Введение
Глобальное стремление к возобновляемым источникам энергии привело к быстрому расширению фотоэлектрических (PV) установок в прибрежных и морских районах. Плавающая фотоэлектрическая мощность во всем мире достигла примерно 5,9 ГВт к концу 2023 года и, по прогнозам, к 2030 году превысит 10 ГВт. Морские фотоэлектрические системы предлагают явные преимущества перед наземными-системами, включая отсутствие ограничений на использование земли-и более высокий выход энергии за счет охлаждающего эффекта воды на панелях. Однако морская вода вызывает ряд механизмов деградации, которые существенно угрожают долговечности и производительности солнечных модулей, с которыми редко сталкиваются наземные установки.
Механизмы деградации, вызванной-морской водой
Коррозия стекла и оптические потери
Переднее защитное стекло фотоэлектрического модуля является первым барьером, подвергающимся воздействию морской воды. Экспериментальные исследования показали, что после 98 дней погружения в искусственную морскую воду коэффициент пропускания фотоэлектрического стекла снижается с 91,46% до 70,35%-, потеря более чем на 21 процентный пункт. Столь резкое оптическое ухудшение вызвано последовательным процессом осаждения: сначала образуются слои солей магния-, которые ускоряют локальную коррозию поверхности стекла, за ними следуют слои солей кальция-, которые вместе с продолжающимся растворением стекла еще больше усугубляют оптические потери и снижают выходную мощность модуля.
Электрохимическая коррозия металлических деталей
Морская вода богата ионными соединениями-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-, адсорбция или проникновение которых в модуль инициирует процессы электрохимической коррозии. Металлические электроды, особенно серебряные (Ag) и медные (Cu), очень чувствительны к сдвигу потенциала и диффузии ионов, которые ставят под угрозу долговременную-стабильность. В прибрежных регионах основным видом отказов является электрохимическая и гальваническая коррозия, возникающая на металлических контактах и сварных швах, поскольку проникновение влаги в панель ускоряет окисление металлических контактов и разрушение герметизирующих материалов.
Особенно заметным проявлением этого процесса является образование темных линий или водяных знаков на поверхности модулей. Влага,-содержащая соли, создает электролитную среду для электрохимических реакций на серебряной пасте, используемой при металлизации солнечных элементов, что приводит к образованию оксида серебра, который проявляется в виде видимых черных линий, ухудшая как внешний вид модуля, так и его электрические характеристики.
Уязвимость герметика и распределительной коробки
Длительное воздействие влаги от соли приводит к коррозии важных частей модуля, таких как рамы, распределительные коробки и стеклянные поверхности, что приводит к снижению производительности и сокращению срока службы модуля. Если распределительная коробка, клемма или инвертор проникают соляным туманом или паром, они со временем ржавеют из-за отложений. Поэтому распределительные коробки для морского применения должны быть герметизированы по стандарту IP68, чтобы обеспечить защиту от соли и влаги.
Ускоренные темпы деградации
Полевые наблюдения за двусторонними модулями в прибрежных условиях показывают, что эффективные годовые темпы деградации составляют примерно от 0,36% до 0,75% в год для хорошо-инкапсулированных модулей. Однако накопление солей на морских фотоэлектрических модулях ускоряет скорость деградации еще на 0,05–0,13%, потенциально сокращая срок службы модулей на 3–5 лет. В крайних случаях с плохо спроектированной инкапсуляцией деградация, вызванная потенциалом задней-стороны-, привела к локальным потерям обратной-мощности, превышающим 30 %.
Отраслевые стандарты тестирования
Основным международным стандартом, регулирующим устойчивость к коррозии в соляном тумане, является IEC 61701, который описывает последовательность испытаний для определения устойчивости фотоэлектрических модулей к коррозии в результате воздействия соляного тумана, содержащего хлоридные соединения, такие как NaCl и MgCl₂. Самый строгий уровень испытаний-Уровень 6 – включает восемь циклов испытаний в течение 56 дней. Каждый 7-дневный цикл состоит из четырех стадий обработки солевым туманом продолжительностью два часа при температуре 35 градусов и влажности 93% с последующим хранением при температуре 40 градусов и контролируемой влажности. Этот строгий протокол оценивает ухудшение выходной мощности, целостность заземления, ток влажной утечки, сопротивление изоляции и внешний вид.
Третье издание IEC 61701, выпущенное в 2020 году, внесло важные обновления: методы испытаний были сокращены и приведены в соответствие с новыми редакциями IEC 61215 и IEC 61730, а также было добавлено нормативное приложение, определяющее, какие методы испытаний применимы к различным приложениям. Некоторые производители добровольно превысили требования стандарта, проводя циклические испытания в соляном тумане продолжительностью до 168 дней, -в три раза превышающую продолжительность самого высокого стандартного уровня-, и добившись потери мощности всего 1 %.
Стратегии смягчения последствий и защиты
Усовершенствованные стеклянные покрытия
Ведущие производители фотоэлектрических систем разработали специализированные стеклянные покрытия для морской среды. В одном из примечательных подходов используется плотный базовый слой SiO₂ в сочетании с анти-поверхностным слоем с высоким-пропусканием; базовый слой эффективно блокирует проникновение водяного пара и ионов хлора, а поверхностный слой обеспечивает способность самоочистки-и поддерживает коэффициент пропускания выше 94 %. Такие модули прошли испытания соляного тумана IEC 61701 уровня 8, что значительно превышает обычные требования. Было доказано, что комплексный процесс защиты, сочетающий в себе закаленную подложку, двойное-нано-покрытие, атомное осаждение слоев, супергидрофобную самоочистку-и герметизацию кромок, продлевает срок службы модуля более чем на 25 лет, при этом стекло с двойным-слойным покрытием демонстрирует устойчивость к солевому туману, превышающую 1100 часов.
Каркасная и структурная защита
Алюминиевые рамы стандартных наземных фотоэлектрических модулей обычно анодируются в соответствии со спецификацией AA10. Для морской среды его необходимо повысить до AA20 (толщина 20–25 мкм), который считается обязательным морским-стандартом класса для прибрежных солнечных проектов. Обновление анодированного слоя рамы с AA10 до AA20 значительно улучшает коррозионную стойкость и повышает надежность конструкции при длительном воздействии. Стальные покрытия из цинка-магния-алюминия также сертифицированы для использования в морской среде C5-M, при этом 3 % содержания магния обеспечивают гораздо более эффективную защиту от коррозии, чем покрытия с более низким содержанием магния.
Самовосстанавливающиеся-композитные покрытия с защитой от-УФ-излучения
Последние достижения в технологии нанесения покрытий открыли возможности самовосстановления-самовосстановления морского фотоэлектрического оборудования. Композиционное покрытие, полученное с помощью синергетического электропрядения и электронапыления, продемонстрировало, что во время испытаний солевым -распылением площадь коррозии была существенно меньше, чем на пустых эпоксидных покрытиях, при этом электрохимический импеданс превышал таковой у пустой эпоксидной смолы на два порядка. Самовосстановление поврежденных участков произошло за короткий период, и после 300-часового испытания на ускоренное старение покрытие сохранило свои физико-химические свойства и защитные свойства.
Структурная коррозия и механическое воздействие
Помимо самого фотоэлектрического модуля, структурные компоненты морских плавучих фотоэлектрических систем сталкиваются с серьезными проблемами коррозии. Морская коррозия снижает-несущую способность критических Т-соединений примерно на 33–45 %. Деградация жесткости достигает 59,76%, а способность рассеивания энергии снижается с 54,6% до 62,5%. Однако модифицированные эпоксидные-стеклянные-чешуйчатые покрытия и графено-цинковые покрытия эффективно защищают Т-сочленения, сохраняя практически неизменную несущую способность-без разрушения покрытия.
Экономические последствия
Стоимость коррозии морских фотоэлектрических установок значительна. Солнечная электростанция мощностью 5 МВт, расположенная в 200 метрах от атлантического побережья Флориды, в первый год работы снизила эффективность на 5%, а затраты на техническое обслуживание достигли 15 000 долларов США за МВт в год. Надлежащие характеристики-стойкости к коррозии добавляют 5–10 % к первоначальному счету-из{11}}затрат на материалы-приблизительно 2–4 доллара США за модуль-, но эта надбавка окупается за счет предотвращения коррозии рамы, которая в противном случае потребовала бы полной замены модуля. В Китае общеотраслевые затраты на коррозию-оцениваются в 4 триллиона юаней, что составляет 3,34 % ВВП, а эффективная защита от коррозии может компенсировать от 25 % до 40 % этих потерь.
Заключение
Коррозия, вызванная морской водой, является одной из серьезных проблем, с которыми сталкивается быстро развивающийся рынок морских и прибрежных фотоэлектрических систем. Существует несколько способов объяснить природу проблемы. Здесь наблюдаются различные виды деградации - коррозия стекла, электрохимические процессы, действующие на металлические части устройства, ослабление герметизирующего материала, а также ослабление конструкции самого устройства. Промышленность решает эту задачу, разрабатывая новые технологии защиты с использованием многослойных стеклянных покрытий и усовершенствованного анодирования металлических корпусов. Отрасли помогают международные стандарты испытаний на коррозию, такие как IEC 61701. По мере увеличения объема морских проектов обеспечение надежной и дешевой защиты от коррозии становится решающим фактором для эффективности солнечных электростанций.
