Einführung
Der weltweite Vorstoß hin zu erneuerbaren Energien hat zu einem raschen Ausbau von Photovoltaikanlagen (PV) in Küsten- und Offshore-Umgebungen geführt. Die weltweite Floating-PV-Kapazität erreichte Ende 2023 etwa 5,9 GW und wird bis 2030 voraussichtlich 10 GW überschreiten. Offshore-PV bietet deutliche Vorteile gegenüber landbasierten Systemen, einschließlich der Vermeidung von Landnutzungsbeschränkungen und höherer Energieerträge aufgrund der kühlenden Wirkung von Wasser auf die Module. Allerdings führt Meerwasser zu einer Reihe von Abbaumechanismen, die die Haltbarkeit und Leistung von Solarmodulen grundlegend gefährden, und zwar auf eine Art und Weise, wie sie bei terrestrischen Anlagen selten vorkommt.
Mechanismen des Meerwasser-induzierten Abbaus
Glaskorrosion und optische Verluste
Das vordere Deckglas eines PV-Moduls ist die erste Barriere, die dem Meerwasser ausgesetzt ist. Experimentelle Studien haben gezeigt, dass nach 98 Tagen Eintauchen in simuliertes Meerwasser die Lichtdurchlässigkeit von PV-Glas von 91,46 % auf 70,35 % abnimmt-ein Verlust von über 21 Prozentpunkten. Diese dramatische optische Verschlechterung wird durch einen sequenziellen Ablagerungsprozess vorangetrieben: Zuerst bilden sich Magnesium--Salzschichten, die die lokale Korrosion der Glasoberfläche beschleunigen, gefolgt von Calcium--Salzüberschichten, die zusammen mit der fortschreitenden Glasauflösung die optischen Verluste weiter verschärfen und die Modulleistung verringern.
Elektrochemische Korrosion metallischer Bauteile
Meerwasser ist reich an ionischen Spezies-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-deren Adsorption oder Eindringen in das Modul elektrochemische Korrosionsprozesse auslöst. Metallische Elektroden, insbesondere Silber (Ag) und Kupfer (Cu), sind sehr anfällig für Potentialverschiebungen und Ionendiffusion, die beide die Langzeitstabilität beeinträchtigen. In Küstenregionen ist die primäre Fehlerursache elektrochemische und galvanische Korrosion, die an Metallkontakten und Schweißnähten auftritt, da das Eindringen von Feuchtigkeit in das Panel die Oxidation von Metallkontakten und den Abbau von Kapselungsmaterialien beschleunigt.
Ein besonders sichtbarer Ausdruck dieses Prozesses ist die Bildung dunkler Linien oder Wasserflecken auf Moduloberflächen. Mit Salz-beladene Feuchtigkeit stellt eine Elektrolytumgebung für elektrochemische Reaktionen auf der Silberpaste dar, die bei der Metallisierung von Solarzellen verwendet wird. Dies führt zur Bildung von Silberoxid, das als sichtbare schwarze Linien erscheint und sowohl das Aussehen als auch die elektrische Leistung des Moduls beeinträchtigt.
Sicherheitslücke in der Kapselung und im Anschlusskasten
Eine längere Einwirkung von Salzfeuchtigkeit führt zur Korrosion wichtiger Modulteile wie Rahmen, Anschlusskästen und Glasoberflächen, was zu einer Leistungsminderung und einer Verkürzung der Modullebensdauer führt. Wenn ein Verteilerkasten, eine Klemme oder ein Wechselrichter mit Salznebel oder Dampf infiltriert wird, kann es aufgrund der Ablagerungen zu Rostbildung kommen. Daher sollten Anschlusskästen für Schiffsanwendungen IP68-abgedichtet sein, um salz- und feuchtigkeitsbeständig zu sein.
Beschleunigte Abbauraten
Feldbeobachtungen von bifazialen Modulen unter Küstenbedingungen berichten von effektiven jährlichen Abbauraten zwischen etwa 0,36 % und 0,75 % pro Jahr für gut-verkapselte Module. Allerdings beschleunigt die Salzansammlung auf Offshore-PV-Modulen die Degradationsrate um weitere 0,05 % bis 0,13 %, was möglicherweise die Modullebensdauer um 3 bis 5 Jahre verkürzt. In extremen Fällen mit schlecht konzipierter Kapselung hat die durch rückseitiges Potenzial- verursachte Verschlechterung zu lokalen Rückstromverlusten von mehr als 30 % geführt.
Branchenprüfstandards
Die wichtigste internationale Norm für die Salznebel-Korrosionsbeständigkeit ist IEC 61701. Sie beschreibt Testsequenzen zur Bestimmung der Beständigkeit von PV-Modulen gegenüber Korrosion durch Salznebel, der Chloridverbindungen wie NaCl und MgCl₂ enthält. Die strengste Teststufe-Stufe 6 umfasst acht Testzyklen über 56 Tage. Jeder 7-Tage-Zyklus besteht aus vier Salzsprühphasen, die zwei Stunden lang bei 35 Grad und 93 % Luftfeuchtigkeit dauern, gefolgt von einer Lagerung bei 40 Grad und kontrollierter Luftfeuchtigkeit. Dieses strenge Protokoll bewertet die Verschlechterung der Ausgangsleistung, die Erdungskontinuität, den Nassableitstrom, den Isolationswiderstand und das Erscheinungsbild.
Die dritte Ausgabe der IEC 61701, herausgegeben im Jahr 2020, führte wichtige Aktualisierungen ein: Prüfmethoden wurden komprimiert und an die neuen Ausgaben von IEC 61215 und IEC 61730 angepasst, und ein normativer Anhang wurde hinzugefügt, um zu leiten, welche Prüfmethoden für verschiedene Anwendungen gelten. Einige Hersteller haben die Anforderungen der Norm freiwillig überschritten, indem sie Salznebel-Wechseltests über eine Dauer von bis zu 168 Tagen durchgeführt haben ({6}}das Dreifache der Dauer der höchsten Normstufe-) und dabei einen Leistungsverlust von nur 1 % erzielt haben.
Minderungs- und Schutzstrategien
Fortschrittliche Glasbeschichtungen
Führende PV-Hersteller haben spezielle Glasbeschichtungen für Meeresumgebungen entwickelt. Ein bemerkenswerter Ansatz verwendet eine dichte SiO₂-Basisschicht in Kombination mit einer antireflektierenden Oberflächenschicht mit hoher -Transmission; Die Basisschicht blockiert effektiv das Eindringen von Wasserdampf und Chloridionen, während die Oberflächenschicht für Selbstreinigungsfähigkeit sorgt und die Durchlässigkeit über 94 % hält. Solche Module haben die Salznebelprüfung der Stufe 8 gemäß IEC 61701 bestanden und übertreffen damit die herkömmlichen Anforderungen bei weitem. Ein integrierter Schutzprozess, der gehärtetes Substrat, doppelt-lagige Nano--Beschichtung, Atomlagenabscheidung, superhydrophobe Selbst-reinigung und Kantenversiegelung kombiniert, verlängert nachweislich die Modullebensdauer auf mehr als 25 Jahre, wobei doppelt-beschichtetes Glas eine Salzsprühnebeltoleranz von über 1.100 Stunden aufweist.
Rahmen- und Strukturschutz
Die Aluminiumrahmen standardmäßiger terrestrischer PV-Module sind in der Regel gemäß der AA10-Spezifikation eloxiert. Für Meeresumgebungen muss dies auf AA20 (20–25 μm Dicke) erhöht werden, was als obligatorischer Meeresqualitätsstandard für Küstensolarprojekte gilt. Die Aufwertung der Eloxalschicht des Rahmens von AA10 auf AA20 verbessert die Korrosionsbeständigkeit erheblich und erhöht die strukturelle Zuverlässigkeit bei längerer Belastung. Zink-Magnesium-Aluminium-Stahlbeschichtungen wurden auch für den Einsatz in C5-M-Meeresumgebungen zertifiziert, wobei der Magnesiumgehalt von 3 % einen weitaus wirksameren Korrosionsschutz bietet als Beschichtungen mit einem geringeren Magnesiumgehalt.
Selbst-heilende und UV-beständige Verbundbeschichtungen
Jüngste Fortschritte in der Beschichtungstechnologie haben Selbstheilungsfunktionen für Marine-PV-Geräte eingeführt. Eine Verbundbeschichtung, die durch synergistisches Elektrospinnen und Elektrosprühen hergestellt wurde, zeigte, dass beim Salzsprühtest die korrodierte Fläche wesentlich kleiner war als bei leeren Epoxidbeschichtungen, wobei die elektrochemische Impedanz die des leeren Epoxidharzes um zwei Größenordnungen übertraf. Die Selbstheilung beschädigter Bereiche gelang innerhalb kurzer Zeit und nach einem 300-stündigen beschleunigten Alterungstest behielt die Beschichtung ihre physikalisch-chemischen Eigenschaften und Schutzleistung bei.
Strukturelle Korrosion und mechanische Einwirkung
Über das PV-Modul hinaus sind die strukturellen Komponenten schwimmender Offshore-PV-Systeme mit erheblichen Korrosionsproblemen konfrontiert. Meereskorrosion verringert die Tragfähigkeit kritischer T-Verbindungen um etwa 33 % bis 45 %. Der Steifigkeitsabbau erreicht bis zu 59,76 %, während die Energiedissipationskapazität um 54,6 % auf 62,5 % abnimmt. Modifizierte Epoxid--Glas--Beschichtungen und Graphen-Zink-Beschichtungen schützen T-Verbindungen jedoch wirksam und sorgen für eine nahezu unveränderte Tragfähigkeit ohne Beschichtungsversagen.
Wirtschaftliche Implikationen
Die Korrosionskosten in Marine-PV-Anlagen sind erheblich. Ein 5-MW-Solarpark, der 200 Meter von der Atlantikküste Floridas entfernt liegt, erlitt im ersten Jahr einen Effizienzrückgang von 5 % und die Wartungskosten beliefen sich auf 15.000 US-Dollar pro MW pro Jahr. Eine ordnungsgemäße Spezifikation der Korrosionsbeständigkeit erhöht die -Materialkosten um 5–10 %-auf etwa 2–4 US-Dollar pro Modul-. Diese Prämie macht sich jedoch bezahlt, da Rahmenkorrosion verhindert wird, die andernfalls einen vollständigen Austausch des Moduls erforderlich machen würde. In China werden die branchenweiten Korrosionskosten auf 4 Billionen Yuan geschätzt, was 3,34 % des BIP entspricht, während ein wirksamer Korrosionsschutz 25 % bis 40 % dieser Verluste ausgleichen kann.
Abschluss
Korrosion durch Meerwasser ist eine der größten Schwierigkeiten, mit denen der sich schnell entwickelnde Offshore- und Küsten-Photovoltaikmarkt konfrontiert ist. Es gibt mehr als eine Möglichkeit, die Natur des Problems zu erklären. Hier sind verschiedene Arten der Verschlechterung zu beobachten - Glaskorrosion, elektrochemische Prozesse, die auf Metallteile des Geräts einwirken, die Schwächung des Kapselungsmaterials sowie die Schwächung der Struktur des Geräts selbst. Die Industrie begegnet dieser Herausforderung durch die Entwicklung neuer Schutztechnologien mit mehrschichtigen Glasbeschichtungen und fortschrittlicher Eloxierung der Metallgehäuse. Die Industrie wird durch internationale Standards für Korrosionsprüfungen wie IEC 61701 unterstützt. Da das Volumen von Offshore-Projekten zunimmt, wird die Bereitstellung eines zuverlässigen und kostengünstigen Korrosionsschutzes für die Wirksamkeit von Solarenergieanlagen von entscheidender Bedeutung.
