Introduzione
La spinta globale verso le energie rinnovabili ha portato a una rapida espansione degli impianti fotovoltaici (PV) negli ambienti costieri e offshore. La capacità fotovoltaica galleggiante in tutto il mondo ha raggiunto circa 5,9 GW entro la fine del 2023 e si prevede che supererà i 10 GW entro il 2030. Il fotovoltaico offshore offre vantaggi distinti rispetto ai sistemi terrestri-, tra cui l'eliminazione dei vincoli sull'uso del territorio- e rendimenti energetici più elevati grazie all'effetto di raffreddamento dell'acqua sui pannelli. Tuttavia, l’acqua di mare introduce una serie di meccanismi di degrado che minacciano sostanzialmente la durabilità e le prestazioni dei moduli solari in modi che raramente incontrano le installazioni terrestri.
Meccanismi di degrado indotto dall'acqua di mare-
Corrosione del vetro e perdite ottiche
Il vetro di copertura anteriore di un modulo fotovoltaico è la prima barriera esposta all'acqua di mare. Studi sperimentali hanno dimostrato che dopo 98 giorni di immersione in acqua di mare simulata, la trasmittanza del vetro fotovoltaico diminuisce dal 91,46% al 70,35%-una perdita di oltre 21 punti percentuali. Questo drammatico degrado ottico è causato da un processo di deposizione sequenziale: gli strati di sale di magnesio- si formano prima e accelerano la corrosione locale della superficie del vetro, seguiti da strati di sale di calcio- che, insieme alla continua dissoluzione del vetro, esacerbano ulteriormente le perdite ottiche e riducono la potenza del modulo.
Corrosione elettrochimica dei componenti metallici
L'acqua di mare è ricca di specie ioniche-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-il cui adsorbimento o penetrazione nel modulo avvia processi di corrosione elettrochimica. Gli elettrodi metallici, in particolare l'argento (Ag) e il rame (Cu), sono altamente suscettibili ai potenziali spostamenti e alla diffusione degli ioni, entrambi i quali compromettono la stabilità a lungo-termine. Nelle regioni costiere, la modalità di guasto principale è la corrosione elettrochimica e galvanica che si verifica in corrispondenza dei contatti metallici e delle saldature, poiché l'infiltrazione di umidità nel pannello accelera l'ossidazione dei contatti metallici e il degrado dei materiali incapsulanti.
Una manifestazione particolarmente visibile di questo processo è la formazione di linee scure o macchie d'acqua sulle superfici dei moduli. L'umidità carica di sale-fornisce un ambiente elettrolitico per le reazioni elettrochimiche sulla pasta d'argento utilizzata nella metallizzazione delle celle solari, portando alla formazione di ossido d'argento che appare come linee nere visibili, degradando sia l'aspetto del modulo che le prestazioni elettriche.
Vulnerabilità dell'incapsulante e della scatola di giunzione
Una lunga esposizione all'umidità salina porta alla corrosione di parti importanti del modulo come telai, scatole di giunzione e superfici di vetro, con conseguente diminuzione delle prestazioni e riduzione della durata del modulo. Se una scatola di distribuzione, un terminale o un inverter è intriso di nebbia salina o vapore, col tempo si arrugginisce a causa dei depositi. Pertanto, le scatole di derivazione per applicazioni marine devono essere sigillate IP68 per resistere al sale e all'umidità.
Tassi di degrado accelerati
Le osservazioni sul campo dei moduli bifacciali in condizioni costiere riportano tassi di degrado annuali effettivi compresi tra circa lo 0,36% e lo 0,75% all'anno per moduli ben-incapsulati. Tuttavia, l’accumulo di sale sui moduli fotovoltaici offshore accelera il tasso di degrado di un ulteriore 0,05%-0,13%, riducendo potenzialmente la durata del modulo da 3 a 5 anni. In casi estremi, con un incapsulamento mal progettato, il degrado indotto dal potenziale del lato posteriore-sul lato-causato ha causato perdite di potenza posteriori-localizzate superiori al 30%.
Standard di test di settore
Lo standard internazionale principale che regola la resistenza alla corrosione da nebbia salina è IEC 61701, che descrive sequenze di test per determinare la resistenza dei moduli fotovoltaici alla corrosione da nebbia salina contenente composti di cloruro come NaCl e MgCl₂. Il livello di test più severo-Livello 6 prevede otto cicli di test in 56 giorni. Ogni ciclo di 7 giorni è composto da quattro fasi di nebbia salina della durata di due ore a 35 gradi con 93% di umidità, seguite da conservazione a 40 gradi con umidità controllata. Questo rigoroso protocollo valuta il degrado della potenza in uscita, la continuità di terra, la corrente di dispersione umida, la resistenza di isolamento e l'aspetto.
La terza edizione della norma IEC 61701, pubblicata nel 2020, ha introdotto importanti aggiornamenti: i metodi di prova sono stati condensati e allineati con le nuove edizioni di IEC 61215 e IEC 61730 ed è stato aggiunto un allegato normativo per indicare quali metodi di prova si applicano alle diverse applicazioni. Alcuni produttori hanno volontariamente superato i requisiti dello standard, conducendo test ciclici in nebbia salina fino a 168 giorni-tre volte la durata del livello standard più elevato-e ottenendo una perdita di potenza solo dell'1%.
Strategie di mitigazione e protezione
Rivestimenti per vetro avanzati
I principali produttori di fotovoltaico hanno sviluppato rivestimenti in vetro specializzati per gli ambienti marini. Un approccio degno di nota utilizza uno strato di base denso di SiO₂ combinato con uno strato superficiale anti-riflesso ad alta-trasmittanza; lo strato di base blocca efficacemente la penetrazione del vapore acqueo e degli ioni cloruro, mentre lo strato superficiale fornisce capacità auto-pulenti e mantiene la trasmittanza superiore al 94%. Tali moduli hanno superato i test IEC 61701 sulla nebbia salina Livello 8, superando di gran lunga i requisiti convenzionali. È stato dimostrato che un processo di protezione integrato che combina substrato temperato, nanorivestimento a doppio{9}}strato-, deposizione di strati atomici, autopulizia superidrofobica-e sigillatura dei bordi prolunga la durata del modulo oltre i 25 anni, con un vetro rivestito a doppio-strato che dimostra una tolleranza alla nebbia salina superiore a 1.100 ore.
Protezione del telaio e strutturale
I telai in alluminio dei moduli fotovoltaici terrestri standard sono generalmente anodizzati secondo la specifica AA10. Per gli ambienti marini, questo deve essere aggiornato a AA20 (spessore 20–25 μm), che è considerato lo standard obbligatorio di grado marino-per i progetti solari costieri. L'aggiornamento dello strato anodizzato del telaio da AA10 a AA20 migliora notevolmente la resistenza alla corrosione e migliora l'affidabilità strutturale in caso di esposizione prolungata. I rivestimenti in acciaio zinco-magnesio-alluminio sono stati certificati anche per l'uso in ambienti marini C5-M, con il 3% di contenuto di magnesio che fornisce una difesa molto più efficace contro la corrosione rispetto ai rivestimenti con un contenuto di magnesio inferiore.
Rivestimenti compositi auto-riparanti e anti-UV
I recenti progressi nella tecnologia dei rivestimenti hanno introdotto capacità di autoriparazione-per le apparecchiature fotovoltaiche marine. Un rivestimento composito fabbricato mediante elettrofilatura ed elettrospray sinergici ha dimostrato che, durante il test in nebbia salina, l'area corrosa era sostanzialmente più piccola rispetto ai rivestimenti epossidici grezzi, con un'impedenza elettrochimica superiore a quella della resina epossidica grezza di due ordini di grandezza. L'auto-riparazione delle regioni danneggiate è stata ottenuta in un breve periodo e, dopo un test di invecchiamento accelerato di 300 ore, il rivestimento ha conservato le sue proprietà fisico-chimiche e le prestazioni protettive.
Corrosione strutturale e impatto meccanico
Oltre al modulo fotovoltaico stesso, i componenti strutturali dei sistemi fotovoltaici galleggianti offshore devono affrontare gravi sfide legate alla corrosione. La corrosione marina riduce la-capacità di carico dei giunti a T-critici dal 33% al 45% circa. Il degrado della rigidità arriva fino al 59,76%, mentre la capacità di dissipazione dell'energia diminuisce dal 54,6% al 62,5%. Tuttavia, i rivestimenti epossidici modificati-scaglie di vetro-e i rivestimenti in zinco e grafene proteggono efficacemente i giunti a T-, mantenendo la capacità di carico-quasi invariata senza che il rivestimento si rompa.
Implicazioni economiche
Il costo della corrosione negli impianti fotovoltaici marini è notevole. Un parco solare da 5 MW situato a 200 metri dalla costa atlantica della Florida ha subito un calo di efficienza del 5% nel suo primo anno, con costi di manutenzione che hanno raggiunto i 15.000 dollari per MW all’anno. Una specifica adeguata di resistenza alla corrosione-aggiunge il 5–10% ai costi iniziali della fattura-dei-materiali-circa 2–4 $ per modulo-ma questo premio si ripaga da solo prevenendo la corrosione del telaio che altrimenti richiederebbe la sostituzione completa del modulo. In Cina, i costi della corrosione a livello di settore-sono stati stimati a 4 trilioni di yuan, pari al 3,34% del PIL, mentre un'efficace protezione dalla corrosione può recuperare dal 25% al 40% di queste perdite.
Conclusione
La corrosione dovuta all’acqua di mare è una delle principali difficoltà affrontate dal mercato fotovoltaico offshore e costiero in rapida evoluzione. Esiste più di un modo per spiegare la natura del problema. Qui si riscontrano diversi tipi di degrado - corrosione del vetro, processi elettrochimici che agiscono sulle parti metalliche del dispositivo, indebolimento del materiale incapsulante nonché indebolimento della struttura del dispositivo stesso. Il settore affronta la sfida sviluppando nuove tecnologie di protezione utilizzando rivestimenti in vetro multi-strato e anodizzazione avanzata per gli involucri metallici. L’industria è assistita da standard internazionali nei test di corrosione come l’IEC 61701. Con l’aumento del volume dei progetti offshore, la fornitura di una protezione anticorrosione affidabile ed economica diventa cruciale per l’efficacia degli impianti di energia solare.
