Indledning
Det globale fremstød mod vedvarende energi har drevet en hurtig udvidelse af solcelleanlæg (PV) i kyst- og offshoremiljøer. Den flydende PV-kapacitet på verdensplan nåede cirka 5,9 GW ved udgangen af 2023 og forventes at overstige 10 GW i 2030. Offshore PV tilbyder klare fordele i forhold til land-baserede systemer, herunder undgåelse af land-begrænsninger og højere energiudbytte på grund af vandets køleeffekt. Havvand introducerer dog et sæt nedbrydningsmekanismer, der fundamentalt truer solcellemodulernes holdbarhed og ydeevne på måder, som jordbaserede installationer sjældent støder på.
Mekanismer for havvand-induceret nedbrydning
Glaskorrosion og optiske tab
Frontdækslet på et PV-modul er den første barriere, der udsættes for havvand. Eksperimentelle undersøgelser har vist, at efter 98 dages nedsænkning i simuleret havvand falder transmittansen af PV-glas fra 91,46 % til 70,35 %-et tab på over 21 procentpoint. Denne dramatiske optiske nedbrydning er drevet af en sekventiel aflejringsproces: magnesium-saltlag dannes først og accelererer lokal korrosion af glasoverfladen, efterfulgt af calcium-saltoverlag, der sammen med igangværende glasopløsning yderligere forværrer optiske tab og reducerer moduloutput.
Elektrokemisk korrosion af metalliske komponenter
Havvand er rigt på ioniske arter-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-, hvis adsorption eller indtrængning i modulet initierer elektrokemiske korrosionsprocesser. Metalliske elektroder, især sølv (Ag) og kobber (Cu), er meget modtagelige for potentialeforskydninger og iondiffusion, som begge kompromitterer den langsigtede-stabilitet. I kystområder er den primære fejltilstand elektrokemisk og galvanisk korrosion, der forekommer ved metalkontakter og svejsninger, da fugtindtrængning i panelet accelererer oxidation af metalliske kontakter og nedbrydning af indkapslingsmaterialer.
En særlig synlig manifestation af denne proces er dannelsen af mørke linjer eller vandmærker på moduloverflader. Salt-fyldt fugt giver et elektrolytmiljø for elektrokemiske reaktioner på sølvpastaen, der bruges i solcellemetallisering, hvilket fører til dannelsen af sølvoxid, der fremstår som synlige sorte linjer, hvilket forringer både modulets udseende og elektriske ydeevne.
Encapsulant og Junction Box sårbarhed
Langvarig udsættelse for fugt fra salt fører til korrosion af vigtige moduldele som rammer, samledåser og glasoverflader, hvilket fører til et fald i ydeevnen og en afkortning af modulets levetid. Hvis en distributionsboks, terminal eller inverter infiltreres af salttåge eller damp, ruster den til sidst på grund af aflejringerne. Derfor bør samledåser til marine applikationer være IP68-forseglede for at være salt- og fugttætte.
Accelererede nedbrydningsrater
Feltobservationer af bifaciale moduler under kystnære forhold rapporterer effektive årlige nedbrydningsrater mellem ca. 0,36 % og 0,75 % om året for godt-indkapslede moduler. Saltakkumulering på offshore PV-moduler accelererer dog nedbrydningshastigheden med yderligere 0,05 % til 0,13 %, hvilket potentielt reducerer modulets levetid med 3 til 5 år. I ekstreme tilfælde med dårligt designet indkapsling har bag-potentiale{10}}induceret nedbrydning forårsaget lokale tilbage{11}}strømtab på over 30 %.
Industriteststandarder
Den primære internationale standard for salttågekorrosionsbestandighed er IEC 61701, som beskriver testsekvenser til bestemmelse af PV-modulers modstandsdygtighed over for korrosion fra salttåge indeholdende chloridforbindelser såsom NaCl og MgCl2. Det mest alvorlige testniveau-Niveau 6 - involverer otte testcyklusser over 56 dage. Hver 7-dages cyklus består af fire trin af saltspray, der varer to timer ved 35 grader med 93% luftfugtighed, efterfulgt af opbevaring ved 40 grader med kontrolleret luftfugtighed. Denne strenge protokol evaluerer effektforringelse, jordkontinuitet, våd lækstrøm, isolationsmodstand og udseende.
Den tredje udgave af IEC 61701, udgivet i 2020, introducerede vigtige opdateringer: testmetoder blev kondenseret og tilpasset nye udgaver af IEC 61215 og IEC 61730, og et normativt bilag blev tilføjet for at vejlede, hvilke testmetoder der gælder for forskellige applikationer. Nogle producenter har frivilligt overskredet standardens krav, udført salttåge-cyklustest i op til 168 dage-tre gange varigheden af det højeste standardniveau-og opnået et strømtab på kun 1 %.
Afhjælpnings- og beskyttelsesstrategier
Avancerede glasbelægninger
Førende PV-producenter har udviklet specialiserede glasbelægninger til marine miljøer. En bemærkelsesværdig tilgang anvender et tæt SiO₂-basislag kombineret med et høj-transmittans anti--reflekterende overfladelag; basislaget blokerer effektivt vanddamp- og chloridiongennemtrængning, mens overfladelaget giver selv-rengørende evne og bibeholder transmittansen over 94 %. Sådanne moduler har bestået IEC 61701 salttåge niveau 8-test, hvilket langt overstiger de konventionelle krav. En integreret beskyttelsesproces, der kombinerer hærdet substrat, dobbelt-nano--belægning, atomlagsaflejring, superhydrofob selv-rensning og kantforsegling, har vist sig at forlænge modulets levetid ud over 25 år, med dobbelt-lagscoatet glas, der viser en saltspraytolerance på 100 timer.
Ramme og strukturel beskyttelse
Aluminiumsrammerne i standard terrestriske PV-moduler er typisk anodiseret til AA10-specifikationen. For marine miljøer skal dette opgraderes til AA20 (20-25 μm tykkelse), som betragtes som den obligatoriske marine-kvalitetsstandard for kystnære solprojekter. Rammens anodiserede lagopgradering fra AA10 til AA20 forbedrer korrosionsbestandigheden dramatisk og forbedrer den strukturelle pålidelighed under længere tids eksponering. Zink-magnesium-aluminiumstålbelægninger er også blevet certificeret til brug i C5-M marine miljøer, hvor magnesiumindholdet på 3 % giver et langt mere effektivt forsvar mod korrosion end belægninger med lavere magnesiumindhold.
Selv-helbredende og anti-UV-kompositbelægninger
Nylige fremskridt inden for belægningsteknologi har introduceret selvhelbredende-egenskaber til marine PV-udstyr. En kompositbelægning fremstillet ved synergistisk elektrospinning og elektrospraying demonstrerede, at under salt-spraytestning var det korroderede område væsentligt mindre end på blanke epoxybelægninger, med en elektrokemisk impedans, der oversteg den for blanke epoxy med to størrelsesordener. Selvhelbredelsen af beskadigede områder blev opnået inden for en kort periode, og efter en 300-timers accelereret ældningstest bevarede belægningen sine fysisk-kemiske egenskaber og beskyttende ydeevne.
Strukturel korrosion og mekanisk påvirkning
Ud over selve PV-modulet står de strukturelle komponenter i offshore flydende PV-systemer over for alvorlige korrosionsudfordringer. Marinekorrosion reducerer belastnings-bæreevnen af kritiske T-samlinger med ca. 33 % til 45 %. Stivhedsnedbrydningen når op til 59,76 %, mens energiafledningskapaciteten falder med 54,6 % til 62,5 %. Modificerede epoxy-glas-flagebelægninger og grafenzinkbelægninger beskytter imidlertid effektivt T-samlinger og bevarer næsten uændret belastnings-bæreevne uden belægningsfejl.
Økonomiske konsekvenser
Omkostningerne ved korrosion i marine PV-installationer er betydelige. En 5 MW solfarm beliggende 200 meter fra Floridas Atlanterhavskyst led et effektivitetsfald på 5 % i det første år, med vedligeholdelsesomkostninger på $15.000 pr. MW årligt. Korrekt korrosionsbestandig-specifikation tilføjer 5-10 % til forudgående -af-materialeomkostninger-ca. $2-4 pr. modul-men denne præmie betaler sig selv ved at forhindre rammekorrosion, som ellers ville kræve fuld moduludskiftning. I Kina er industri{17}}dækkende korrosionsomkostninger blevet anslået til 4 billioner yuan, svarende til 3,34 % af BNP, mens effektiv korrosionsbeskyttelse kan dække 25 % til 40 % af disse tab.
Konklusion
Korrosion på grund af havvand er en af de betydelige vanskeligheder, som det hastigt udviklende offshore- og kystnære solcellemarked står over for. Der er mere end én måde at forklare problemets natur på. Forskellige typer nedbrydning ses her - glaskorrosion, elektrokemiske processer, der virker på metaldele af enheden, svækkelse af indkapslingsmateriale samt svækkelse af selve enhedens struktur. Industrien imødekommer udfordringen ved at udvikle nye beskyttelsesteknologier ved hjælp af flerlagsglasbelægninger og avanceret anodisering til metalbeklædningerne. Industrien er assisteret af internationale standarder inden for korrosionstestning såsom IEC 61701. Efterhånden som mængden af offshore-projekter stiger, bliver leveringen af pålidelig, billig korrosionsbeskyttelse afgørende for effektiviteten af solenergianlæg.
