Bevezetés
A megújuló energiaforrások felé történő globális elmozdulás a fotovoltaikus (PV) létesítmények gyors elterjedését eredményezte a tengerparti és tengeri környezetben. A lebegő PV-kapacitás világszerte elérte az 5,9 GW-ot 2023 végére, és az előrejelzések szerint 2030-ra meghaladja a 10 GW-ot. A tengeri fotovoltaikus energia határozott előnyöket kínál a szárazföldi rendszerekkel szemben, beleértve a földhasználati korlátok elkerülését, valamint a víz hűsítő hatásának köszönhetően magasabb energiahozamot. A tengervíz azonban olyan degradációs mechanizmusokat vezet be, amelyek alapvetően veszélyeztetik a napelemmodulok tartósságát és teljesítményét, oly módon, ahogyan a földi létesítmények ritkán találkoznak.
A tengervíz{0}}indukált lebomlásának mechanizmusai
Üvegkorrózió és optikai veszteségek
A PV-modul elülső burkolatának üvege az első tengervíznek kitett akadály. Kísérleti vizsgálatok kimutatták, hogy 98 napos szimulált tengervízbe merítés után a PV üveg áteresztőképessége 91,46%-ról 70,35%-ra csökken, ami több mint 21 százalékpontos veszteség. Ezt a drámai optikai degradációt egy szekvenciális lerakódási folyamat okozza: először magnézium-sórétegek képződnek, amelyek felgyorsítják az üvegfelület helyi korrózióját, ezt követik a kalcium-sórétegek, amelyek az üveg folyamatos feloldódásával együtt tovább fokozzák az optikai veszteségeket és csökkentik a modul teljesítményét.
Fém alkatrészek elektrokémiai korróziója
A tengervíz gazdag ionos anyagokban -Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-, amelyek adszorpciója vagy behatolása a modulba elektrokémiai korróziós folyamatokat indít el. A fémelektródák, különösen az ezüst (Ag) és a réz (Cu) nagyon érzékenyek a potenciáleltolódásokra és az iondiffúzióra, amelyek mindkettő veszélyezteti a hosszú távú stabilitást. A part menti régiókban az elsődleges meghibásodási mód a fém érintkezőknél és hegesztéseknél fellépő elektrokémiai és galvanikus korrózió, mivel a nedvesség beszivárgása a panelbe felgyorsítja a fémes érintkezők oxidációját és a tokozási anyagok lebomlását.
Ennek a folyamatnak különösen jól látható megnyilvánulása a sötét vonalak vagy víznyomok kialakulása a modul felületein. A sóval-terhelt nedvesség elektrolit környezetet biztosít a napelem fémezésénél használt ezüstpasztán zajló elektrokémiai reakciókhoz, ami ezüst-oxid képződéséhez vezet, amely látható fekete vonalakként jelenik meg, és rontja a modul megjelenését és elektromos teljesítményét.
Encapsulant és Junction Box sebezhetősége
A só nedvességtartalmának hosszú ideig tartó kitettsége a modul fontos részei, például a keretek, a csatlakozódobozok és az üvegfelületek korróziójához vezet, ami a teljesítmény csökkenéséhez és a modul élettartamának lerövidüléséhez vezet. Ha egy elosztódobozt, terminált vagy invertert sóköd vagy gőz szivárog be, a lerakódások miatt végül berozsdásodik. Ezért a tengeri alkalmazásokhoz használt csatlakozódobozokat IP68-as szigeteléssel kell ellátni, hogy só- és nedvességállóak legyenek.
Gyorsított lebomlási sebesség
A bifaciális modulok part menti körülmények között végzett helyszíni megfigyelései a jól bezárt modulok esetében körülbelül évi 0,36% és 0,75% közötti effektív éves lebomlási rátáról számoltak be. Azonban a tengeri napelem-modulokon felhalmozódó só további 0,05-0,13%-kal felgyorsítja a lebomlási sebességet, ami potenciálisan 3-5 évvel csökkenti a modulok élettartamát. Szélsőséges esetekben, rosszul megtervezett tokozás esetén a hátsó-oldali potenciál-indukált leromlás 30%-ot meghaladó helyi vissza{11}}energiaveszteséget okozott.
Ipari tesztelési szabványok
A sóköd korrózióval szembeni ellenállását szabályozó elsődleges nemzetközi szabvány az IEC 61701, amely tesztsorozatokat ír le a PV-modulok kloridvegyületeket, például NaCl-t és MgCl2-t tartalmazó sóköd által okozott korrózióval szembeni ellenállásának meghatározására. A legsúlyosabb tesztszint-6. szint – nyolc tesztciklust foglal magában, 56 napon keresztül. Minden 7 napos ciklus négy szakaszból áll a sópermetezésből, amely két órán át tart 35 fokon, 93%-os páratartalom mellett, majd ezt követi a 40 fokos tárolás szabályozott páratartalom mellett. Ez a szigorú protokoll értékeli a teljesítmény romlását, a földelés folytonosságát, a nedves szivárgási áramot, a szigetelési ellenállást és a megjelenést.
Az IEC 61701 harmadik, 2020-ban kiadott kiadása fontos frissítéseket vezetett be: a vizsgálati módszereket tömörítették és az IEC 61215 és IEC 61730 új kiadásaihoz igazították, valamint egy normatív mellékletet adtak hozzá, amely útmutatást ad a különböző alkalmazásokhoz alkalmazható vizsgálati módszerekről. Egyes gyártók önként túllépték a szabvány követelményeit, és akár 168 napig is végeztek sóködös kerékpározási teszteket, -a legmagasabb szabványos szint időtartamának háromszorosával-, és mindössze 1%-os teljesítményveszteséget értek el.
Enyhítési és védelmi stratégiák
Speciális üvegbevonatok
A vezető fotovoltaikus gyártók speciális üvegbevonatokat fejlesztettek ki tengeri környezetek számára. Az egyik figyelemre méltó megközelítés egy sűrű SiO₂-alapréteget alkalmaz egy nagy -áteresztőképességű, tükröződésgátló felületi réteggel; az alapréteg hatékonyan blokkolja a vízgőz és a kloridion behatolását, míg a felületi réteg öntisztító képességet biztosít, és 94% felett tartja az áteresztőképességet. Az ilyen modulok megfeleltek az IEC 61701 sóköd 8. szintű tesztelésének, ami messze meghaladja a hagyományos követelményeket. Egy integrált védelmi eljárás, amely egyesíti az edzett hordozót, a kétrétegű nano-bevonatot, az atomi réteges lerakódást, a szuperhidrofób öntisztulást-és az éllezárást, 25 évnél hosszabb ideig meghosszabbítja a modulok élettartamát, a kétrétegű bevonatú üveg pedig 1,10 órát meghaladó sópermettűrést mutat.
Keret és szerkezetvédelem
A szabványos földi PV modulok alumínium keretei jellemzően az AA10 specifikáció szerint eloxáltak. Tengeri környezet esetén ezt AA20-ra (20–25 μm vastagságra) kell frissíteni, amely a tengerparti napenergia-projektek kötelező tengeri minőségi -minőségű szabványa. A keret eloxált rétegének AA10-ről AA20-ra való frissítése drámaian javítja a korrózióállóságot és növeli a szerkezeti megbízhatóságot hosszabb expozíció esetén. A cink-magnézium-alumínium acélbevonatokat C5-M tengeri környezetben való használatra is tanúsították, mivel a 3%-os magnéziumtartalom sokkal hatékonyabb védelmet nyújt a korrózió ellen, mint az alacsonyabb magnéziumtartalmú bevonatok.
Öngyógyító és anti-UV kompozit bevonatok
A bevonattechnológia közelmúltbeli fejlődése öngyógyító képességeket vezetett be{0}}a tengeri fotovoltaikus berendezésekben. Egy szinergikus elektrofonással és elektropermetezéssel előállított kompozit bevonat kimutatta, hogy a só-permetezési vizsgálat során a korrodált terület lényegesen kisebb volt, mint az üres epoxibevonatokon, és az elektrokémiai impedanciája két nagyságrenddel meghaladta a vak epoxi impedanciáját. A sérült területek öngyógyítása rövid időn belül megtörtént, és egy 300 órás gyorsított öregedési teszt után a bevonat megőrizte fizikai-kémiai tulajdonságait és védőképességét.
Szerkezeti korrózió és mechanikai hatások
Magán a napelem-modulon túl a tengeri úszó napelemes rendszerek szerkezeti elemei komoly korróziós kihívásokkal néznek szembe. A tengeri korrózió körülbelül 33-45%-kal csökkenti a kritikus T-kötések teherbíró képességét. A merevség csökkenése eléri az 59,76%-ot, miközben az energialeadási kapacitás 54,6%-kal 62,5%-ra csökken. A módosított epoxi-üveg-pelyhes bevonatok és a grafén-cink bevonatok azonban hatékonyan védik a T-kötéseket, és szinte változatlan teherbírást tartanak{13}}a bevonat meghibásodása nélkül.
Gazdasági vonatkozások
A tengeri fotovoltaikus berendezések korróziós költségei jelentősek. A floridai Atlanti-óceán partjától 200 méterre található 5 MW-os napelemes farm az első évben 5%-os hatékonyságcsökkenést szenvedett el, a karbantartási költségek pedig elérték a 15 000 dollár/MW-ot évente. A megfelelő korrózióálló-specifikáció 5–10%-kal növeli az előzetesen felmerülő-anyagköltségeket-modulonként körülbelül 2–4 USD{15}}de ez a prémium megtérül, mivel megakadályozza a keret korrózióját, amely egyébként teljes modulcserét igényelne. Kínában a korróziós költségek az iparban{17}}4 billió jüanra becsülték, ami a GDP 3,34%-át teszi ki, miközben a hatékony korrózióvédelem e veszteségek 25-40%-át képes helyreállítani.
Következtetés
A tengervíz okozta korrózió az egyik jelentős nehézség, amellyel a gyorsan fejlődő tengeri és part menti fotovoltaikus piac szembesül. A probléma természetét többféleképpen is meg lehet magyarázni. Különböző típusú károsodások láthatók itt - üvegkorrózió, a készülék fém részein ható elektrokémiai folyamatok, a tokozási anyag gyengülése, valamint magának az eszköznek a szerkezetének gyengülése. Az ipar a többrétegű üvegbevonatokat és a fémburkolatok fejlett eloxálását alkalmazó új védelmi technológiák kifejlesztésével felel meg az iparágnak. Az ipart nemzetközi szabványok segítik a korróziótesztekben, mint például az IEC 61701. A tengeri projektek volumenének növekedésével a megbízható, olcsó korrózióvédelem biztosítása kulcsfontosságúvá válik a napenergia-erőművek hatékonysága szempontjából.
