導入
再生可能エネルギーへの世界的な推進により、沿岸および海洋環境での太陽光発電 (PV) 設置の急速な拡大が推進されています。世界中の浮体式太陽光発電の容量は、2023 年末までに約 5.9 GW に達し、2030 年までに 10 GW を超えると予測されています。洋上 PV には、土地利用の制約の回避や、水によるパネルの冷却効果による高いエネルギー収量など、陸上システムに比べて明らかな利点があります。{6}しかし、海水は一連の劣化メカニズムを引き起こし、陸上の設置ではめったに遭遇しないような方法で太陽電池モジュールの耐久性と性能を根本的に脅かします。
海水の分解のメカニズム-
ガラスの腐食と光損失
PV モジュールの前面カバーガラスは、海水にさらされる最初のバリアです。実験研究によると、模擬海水に 98 日間浸漬すると、PV ガラスの透過率は 91.46% から 70.35% に減少します。-これは 21 パーセント ポイント以上減少します。この劇的な光学的劣化は、連続的な堆積プロセスによって引き起こされます。最初にマグネシウム-塩の層が形成され、ガラス表面の局所的な腐食が促進され、続いてカルシウム-塩の層が形成され、進行中のガラスの溶解と相まって光学損失がさらに悪化し、モジュールの出力が低下します。
金属部品の電気化学腐食
海水にはイオン種 -Na⁺、Cl⁻、Mg²⁺、SO₄²⁻-が豊富に含まれており、これらのイオン種がモジュールに吸着または浸透すると、電気化学的腐食プロセスが開始されます。金属電極、特に銀 (Ag) と銅 (Cu) は、電位シフトやイオン拡散の影響を非常に受けやすく、どちらも長期安定性を損ないます。-。沿岸地域では、パネル内への湿気の浸入により金属接点の酸化と封止材料の劣化が促進されるため、主な故障モードは金属接点や溶接部で発生する電気化学腐食およびガルバニック腐食です。
このプロセスの特に目に見える症状は、モジュール表面に黒い線やウォーター マークが形成されることです。塩分を含んだ湿気は、太陽電池の金属化に使用される銀ペースト上で電気化学反応のための電解質環境を提供し、目に見える黒い線として現れる酸化銀の形成につながり、モジュールの外観と電気的性能の両方を低下させます。
カプセル化材と接続ボックスの脆弱性
塩分による湿気に長時間さらされると、フレーム、接続箱、ガラス表面などの重要なモジュール部品が腐食し、性能の低下やモジュールの耐用年数の短縮につながります。配電ボックス、端子、またはインバータに塩霧や蒸気が浸入すると、最終的には堆積物によって錆びます。したがって、海洋用途のジャンクション ボックスは、耐塩性および耐湿性を確保するために IP68 密閉されている必要があります。
加速された劣化速度
海岸条件下での両面モジュールの現場観察では、適切にカプセル化されたモジュールの有効年間劣化率が年間約 0.36% から 0.75% であることが報告されています。-ただし、海洋の PV モジュールに塩が蓄積すると、劣化速度がさらに 0.05% ～ 0.13% 加速され、モジュールの寿命が 3 ～ 5 年短くなる可能性があります。カプセル化の設計が不十分な極端なケースでは、背面{9}}の電位-による劣化により、局所的な背面電力損失が 30% を超えることがあります。-
業界の試験基準
耐塩霧腐食性を管理する主要な国際規格は IEC 61701 です。これは、NaCl や MgCl2 などの塩化物化合物を含む塩霧による腐食に対する PV モジュールの耐腐食性を決定するためのテスト手順を記述しています。最も厳しいテスト レベル-レベル 6 - 56 日間にわたる 8 つのテスト サイクルが含まれます。各 7 日間のサイクルは、35 度、湿度 93% で 2 時間続く塩水噴霧の 4 段階で構成され、その後、湿度を制御して 40 度で保管します。この厳格なプロトコルでは、電力出力の劣化、接地導通、湿潤漏れ電流、絶縁抵抗、外観が評価されます。
2020 年に発行された IEC 61701 の第 3 版では、重要な更新が導入されました。試験方法が要約され、IEC 61215 および IEC 61730 の新版と整合し、どの試験方法がさまざまなアプリケーションに適用されるかをガイドするための規範的な付録が追加されました。一部のメーカーは自主的に規格の要件を超え、塩水噴霧サイクル テストを最大 168 日間実施しており、{6}}最高規格レベルの 3 倍の期間-で、わずか 1% の電力損失を達成しています。
緩和と保護の戦略
高度なガラスコーティング
大手太陽光発電メーカーは、海洋環境向けに特化したガラスコーティングを開発しました。注目すべきアプローチの 1 つは、高密度の SiO₂ ベース層と高透過率の反射防止表面層を組み合わせたものです。-ベース層は水蒸気と塩化物イオンの浸透を効果的にブロックし、表面層はセルフクリーニング機能を提供し、94% 以上の透過率を維持します。-このようなモジュールは、従来の要件をはるかに上回る IEC 61701 塩水噴霧レベル 8 テストに合格しています。強化基板、二層ナノ-コーティング、原子層堆積、超疎水性セルフクリーニング、エッジシーリングを組み合わせた統合保護プロセスにより、モジュールの寿命が 25 年を超えて延びることが証明されており、二層コーティングされたガラスでは 1,100 時間を超える塩水噴霧耐性が実証されています。-
フレームと構造の保護
標準的な地上用 PV モジュールのアルミニウム フレームは、通常、AA10 仕様に合わせて陽極酸化処理されています。海洋環境の場合、これを AA20 (厚さ 20～25 μm) にアップグレードする必要があります。これは、沿岸太陽光発電プロジェクトの必須の海洋グレード規格とみなされます。-フレームの陽極酸化層が AA10 から AA20 にアップグレードされたことで、耐腐食性が大幅に向上し、長時間の暴露下での構造の信頼性が向上しました。亜鉛-マグネシウム-アルミニウム鋼コーティングも C5-M 海洋環境での使用が認定されており、マグネシウム含有量が 3% であるため、マグネシウム含有量の低いコーティングよりもはるかに効果的な腐食防御が得られます。
自己修復性-および抗紫外線-複合コーティング
最近のコーティング技術の進歩により、海洋 PV 機器に自己修復機能が導入されました。{0}相乗的なエレクトロスピニングとエレクトロスプレーによって製造された複合コーティングは、塩水噴霧試験中に腐食領域がブランク エポキシ コーティングよりも大幅に小さく、電気化学インピーダンスがブランク エポキシのインピーダンスを 2 桁上回ることが実証されました。損傷領域の自己修復は短期間で完了し、300 時間の加速老化試験後もコーティングは物理化学的特性と保護性能を維持しました。-
構造腐食と機械的衝撃
PV モジュール自体以外にも、洋上浮体式 PV システムの構造コンポーネントは深刻な腐食の問題に直面しています。海洋腐食により、重要な T ジョイントの耐荷重能力が約 33% ～ 45% 低下します。{1}剛性の低下は最大 59.76% に達し、エネルギー散逸能力は 54.6% から 62.5% に減少します。ただし、変性エポキシ-ガラス-フレーク コーティングとグラフェン亜鉛コーティングは T- 接合部を効果的に保護し、コーティングが破損することなくほぼ変わらない耐荷重能力を維持します。-
経済的影響
海洋太陽光発電設備の腐食によるコストは多大です。フロリダ大西洋岸から 200 メートルの場所にある 5 MW の太陽光発電所は、初年度に効率が 5% 低下し、メンテナンス費用は MW あたり年間 15,000 ドルに達しました。適切な耐食性-仕様を使用すると、前払いの材料費が 5～10% 追加されます。-モジュールあたり約 2～4 ドル-かかりますが、モジュール全体の交換が必要になるフレームの腐食を防ぐことで、この割増分は元が取れます。中国では、業界全体の腐食コストは 4 兆元と推定されており、GDP の 3.34% を占めていますが、効果的な腐食保護によりこれらの損失の 25% ～ 40% を回復できます。
結論
海水による腐食は、急速に発展する海洋および沿岸の太陽光発電市場が直面する重大な問題の 1 つです。問題の性質を説明する方法は複数あります。ここでは、さまざまなタイプの劣化が見られます。- ガラスの腐食、デバイスの金属部分に作用する電気化学的プロセス、封入材料の弱化、デバイス自体の構造の弱化などです。業界は、多層ガラス コーティングと金属ケースの高度な陽極酸化処理を使用した新しい保護技術を開発することで、この課題に取り組んでいます。{4}業界は、IEC 61701 などの腐食試験の国際規格によって支援されています。海洋プロジェクトの量が増加するにつれて、信頼性が高く安価な腐食保護の提供が太陽エネルギープラントの有効性にとって重要になります。
