Introduktion
Den globala strävan mot förnybar energi har drivit på en snabb expansion av solcellsanläggningar (PV) i kust- och offshoremiljöer. Den flytande PV-kapaciteten över hela världen nådde cirka 5,9 GW i slutet av 2023 och beräknas överstiga 10 GW 2030. Offshore PV erbjuder tydliga fördelar jämfört med land-baserade system, inklusive undvikande av land-begränsningar och högre energiutbyte på grund av vattenkylningseffekten. Havsvatten introducerar dock en uppsättning nedbrytningsmekanismer som i grunden hotar hållbarheten och prestandan hos solcellsmoduler på ett sätt som markinstallationer sällan stöter på.
Mekanismer för havsvatten-inducerad nedbrytning
Glaskorrosion och optiska förluster
Frontglaset på en PV-modul är den första barriären som utsätts för havsvatten. Experimentella studier har visat att efter 98 dagars nedsänkning i simulerat havsvatten minskar transmittansen av PV-glas från 91,46 % till 70,35 %-en förlust på över 21 procentenheter. Denna dramatiska optiska nedbrytning drivs av en sekventiell avsättningsprocess: magnesium-saltskikt bildas först och påskyndar lokal korrosion av glasytan, följt av kalcium-saltöverskikt som, tillsammans med pågående glasupplösning, ytterligare förvärrar optiska förluster och minskar modulens uteffekt.
Elektrokemisk korrosion av metallkomponenter
Havsvatten är rikt på joniska arter-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-vars adsorption eller penetration in i modulen initierar elektrokemiska korrosionsprocesser. Metalliska elektroder, särskilt silver (Ag) och koppar (Cu), är mycket känsliga för potentialförskjutningar och jondiiffusion, som båda äventyrar långtidsstabiliteten-. I kustområden är det primära felläget elektrokemisk och galvanisk korrosion som uppstår vid metallkontakter och svetsar, eftersom fuktinträngning i panelen påskyndar oxidation av metalliska kontakter och nedbrytning av inkapslande material.
En särskilt synlig manifestation av denna process är bildandet av mörka linjer eller vattenmärken på modulytor. Salt-fuktighet ger en elektrolytmiljö för elektrokemiska reaktioner på silverpastan som används vid solcellsmetallisering, vilket leder till bildning av silveroxid som visas som synliga svarta linjer, vilket försämrar både modulens utseende och elektriska prestanda.
Sårbarhet för inkapsling och kopplingsbox
Lång exponering för fukt från salt leder till korrosion av viktiga moduldelar som ramar, kopplingslådor och glasytor, vilket leder till minskad prestanda och en förkortning av modulens livslängd. Om en distributionslåda, terminal eller växelriktare infiltreras av saltdimma eller ånga rostar den så småningom på grund av avlagringarna. Därför bör kopplingslådor för marina applikationer vara IP68-förseglade för att vara salt- och fuktsäkra.
Accelererade nedbrytningshastigheter
Fältobservationer av bifaciala moduler under kustförhållanden rapporterar effektiva årliga nedbrytningshastigheter på mellan cirka 0,36 % och 0,75 % per år för väl-inkapslade moduler. Saltansamling på offshore PV-moduler accelererar dock nedbrytningshastigheten med ytterligare 0,05 % till 0,13 %, vilket potentiellt minskar modulens livslängd med 3 till 5 år. I extrema fall med dåligt utformad inkapsling har den bakre-potentialen{10}}inducerad nedbrytning orsakat lokaliserade tillbaka{11}}effektförluster som överstiger 30 %.
Industriteststandarder
Den primära internationella standarden för korrosionsbeständighet i saltdimma är IEC 61701, som beskriver testsekvenser för att bestämma PV-modulers motståndskraft mot korrosion från saltdimma som innehåller kloridföreningar som NaCl och MgCl₂. Den allvarligaste testnivån-Nivå 6-involverar åtta testcykler under 56 dagar. Varje 7-dagarscykel består av fyra steg av saltspray som varar i två timmar vid 35 grader med 93 % luftfuktighet, följt av förvaring vid 40 grader med kontrollerad luftfuktighet. Detta rigorösa protokoll utvärderar effektförsämring, jordkontinuitet, våtläckström, isolationsresistans och utseende.
Den tredje utgåvan av IEC 61701, utgiven 2020, introducerade viktiga uppdateringar: testmetoder kondenserades och anpassades till nya utgåvor av IEC 61215 och IEC 61730, och en normativ bilaga lades till för att vägleda vilka testmetoder som gäller för olika applikationer. Vissa tillverkare har frivilligt överskridit standardens krav och genomfört saltdimma-cykeltester i upp till 168 dagar-tre gånger varaktigheten av den högsta standardnivån-och uppnått en effektförlust på endast 1 %.
Begränsnings- och skyddsstrategier
Avancerade glasbeläggningar
Ledande PV-tillverkare har utvecklat specialiserade glasbeläggningar för marina miljöer. Ett anmärkningsvärt tillvägagångssätt använder ett tätt SiO₂-basskikt kombinerat med ett hög-transmittans anti--reflekterande ytskikt; basskiktet blockerar effektivt inträngning av vattenånga och kloridjoner medan ytskiktet ger själv-rengöringsförmåga och bibehåller transmittansen över 94 %. Sådana moduler har klarat IEC 61701 saltdimma nivå 8-testning, vilket vida överträffar konventionella krav. En integrerad skyddsprocess som kombinerar härdat substrat, dubbel-nano-beläggning, atomskiktsavsättning, superhydrofob självrengöring- och kantförsegling har visat sig förlänga modulens livslängd till mer än 25 år, med dubbel-skiktsbelagt glas som uppvisar en saltspraytolerans överstigande 100 timmar.
Ram och konstruktionsskydd
Aluminiumramarna för markbundna PV-moduler är vanligtvis anodiserade enligt AA10-specifikationen. För marina miljöer måste detta uppgraderas till AA20 (20–25 μm tjocklek), vilket anses vara den obligatoriska marina-kvalitetsstandarden för kustnära solenergiprojekt. Ramens anodiserade lageruppgradering från AA10 till AA20 förbättrar dramatiskt korrosionsbeständigheten och förbättrar strukturell tillförlitlighet under långvarig exponering. Beläggningar av zink-magnesium-aluminiumstål har också certifierats för användning i C5-M marina miljöer, där magnesiuminnehållet på 3 % ger ett mycket effektivare skydd mot korrosion än beläggningar med lägre magnesiuminnehåll.
Självläkande-och anti-UV-kompositbeläggningar
De senaste framstegen inom beläggningstekniken har introducerat självläkande-förmåga för marin PV-utrustning. En kompositbeläggning tillverkad genom synergistisk elektrospinning och elektrosprayning visade att under salt-spraytestning var den korroderade ytan avsevärt mindre än på blanka epoxibeläggningar, med en elektrokemisk impedans som översteg den för blank epoxi med två storleksordningar. Självläkningen av skadade områden åstadkoms inom en kort period, och efter ett 300 timmars accelererat åldringstest behöll beläggningen sina fysikalisk-kemiska egenskaper och skyddande prestanda.
Strukturell korrosion och mekanisk påverkan
Utöver själva PV-modulen står de strukturella komponenterna i flytande PV-system till havs inför allvarliga korrosionsutmaningar. Marin korrosion minskar belastnings-kapaciteten hos kritiska T-leder med cirka 33 % till 45 %. Styvhetsnedbrytningen når upp till 59,76 %, medan energiförlustkapaciteten minskar med 54,6 % till 62,5 %. Däremot skyddar modifierade epoxi-glas-flingbeläggningar och grafenzinkbeläggningar effektivt T-fogar och bibehåller nästan oförändrad belastning- utan att beläggningen misslyckas.
Ekonomiska konsekvenser
Kostnaden för korrosion i marina PV-installationer är betydande. En 5 MW solcellsfarm som ligger 200 meter från Floridas Atlantkust drabbades av en effektivitetsminskning på 5 % under sitt första år, med underhållskostnader som nådde $15 000 per MW årligen. Korrosionsbeständig-specifikation lägger till 5–10 % till-materialkostnader-i förskott-ungefär 2–4 USD per modul-men denna premie betalar sig själv genom att förhindra ramkorrosion som annars skulle kräva ett komplett modulbyte. I Kina har industri{17}}omfattande korrosionskostnader uppskattats till 4 biljoner yuan, vilket motsvarar 3,34 % av BNP, medan effektivt korrosionsskydd kan återvinna 25–40 % av dessa förluster.
Slutsats
Korrosion på grund av havsvatten är en av de betydande svårigheterna för den snabbt föränderliga solcellsmarknaden till havs och vid kusten. Det finns mer än ett sätt att förklara problemets natur. Olika typer av nedbrytning ses här - glaskorrosion, elektrokemiska processer som verkar på metalldelar av enheten, försvagning av inkapslande material samt försvagning av själva enhetens struktur. Branschen möter utmaningen genom att utveckla ny skyddsteknik med fler-glasbeläggningar och avancerad anodisering för metallhöljena. Branschen får hjälp av internationella standarder för korrosionstestning som IEC 61701. När volymen av offshoreprojekt ökar, blir tillhandahållandet av tillförlitligt, billigt korrosionsskydd avgörande för effektiviteten hos solenergianläggningar.
