Invoering
De wereldwijde drang naar hernieuwbare energie heeft geleid tot een snelle uitbreiding van fotovoltaïsche (PV) installaties in kust- en offshore-omgevingen. De drijvende PV-capaciteit bedroeg eind 2023 wereldwijd ongeveer 5,9 GW en zal naar verwachting in 2030 de 10 GW overschrijden. Offshore PV biedt duidelijke voordelen ten opzichte van landgebaseerde systemen, waaronder het vermijden van landgebruiksbeperkingen en hogere energieopbrengsten als gevolg van het afkoelende effect van water op panelen. Zeewater introduceert echter een reeks degradatiemechanismen die de duurzaamheid en prestaties van zonnepanelen fundamenteel bedreigen op manieren die installaties op land zelden tegenkomen.
Mechanismen van zeewater-geïnduceerde afbraak
Glascorrosie en optische verliezen
Het voorste afdekglas van een PV-module is de eerste barrière die wordt blootgesteld aan zeewater. Experimentele onderzoeken hebben aangetoond dat na 98 dagen onderdompeling in gesimuleerd zeewater de transmissie van PV-glas afneemt van 91,46% naar 70,35%-een verlies van meer dan 21 procentpunten. Deze dramatische optische degradatie wordt veroorzaakt door een opeenvolgend afzettingsproces: magnesium-zoutlagen vormen eerst en versnellen de lokale corrosie van het glasoppervlak, gevolgd door calcium-zoutlagen die, samen met het voortdurende oplossen van glas, de optische verliezen verder verergeren en de output van de module verminderen.
Elektrochemische corrosie van metalen componenten
Zeewater is rijk aan ionensoorten-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-waarvan de adsorptie of penetratie in de module elektrochemische corrosieprocessen initieert. Metaalelektroden, vooral zilver (Ag) en koper (Cu), zijn zeer gevoelig voor potentiële verschuivingen en ionendiffusie, die beide de stabiliteit op lange termijn in gevaar brengen. In kustgebieden is de voornaamste storingsoorzaak elektrochemische en galvanische corrosie die optreedt bij metalen contacten en lassen, omdat de infiltratie van vocht in het paneel de oxidatie van metalen contacten en de afbraak van inkapselende materialen versnelt.
Een bijzonder zichtbare manifestatie van dit proces is de vorming van donkere lijnen of watervlekken op moduleoppervlakken. Met zout-beladen vocht vormt een elektrolytomgeving voor elektrochemische reacties op de zilverpasta die wordt gebruikt bij de metallisatie van zonnecellen, wat leidt tot de vorming van zilveroxide dat verschijnt als zichtbare zwarte lijnen, waardoor zowel het uiterlijk als de elektrische prestaties van de module worden verslechterd.
Kwetsbaarheid van inkapselingsmiddelen en aansluitdozen
Langdurige blootstelling aan vocht door zout leidt tot corrosie van belangrijke moduleonderdelen zoals frames, aansluitdozen en glasoppervlakken, wat leidt tot verminderde prestaties en een verkorting van de levensduur van de module. Als een verdeelkast, terminal of omvormer wordt geïnfiltreerd door zoutmist of -damp, gaat deze uiteindelijk roesten door de afzettingen. Daarom moeten aansluitdozen voor maritieme toepassingen een IP68-afdichting hebben om zout- en vochtbestendig te zijn.
Versnelde degradatiesnelheden
Veldwaarnemingen van tweezijdige modules onder kustomstandigheden rapporteren effectieve jaarlijkse degradatiepercentages tussen ongeveer 0,36% en 0,75% per jaar voor goed-ingekapselde modules. Zoutophoping op offshore PV-modules versnelt echter de afbraaksnelheid met nog eens 0,05% tot 0,13%, waardoor de levensduur van de module mogelijk met 3 tot 5 jaar wordt verkort. In extreme gevallen met slecht ontworpen inkapseling heeft de achter{9}}potentieel-geïnduceerde degradatie geleid tot gelokaliseerde-terugstroomverliezen van meer dan 30%.
Industrietestnormen
De belangrijkste internationale norm voor de weerstand tegen corrosie door zoutmist is IEC 61701, waarin testsequenties worden beschreven om de weerstand van PV-modules tegen corrosie door zoutmist die chlorideverbindingen zoals NaCl en MgCl₂ bevat, te bepalen. Het zwaarste testniveau-Niveau 6 omvat acht testcycli gedurende 56 dagen. Elke cyclus van 7 dagen bestaat uit vier fasen van zoutsproeien van twee uur bij 35 graden en een luchtvochtigheid van 93%, gevolgd door opslag bij 40 graden met gecontroleerde luchtvochtigheid. Dit rigoureuze protocol evalueert de verslechtering van het uitgangsvermogen, de aardcontinuïteit, de natte lekstroom, de isolatieweerstand en het uiterlijk.
De derde editie van IEC 61701, uitgegeven in 2020, introduceerde belangrijke updates: de testmethoden werden samengevat en afgestemd op de nieuwe edities van IEC 61215 en IEC 61730, en er werd een normatieve bijlage toegevoegd om te begeleiden welke testmethoden van toepassing zijn op verschillende toepassingen. Sommige fabrikanten hebben vrijwillig de eisen van de norm overschreden door zoutmistcyclustests uit te voeren gedurende maximaal 168 dagen-drie keer de duur van het hoogste standaardniveau- en een vermogensverlies van slechts 1% te bereiken.
Mitigatie- en beschermingsstrategieën
Geavanceerde glascoatings
Toonaangevende PV-fabrikanten hebben gespecialiseerde glascoatings ontwikkeld voor maritieme omgevingen. Eén opmerkelijke benadering maakt gebruik van een dichte SiO₂-basislaag gecombineerd met een anti{2}}reflecterende oppervlaktelaag met hoge doorlaatbaarheid; de basislaag blokkeert effectief de penetratie van waterdamp en chloride-ionen, terwijl de oppervlaktelaag een zelfreinigend vermogen heeft en een doorlaatbaarheid van meer dan 94% handhaaft. Dergelijke modules hebben de IEC 61701 zoutnevel Level 8-test doorstaan, wat de conventionele vereisten ruimschoots overtreft. Er is aangetoond dat een geïntegreerd beschermingsproces dat een gehard substraat, dubbel{9}}laags nano-coating, atomaire laagafzetting, superhydrofobe zelf-reiniging en randafdichting combineert, de levensduur van de module tot meer dan 25 jaar verlengt, waarbij dubbel-gecoat glas een zoutsproeitolerantie van meer dan 1100 uur aantoont.
Frame- en structurele bescherming
De aluminium frames van standaard terrestrische PV-modules zijn doorgaans geanodiseerd volgens de AA10-specificatie. Voor mariene omgevingen moet dit worden geüpgraded naar AA20 (20-25 μm dikte), wat wordt beschouwd als de verplichte maritieme- standaard voor zonne-energieprojecten aan de kust. De upgrade van de geanodiseerde laag van het frame van AA10 naar AA20 verbetert de corrosieweerstand dramatisch en verbetert de structurele betrouwbaarheid bij langdurige blootstelling. Zink-magnesium-aluminiumstaalcoatings zijn ook gecertificeerd voor gebruik in C5-M maritieme omgevingen, waarbij het magnesiumgehalte van 3% een veel effectievere bescherming tegen corrosie biedt dan coatings met een lager magnesiumgehalte.
Zelf-herstellende en anti-UV-composietcoatings
Recente ontwikkelingen in de coatingtechnologie hebben zelfherstellende mogelijkheden geïntroduceerd voor PV-apparatuur op zee. Een composietcoating vervaardigd door middel van synergetisch elektrospinnen en elektrospuiten toonde aan dat tijdens zoutsproeitests het gecorrodeerde gebied aanzienlijk kleiner was dan bij blanco epoxycoatings, waarbij de elektrochemische impedantie die van de blanco epoxy met twee ordes van grootte overschreed. Het zelfherstel van beschadigde gebieden werd binnen een korte periode bereikt, en na een versnelde verouderingstest van 300 uur behield de coating zijn fysisch-chemische eigenschappen en beschermende eigenschappen.
Structurele corrosie en mechanische impact
Naast de PV-module zelf worden de structurele componenten van offshore drijvende PV-systemen geconfronteerd met ernstige corrosie-uitdagingen. Maritieme corrosie vermindert het draagvermogen van kritische T--verbindingen met ongeveer 33% tot 45%. De verslechtering van de stijfheid kan oplopen tot 59,76%, terwijl de energiedissipatiecapaciteit met 54,6% afneemt tot 62,5%. Gemodificeerde epoxy-glas-schilfercoatings en grafeen-zinkcoatings beschermen T-verbindingen echter effectief, waarbij de draagkracht vrijwel onveranderd blijft-zonder dat de coating defect raakt.
Economische implicaties
De kosten van corrosie in maritieme PV-installaties zijn aanzienlijk. Een zonnepark van 5 MW op 200 meter van de Atlantische kust van Florida kende in het eerste jaar een efficiëntiedaling van 5%, waarbij de onderhoudskosten jaarlijks $15.000 per MW bedroegen. Een goede corrosie-bestendige specificatie voegt 5-10% toe aan de initiële factuur-van-materiaalkosten-ongeveer $ 2-4 per module-maar deze premie betaalt zichzelf terug door het voorkomen van framecorrosie waarvoor anders volledige vervanging van de module nodig zou zijn. In China worden de corrosiekosten voor de hele industrie-geschat op 4 biljoen yuan, goed voor 3,34% van het bbp, terwijl effectieve corrosiebescherming 25% tot 40% van deze verliezen kan goedmaken.
Conclusie
Corrosie als gevolg van zeewater is een van de grote problemen waarmee de snel evoluerende offshore- en kustfotovoltaïsche markt wordt geconfronteerd. Er is meer dan één manier om de aard van het probleem uit te leggen. Hier zijn verschillende soorten degradatie te zien - glascorrosie, elektrochemische processen die inwerken op metalen delen van het apparaat, de verzwakking van het omhulselmateriaal en de verzwakking van de structuur van het apparaat zelf. De industrie gaat de uitdaging aan door nieuwe beschermingstechnologieën te ontwikkelen met behulp van meer-laagse glascoatings en geavanceerde anodisatie voor de metalen behuizingen. De industrie wordt bijgestaan door internationale normen op het gebied van corrosietesten, zoals IEC 61701. Naarmate het aantal offshore-projecten toeneemt, wordt het bieden van betrouwbare, goedkope corrosiebescherming cruciaal voor de effectiviteit van zonne-energiecentrales.
