Johdanto
Maailmanlaajuinen pyrkimys kohti uusiutuvaa energiaa on johtanut aurinkosähkölaitosten nopeaan leviämiseen rannikko- ja offshore-ympäristöissä. Kelluvan aurinkosähkön kapasiteetti maailmanlaajuisesti saavutti noin 5,9 GW:n vuoden 2023 loppuun mennessä, ja sen ennustetaan ylittävän 10 GW:n vuoteen 2030 mennessä. Offshore-sähköenergia tarjoaa selkeitä etuja maapohjaisiin järjestelmiin verrattuna, mukaan lukien maankäytön rajoitusten välttäminen ja suuremmat energiantuotannot veden jäähdytysvaikutuksesta paneeleissa. Merivesi tuo kuitenkin käyttöön joukon huononemismekanismeja, jotka uhkaavat perusteellisesti aurinkomoduulien kestävyyttä ja suorituskykyä tavoilla, joita maanpäälliset laitokset harvoin kohtaavat.
Meriveden{0}}hajoamisen mekanismit
Lasin korroosio ja optiset häviöt
PV-moduulin etukansilasi on ensimmäinen merivedelle altistuva este. Kokeelliset tutkimukset ovat osoittaneet, että 98 päivän simuloituun meriveteen upotuksen jälkeen PV-lasin läpäisykyky laskee 91,46 %:sta 70,35 %:iin-, mikä on yli 21 prosenttiyksikköä. Tämä dramaattinen optinen heikkeneminen johtuu peräkkäisestä kerrostumisprosessista: ensin muodostuu magnesium-suolakerroksia, jotka kiihdyttävät lasin pinnan paikallista korroosiota ja sen jälkeen kalsium-suolakerroksia, jotka yhdessä jatkuvan lasin liukenemisen kanssa pahentavat optisia häviöitä ja vähentävät moduulin tehoa.
Metallikomponenttien sähkökemiallinen korroosio
Merivesi sisältää runsaasti ionisia lajeja -Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-, joiden adsorptio tai tunkeutuminen moduuliin käynnistää sähkökemiallisia korroosioprosesseja. Metalliset elektrodit, erityisesti hopea (Ag) ja kupari (Cu), ovat erittäin herkkiä mahdollisille siirtymille ja ionien diffuusiolle, jotka molemmat vaarantavat pitkän aikavälin stabiilisuuden. Rannikkoalueilla ensisijainen vikatila on sähkökemiallinen ja galvaaninen korroosio, jota esiintyy metallikontakteissa ja hitsauksissa, koska kosteuden tunkeutuminen paneeliin nopeuttaa metallisten koskettimien hapettumista ja kapselointimateriaalien hajoamista.
Erityisen näkyvä ilmentymä tästä prosessista on tummien viivojen tai vesijälkien muodostuminen moduulin pinnoille. Suola-kuormitettu kosteus tarjoaa elektrolyyttiympäristön aurinkokennojen metalloinnissa käytettävän hopeapastan sähkökemiallisille reaktioille, mikä johtaa hopeaoksidin muodostumiseen, joka näkyy näkyvinä mustina viivoina, mikä heikentää sekä moduulin ulkonäköä että sähköistä suorituskykyä.
Kapselointi- ja kytkentärasian haavoittuvuus
Pitkä altistuminen suolan kosteudelle johtaa tärkeiden moduulin osien, kuten kehysten, kytkentärasioiden ja lasipintojen, korroosioon, mikä johtaa suorituskyvyn heikkenemiseen ja moduulin käyttöiän lyhenemiseen. Jos jakokoteloon, liittimeen tai invertteriin tunkeutuu suolasumua tai -höyryä, se lopulta ruostuu saostumien vuoksi. Siksi merisovelluksiin tarkoitettujen kytkentärasioiden tulee olla IP68-sinetöityjä, jotta ne ovat suolan ja kosteuden kestäviä.
Nopeutetut hajoamisnopeudet
Bifacial-moduulien kenttähavainnot rannikko-olosuhteissa raportoivat tehokkaan vuotuisen hajoamisasteen noin 0,36–0,75 % vuodessa hyvin{2}}kapseloitujen moduulien osalta. Kuitenkin suolan kerääntyminen offshore-PV-moduuleihin nopeuttaa hajoamisnopeutta vielä 0,05–0,13 prosenttia, mikä saattaa lyhentää moduulin käyttöikää 3–5 vuodella. Äärimmäisissä tapauksissa huonosti suunnitellulla kapselilla, takapuolen-potentiaalin{10}}indusoima heikkeneminen on aiheuttanut paikallisia takaisin{11}}tehohäviöitä, jotka ovat yli 30 %.
Teollisuuden testausstandardit
Ensisijainen suolasumun korroosionkestävyyttä säätelevä kansainvälinen standardi on IEC 61701, jossa kuvataan testijaksot, joilla määritetään PV-moduulien korroosionkestävyys suolasumusta, joka sisältää kloridiyhdisteitä, kuten NaCl ja MgCl2. Vakavin testitaso-Taso 6 – sisältää kahdeksan testisykliä 56 päivän aikana. Jokainen 7 päivän sykli koostuu neljästä suolaruiskutusvaiheesta, jotka kestävät kaksi tuntia 35 asteessa 93 %:n kosteudella, jota seuraa varastointi 40 asteessa kontrolloidussa kosteudessa. Tämä tiukka protokolla arvioi tehon heikkenemistä, maan jatkuvuutta, märkävuotovirtaa, eristysvastusta ja ulkonäköä.
IEC 61701:n kolmas painos, joka julkaistiin vuonna 2020, toi tärkeitä päivityksiä: testausmenetelmät tiivistettiin ja yhdenmukaistettiin uusien IEC 61215- ja IEC 61730 -versioiden kanssa, ja lisättiin normatiivinen liite, joka ohjaa eri sovelluksiin sovellettavia testausmenetelmiä. Jotkut valmistajat ovat vapaaehtoisesti ylittäneet standardin vaatimukset suorittamalla suolasumun pyöräilytestejä jopa 168 päivän ajan-kolme kertaa korkeimman standarditason keston-ja saavuttaneet vain 1 %:n tehohäviön.
Lieventämis- ja suojelustrategiat
Edistyneet lasipinnoitteet
Johtavat aurinkosähkön valmistajat ovat kehittäneet erikoislasipinnoitteita meriympäristöihin. Eräs merkittävä lähestymistapa käyttää tiheää SiO₂-pohjakerrosta yhdistettynä korkean -läpäisevyyskykyiseen heijastuksenesto--pintakerrokseen; pohjakerros estää tehokkaasti vesihöyryn ja kloridi-ionien tunkeutumisen, kun taas pintakerros tarjoaa itsepuhdistuvan-kyvyn ja säilyttää läpäisykyvyn yli 94 %:ssa. Tällaiset moduulit ovat läpäisseet IEC 61701 suolasumutason 8 testauksen, mikä ylittää huomattavasti tavanomaiset vaatimukset. Integroidun suojausprosessin, jossa yhdistyvät karkaistu substraatti, kaksikerroksinen nano-pinnoite, atomikerrospinnoitus, superhydrofobinen-itsepuhdistuminen ja reunojen tiivistys, on osoitettu pidentävän moduulin käyttöikää yli 25 vuodella, ja kaksikerroksisella päällystetyllä lasilla on yli 1,10 tunnin suolasuihkutoleranssi.
Runko- ja rakennesuojaus
Tavallisten maanpäällisten PV-moduulien alumiinirungot on tyypillisesti anodisoitu AA10-spesifikaatioiden mukaisesti. Meriympäristöissä tämä on päivitettävä AA20:een (paksuus 20–25 μm), jota pidetään pakollisena-meritason standardina rannikkoalueiden aurinkoenergiaprojekteissa. Kehyksen anodisoidun kerroksen päivitys AA10:stä AA20:een parantaa merkittävästi korroosionkestävyyttä ja parantaa rakenteellista luotettavuutta pitkäaikaisessa altistuksessa. Sinkki-magnesium-alumiiniteräspinnoitteet on myös sertifioitu käytettäviksi C5-M meriympäristöissä, ja niiden 3 %:n magnesiumpitoisuus tarjoaa paljon tehokkaamman suojan korroosiota vastaan kuin pinnoitteet, joissa magnesiumpitoisuus on pienempi.
Itse-paranevat ja anti-UV-komposiittipinnoitteet
Viimeaikaiset pinnoitustekniikan edistysaskeleet ovat tuoneet mukanaan{0}}laivojen aurinkosähkölaitteiden itsekorjautumisominaisuudet. Synergistisellä sähkökehruulla ja sähkösumutuksella valmistettu komposiittipinnoite osoitti, että suola-suihkutestauksen aikana syöpynyt alue oli huomattavasti pienempi kuin nollaepoksipinnoitteilla, ja sähkökemiallinen impedanssi ylitti tyhjän epoksin impedanssin kahdella suuruusluokalla. Vaurioituneiden alueiden itsestään-parantuminen tapahtui lyhyessä ajassa, ja 300 tunnin nopeutetun ikääntymistestin jälkeen pinnoite säilytti fysikaalis-kemialliset ominaisuutensa ja suojakykynsä.
Rakenteellinen korroosio ja mekaaninen isku
Itse aurinkosähkömoduulin lisäksi offshore- kelluvien aurinkosähköjärjestelmien rakenneosat kohtaavat vakavia korroosiohaasteita. Merikorroosio vähentää kriittisten T-liitosten kuormituksen-kantokykyä noin 33–45 %. Jäykkyyden heikkeneminen saavuttaa jopa 59,76 %, kun taas energian hajautuskyky laskee 54,6 %:lla 62,5 %:iin. Modifioidut epoksi{10}}lasi-hiutalepinnoitteet ja grafeenisinkkipinnoitteet suojaavat kuitenkin tehokkaasti T-liitoksia ja säilyttävät lähes muuttumattomana kantavuuden ilman pinnoitteen vaurioita.
Taloudelliset vaikutukset
Korroosion kustannukset laivojen aurinkosähköasennuksissa ovat huomattavat. 200 metrin päässä Floridan Atlantin rannikolta sijaitseva 5 MW:n aurinkovoimala kärsi 5 %:n hyötysuhteen laskusta ensimmäisenä vuonna, ja ylläpitokustannukset nousivat 15 000 dollariin megawattia kohden vuodessa. Asianmukainen korroosionkestävä-erittely lisää 5–10 % --materiaalikustannuksiin-noin 2–4 dollaria moduulia kohden-, mutta tämä palkkio maksaa itsensä takaisin estämällä rungon korroosiota, joka muuten vaatisi täyden moduulin vaihdon. Kiinassa teollisuuden{17}}laajuisten korroosiokustannusten on arvioitu olevan 4 biljoonaa yuania, mikä on 3,34 % BKT:sta, kun taas tehokas korroosiosuojaus voi kattaa 25–40 % näistä menetyksistä.
Johtopäätös
Meriveden aiheuttama korroosio on yksi merkittävistä ongelmista, joita nopeasti kehittyvät offshore- ja rannikko aurinkosähkömarkkinat kohtaavat. On olemassa useampi kuin yksi tapa selittää ongelman luonne. Täällä nähdään erilaisia hajoamistyyppejä - lasin korroosiota, laitteen metalliosiin vaikuttavia sähkökemiallisia prosesseja, kapselointimateriaalin heikkenemistä sekä itse laitteen rakenteen heikkenemistä. Teollisuus vastaa haasteeseen kehittämällä uusia suojatekniikoita, joissa käytetään monikerroksisia lasipinnoitteita ja edistynyttä metallikoteloiden anodisointia. Teollisuutta avustavat kansainväliset standardit korroosiotestauksessa, kuten IEC 61701. Kun offshore-projektien määrä kasvaa, luotettavan ja halvan korroosiosuojauksen tarjoaminen tulee ratkaisevaksi aurinkovoimaloiden tehokkuuden kannalta.
