Introducere
Impulsul global către energia regenerabilă a determinat o extindere rapidă a instalațiilor fotovoltaice (PV) în mediile de coastă și offshore. Capacitatea fotovoltaică plutitoare la nivel mondial a atins aproximativ 5,9 GW până la sfârșitul anului 2023 și se estimează că va depăși 10 GW până în 2030. Fotovoltaica offshore oferă avantaje distincte față de sistemele terestre, inclusiv evitarea constrângerilor de utilizare a terenului- și randamente mai mari de energie datorită efectului de răcire al apei asupra panourilor. Cu toate acestea, apa de mare introduce un set de mecanisme de degradare care amenință în mod fundamental durabilitatea și performanța modulelor solare în moduri pe care instalațiile terestre le întâlnesc rar.
Mecanisme ale degradării-induse de apă de mare
Coroziunea sticlei și pierderile optice
Geamul de acoperire frontal al unui modul fotovoltaic este prima barieră expusă apei de mare. Studiile experimentale au arătat că după 98 de zile de scufundare în apa de mare simulată, transmisia sticlei fotovoltaice scade de la 91,46% la 70,35%-o pierdere de peste 21 de puncte procentuale. Această degradare optică dramatică este determinată de un proces de depunere secvenţială: straturile de sare de magneziu-se formează mai întâi și accelerează coroziunea locală a suprafeței sticlei, urmate de straturile de sare de calciu-care, împreună cu dizolvarea continuă a sticlei, exacerbează și mai mult pierderile optice și reduc randamentul modulului.
Coroziunea electrochimică a componentelor metalice
Apa de mare este bogată în specii ionice-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-a căror adsorbție sau pătrundere în modul inițiază procese de coroziune electrochimică. Electrozii metalici, în special argintul (Ag) și cuprul (Cu), sunt foarte susceptibili la deplasări potențiale și la difuzia ionilor, ambele compromițând stabilitatea-pe termen lung. În regiunile de coastă, modul primar de defecțiune este coroziunea electrochimică și galvanică care are loc la contactele metalice și la suduri, deoarece infiltrarea umidității în panou accelerează oxidarea contactelor metalice și degradarea materialelor de încapsulare.
O manifestare deosebit de vizibilă a acestui proces este formarea de linii întunecate sau urme de apă pe suprafețele modulelor. Umiditatea-încărcată cu sare oferă un mediu electrolitic pentru reacțiile electrochimice pe pasta de argint utilizată în metalizarea celulelor solare, ceea ce duce la formarea de oxid de argint care apare sub formă de linii negre vizibile, degradând atât aspectul modulului, cât și performanța electrică.
Vulnerabilitatea încapsulării și a cutiei de joncțiune
Expunerea îndelungată la umiditate de la sare duce la coroziunea părților importante ale modulelor, cum ar fi cadrele, cutiile de joncțiune și suprafețele din sticlă, ceea ce duce la o scădere a performanței și la scurtarea duratei de viață a modulului. Dacă o cutie de distribuție, un terminal sau un invertor este infiltrat de ceață de sare sau vapori, în cele din urmă ruginește din cauza depunerilor. Prin urmare, cutiile de joncțiune pentru aplicații marine ar trebui să fie sigilate IP68 pentru a fi rezistente la sare și umiditate.
Rate de degradare accelerată
Observațiile pe teren ale modulelor bifaciale în condiții de coastă raportează rate anuale efective de degradare între aproximativ 0,36% și 0,75% pe an pentru modulele bine-încapsulate. Cu toate acestea, acumularea de sare pe modulele fotovoltaice offshore accelerează rata de degradare cu încă 0,05% până la 0,13%, reducând potențial durata de viață a modulului cu 3 până la 5 ani. În cazuri extreme cu o încapsulare prost proiectată, degradarea indusă de potențialul-partea din spate-a cauzat pierderi de putere-localizate care depășesc 30%.
Standarde de testare în industrie
Standardul internațional principal care reglementează rezistența la coroziune în ceața de sare este IEC 61701, care descrie secvențele de testare pentru a determina rezistența modulelor fotovoltaice la coroziune din ceața de sare care conțin compuși de clorură, cum ar fi NaCl și MgCl₂. Cel mai sever nivel de testare-Nivelul 6 - implică opt cicluri de testare pe parcursul a 56 de zile. Fiecare ciclu de 7 zile constă din patru etape de pulverizare cu sare care durează două ore la 35 de grade cu 93% umiditate, urmate de depozitare la 40 de grade cu umiditate controlată. Acest protocol riguros evaluează degradarea puterii de ieșire, continuitatea pământului, curentul de scurgere umed, rezistența de izolație și aspectul.
A treia ediție a IEC 61701, emisă în 2020, a introdus actualizări importante: metodele de testare au fost condensate și aliniate cu noile ediții ale IEC 61215 și IEC 61730, iar o anexă normativă a fost adăugată pentru a ghida care metode de testare se aplică diferitelor aplicații. Unii producători au depășit în mod voluntar cerințele standardului, efectuând teste de ciclu de ceață de sare timp de până la 168 de zile-de trei ori durata celui mai înalt nivel standard-și atingând pierderi de putere de doar 1%.
Strategii de atenuare și protecție
Acoperiri avansate de sticlă
Producătorii de frunte fotovoltaice au dezvoltat acoperiri de sticlă specializate pentru mediile marine. O abordare notabilă folosește un strat de bază dens de SiO₂ combinat cu un strat de suprafață anti-reflexiv cu transmisie ridicată; stratul de bază blochează eficient pătrunderea vaporilor de apă și a ionilor de clorură, în timp ce stratul de suprafață oferă o capacitate de auto-curățare și menține transmisia peste 94%. Astfel de module au trecut testul IEC 61701 pentru ceață de sare de nivel 8, depășind cu mult cerințele convenționale. S-a demonstrat că un proces de protecție integrat care combină substrat temperat, nano{-acoperire cu strat dublu, depunere strat atomic, autocurățare superhidrofobă și etanșare a marginilor, s-a dovedit că prelungește durata de viață a modulului peste 25 de ani, cu sticlă acoperită cu dublu strat, care demonstrează toleranța la pulverizarea salină depășind 10 ore.
Cadrul și protecția structurală
Cadrele din aluminiu ale modulelor PV terestre standard sunt de obicei anodizate conform specificației AA10. Pentru mediile marine, acesta trebuie să fie actualizat la AA20 (20–25 μm grosime), care este considerat standardul obligatoriu de calitate marine-pentru proiectele solare de coastă. Îmbunătățirea stratului anodizat al cadrului de la AA10 la AA20 îmbunătățește dramatic rezistența la coroziune și îmbunătățește fiabilitatea structurală la expunere prelungită. Acoperirile din oțel zinc-magneziu-aluminiu au fost, de asemenea, certificate pentru utilizare în medii marine C5-M, conținutul de magneziu de 3% oferind o apărare mult mai eficientă împotriva coroziunii decât acoperirile cu conținut mai scăzut de magneziu.
Acoperiri compozite cu auto-vindecare și anti-UV
Progresele recente în tehnologia de acoperire au introdus capacități de auto--vindecare pentru echipamentele fotovoltaice marine. O acoperire compozită fabricată prin electrofilare și electropulverizare sinergică a demonstrat că, în timpul testării cu pulverizare cu sare, zona corodată a fost substanțial mai mică decât pe acoperirile epoxidice goale, cu impedanța electrochimică depășind-o pe cea a epoxidului martor cu două ordine de mărime. Auto-vindecarea regiunilor deteriorate a fost realizată într-o perioadă scurtă, iar după un test de îmbătrânire accelerată de 300 de ore, acoperirea și-a păstrat proprietățile fizico-chimice și performanța de protecție.
Coroziunea structurală și impactul mecanic
Dincolo de modulul fotovoltaic în sine, componentele structurale ale sistemelor fotovoltaice plutitoare offshore se confruntă cu provocări severe de coroziune. Coroziunea marina reduce capacitatea portantă-de sarcină a îmbinărilor critice în T-cu aproximativ 33% până la 45%. Degradarea rigidității ajunge la 59,76%, în timp ce capacitatea de disipare a energiei scade cu 54,6% până la 62,5%. Cu toate acestea, acoperirile modificate de fulgi de sticlă epoxi-sticlă- și straturile de zinc cu grafen protejează eficient îmbinările T-, menținând aproape neschimbată capacitatea portantă- fără a defecta acoperirea.
Implicații economice
Costul coroziunii în instalațiile fotovoltaice marine este substanțial. O fermă solară de 5 MW situată la 200 de metri de coasta Atlanticului din Florida a suferit o scădere a eficienței cu 5% în primul său an, costurile de întreținere ajungând la 15.000 USD pe MW anual. Specificația adecvată de rezistență la coroziune-adaugă 5-10% la costurile inițiale-de-materialelor-aproximativ 2-4 USD per modul-dar această primă se amortizează prin prevenirea coroziunii cadrului care altfel ar necesita înlocuirea completă a modulului. În China, costurile de coroziune-la nivel de industrie au fost estimate la 4 trilioane de yuani, reprezentând 3,34% din PIB, în timp ce protecția eficientă împotriva coroziunii poate recupera între 25% și 40% din aceste pierderi.
Concluzie
Coroziunea datorată apei de mare este una dintre dificultățile semnificative cu care se confruntă piața fotovoltaică din larg și de coastă în evoluție rapidă. Există mai multe moduri de a explica natura problemei. Aici se observă diferite tipuri de degradare - coroziunea sticlei, procese electrochimice care acționează asupra părților metalice ale dispozitivului, slăbirea materialului de încapsulare precum și slăbirea structurii dispozitivului în sine. Industria face față provocării prin dezvoltarea de noi tehnologii de protecție folosind acoperiri de sticlă multi-strat și anodizare avansată pentru carcasele metalice. Industria este asistată de standarde internaționale în testarea coroziunii, cum ar fi IEC 61701. Pe măsură ce volumul proiectelor offshore crește, furnizarea de protecție împotriva coroziunii fiabilă și ieftină devine crucială pentru eficacitatea centralelor de energie solară.
