immersion state between the substrate 1 and the protective layer 2 between the end E2 and the end E1 (position of the capacitance C2) is evaluated. The life evaluation unit 52 further estimates the life of the solar cell module 10 based on the evaluated flooded state.

図８は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略平面図及び概略断面図である。ここでは交流特性計測器４１、情報処理装置４２、その配線及び防水シート３を省略している。第１電極Ｂ１、第２電極Ｂ２、発電セル６、端部発電セル６ａ、端部Ｅ１及び端部Ｅ２の位置関係が示されている。図中、左端の発電セル６と端部発電セル６ａとの間の測定対象（Ｃ２）について評価をするために、第１電極Ｂ１は、当該発電セル６を含む広範囲の領域に対応する位置に設けられた大面積の電極となる。一方、第２電極Ｂ２は、当該端部発電セル６ａの直ぐ横に対応する位置に設けられた小面積の電極となる。そして、第２電極Ｂ２との位置を右にずらし、必要に応じて第１電極Ｂ１の位置を右にずらして行くことで、他の発電セル６と端部発電セル６ａとの間の測定対象（Ｃ２）についても同様に測定することができる。それにより、浸水量に加えて浸水位置及び浸水範囲を知ることができる。   FIG. 8: is the schematic plan view and schematic sectional drawing which show the structure of embodiment of the evaluation apparatus of the solar cell module of this invention. Here, the AC characteristic measuring instrument 41, the information processing apparatus 42, its wiring, and the waterproof sheet 3 are omitted. The positional relationship among the first electrode B1, the second electrode B2, the power generation cell 6, the end power generation cell 6a, the end E1, and the end E2 is shown. In the figure, in order to evaluate the measurement target (C2) between the leftmost power generation cell 6 and the end power generation cell 6a, the first electrode B1 is located at a position corresponding to a wide area including the power generation cell 6. It becomes the electrode of the provided large area. On the other hand, the second electrode B2 is a small-area electrode provided at a position corresponding to the side of the end power generation cell 6a. Then, by shifting the position of the second electrode B2 to the right and shifting the position of the first electrode B1 to the right as necessary, the measurement target between the other power generation cells 6 and the end power generation cells 6a. It can measure similarly about (C2). Thereby, in addition to the amount of flooding, the flooding position and flooding range can be known.

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価方法における静電容量Ｃ２の計測原理について説明する。
図７に示すように、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の等価回路は、静電容量Ｃ３、抵抗Ｒ１、静電容量Ｃ２、静電容量Ｃ１、及び静電容量Ｃ４で構成される。静電容量Ｃ３は、発電セル６の透明導電層１１と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が誘電体である。抵抗Ｒ１は、透明導電層１１で形成される。静電容量Ｃ２は、発電セル６の透明導電層１１と端部発電セル６ａの透明導電層１１とで形成され、水３１及び保護膜２が誘電体である。静電容量Ｃ１は、端部発電セル６ａの透明導電層１１と第２電極Ｂ２とで形成され、保護膜２が主な誘電体である。静電容量Ｃ４は、端部発電セル６ａの透明導電層１１と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が誘電体である。 Next, the measurement principle of the capacitance C2 in the solar cell module evaluation method of the present invention will be described.
As shown in FIG. 7, the equivalent circuit between the first electrode B1 and the second electrode B2 is composed of a capacitance C3, a resistor R1, a capacitance C2, a capacitance C1, and a capacitance C4. The The capacitance C3 is formed by the transparent conductive layer 11 of the power generation cell 6 and the first electrode B1, and the substrate 1 is a dielectric. The resistor R <b> 1 is formed of the transparent conductive layer 11. The electrostatic capacitance C2 is formed by the transparent conductive layer 11 of the power generation cell 6 and the transparent conductive layer 11 of the end power generation cell 6a, and the water 31 and the protective film 2 are dielectrics. The electrostatic capacitance C1 is formed by the transparent conductive layer 11 of the end power generation cell 6a and the second electrode B2, and the protective film 2 is a main dielectric. The capacitance C4 is formed by the transparent conductive layer 11 of the end power generation cell 6a and the first electrode B1, and the substrate 1 is a dielectric.

ここで、太陽電池モジュール１０が高湿度雰囲気に曝され、水３１が増えていく場合、その浸入水３１の影響が誘電率の変化として静電容量Ｃ２に現れる。したがって、高湿度雰囲気に曝される前後の静電容量Ｃ２の変化（静電容量Ｃ２の経時的な変化）を計測することで、水３１の浸水量を見積もることができる。   Here, when the solar cell module 10 is exposed to a high humidity atmosphere and the water 31 increases, the influence of the intrusion water 31 appears in the capacitance C2 as a change in dielectric constant. Therefore, the amount of water 31 immersed can be estimated by measuring the change in capacitance C2 before and after exposure to a high humidity atmosphere (change in capacitance C2 over time).

ここで、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の静電容量をＣとし、静電容量Ｃ４を無視できるとすれば、以下の式が成り立つ。
１／Ｃ＝１／Ｃ１＋１／Ｃ２＋１／Ｃ３ …（１）
したがって、Ｃ１及びＣ３がＣ２に比較して十分に大きい（１０３オーダー以上）ならば、
１／Ｃ＝１／Ｃ２ …（２）
とみなすことができる。一般に、Ｃ＝εＳ／ｄが成り立つことから、Ｃ１及びＣ３のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に大きく（１０３オーダー以上）すればよい。 If the capacitance between the first electrode B1 and the second electrode B2 is C and the capacitance C4 can be ignored, the following equation is established.
1 / C = 1 / C1 + 1 / C2 + 1 / C3 (1)
Therefore, if C1 and C3 are sufficiently large compared to C2 (10 3 order or more),
1 / C = 1 / C2 (2)
Can be considered. In general, since C = εS / d holds, the S / d of C1 and C3 should be sufficiently larger than the S / d of C2 (10 3 order or more).

Ｃ２において、距離ｄ（幅Ｌ２）は１０１μｍのオーダーである。面積Ｓ（単セル７のＸ方向の幅×透明導電層１１の膜厚）は、１０３μｍ×１００μｍのオーダーである。したがって、Ｓ／ｄは１０２μｍのオーダーである。 In C2, the distance d (width L2) is on the order of 10 1 μm. Area S (the thickness of the X-direction width × transparent conductive layer 11 of the single cell 7) is on the order of 10 3 μm × 10 0 μm. Therefore, S / d is on the order of 10 2 μm.

Ｃ３において、Ｃ３がＣ２に比較して１０３オーダー以上の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０２μｍ（Ｃ２）×１０３＝１０５μｍのオーダーである必要がある。Ｃ３の距離ｄ（基板１の厚み）は１０３μｍのオーダーであるから、Ｃ３の面積Ｓは、１０３μｍ（距離ｄ）×１０５μｍ＝１０８μｍ２＝１０２ｍｍ２のオーダーとなる。したがって、Ｃ３すなわち第１電極Ｂ１の面積Ｓが１０２ｍｍ２のオーダーとなるから、第１電極Ｂ１を矩形とみなせば、その一辺に相当する幅Ｗ１は約１０１ｍｍ程度となる。すなわち、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１を、Ｃ２の幅Ｌ２の１０００倍（１０３倍）以上とすればよいことになる。 In C3, in order for C3 to have a size of 10 3 orders or more as compared with C2, S / d needs to be on the order of 10 2 μm (C2) × 10 3 = 10 5 μm. Since the distance d (thickness of the substrate 1) of C3 is on the order of 10 3 μm, the area S of C3 is on the order of 10 3 μm (distance d) × 10 5 μm = 10 8 μm 2 = 10 2 mm 2 Become. Therefore, C3, that is, the area S of the first electrode B1 is on the order of 10 2 mm 2 , and if the first electrode B1 is regarded as a rectangle, the width W1 corresponding to one side thereof is about 10 1 mm. That is, the width W1 in the Y direction of the first electrode B1 may be 1000 times (10 3 times) or more of the width L2 of C2.

同様に、Ｃ１において、Ｃ１がＣ２に比較して１０３オーダー以上の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０５μｍのオーダーである必要がある。Ｃ１の距離ｄ（保護膜２の膜厚）は１０１μｍのオーダーであるから、Ｃ１の面積Ｓは、１０１μｍ（距離ｄ）×１０５μｍ＝１０６μｍ２＝１００ｍｍ２のオーダーとなる。したがって、Ｃ１すなわち第２電極Ｂ２の面積Ｓが１００ｍｍ２のオーダーとなるから、第２電極Ｂ２を矩形とみなせば、その一辺は約１００ｍｍ程度となる。すなわち、第２電極Ｂ２の幅を、Ｃ２の幅Ｌ２の１００倍（１０２倍）以上とすればよいことになる。その一方で、第２電極Ｂ２が大きすぎると、第２電極Ｂ２と第１電極Ｂ１との間の直接的な静電容量（図７中、図示せず）が問題になる可能性があるので、できるだけ小さくすることが好ましい。以上から、その一辺は約１００ｍｍ程度とする。 Similarly, in C1, in order for C1 to have a magnitude of 10 3 orders or more as compared with C2, S / d needs to be on the order of 10 5 μm. Since the distance C1 d (thickness of the protective layer 2) is of the order of 10 1 [mu] m, the area S of C1 is, 10 1 [mu] m (distance d) × 10 of 5 μm = 10 6 μm 2 = 10 0 mm 2 It becomes an order. Therefore, since the area S of the C1 or second electrode B2 is a 10 0 mm 2 orders, is regarded a second electrode B2 and rectangular, one side is about 10 0 mm approximately. That is, the width of the second electrode B2, it is sufficient to the 100 times the width L2 of C2 (10 2 times) or more. On the other hand, if the second electrode B2 is too large, the direct capacitance (not shown in FIG. 7) between the second electrode B2 and the first electrode B1 may become a problem. It is preferable to make it as small as possible. From the above, one side is about 10 0 mm approximately.

一方、Ｃ４を式（１）で無視するためには、Ｃ２に並列なＣ４が、Ｃ２に比較して十分に小さい（１０−３オーダー以下）、すなわち、Ｃ４のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に小さく（１０−３オーダー以下）すればよい。Ｃ４において、Ｃ４がＣ２に比較して１０−３オーダー以下の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１０２μｍ（Ｃ２）×１０−３＝１０−１μｍのオーダーである必要がある。Ｃ４の面積Ｓ（端部発電セル６ａ側の単セル７のＸ方向の幅×透明導電層１１の膜厚）は、１０４μｍ×１００μｍのオーダーである。したがって、Ｃ４の距離ｄは、（１０４μｍ×１００μｍ）／（１０−１μｍ）＝１０５μｍ＝１０２ｍｍ程度となる。すなわち、幅Ｌ２と距離Ｌ１との和が概ね１０２ｍｍ程度以上必要となる。幅Ｌ２は、１０１μｍのオーダーであるから無視できるので、距離Ｌ１が概ね１０２ｍｍ程度以上となる。すなわち、距離Ｌ１を、Ｃ２の幅Ｌ２の１０００倍以上とすればよいことになる。 On the other hand, in order to ignore C4 in the expression (1), C4 parallel to C2 is sufficiently smaller than C2 (10 −3 order or less), that is, the S / d of C4 is changed to the S / d of C2. It may be sufficiently smaller than d (10 −3 order or less). In C4, in order for C4 to have a magnitude of 10 −3 order or less compared to C2, S / d needs to be on the order of 10 2 μm (C2) × 10 −3 = 10 −1 μm. . C4 area S (end power generation cell 6a side of the thickness of the X-direction width × transparent conductive layer 11 of the single cell 7) is on the order of 10 4 μm × 10 0 μm. Therefore, the distance d of C4 becomes (10 4 μm × 10 0 μm ) / (10 -1 μm) = 10 5 μm = 10 2 mm approximately. That is, the sum of the width L2 and the distance L1 is required to be approximately 10 2 mm or more. Since the width L2 is on the order of 10 1 μm and can be ignored, the distance L1 is about 10 2 mm or more. That is, the distance L1 may be 1000 times or more the width L2 of C2.

以上から、Ｃ３において、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍（１０３倍）以上とし、Ｃ１において、第２電極Ｂ２の幅をＣ２の幅Ｌ２の１００倍（１０２倍）以上とし、Ｃ４において、距離Ｌ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍以上とすれば、図７の等価回路において上記（２）式が成り立つことになる。 From the above, in C3, the width W1 in the Y direction in the first electrode B1 is 1000 times the width L2 of C2 (10 3 times) than in the C1, 100 times the width L2 of the width of the second electrode B2 C2 ( and 10 twice) or more, in C4, if the distance L1 between 1000 times or more the width L2 of C2, so that the equation (2) is satisfied in the equivalent circuit of FIG.

次に、静電容量Ｃ２を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法の原理について説明する。まず、太陽電池モジュール１０が水の影響を受けた場合、上記静電容量Ｃ２がどのように変化するかについて説明する。図９は、太陽電池モジュール１０について浸水試験（高湿度環境試験：後述）を行ったときの試験時間と静電容量との関係を示すグラフである。縦軸は静電容量Ｃ２の値を示し、横軸は浸水試験の試験時間ｔである。太陽電池モジュール１０は、浸水試験前（原点）は、Ｃ２＝Ｃ２（０）の値を示す。そして、浸水試験後（ｔ＝ｔ０）、太陽電池モジュール１０の防水シート３内部に凝集した水により、静電容量Ｃ２は誘電率の変化に伴いその容量を変化させる。このとき、太陽電池モジュール１０が良品ならば、浸水試験後（ｔ＝ｔ０）、曲線Ｑ１に示すように、Ｃ２＝Ｃ２（１）（＞Ｃ２（０））の値を示す。Ｃ２がわずかに上昇するのは、保護膜２がわずかに水を吸収するためであり、浸水試験の条件と保護膜２の物性（含水率）から決まる値である。一方、太陽電池モジュール１０が不良品ならば、浸水試験後（ｔ＝ｔ０）、基板１と保護膜２との間に水が浸入するため、Ｃ２が更に増加し、曲線Ｑ２やＱ３に示すように、Ｃ２＝Ｃ２（２）（＞Ｃ２（１））やＣ２（３）（＞Ｃ２（２））のような値を示す。   Next, the principle of the solar cell module evaluation method of the present invention using the capacitance C2 will be described. First, how the capacitance C2 changes when the solar cell module 10 is affected by water will be described. FIG. 9 is a graph showing the relationship between the test time and the capacitance when a water immersion test (high humidity environment test: described later) is performed on the solar cell module 10. The vertical axis represents the value of the capacitance C2, and the horizontal axis represents the test time t of the water immersion test. The solar cell module 10 shows a value of C2 = C2 (0) before the water immersion test (origin). Then, after the immersion test (t = t0), the capacitance of the electrostatic capacitance C2 changes with the change of the dielectric constant by the water aggregated inside the waterproof sheet 3 of the solar cell module 10. At this time, if the solar cell module 10 is a non-defective product, after the water immersion test (t = t0), the value of C2 = C2 (1) (> C2 (0)) is shown as shown by the curve Q1. C2 slightly increases because the protective film 2 slightly absorbs water, and is a value determined from the conditions of the water immersion test and the physical properties (water content) of the protective film 2. On the other hand, if the solar cell module 10 is defective, water enters between the substrate 1 and the protective film 2 after the water immersion test (t = t0), so that C2 further increases, as shown by curves Q2 and Q3. Shows values such as C2 = C2 (2) (> C2 (1)) and C2 (3) (> C2 (2)).

ここで、個々の太陽電池モジュール１０によって、Ｃ２（０）の値はやや異なるが、差Δ＝Ｃ２（１）−Ｃ２（０）（、Ｃ２（２）−Ｃ２（０））は概ね等しい。したがって、予めシミュレーションや実験により良品及び不良品と差Δとの関係（記憶部５３に格納、太陽電池モジュールの構造ごと）を求めておけば、浸水試験前後のＣ２を測定して差Δを求めることで、その太陽電池モジュール１０が良品か不良品かを評価することが出来る。更に、差Δの大きさに基づいて、太陽電池モジュール１０のレベル分けを行うことも可能である。その場合、レベルと差Δとの関係を記憶部５３に予め格納しておく。   Here, although the value of C2 (0) is slightly different depending on the individual solar cell module 10, the difference Δ = C2 (1) −C2 (0) (, C2 (2) −C2 (0)) is substantially equal. Therefore, if the relationship between the good and defective products and the difference Δ (stored in the storage unit 53 and for each structure of the solar cell module) is obtained in advance by simulation or experiment, C2 before and after the water immersion test is measured to obtain the difference Δ. Thus, it is possible to evaluate whether the solar cell module 10 is a good product or a defective product. Furthermore, it is possible to classify the levels of the solar cell modules 10 based on the magnitude of the difference Δ. In that case, the relationship between the level and the difference Δ is stored in the storage unit 53 in advance.

また、予めシミュレーションや実験により保護膜２と基板１との間に浸入した水分量（浸水量）と差Δとの関係（記憶部５３に格納、太陽電池モジュールの構造ごと）を求めておけば、浸水試験前後のＣ２を測定して差Δを求めることで、その太陽電池モジュール１０に浸入した水分量を見積もることが出来る。   In addition, if a relationship between the amount of moisture (immersion amount) infiltrated between the protective film 2 and the substrate 1 and the difference Δ (stored in the storage unit 53 and for each structure of the solar cell module) is obtained in advance by simulation or experiment. By measuring C2 before and after the water immersion test and determining the difference Δ, the amount of water that has entered the solar cell module 10 can be estimated.

更に、静電容量Ｃ２を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法における太陽電池モジュールの寿命算出の原理について説明する。Ｃ２の値から寿命を算出する方法としては、以下の方法が考えられる。まず、浸水試験の条件と浸水試験後の差Δの大きさと残りの寿命とを関連付けたテーブルを、実験的又はシミュレーションで予め求めておく（記憶部５３に格納、太陽電池モジュールの構造ごと）。テーブルのデータの一例としては、
試験条件：湿度９０％、温度８０℃、時間２時間；差Δ：１０ｐＦ；寿命：２０年、
試験条件：湿度９０％、温度８０℃、時間２時間；差Δ：３０ｐＦ；寿命：１５年、
試験条件：湿度９０％、温度８０℃、時間２時間；差Δ：５０ｐＦ；寿命：１０年、
などである。次に、浸水試験前後のＣ２を測定して差Δを求め、その試験条件とその差Δと上記テーブルとに基づいて、寿命を算出する。データの中間の値は外挿（内挿）で求める。 Further, the principle of calculating the lifetime of the solar cell module in the solar cell module evaluation method of the present invention using the capacitance C2 will be described. As a method for calculating the lifetime from the value of C2, the following method can be considered. First, a table in which the conditions of the immersion test, the magnitude of the difference Δ after the immersion test and the remaining lifetime are associated with each other is obtained in advance by experiment or simulation (stored in the storage unit 53 and for each structure of the solar cell module). As an example of table data,
Test conditions: humidity 90%, temperature 80 ° C., time 2 hours; difference Δ: 10 pF; life: 20 years,
Test conditions: humidity 90%, temperature 80 ° C., time 2 hours; difference Δ: 30 pF; life: 15 years,
Test conditions: humidity 90%, temperature 80 ° C., time 2 hours; difference Δ: 50 pF; life: 10 years,
Etc. Next, C2 before and after the water immersion test is measured to obtain a difference Δ, and the lifetime is calculated based on the test condition, the difference Δ, and the table. The intermediate value of the data is obtained by extrapolation (interpolation).

上記のように、本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、本発明の太陽電池モジュールの評価装置を用いて静電容量Ｃ２の変化を測定することで、太陽電池モジュールの出来や寿命を評価することが可能となる。   As described above, in the solar cell module evaluation method of the present invention, the change and the life of the solar cell module are evaluated by measuring the change in the capacitance C2 using the solar cell module evaluation apparatus of the present invention. It becomes possible.

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態について説明する。ここでは、図４〜図６を用いて説明した太陽電池モジュール１０について、図７を用いて説明した太陽電池モジュールの評価装置により評価を行う方法について説明する。図１０は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態を示すフローチャートである。   Next, an embodiment of the solar cell module evaluation method of the present invention will be described. Here, a method for evaluating the solar cell module 10 described with reference to FIGS. 4 to 6 using the solar cell module evaluation apparatus described with reference to FIG. 7 will be described. FIG. 10 is a flowchart showing an embodiment of the solar cell module evaluation method of the present invention.

（１）ステップＳ０１：太陽電池モジュール１０の第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の第１静電容量を計測する。
図７を参照して、水による影響を受けていない太陽電池モジュール１０を準備し、第１電極Ｂ１を第１位置Ｐ１に、第２電極Ｂ２を第２位置Ｐ２にそれぞれ取り付ける。第１位置Ｐ１は、発電セル６と反対側の基板１上であって、発電セル６の第１辺１ａ側の第１端部Ｅ１から第１距離Ｌ離れた位置である。第２位置Ｐ２は、第１辺１ａ近傍の保護層２上の位置である。距離Ｌ１は、測定対象Ｃ２におけるＹ方向の幅Ｌ２の１０００倍以上である。第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１は、測定対象Ｃ２の幅Ｌ２の１０００倍以上である。第２電極Ｂ２の幅は、その一辺を約１００ｍｍ程度とする。このようにすることで図７に示した等価回路のうち、Ｃ１、Ｃ３、Ｃ４を無視することができ、上記（２）式を用いることができる。
交流特性計測器４１は、第１端子Ｄ１と第２端子Ｄ２とを介して第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の静電容量を計測し、情報処理装置４２へ出力する。情報処理装置４２の静電容量算出部５１は、計測された静電容量と（２）式に基づいて、Ｃ２として第１静電容量を算出する。記憶部５３は、この第１静電容量の値を格納する。ただし、計測された静電容量は（２）式のＣに代入される。この第１静電容量は、水の影響を受けていない場合の値であるＣ２（０）となる。なお、静電容量算出部５１は、この部分の動作をステップＳ０３において行っても良い。
（２）ステップＳ０２：
太陽電池モジュール１０に浸水試験（高湿度環境試験）を実施する。
第１静電容量を計測し各電極を取り外した後、太陽電池モジュール１０に浸水試験を実施する。浸水試験（高湿度環境試験）は、太陽電池モジュール１０を高湿度環境に曝露する試験である。浸水試験の条件（高湿度環境）は、例えば、湿度９０％、温度８０℃、暴露時間２時間である。ただし、浸水試験の条件（高湿度環境）は、この例に限定されるものではなく、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９３８「アモルファス太陽電池モジュールの環境試験方法及び耐久性試験方法」に記載された試験に用いられる耐水性に関わる試験（例示：温湿度サイクル試験、塩水噴霧試験、防水試験、耐湿性試験）の条件を用いることができる。更に、化学物質（例示：劣化の原因となりうるような酸性物質（酸性雨等を想定）及びアルカリ性物質（鳥の糞を想定））中への浸漬等を行っても良い。
（３）ステップＳ０３
浸水試験後に、太陽電池モジュール１０の第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の第２静電容量を計測する。
ステップＳ０１と同様に、図７を参照して、浸水試験後の太陽電池モジュール１０について、第１電極Ｂ１を第１位置Ｐ１に、第２電極Ｂ２を第２位置Ｐ２にそれぞれ取り付ける。第１位置Ｐ１、第２位置Ｐ２、距離Ｌ１、幅Ｗ１及び第２電極Ｂ２の幅は、ステップＳ０１の同じであり、上記（２）式を用いることができる。
交流特性計測器４１は、第１端子Ｄ１と第２端子Ｄ２とを介して第１位置Ｐ１と第２位置Ｐ２との間の電容量を再度計測し、情報処理装置４２へ出力する。情報処理装置４２の静電容量算出部５１は、計測された静電容量と（２）式に基づいて、Ｃ２として第２静電容量を算出する。記憶部５３は、この第２静電容量の値を格納する。ただし、計測された静電容量は（２）式のＣに代入される。太陽電池モジュール１０は、高湿度環境に暴露されたこと（ステップＳ０２）に伴い水の影響を受けている。したがって、太陽電池モジュール１０は、保護膜２が水を吸収していたり、図７に示したように水３１や水３２が存在している可能性がある。すなわち、この第２静電容量は、水の影響を受けた場合の値であるＣ２（１）やＣ２（２）やＣ２（３）のような値となる。
（４）ステップＳ０４
第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、太陽電池モジュール１０の浸水状態を評価する（屋外暴露後の変質を見積もる）。
情報処理装置４２の寿命評価部５２は、第１静電容量と第２静電容量とに基づいて、浸水試験前後の静電容量Ｃ２の差Δ（第１静電容量−第２静電容量）を見積もる。そして、記憶部５３に格納された良品及び不良品と差Δとの関係に基づいて、太陽電池モジュール１０を良品と不良品とに分けることが出来る。又は、記憶部５３に格納されたレベルと差Δとの関係に基づいて、太陽電池モジュール１０をレベル分けすることが出来る。
また、情報処理装置４２の寿命評価部５２は、見積もられた差Δと、記憶部５３に格納された浸水量と浸水試験後の差Δの大きさとを関連付けたテーブルとに基づいて、保護膜２と基板１との間に浸入した水分量を見積もる。
また、情報処理装置４２の寿命評価部５２は、見積もられた差Δと、浸水試験条件と、記憶部５３に格納された浸水試験の条件と浸水試験後の差Δの大きさと残りの寿命とを関連付けたテーブルとに基づいて、太陽電池モジュール１０の寿命を見積もる。 (1) Step S01: A first capacitance between the first position P1 and the second position P2 of the solar cell module 10 is measured.
Referring to FIG. 7, solar cell module 10 not affected by water is prepared, and first electrode B1 is attached to first position P1 and second electrode B2 is attached to second position P2. The first position P1 is a position on the substrate 1 on the opposite side of the power generation cell 6 and a first distance L away from the first end E1 on the first side 1a side of the power generation cell 6. The second position P2 is a position on the protective layer 2 in the vicinity of the first side 1a. The distance L1 is 1000 times or more of the width L2 in the Y direction in the measurement target C2. The width W1 in the Y direction of the first electrode B1 is 1000 times or more the width L2 of the measurement target C2. The width of the second electrode B2 is about 10 0 mm on one side. By doing in this way, among the equivalent circuit shown in FIG. 7, C1, C3, C4 can be disregarded, and the above equation (2) can be used.
The AC characteristic measuring instrument 41 measures the capacitance between the first position P1 and the second position P2 via the first terminal D1 and the second terminal D2, and outputs it to the information processing apparatus 42. The electrostatic capacity calculation unit 51 of the information processing device 42 calculates the first electrostatic capacity as C2 based on the measured electrostatic capacity and the equation (2). The storage unit 53 stores the value of the first capacitance. However, the measured capacitance is substituted for C in equation (2). The first capacitance is C2 (0), which is a value when not affected by water. The capacitance calculating unit 51 may perform this part of the operation in step S03.
(2) Step S02:
The solar cell module 10 is subjected to a water immersion test (high humidity environment test).
After measuring the first capacitance and removing each electrode, the solar cell module 10 is subjected to a water immersion test. The immersion test (high humidity environment test) is a test in which the solar cell module 10 is exposed to a high humidity environment. The conditions for the immersion test (high humidity environment) are, for example, a humidity of 90%, a temperature of 80 ° C., and an exposure time of 2 hours. However, the conditions of the immersion test (high humidity environment) are not limited to this example. For example, it is used for the test described in JIS C 8938 “Environmental test method and durability test method of amorphous solar cell module”. The conditions of the test related to water resistance (example: temperature / humidity cycle test, salt spray test, waterproof test, moisture resistance test) can be used. Further, immersion in a chemical substance (eg, an acidic substance (assuming acidic rain or the like) that may cause deterioration) and an alkaline substance (assuming bird droppings) may be performed.
(3) Step S03
After the water immersion test, the second capacitance between the first position P1 and the second position P2 of the solar cell module 10 is measured.
Similarly to step S01, referring to FIG. 7, for solar cell module 10 after the water immersion test, first electrode B1 is attached to first position P1, and second electrode B2 is attached to second position P2. The first position P1, the second position P2, the distance L1, the width W1, and the width of the second electrode B2 are the same as in step S01, and the above equation (2) can be used.
The AC characteristic measuring instrument 41 again measures the electric capacity between the first position P1 and the second position P2 via the first terminal D1 and the second terminal D2, and outputs it to the information processing apparatus 42. The capacitance calculation unit 51 of the information processing device 42 calculates the second capacitance as C2 based on the measured capacitance and the equation (2). The storage unit 53 stores the value of the second capacitance. However, the measured capacitance is substituted for C in equation (2). The solar cell module 10 is affected by water due to being exposed to a high humidity environment (step S02). Therefore, in the solar cell module 10, there is a possibility that the protective film 2 absorbs water or water 31 or water 32 exists as shown in FIG. That is, the second capacitance is a value such as C2 (1), C2 (2), or C2 (3) that is a value when affected by water.
(4) Step S04
Based on the first capacitance and the second capacitance, the flooded state of the solar cell module 10 is evaluated (deterioration after outdoor exposure is estimated).
Based on the first capacitance and the second capacitance, the life evaluation unit 52 of the information processing device 42 determines the difference Δ (first capacitance−second capacitance) between the capacitance C2 before and after the water immersion test. ). Then, the solar cell module 10 can be divided into a non-defective product and a defective product based on the relationship between the non-defective product and the defective product stored in the storage unit 53 and the difference Δ. Alternatively, the solar cell module 10 can be classified into levels based on the relationship between the level stored in the storage unit 53 and the difference Δ.
In addition, the life evaluation unit 52 of the information processing device 42 protects based on the estimated difference Δ and a table that associates the amount of water stored in the storage unit 53 with the magnitude of the difference Δ after the water immersion test. The amount of moisture that has entered between the film 2 and the substrate 1 is estimated.
In addition, the life evaluation unit 52 of the information processing apparatus 42 includes the estimated difference Δ, the immersion test condition, the condition of the immersion test stored in the storage unit 53, the magnitude of the difference Δ after the immersion test, and the remaining lifetime. The lifetime of the solar cell module 10 is estimated based on the table in which

以上の本発明の太陽電池モジュールの評価装置を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法により、太陽電池モジュールを良品と不良品とに分けることや、レベル分けすることや、浸水量を見積もることが出来るとともに、その寿命を見積もることが可能となる。   By the solar cell module evaluation method of the present invention using the solar cell module evaluation apparatus of the present invention described above, the solar cell module is classified into non-defective products and defective products, leveled, and the amount of water immersion is estimated. It is possible to estimate the lifespan.

図１１は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法と従来のリーク電流を用いた評価方法とを比較した結果を示すグラフである。図１１（ａ）は本発明の太陽電池モジュールの評価方法の結果を示す。縦軸（リニアスケール）は静電容量増加分すなわち静電容量Ｃ２の差Δを示し、横軸は環境温度すなわち浸水試験の温度を示す。丸印は浸水試験において純水に浸漬したこと（湿度１００％）を示し、四角印は硫酸水溶液（ｐＨ１．３）中に浸漬したことを示し、三角印はアンモニア水（ｐＨ１１）中に浸漬したことを示す。ただし、硫酸水溶液及びアンモニア水中の浸漬は２５℃のみである。図１１（ｂ）は従来のリーク電流を用いた評価方法を示す。縦軸（ログスケール）はリーク電流の増加分を示し、横軸は浸水試験の環境温度を示す。丸印、四角印及び三角印は図１１（ａ）と同様であり、硫酸水溶液及びアンモニア水中の浸漬は２５℃のみである。   FIG. 11 is a graph showing the results of comparing the solar cell module evaluation method of the present invention with a conventional evaluation method using a leakage current. Fig.11 (a) shows the result of the evaluation method of the solar cell module of this invention. The vertical axis (linear scale) indicates the increase in capacitance, that is, the difference Δ in the capacitance C2, and the horizontal axis indicates the environmental temperature, that is, the temperature of the immersion test. Circle marks indicate immersion in pure water in a water immersion test (humidity 100%), square marks indicate immersion in sulfuric acid aqueous solution (pH 1.3), and triangle marks indicate immersion in aqueous ammonia (pH 11). It shows that. However, immersion in sulfuric acid aqueous solution and ammonia water is only 25 ° C. FIG. 11B shows a conventional evaluation method using a leakage current. The vertical axis (log scale) shows the increase in leakage current, and the horizontal axis shows the environmental temperature of the water immersion test. Circle marks, square marks, and triangle marks are the same as in FIG. 11A, and immersion in sulfuric acid aqueous solution and ammonia water is only 25 ° C.

本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、２５℃では変化がないが、６０℃、８０℃と温度が上がるに連れて、静電容量Ｃ２が大きくなっていく傾向にあることがわった。すなわち、温度が高くなるに連れて、保護膜２と基板１との間に浸入する水分が多くなって行くことを示している。一方、従来のリーク電流を用いた評価方法でも、２５℃では変化がないが、６０℃、８０℃と温度が上がるに連れて、同様に、リーク電流が大きくなっていく傾向にあることがわった。両グラフを比較すると、本発明の太陽電池モジュールの評価方法で見積もられる静電容量Ｃ２の変化すなわち浸水量と従来のリーク電流を用いた評価方法（ＪＩＳ試験）におけるリーク電流との間に相関があることを見出した。すなわち、オ本発明の太陽電池モジュールの評価方法は、リーク電流を用いる方法と同等の評価を行うことができることが分かる。   In the solar cell module evaluation method of the present invention, there was no change at 25 ° C., but the capacitance C2 tended to increase as the temperature increased to 60 ° C. and 80 ° C. That is, as the temperature increases, the amount of moisture entering between the protective film 2 and the substrate 1 increases. On the other hand, the conventional evaluation method using the leakage current does not change at 25 ° C., but the leakage current tends to increase as the temperature increases to 60 ° C. and 80 ° C. It was. When both graphs are compared, there is a correlation between the change in the capacitance C2 estimated by the solar cell module evaluation method of the present invention, that is, the amount of water immersion and the leakage current in the conventional evaluation method (JIS test) using leakage current. I found out. That is, it can be seen that the solar cell module evaluation method of the present invention can perform the same evaluation as the method using the leakage current.

また、リーク電流と膜変質量は比例関係にあるため、膜変質量が限界に達する期間（寿命）を推定できる。同様に、本発明における太陽電池モジュールの評価方向における静電容量と浸水量とは概ね比例関係にあり、浸水量と膜変質量とは概ね比例関係にあることから、膜変質量が限界に達する期間（寿命）を推定できる。すなわち、本発明における太陽電池モジュールの評価方向においても、静電容量を求めることで太陽電池モジュールの寿命を推定することができる。   Further, since the leakage current and the film deformation mass are in a proportional relationship, it is possible to estimate the period (life) in which the film deformation mass reaches the limit. Similarly, the capacitance in the evaluation direction of the solar cell module according to the present invention and the amount of water immersion are substantially proportional, and the amount of water immersion and the film variable mass are generally proportional, so the film variable mass reaches the limit. The period (lifetime) can be estimated. That is, also in the evaluation direction of the solar cell module in the present invention, the lifetime of the solar cell module can be estimated by obtaining the capacitance.

本発明において、太陽電池モジュールの所定の位置に設けた二つの電極間の静電容量を浸水試験の前後で計測することで、保護膜と基板との間に浸入した水を検出し、その量を見積もることが出来る。それにより、太陽電池モジュールを良品と不良品とに分けたり、その寿命を予測することが可能となる。   In the present invention, by measuring the capacitance between two electrodes provided at a predetermined position of the solar cell module before and after the water immersion test, water that has entered between the protective film and the substrate is detected, and the amount of the water is detected. Can be estimated. Thereby, it becomes possible to divide a solar cell module into a non-defective product and a defective product, and to predict the lifetime.

なお、上記実施の形態では、端部発電セル６ａが存在する場合について説明しているが、本発明がそれに限定されるものではない。図１２は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。太陽電池モジュールの評価装置４０は、図７の場合と同じであるが、評価される太陽電池モジュール１０の構造において端部発電セル６ａがない点で、図７の場合と異なる。水３３は、発電セル６の端部Ｅ１と第１辺１ａとの間における保護膜２と基板１との間の水である。   In addition, although the said embodiment demonstrated the case where the edge part power generation cell 6a exists, this invention is not limited to it. FIG. 12 is a schematic diagram showing the configuration of the embodiment of the solar cell module evaluation apparatus of the present invention. The solar cell module evaluation device 40 is the same as that in FIG. 7, but differs from the case in FIG. 7 in that the end power generation cell 6 a is not present in the structure of the solar cell module 10 to be evaluated. The water 33 is water between the protective film 2 and the substrate 1 between the end E1 of the power generation cell 6 and the first side 1a.

図１２の場合、本発明の太陽電池モジュールの評価方法では、評価装置を用いて、水３３の浸水状況を評価する。発電セル６の端部Ｅ１と第１辺１ａとの間に水が浸入すると、図２で説明したように閉じた電気回路が形成され、太陽電池モジュール１０に重大な影響を及ぼすからである。この場合、測定対象は、発電セル６の端部Ｅ１と端部発電セル６ａの端部Ｅ２との間の静電容量Ｃ５である。   In the case of FIG. 12, in the solar cell module evaluation method of the present invention, the inundation status of the water 33 is evaluated using an evaluation device. This is because when water enters between the end E1 of the power generation cell 6 and the first side 1a, a closed electric circuit is formed as described with reference to FIG. In this case, the measurement target is the capacitance C5 between the end E1 of the power generation cell 6 and the end E2 of the end power generation cell 6a.

太陽電池モジュールの評価装置４０については図７の場合と同様であるからその説明を省略する。   The solar cell module evaluation device 40 is the same as that in the case of FIG.

次に、本発明の太陽電池モジュールの評価方法における静電容量Ｃ５の計測原理について説明する。
図１２に示すように、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の等価回路は、静電容量Ｃ３、抵抗Ｒ１、静電容量Ｃ２、及び静電容量Ｃ７で構成される。静電容量Ｃ３は、発電セル６の透明導電層１１と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が誘電体である。抵抗Ｒ１は、透明導電層１１で形成される。静電容量Ｃ２は、発電セル６の透明導電層１１と第２電極Ｂ２とで形成され、水３３が主な誘電体である。静電容量Ｃ７は、第２電極Ｂ２と第１電極Ｂ１とで形成され、基板１が主な誘電体である。 Next, the measurement principle of the capacitance C5 in the solar cell module evaluation method of the present invention will be described.
As shown in FIG. 12, the equivalent circuit between the first electrode B1 and the second electrode B2 is composed of a capacitance C3, a resistor R1, a capacitance C2, and a capacitance C7. The capacitance C3 is formed by the transparent conductive layer 11 of the power generation cell 6 and the first electrode B1, and the substrate 1 is a dielectric. The resistor R <b> 1 is formed of the transparent conductive layer 11. The capacitance C2 is formed by the transparent conductive layer 11 of the power generation cell 6 and the second electrode B2, and water 33 is a main dielectric. The capacitance C7 is formed by the second electrode B2 and the first electrode B1, and the substrate 1 is a main dielectric.

ここで、太陽電池モジュール１０が高湿度雰囲気に曝され、水３３が増えていく場合、その浸入水３３の影響が誘電率の変化として静電容量Ｃ２に現れる。したがって、高湿度雰囲気に曝される前後の静電容量Ｃ２の変化（静電容量Ｃ２の経時的な変化）を計測することで、水３３の浸水量を見積もることができる。   Here, when the solar cell module 10 is exposed to a high humidity atmosphere and the water 33 increases, the influence of the intrusion water 33 appears in the capacitance C2 as a change in dielectric constant. Therefore, the amount of water 33 immersed can be estimated by measuring the change in capacitance C2 before and after exposure to a high humidity atmosphere (change in capacitance C2 over time).

ここで、第１電極Ｂ１と第２電極Ｂ２との間の静電容量をＣとし、静電容量Ｃ７を無視できるとすれば、以下の式が成り立つ。
１／Ｃ＝１／Ｃ２＋１／Ｃ３ …（１）
したがって、Ｃ３がＣ２に比較して十分に大きい（１０３オーダー以上）ならば、
１／Ｃ＝１／Ｃ２ …（２）
とみなすことができる。一般に、Ｃ＝εＳ／ｄが成り立つことから、Ｃ３のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に大きく（１０３オーダー以上）すればよい。 Here, if the electrostatic capacity between the first electrode B1 and the second electrode B2 is C and the electrostatic capacity C7 can be ignored, the following expression is established.
1 / C = 1 / C2 + 1 / C3 (1)
Therefore, if C3 is sufficiently larger than C2 (10 3 order or more),
1 / C = 1 / C2 (2)
Can be considered. Generally, since C = εS / d holds, the S / d of C3 may be sufficiently larger than the S / d of C2 (10 3 order or more).

第２電極Ｂ２は、発電セル６の端部Ｅ１から数ｍｍの位置に取り付けられ、その形状が一辺数ｍｍの矩形とする。Ｃ２において、第２電極Ｂ２と発電セル６の端部Ｅ１との距離ｄ（幅Ｌ３）は１００ｍｍのオーダーである。面積Ｓ（第２電極Ｂ１の面積）は、１００ｍｍ×１００ｍｍのオーダーである。したがって、Ｓ／ｄは１００ｍｍのオーダーである。 The 2nd electrode B2 is attached to the position of several mm from the edge part E1 of the electric power generation cell 6, and the shape is made into the rectangle whose side is several mm. In C2, the distance d (width L3) between the second electrode B2 and the end E1 of the power generation cell 6 is on the order of 10 0 mm. The area S (area of the second electrode B1) is on the order of 10 0 mm × 10 0 mm. Therefore, the order of S / d is 10 0 mm.

Ｃ３において、Ｃ３がＣ２に比較して１０３オーダー以上の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１００ｍｍ（Ｃ２）×１０３＝１０３ｍｍのオーダーである必要がある。Ｃ３の距離ｄ（基板１の厚み）は１００ｍｍのオーダーであるから、Ｃ３の面積Ｓは、１０３ｍｍ（距離ｄ）×１０３ｍｍ＝１０６ｍｍ２のオーダーとなる。したがって、Ｃ３すなわち第１電極Ｂ１の面積Ｓが１０６ｍｍ２のオーダーとなるから、第１電極Ｂ１を矩形とみなせば、その一辺に相当する幅Ｗ１は約１０３ｍｍ程度となる。すなわち、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１を、Ｃ２の幅Ｌ３の１０００倍（１０３倍）以上とすればよいことになる。 In C3, in order for C3 to have a size on the order of 10 3 or more compared to C2, S / d needs to be on the order of 10 0 mm (C2) × 10 3 = 10 3 mm. Since C3 distance d (thickness of the substrate 1) is of the order of 10 0 mm, the area S of the C3 becomes a 10 3 mm (distance d) × 10 3 mm = 10 6 mm 2 orders. Therefore, C3, that is, the area S of the first electrode B1 is on the order of 10 6 mm 2 , and if the first electrode B1 is regarded as a rectangle, the width W1 corresponding to one side thereof is about 10 3 mm. That is, the width W1 in the Y direction of the first electrode B1 may be set to 1000 times (10 3 times) or more of the width L3 of C2.

一方、Ｃ７を式（１）で無視するためには、Ｃ２に並列なＣ７が、Ｃ２に比較して十分に小さい（１０−３オーダー以下）、すなわち、Ｃ７のＳ／ｄをＣ２のＳ／ｄよりも十分に小さく（１０−３オーダー以下）すればよい。Ｃ７において、Ｃ７がＣ２に比較して１０−３オーダー以下の大きさを有するためには、Ｓ／ｄが１００ｍｍ（Ｃ２）×１０−３＝１０−３ｍｍのオーダーである必要がある。Ｃ７の面積Ｓ（第２電極Ｂ２の面積）は、１００ｍｍ×１００ｍｍのオーダーである。したがって、Ｃ４の距離ｄは、（１００ｍｍ×１００ｍｍ）／（１０−３ｍｍ）＝１０３ｍｍ程度となる。すなわち、幅Ｌ３と距離Ｌ１との和が概ね１０３ｍｍ程度以上必要となる。幅Ｌ３は、１００ｍｍのオーダーであるから無視できるので、距離Ｌ１が概ね１０３ｍｍ程度以上となる。すなわち、距離Ｌ１を、Ｃ２の幅Ｌ３の１０００倍以上とすればよいことになる。 On the other hand, in order to ignore C7 in equation (1), C7 parallel to C2 is sufficiently smaller than C2 (10 −3 order or less), that is, the S / d of C7 is changed to the S / d of C2. It may be sufficiently smaller than d (10 −3 order or less). In C7, in order to have a C7 is compared to 10 -3 order or less in size to C2, it is necessary S / d is on the order of 10 0 mm (C2) × 10 -3 = 10 -3 mm . The area S of C7 (the area of the second electrode B2) is on the order of 10 0 mm × 10 0 mm. Therefore, the distance d of C4 is about (10 0 mm × 10 0 mm) / (10 −3 mm) = 10 3 mm. That is, the sum of the width L3 and the distance L1 is required to be approximately 10 3 mm or more. Since the width L3 is on the order of 10 0 mm and can be ignored, the distance L1 is approximately 10 3 mm or more. That is, the distance L1 may be 1000 times or more the width L3 of C2.

以上から、Ｃ３において、第１電極Ｂ１におけるＹ方向の幅Ｗ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍（１０３倍）以上とし、Ｃ７において、距離Ｌ１をＣ２の幅Ｌ２の１０００倍以上とすれば、図７の等価回路において上記（２）式が成り立つことになる。 From the above, in the C3, 1000 times the width L2 of the width W1 in the Y direction in the first electrode B1 C2 and (10 3 times) than in C7, a distance L1 if 1000 or more times the width L2 of the C2, In the equivalent circuit of FIG. 7, the above equation (2) is established.

静電容量Ｃ２を用いた本発明の太陽電池モジュールの評価方法の原理（図９を含む）及び本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態（図１０を含む）については、図７の場合と同様であるのでその説明を省略する。この場合にも、図７の場合と同様の効果を得ることができる。   The principle of the solar cell module evaluation method of the present invention (including FIG. 9) using the capacitance C2 and the embodiment of the solar cell module evaluation method of the present invention (including FIG. 10) are shown in FIG. Since this is the same as the case, the description thereof is omitted. In this case, the same effect as in FIG. 7 can be obtained.

なお、上記実施の形態では、静電容量Ｃ２の静電容量のみを調べているが、本発明はそれに限定されるものではない。例えば、交流特性計測器４１により、静電容量Ｃ２の周波数特性（静電容量と純抵抗）を用いて、浸水の状況を評価することも可能である。例えば、予め実験やシミュレーション等で浸水の状況（浸水量、浸水位置、浸水範囲など）と周波数特性（静電容量と純抵抗）との関係を求めておき（記憶部５３に格納）、それと測定値との比較により、浸水の状況を評価できる。これにより、更に詳細に浸水の状況を評価することが出来る。   In the above embodiment, only the capacitance of the capacitance C2 is examined, but the present invention is not limited to this. For example, the AC characteristic measuring instrument 41 can evaluate the inundation situation using the frequency characteristics (capacitance and pure resistance) of the capacitance C2. For example, the relationship between the inundation status (inundation amount, inundation position, inundation range, etc.) and frequency characteristics (capacitance and pure resistance) is obtained in advance through experiments or simulations (stored in the storage unit 53) and measured. The situation of flooding can be evaluated by comparison with values. Thereby, the situation of flooding can be evaluated in more detail.

本発明の評価方法では、浸入した水（水蒸気）がリーク回路を形成する前すなわち太陽電池モジュールが変質してしまう前でも水の浸入を評価することが出来る。したがって、長期間の屋外曝露後に生じる可能性のある変質を高感度に検出できる。すなわち、太陽電池モジュールが変質してしまう前にその良否診断を行うことが出来る。そして、その評価により、その太陽電池モジュールの寿命を評価することが出来る。   In the evaluation method of the present invention, the ingress of water can be evaluated even before the infiltrated water (water vapor) forms a leak circuit, that is, before the solar cell module is altered. Therefore, alterations that may occur after long-term outdoor exposure can be detected with high sensitivity. That is, the quality test can be performed before the solar cell module is deteriorated. And the lifetime of the solar cell module can be evaluated by the evaluation.

本発明の評価方法では、太陽電池モジュールを破壊することなく、交流特性を用いる非破壊の方法で評価することが出来る。すなわち、評価後の太陽電池モジュールを使用することが出来る。それにより、劣化試験のコストを抑えることが可能となる。   In the evaluation method of the present invention, evaluation can be performed by a non-destructive method using AC characteristics without destroying the solar cell module. That is, the solar cell module after evaluation can be used. Thereby, it is possible to reduce the cost of the deterioration test.

図１は、従来の太陽電池モジュールを示す図である。FIG. 1 is a diagram showing a conventional solar cell module. 図２は、その劣化機構を説明する概念図である。FIG. 2 is a conceptual diagram illustrating the deterioration mechanism. 図３は、ＪＩＳに規定された試験方法の概略を示す概念図である。FIG. 3 is a conceptual diagram showing an outline of a test method defined in JIS. 図４は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す上面図である。FIG. 4 is a top view showing the configuration of the solar cell module to be evaluated in the embodiment of the solar cell module evaluation method and evaluation apparatus of the present invention. 図５は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す断面図である。FIG. 5: is sectional drawing which shows the structure of the solar cell module used as the evaluation object in embodiment of the evaluation method and evaluation apparatus of the solar cell module of this invention. 図６は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法及び評価装置の実施の形態における評価対象となる太陽電池モジュールの構成を示す他の断面図である。FIG. 6 is another cross-sectional view showing the configuration of the solar cell module to be evaluated in the embodiment of the solar cell module evaluation method and evaluation apparatus of the present invention. 図７は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of the embodiment of the solar cell module evaluation apparatus of the present invention. 図８は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略平面図及び概略断面図である。FIG. 8: is the schematic plan view and schematic sectional drawing which show the structure of embodiment of the evaluation apparatus of the solar cell module of this invention. 図９は、太陽電池モジュールについて浸水試験を行ったときの試験時間と静電容量との関係を示すグラフである。FIG. 9 is a graph showing the relationship between the test time and the capacitance when a water immersion test is performed on the solar cell module. 図１０は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法の実施の形態を示すフローチャートである。FIG. 10 is a flowchart showing an embodiment of the solar cell module evaluation method of the present invention. 図１１は、本発明の太陽電池モジュールの評価方法と従来のリーク電流を用いた評価方法とを比較した結果を示すグラフである。FIG. 11 is a graph showing the results of comparing the solar cell module evaluation method of the present invention with a conventional evaluation method using a leakage current. 図１２は、本発明の太陽電池モジュールの評価装置の実施の形態の構成を示す概略図である。FIG. 12 is a schematic diagram showing the configuration of the embodiment of the solar cell module evaluation apparatus of the present invention.

符号の説明Explanation of symbols

１ 基板
１ａ 第１辺
１ｂ 第２辺
１ｃ 第３辺
１ｄ 第４辺
２ 保護膜
３ 防水シート
１１ 透明導電層
１２ 光電変換層
１３ 裏面電極層
１４ 周囲領域
１５、１５ａ、１５ｂ Ｘ方向絶縁溝
１７、１８、１９ 溝
６ 発電セル
６ａ、６ｂ 端部発電セル
７ 単セル
１０ 太陽電池モジュール
３１、３２、３３ 水
４０ 太陽電池モジュール評価装置
４１ 交流特性計測器
４２ 情報処理装置
５１ 静電容量算出部
５２ 寿命評価部
５３ 記憶部
１０１ 基板
１０１ａ 界面
１０２ 保護膜
１０３ 防水シート
１０４ 金属枠
１０５ 水
１０６ 発電セル
１０７ 水
１０８ インバータ
１０９ａ、１０９ｂ、１０９ｄ ケーブル
１０９ｃ 接地間（大地）
１１０ 太陽電池モジュール
１１４ 周囲領域
１１５ 電源
１１６ 電流計
１１７ 参照電極 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Board | substrate 1a 1st edge | side 1b 2nd edge | side 1c 3rd edge | side 1d 4th edge | side 2 Protective film 3 Waterproof sheet 11 Transparent conductive layer 12 Photoelectric conversion layer 13 Back surface electrode layer 14 Peripheral area | region 15, 15a, 15b X direction insulation groove 17, 18, 19 Groove 6 Power generation cell 6a, 6b End power generation cell 7 Single cell 10 Solar cell module 31, 32, 33 Water 40 Solar cell module evaluation device 41 AC characteristic measuring instrument 42 Information processing device 51 Capacitance calculation unit 52 Life Evaluation unit 53 Storage unit 101 Substrate 101a Interface 102 Protective film 103 Waterproof sheet 104 Metal frame 105 Water 106 Power generation cell 107 Water 108 Inverter 109a, 109b, 109d Cable 109c Between ground (ground)
110 Solar cell module 114 Surrounding area 115 Power source 116 Ammeter 117 Reference electrode

Claims (18)

（ａ）太陽電池モジュールの第１位置と第２位置との間の第１静電容量を計測するステップと、
（ｂ）前記太陽電池モジュールを高湿度環境に曝すステップと、
（ｃ）前記高湿度環境暴露後に、前記太陽電池モジュールの前記第１位置と前記第２位置との間の第２静電容量を計測するステップと、
（ｄ）前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記太陽電池モジュールの浸水状態を評価するステップと
を具備し、
前記太陽電池モジュールは、
基板と、
前記基板の第１辺から離れて設けられ、前記基板上に透明導電層と光電変換層と裏面電極層とをこの順で含む発電セルと、
前記基板と前記発電セルとを覆う保護層と
を備え、
前記第２位置は、前記第１辺近傍の前記保護層上の位置であり、
前記第１位置は、前記発電セルと反対側の前記基板上であって、前記発電セルの前記第１辺側の第１端部から第１距離離れた位置である太陽電池モジュールの評価方法。 (A) measuring a first capacitance between a first position and a second position of the solar cell module;
(B) exposing the solar cell module to a high humidity environment;
(C) measuring a second capacitance between the first position and the second position of the solar cell module after exposure to the high humidity environment;
(D) comprising the step of evaluating the flooded state of the solar cell module based on the first capacitance and the second capacitance,
The solar cell module is
A substrate,
A power generation cell provided apart from the first side of the substrate and including a transparent conductive layer, a photoelectric conversion layer, and a back electrode layer in this order on the substrate;
A protective layer covering the substrate and the power generation cell;
The second position is a position on the protective layer in the vicinity of the first side,
The method for evaluating a solar cell module, wherein the first position is a position on the substrate opposite to the power generation cell and a first distance from the first end portion on the first side of the power generation cell. 請求項１に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記太陽電池モジュールは、
前記第１辺と前記発電セルとの間に、溝により前記発電セルから分離された端部発電セルを更に備え、
前記（ａ）ステップは、
（ａ１）第１電極を前記第１位置に、第２電極を前記第２位置にそれぞれ取り付けるステップを備え、
前記（ｄ）ステップは、
（ｄ１）前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記端部発電セルにおける前記発電セル側の第２端部と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もるステップと、
（ｄ２）前記第３静電容量に基づいて、前記第２端部と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価するステップと
を備え、
前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記端部発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to claim 1,
The solar cell module is
Further comprising an end power generation cell separated from the power generation cell by a groove between the first side and the power generation cell,
The step (a) includes:
(A1) comprising the steps of attaching a first electrode to the first position and a second electrode to the second position,
The step (d) includes:
(D1) Based on the first capacitance and the second capacitance, a third capacitance between the second end portion on the power generation cell side and the first end portion of the end power generation cell. A step of estimating the capacity;
(D2) comprising, based on the third capacitance, evaluating a flooded state between the substrate and the protective layer between the second end and the first end,
The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode and the second electrode,
The first distance is set to a size such that the capacitance between the transparent conductive layer and the first electrode of the power generation cell can be ignored when measuring the first capacitance and the second capacitance. And
The width of the first electrode in the first direction is a static width between the transparent conductive layer of the end power generation cell and the first electrode when measuring the first capacitance and the second capacitance. A method for evaluating a solar cell module that is set to a size that can ignore the electric capacity. 請求項２に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記第１距離は、前記発電セルと前記端部発電セルとの間としての第１方向の第１幅の１０００倍以上であり、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１幅の１０００倍以上である太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to claim 2,
The first distance is not less than 1000 times the first width in the first direction as between the power generation cell and the end power generation cell,
The method for evaluating a solar cell module, wherein a width of the first electrode in the first direction is 1000 times or more of the first width. 請求項１に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記（ａ）ステップは、
（ａ１）第１電極を前記第１位置に、第２電極を前記第２位置にそれぞれ取り付けるステップを備え、
前記（ｄ）ステップは、
（ｄ１）前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もるステップと、
（ｄ２）前記第３静電容量に基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価するステップと
を備え、
前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to claim 1,
The step (a) includes:
(A1) comprising the steps of attaching a first electrode to the first position and a second electrode to the second position,
The step (d) includes:
(D1) estimating a third capacitance between the first side and the first end based on the first capacitance and the second capacitance;
(D2) comprising, based on the third capacitance, evaluating a flooded state between the substrate and the protective layer between the first side and the first end,
The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode and the second electrode,
The first distance is set to a size such that the capacitance between the transparent conductive layer and the first electrode of the power generation cell can be ignored when measuring the first capacitance and the second capacitance. And
The width of the first electrode in the first direction is large enough to ignore the capacitance between the first electrode and the second electrode when measuring the first capacitance and the second capacitance. The evaluation method of the solar cell module set to SA. 請求項４に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記第１距離は、前記第２電極と前記発電セルとの間としての第１方向の第２幅の１０００倍以上であり、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第２幅の１０００倍以上である太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to claim 4,
The first distance is not less than 1000 times the second width in the first direction as between the second electrode and the power generation cell.
The method for evaluating a solar cell module, wherein a width of the first electrode in the first direction is 1000 times or more of the second width. 請求項２乃至５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記（ｄ２）ステップは、
（ｄ２１）前記第３静電容量に基づいて、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの浸水量を推定するステップを含む太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to any one of claims 2 to 5,
The step (d2) includes
(D21) A solar cell module including a step of estimating a water immersion amount of the solar cell module with reference to a water immersion amount table indicating a relationship between the capacitance and the water immersion amount based on the third capacitance. Evaluation method. 請求項２乃至６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記（ｄ）ステップは、
（ｄ３）前記浸水状態に基づいて、前記太陽電池モジュールの寿命を推定するステップを更に備える太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to any one of claims 2 to 6,
The step (d) includes:
(D3) The solar cell module evaluation method further comprising the step of estimating the lifetime of the solar cell module based on the flooded state. 請求項７に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記（ｄ３）ステップは、
（ｄ３１）前記第３静電容量と前記高湿度環境とに基づいて、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの寿命を推定するステップを含む太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to claim 7,
The step (d3) includes
(D31) A step of estimating the lifetime of the solar cell module with reference to a lifetime table showing a relationship between the capacitance, the high humidity environment and the lifetime based on the third capacitance and the high humidity environment. Evaluation method for solar cell module including 請求項１乃至８のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記（ｂ）ステップは、
（ｂ１）前記太陽電池モジュールを、前記高湿度環境を含む環境変化サイクルに置くステップを備える太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to any one of claims 1 to 8,
The step (b)
(B1) A solar cell module evaluation method comprising a step of placing the solar cell module in an environment change cycle including the high humidity environment. 請求項１乃至９のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価方法において、
前記高湿度環境は、所定の温度を有する水または化学物質、及び所定の温度及び湿度を有する高温高湿室内のいずれか一方を含む太陽電池モジュールの評価方法。 In the evaluation method of the solar cell module according to any one of claims 1 to 9,
The high-humidity environment is a solar cell module evaluation method including any one of water or a chemical substance having a predetermined temperature and a high-temperature and high-humidity chamber having a predetermined temperature and humidity. 第１端子と第２端子とを備え、前記第１端子に接続される第１電極と前記第２端子に接続される第２電極との間の静電容量を測定する計測器と、
前記計測器からの出力を得る情報処理装置と
を具備し、
前記第１電極及び前記第２電極は、それぞれ評価対象である太陽電池モジュールの第１位置及び第２位置に接触され、
前記計測器は、
前記第１位置と前記第２位置との間の第１静電容量を計測し、
前記太陽電池モジュールを高湿度環境に置いた後に、前記第１位置と前記第２位置との間の第２静電容量を計測し、
前記情報処理装置は、
前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記太陽電池モジュールの浸水状態を評価し、
前記太陽電池モジュールは、
基板と、
前記基板の第１辺から離れて設けられ、前記基板上に透明導電層と光電変換層と裏面電極層とをこの順で含む発電セルと、
前記基板と前記発電セルとを覆う保護層と
を備え、
前記第２位置は、前記第１辺近傍の前記保護層上の位置であり、
前記第１位置は、前記発電セルと反対側の前記基板上であって、前記発電セルの前記第１辺側の第１端部から第１距離離れた位置である太陽電池モジュールの評価装置。 A measuring instrument comprising a first terminal and a second terminal, and measuring a capacitance between a first electrode connected to the first terminal and a second electrode connected to the second terminal;
An information processing device for obtaining an output from the measuring instrument,
The first electrode and the second electrode are respectively brought into contact with the first position and the second position of the solar cell module to be evaluated,
The measuring instrument is
Measuring a first capacitance between the first position and the second position;
After placing the solar cell module in a high humidity environment, measure a second capacitance between the first position and the second position,
The information processing apparatus includes:
Based on the first capacitance and the second capacitance, evaluate the flooded state of the solar cell module,
The solar cell module is
A substrate,
A power generation cell provided apart from the first side of the substrate and including a transparent conductive layer, a photoelectric conversion layer, and a back electrode layer in this order on the substrate;
A protective layer covering the substrate and the power generation cell;
The second position is a position on the protective layer in the vicinity of the first side,
The evaluation apparatus for a solar cell module, wherein the first position is on the substrate opposite to the power generation cell and is a position separated from the first end portion on the first side of the power generation cell by a first distance. 請求項１１に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
前記太陽電池モジュールは、前記第１辺と前記発電セルとの間に、溝により前記発電セルから分離された端部発電セルを更に備え、
前記情報処理装置は、
前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記端部発電セルにおける前記発電セル側の第２端部と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もる静電容量算出部と、前記第３静電容量を格納する記憶部と、
第３静電容量に基づいて、前記第２端部と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価する評価部と
を備え、
前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記端部発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される太陽電池モジュールの評価装置。 In the evaluation apparatus of the solar cell module according to claim 11 ,
Before SL solar cell module, between the first side and the power generation cell, further comprising an end portion power generation cells separated from the power generation cell by a groove,
The information processing apparatus includes:
Based on the first capacitance and the second capacitance, the third capacitance between the second end on the power generation cell side and the first end in the end power generation cell is estimated. A capacitance calculating unit; a storage unit for storing the third capacitance;
An evaluation unit that evaluates a flooded state between the substrate and the protective layer between the second end and the first end based on a third capacitance;
The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode and the second electrode,
The first distance is set to a size such that the capacitance between the transparent conductive layer and the first electrode of the power generation cell can be ignored when measuring the first capacitance and the second capacitance. And
The width of the first electrode in the first direction is a static width between the transparent conductive layer of the end power generation cell and the first electrode when measuring the first capacitance and the second capacitance. Evaluation device for solar cell module set to a size that can ignore the electric capacity. 請求項１２に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
前記第１距離は、前記発電セルと前記端部発電セルとの間としての第１方向の第１幅の１０００倍以上であり、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１幅の１０００倍以上である太陽電池モジュールの評価装置。 In the solar cell module evaluation apparatus according to claim 12,
The first distance is not less than 1000 times the first width in the first direction as between the power generation cell and the end power generation cell,
The evaluation apparatus for a solar cell module, wherein a width of the first electrode in the first direction is 1000 times or more of the first width. 請求項１１に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
前記第１静電容量と前記第２静電容量とに基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間の第３静電容量を見積もる静電容量算出部と、
前記第３静電容量を格納する記憶部と、
前記第３静電容量に基づいて、前記第１辺と前記第１端部との間における前記基板と前記保護層との間の浸水状態を評価する評価部と
を備え、
前記第１静電容量及び前記第２静電容量は、前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量であり、
前記第１距離は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記発電セルの前記透明導電層と前記第１電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定され、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第１静電容量及び前記第２静電容量を測定するとき前記第１電極と前記第２電極との間の静電容量を無視できる大きさに設定される太陽電池モジュールの評価装置。 In the evaluation apparatus of the solar cell module according to claim 11,
A capacitance calculating unit that estimates a third capacitance between the first side and the first end based on the first capacitance and the second capacitance;
A storage unit for storing the third capacitance;
An evaluation unit that evaluates a flooded state between the substrate and the protective layer between the first side and the first end based on the third capacitance;
The first capacitance and the second capacitance are capacitances between the first electrode and the second electrode,
The first distance is set to a size such that the capacitance between the transparent conductive layer and the first electrode of the power generation cell can be ignored when measuring the first capacitance and the second capacitance. And
The width of the first electrode in the first direction is large enough to ignore the capacitance between the first electrode and the second electrode when measuring the first capacitance and the second capacitance. An evaluation device for a solar cell module set to the size. 請求項１４に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
前記第１距離は、前記第２電極と前記発電セルとの間としての第１方向の第２幅の１０００倍以上であり、
前記第１電極における前記第１方向の幅は、前記第２幅の１０００倍以上である太陽電池モジュールの評価装置。 In the evaluation apparatus of the solar cell module according to claim 14,
The first distance is not less than 1000 times the second width in the first direction as between the second electrode and the power generation cell.
The evaluation apparatus for a solar cell module, wherein a width of the first electrode in the first direction is 1000 times or more of the second width. 請求項１２乃至１５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、前記記憶部は、静電容量と水の浸水量との関係を示す浸水量テーブルを格納し、
前記評価部は、前記第３静電容量に基づいて、前記浸水量テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの浸水量を推定する太陽電池モジュールの評価装置。 The solar cell module evaluation apparatus according to any one of claims 12 to 15, wherein the storage unit stores an inundation amount table indicating a relationship between an electrostatic capacity and an inundation amount of water,
The evaluation unit is a solar cell module evaluation apparatus that estimates the amount of water immersion of the solar cell module with reference to the water immersion amount table based on the third capacitance. 請求項１２乃至１６のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、前記評価部は、更に、前記浸水状態に基づいて、前記太陽電池モジュールの寿命を推定する太陽電池モジュールの評価装置。   17. The solar cell module evaluation apparatus according to claim 12, wherein the evaluation unit further estimates a lifetime of the solar cell module based on the flooded state. . 請求項１７に記載の太陽電池モジュールの評価装置において、
前記記憶部は、静電容量と高湿度環境と寿命との関係を示す寿命テーブルを格納し、
前記評価部は、前記第３静電容量と前記高湿度環境とに基づいて、前記寿命テーブルを参照して、前記太陽電池モジュールの寿命を推定する太陽電池モジュールの評価装置。 In the solar cell module evaluation apparatus according to claim 17,
The storage unit stores a life table indicating a relationship between capacitance, high humidity environment, and life,
The evaluation unit is a solar cell module evaluation apparatus that estimates the lifetime of the solar cell module with reference to the lifetime table based on the third capacitance and the high humidity environment.
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