소개
재생 가능 에너지에 대한 전 세계적 추진으로 해안 및 연안 환경에서 태양광 발전(PV) 설치가 급속히 확대되었습니다. 전 세계 수상 PV 용량은 2023년 말까지 약 5.9GW에 도달했으며 2030년까지 10GW를 초과할 것으로 예상됩니다. 해상 PV는 육상-기반 시스템에 비해 토지 사용 제약을 피하고 패널에 대한 물의 냉각 효과로 인한 더 높은 에너지 수율을 제공하는 등 뚜렷한 이점을 제공합니다. 그러나 바닷물은 지상 설치에서는 거의 발생하지 않는 방식으로 태양광 모듈의 내구성과 성능을 근본적으로 위협하는 일련의 성능 저하 메커니즘을 도입합니다.
바닷물에 의한 분해 메커니즘-
유리 부식 및 광학적 손실
PV 모듈의 전면 커버 유리는 해수에 노출되는 첫 번째 장벽입니다. 실험 연구에 따르면 모의 해수에 98일 동안 담근 후 PV 유리의 투과율은 91.46%에서 70.35%로 감소합니다.{4}}21% 포인트 이상의 손실이 발생합니다. 이러한 급격한 광학적 열화는 순차적인 증착 과정에 의해 발생합니다. 마그네슘-염층이 먼저 형성되어 유리 표면의 국부 부식을 가속화하고 이어서 칼슘-염 오버레이어가 발생하며, 이는 진행 중인 유리 용해와 함께 광학 손실을 더욱 악화시키고 모듈 출력을 감소시킵니다.
금속 부품의 전기화학적 부식
해수에는 이온종-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-이 풍부하여 모듈에 흡착되거나 침투하면 전기화학적 부식 과정이 시작됩니다. 금속 전극, 특히 은(Ag)과 구리(Cu)는 잠재적인 변화와 이온 확산에 매우 취약하며, 두 가지 모두 장기-안정성을 손상시킵니다. 해안 지역에서 주요 고장 모드는 금속 접점과 용접부에서 발생하는 전기화학적 및 갈바닉 부식입니다. 패널에 수분이 침투하면 금속 접점의 산화와 밀봉재 재료의 열화가 가속화되기 때문입니다.
이 프로세스에서 특히 눈에 띄는 징후는 모듈 표면에 어두운 선이나 물 자국이 형성된다는 것입니다. 염-이 포함된 수분은 태양 전지 금속화에 사용되는 은 페이스트의 전기화학 반응을 위한 전해질 환경을 제공하여 눈에 보이는 검은색 선으로 나타나는 산화은을 형성하여 모듈의 외관과 전기 성능을 모두 저하시킵니다.
캡슐화제 및 정션박스 취약점
염분으로 인한 습기에 장기간 노출되면 프레임, 접속 배선함, 유리 표면과 같은 중요한 모듈 부품이 부식되어 성능이 저하되고 모듈 서비스 수명이 단축됩니다. 분전함, 단자대, 인버터 등에는 염수분무나 증기가 침투하면 퇴적물로 인해 결국 녹슬게 됩니다. 따라서 해양 애플리케이션용 접속 배선함은 염분 및 습기 방지를 위해 IP68로 밀봉되어야 합니다.
가속된 분해율
해안 조건에서 양면 모듈을 현장 관찰한 결과, 잘 캡슐화된 모듈의 경우 연간 약 0.36%~0.75%의 유효 연간 성능 저하율이 보고되었습니다.{2}} 그러나 해상 PV 모듈에 염분이 축적되면 성능 저하 속도가 추가로 0.05%~0.13% 가속화되어 잠재적으로 모듈 수명이 3~5년 단축됩니다. 잘못 설계된 캡슐화의 극단적인 경우 후면-전위-로 인한 성능 저하로 인해 국지적인 후면 전력 손실이 30%를 초과했습니다.
산업 테스트 표준
염수분무 부식 저항성을 관리하는 주요 국제 표준은 NaCl 및 MgCl2와 같은 염화물이 포함된 염수분무로 인한 부식에 대한 PV 모듈의 저항성을 결정하는 테스트 순서를 설명하는 IEC 61701입니다. 가장 심각한 테스트 수준-레벨 6은 56일 동안 8번의 테스트 주기를 포함합니다. 각 7일 주기는 35도, 93% 습도에서 2시간 동안 지속되는 4단계의 염수 분무와 습도가 조절된 40도에서 보관하는 과정으로 구성됩니다. 이 엄격한 프로토콜은 전력 출력 저하, 접지 연속성, 습식 누설 전류, 절연 저항 및 외관을 평가합니다.
2020년에 발행된 IEC 61701의 제3판에는 중요한 업데이트가 도입되었습니다. 테스트 방법이 요약되어 IEC 61215 및 IEC 61730의 새 버전에 맞춰 조정되었으며, 다양한 애플리케이션에 적용되는 테스트 방법을 안내하기 위해 규범적 부록이 추가되었습니다. 일부 제조업체는 표준 요구 사항을 자발적으로 초과하여 최대 168일 동안 염수 순환 테스트를 수행했으며-최고 표준 수준의 3배-전력 손실을 단 1%로 달성했습니다.
완화 및 보호 전략
고급 유리 코팅
선도적인 PV 제조업체는 해양 환경을 위한 특수 유리 코팅을 개발했습니다. 주목할만한 접근 방식 중 하나는 높은-투과율 반사 방지 표면층과 결합된 조밀한 SiO2 기본 레이어를 사용하는 것입니다. 베이스 레이어는 수증기와 염화물 이온 침투를 효과적으로 차단하는 반면, 표면 레이어는 자가 세척 기능을 제공하고 투과율을 94% 이상 유지합니다. 이러한 모듈은 기존 요구 사항을 훨씬 뛰어넘는 IEC 61701 염수분무 레벨 8 테스트를 통과했습니다. 강화 기판, 이중-층 나노-코팅, 원자층 증착, 초소수성 자가 세척 및 가장자리 밀봉을 결합한 통합 보호 프로세스는 모듈 수명을 25년 이상 연장하는 것으로 나타났습니다. 이중-층 코팅 유리는 염수 분무 내구성이 1,100시간을 초과하는 것으로 나타났습니다.
프레임 및 구조적 보호
표준 지상파 PV 모듈의 알루미늄 프레임은 일반적으로 AA10 사양에 따라 양극 산화 처리됩니다. 해양 환경의 경우 해안 태양광 프로젝트의 필수 해양{5}등급 표준으로 간주되는 AA20(두께 20~25μm)으로 업그레이드해야 합니다. 프레임의 양극 산화층을 AA10에서 AA20으로 업그레이드하면 내식성이 크게 향상되고 장기간 노출 시 구조적 신뢰성이 향상됩니다. 아연-마그네슘-알루미늄 강철 코팅은 C5-M 해양 환경에서도 사용하도록 인증되었으며, 3% 마그네슘 함량은 마그네슘 함량이 낮은 코팅보다 부식에 대한 훨씬 더 효과적인 방어 기능을 제공합니다.
자가-복원 및 자외선 차단 복합 코팅-
최근 코팅 기술의 발전으로 인해 해양 PV 장비에{0}}자가 치유 기능이 도입되었습니다. 시너지 전기방사와 전기분사를 통해 제조된 복합 코팅은 염-분무 테스트 중에 부식된 영역이 블랭크 에폭시 코팅보다 훨씬 작았으며 전기화학적 임피던스가 블랭크 에폭시의 전기화학적 임피던스를 두 자릿수 초과하는 것으로 나타났습니다. 손상된 부위의{4}}자가 치유는 짧은 시간 내에 이루어졌으며, 300시간의 가속 노화 테스트 후에도 코팅은 물리화학적 특성과 보호 성능을 유지했습니다.
구조적 부식 및 기계적 영향
PV 모듈 자체 외에도 해상 부유형 PV 시스템의 구조 구성 요소는 심각한 부식 문제에 직면해 있습니다. 해양 부식은 중요한 T-조인트의 하중-지지 용량을 약 33%~45% 감소시킵니다. 강성저하는 최대 59.76%에 이르고, 에너지소산능력은 54.6%~62.5% 감소한다. 그러나 변형된 에폭시-유리-플레이크 코팅과 그래핀 아연 코팅은 T-접합부를 효과적으로 보호하여 코팅 실패 없이 거의 변하지 않는 하중-지탱 용량을 유지합니다.
경제적 영향
해양 PV 설치의 부식 비용은 상당합니다. 플로리다 대서양 연안에서 200m 떨어진 곳에 위치한 5MW 태양광 발전소는 첫 해에 효율성이 5% 감소했으며 유지 관리 비용은 연간 MW당 15,000달러에 달했습니다. 적절한 부식-사양을 사용하면 선지급 자재 비용이 5~10%-추가-되지만{12}}모듈당 약 $2~4-하지만 이 프리미엄은 전체 모듈 교체가 필요한 프레임 부식을 방지함으로써 그 자체로 비용을 지불합니다. 중국에서는 업계{17}}전체 부식 비용이 4조 위안으로 추산되며 이는 GDP의 3.34%를 차지하며, 효과적인 부식 방지를 통해 이러한 손실의 25%~40%를 복구할 수 있습니다.
결론
해수로 인한 부식은 빠르게 발전하는 해양 및 해안 태양광 시장이 직면한 심각한 어려움 중 하나입니다. 문제의 성격을 설명하는 방법은 여러 가지가 있습니다. 여기에서는 다양한 유형의 저하가 나타납니다. - 유리 부식, 장치의 금속 부분에 작용하는 전기화학 공정, 캡슐화 재료의 약화 및 장치 자체의 구조 약화. 업계에서는 다층 유리 코팅과 금속 케이스용 고급 양극 산화 처리를 사용하는 새로운 보호 기술을 개발하여 이러한 과제를 해결하고 있습니다. 업계는 IEC 61701과 같은 부식 테스트에 대한 국제 표준의 지원을 받습니다. 해양 프로젝트의 규모가 증가함에 따라 안정적이고 저렴한 부식 방지 제공은 태양 에너지 발전소의 효율성을 위해 매우 중요해졌습니다.
