Wstęp
Globalny nacisk na energię odnawialną spowodował szybką ekspansję instalacji fotowoltaicznych (PV) w środowiskach przybrzeżnych i morskich. Moc pływającej fotowoltaiki na całym świecie osiągnęła około 5,9 GW do końca 2023 r. i przewiduje się, że do 2030 r. przekroczy 10 GW. Morska fotowoltaika zapewnia wyraźną przewagę nad systemami-lądowymi, w tym pozwala uniknąć ograniczeń w użytkowaniu-lądu i zapewnia wyższą wydajność energetyczną dzięki efektowi chłodzenia paneli wodą. Jednak woda morska wprowadza zestaw mechanizmów degradacji, które zasadniczo zagrażają trwałości i wydajności modułów słonecznych w sposób rzadko spotykany w instalacjach naziemnych.
Mechanizmy degradacji wody morskiej-indukowanej
Korozja szkła i straty optyczne
Przednia szyba modułu fotowoltaicznego jest pierwszą barierą narażoną na działanie wody morskiej. Badania eksperymentalne wykazały, że po 98 dniach zanurzenia w symulowanej wodzie morskiej przepuszczalność szkła fotowoltaicznego spada z 91,46% do 70,35%-, co oznacza utratę ponad 21 punktów procentowych. Ta radykalna degradacja optyczna jest spowodowana sekwencyjnym procesem osadzania: najpierw tworzą się warstwy soli-magnezu, które przyspieszają lokalną korozję powierzchni szkła, a następnie następują wierzchnie warstwy soli-wapnia, które wraz z ciągłym rozpuszczaniem szkła jeszcze bardziej zwiększają straty optyczne i zmniejszają moc modułu.
Korozja elektrochemiczna elementów metalowych
Woda morska jest bogata w związki jonowe,-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-których adsorpcja lub penetracja do modułu inicjuje procesy korozji elektrochemicznej. Elektrody metaliczne, zwłaszcza srebro (Ag) i miedź (Cu), są bardzo podatne na przesunięcia potencjału i dyfuzję jonów, co zagraża długoterminowej-stabilności. W regionach przybrzeżnych głównym rodzajem awarii jest korozja elektrochemiczna i galwaniczna występująca na metalowych stykach i spoinach, ponieważ przenikanie wilgoci do panelu przyspiesza utlenianie styków metalicznych i degradację materiałów osłonowych.
Szczególnie widocznym przejawem tego procesu jest powstawanie ciemnych linii lub śladów wody na powierzchniach modułów. Wilgoć-zasolona zapewnia środowisko elektrolitowe dla reakcji elektrochemicznych zachodzących na pastę srebrową stosowaną w metalizacji ogniw słonecznych, co prowadzi do tworzenia się tlenku srebra, który pojawia się w postaci widocznych czarnych linii, pogarszając zarówno wygląd modułu, jak i jego parametry elektryczne.
Luka w zabezpieczeniach obudowy i skrzynki przyłączeniowej
Długie narażenie na wilgoć pochodzącą z soli prowadzi do korozji ważnych części modułu, takich jak ramy, skrzynki przyłączeniowe i powierzchnie szklane, co prowadzi do zmniejszenia wydajności i skrócenia żywotności modułu. Jeśli skrzynka rozdzielcza, terminal lub falownik zostanie przeniknięta mgłą solną lub oparami, ostatecznie rdzewieje z powodu osadów. Dlatego też skrzynki przyłączeniowe do zastosowań morskich powinny mieć uszczelnienie IP68, aby były odporne na sól i wilgoć.
Przyspieszone tempo degradacji
Obserwacje terenowe modułów dwustronnych w warunkach przybrzeżnych wskazują, że efektywne roczne tempo degradacji wynosi od około 0,36% do 0,75% rocznie w przypadku modułów dobrze-osłoniętych. Jednakże nagromadzenie soli w morskich modułach fotowoltaicznych przyspiesza tempo degradacji o dodatkowe 0,05% do 0,13%, potencjalnie skracając żywotność modułów o 3 do 5 lat. W skrajnych przypadkach przy źle zaprojektowanej enkapsulacji, degradacja potencjału-z tyłu-powodowała lokalne straty mocy-z tyłu przekraczające 30%.
Branżowe standardy testowania
Podstawową międzynarodową normą regulującą odporność na korozję mgły solnej jest norma IEC 61701, która opisuje sekwencje testów mających na celu określenie odporności modułów fotowoltaicznych na korozję powodowaną przez mgłę solną zawierającą związki chlorkowe, takie jak NaCl i MgCl2. Najsurowszy poziom testu-Poziom 6 obejmuje osiem cykli testowych w ciągu 56 dni. Każdy 7-dniowy cykl składa się z czterech etapów mgły solnej trwającej dwie godziny w temperaturze 35 stopni i wilgotności 93%, a następnie przechowywania w temperaturze 40 stopni i kontrolowanej wilgotności. Ten rygorystyczny protokół ocenia degradację mocy wyjściowej, ciągłość uziemienia, prąd upływowy na mokro, rezystancję izolacji i wygląd.
Trzecie wydanie normy IEC 61701, wydane w 2020 r., wprowadziło ważne aktualizacje: metody badań zostały skondensowane i dostosowane do nowych wydań norm IEC 61215 i IEC 61730, a także dodano załącznik normatywny określający, które metody badań mają zastosowanie w różnych zastosowaniach. Niektórzy producenci dobrowolnie przekroczyli wymagania normy, przeprowadzając testy cyklicznej mgły solnej trwające do 168 dni-trzy razy dłużej niż najwyższy standardowy poziom-i osiągając utratę mocy zaledwie 1%.
Strategie łagodzenia i ochrony
Zaawansowane powłoki szklane
Wiodący producenci modułów fotowoltaicznych opracowali specjalistyczne powłoki szklane do zastosowań morskich. Jedno godne uwagi podejście wykorzystuje gęstą warstwę podstawową SiO₂ w połączeniu z antyrefleksyjną warstwą powierzchniową-o wysokiej przepuszczalności; warstwa podstawowa skutecznie blokuje przenikanie pary wodnej i jonów chlorkowych, podczas gdy warstwa wierzchnia zapewnia-zdolność samooczyszczania i utrzymuje przepuszczalność powyżej 94%. Takie moduły przeszły testy mgły solnej na poziomie 8 zgodnie z normą IEC 61701, znacznie przekraczając konwencjonalne wymagania. Wykazano, że zintegrowany proces ochrony obejmujący hartowane podłoże, podwójną-powłokę nano-, osadzanie warstwy atomowej, superhydrofobowe samooczyszczanie-i uszczelnianie krawędzi wydłuża żywotność modułu ponad 25 lat, a dwuwarstwowe szkło powlekane wykazuje tolerancję na mgłę solną przekraczającą 1100 godzin.
Ochrona ramy i konstrukcji
Aluminiowe ramy standardowych naziemnych modułów fotowoltaicznych są zazwyczaj anodowane zgodnie ze specyfikacją AA10. W przypadku środowisk morskich należy go uaktualnić do AA20 (grubość 20–25 μm), co jest uważane za obowiązkowy-standard morski w przypadku przybrzeżnych projektów fotowoltaicznych. Ulepszona warstwa anodowana ramy z AA10 do AA20 radykalnie poprawia odporność na korozję i zwiększa niezawodność konstrukcji w przypadku długotrwałego narażenia. Powłoki ze stali cynkowo-magnezowej-aluminiowej zostały również certyfikowane do stosowania w środowiskach morskich C5-M, a 3% zawartość magnezu zapewnia znacznie skuteczniejszą ochronę przed korozją niż powłoki o niższej zawartości magnezu.
Samonaprawiające się-powłoki kompozytowe chroniące- przed promieniowaniem UV
Niedawne postępy w technologii powlekania umożliwiły-samonaprawianie się morskiego sprzętu fotowoltaicznego. Powłoka kompozytowa wytworzona w procesie synergistycznego elektroprzędzenia i elektrorozpylania wykazała, że podczas testów-natryskiwania solą obszar skorodowany był znacznie mniejszy niż w przypadku czystych powłok epoksydowych, a impedancja elektrochemiczna była o dwa rzędy wielkości większa od impedancji czystej powłoki epoksydowej. Samo-samonaprawa uszkodzonych obszarów nastąpiła w krótkim czasie, a po 300-godzinnym teście przyspieszonego starzenia powłoka zachowała swoje właściwości fizykochemiczne i właściwości ochronne.
Korozja strukturalna i uderzenia mechaniczne
Poza samym modułem fotowoltaicznym elementy konstrukcyjne morskich pływających systemów fotowoltaicznych stoją w obliczu poważnych wyzwań związanych z korozją. Korozja morska zmniejsza-nośność krytycznych-złączy T o około 33% do 45%. Degradacja sztywności sięga aż 59,76%, natomiast zdolność rozpraszania energii spada o 54,6% do 62,5%. Jednak modyfikowane powłoki płatkowe-szklane- i powłoki grafenowo-cynkowe skutecznie chronią złącza T-, utrzymując prawie niezmienioną nośność-bez uszkodzeń powłoki.
Implikacje ekonomiczne
Koszt korozji w morskich instalacjach fotowoltaicznych jest znaczny. Farma fotowoltaiczna o mocy 5 MW zlokalizowana 200 metrów od wybrzeża Atlantyku na Florydzie odnotowała 5% spadek wydajności w pierwszym roku, a koszty utrzymania osiągnęły 15 000 dolarów za MW rocznie. Właściwa specyfikacja-odporności na korozję zwiększa o 5–10% początkowe-koszty-materiałów-około 2–4 USD za moduł-, ale ta premia zwraca się sama, zapobiegając korozji ramy, która w przeciwnym razie wymagałaby całkowitej wymiany modułu. W Chinach koszty korozji w całym przemyśle oszacowano na 4 biliony juanów, co stanowi 3,34% PKB, a skuteczna ochrona przed korozją może odzyskać od 25% do 40% tych strat.
Wniosek
Korozja spowodowana wodą morską jest jedną z istotnych trudności, z jakimi boryka się szybko rozwijający się rynek fotowoltaiki morskiej i przybrzeżnej. Istnieje więcej niż jeden sposób wyjaśnienia natury problemu. Widoczne są tu różne rodzaje degradacji - korozja szkła, procesy elektrochemiczne działające na metalowe części urządzenia, osłabienie materiału obudowy, a także osłabienie konstrukcji samego urządzenia. Branża stawia czoła temu wyzwaniu, opracowując nowe technologie ochrony, wykorzystując-wielowarstwowe powłoki szklane i zaawansowane anodowanie metalowych obudów. Branża korzysta z międzynarodowych norm dotyczących badań korozji, takich jak IEC 61701. Wraz ze wzrostem liczby projektów offshore zapewnienie niezawodnej i taniej ochrony przed korozją staje się kluczowe dla efektywności elektrowni słonecznych.
