Elektrownie fotowoltaiczne pracują w bardzo złożonym środowisku. Ekstremalne warunki pogodowe, takie jak wysokie lub niskie temperatury, wilgotność, mgła solna i ciężki piasek mogą sprawdzić niezawodność i zdolność adaptacji systemów PV do warunków środowiskowych. Ponieważ coraz więcej instalacji fotowoltaicznych powstaje na morzach, wyspach, przybrzeżnych błotach i w strefach zasolonych, systemy fotowoltaiczne muszą być bardziej odporne na działanie mgły solnej i wysokiej wilgotności.
Największy wpływ mgły solnej i wysokiej wilgotności na działanie projektów PV można dostrzec w tym, że po dwóch do trzech latach te ekstremalne warunki mogą poważnie wpłynąć na elektronikę mocy, taką jak moduły PV, konwertery, mocowania, kable i inwertery.
1. wpływ mgły solnej i wysokiej wilgotności na wydajność modułu
Projekty solarne budowane wzdłuż wybrzeża są podatne na wysokie zasolenie i wilgotne powietrze. Największym efektem działania mgły solnej i wysokiej wilgotności na moduły jest efekt PID.
Mgła solna zawiera wysoki poziom jonów sodu i kiedy mgła solna osadza się na powierzchni szkła modułu, może łatwo tworzyć przewodzące kanały na powierzchni szkła, wpływając na odporność PID modułu PV.
W środowisku o wysokiej wilgotności powietrza na powierzchni modułu tworzą się plamy wody. Jony sodu znajdujące się w szkle wytrącają się na powierzchni szkła, kurz znajdujący się w powietrzu również adsorbuje się na powierzchni szkła, a jony zanieczyszczeń rozpuszczają się w plamach wody, zmniejszając wraz z jonami sodu odporność powierzchniową szkła. Wpływ mgły solnej w synergii z wilgocią będzie bardziej dotkliwy dla powyższych materiałów.
Podobnie, ta mgła solna lub para wodna będzie również gromadzić się na powierzchni aluminiowej ramki modułu, obniżając opór powierzchniowy ramki aluminiowej.
Droga od ogniwa do materiału hermetyzującego, następnie przez szkło, do powierzchni szkła, następnie do aluminiowej maskownicy, do otworu uziemiającego i od przewodu uziemiającego do ziemi jest drogą prądu upływu dla modułu PV. Spadek rezystancji izolacji spowoduje wzrost prądu upływu, który jest ważnym czynnikiem wpływającym na efekt PID modułu. Dlatego największym efektem działania mgły solnej i wysokiej wilgotności na moduł jest zmniejszenie odporności na PID.
Ponadto na powierzchni modułu znajduje się wiele części metalowych, takich jak puszki przyłączeniowe, aluminiowe maskownice, zaciski, głowice wtykowe itp. Układ modułów jest zamontowany na metalowej podstawie, a mgła solna może powodować korozję tych części metalowych, powodując wzrost oporu styku i obniżenie właściwości mechanicznych.
2. wpływ mgły solnej i wysokiej wilgotności na produkty elektryczne
Oprócz jonów sodu, jony chlorkowe w mgle solnej mogą przenikać przez warstwę ochronną na powierzchni metalu i powodować reakcję elektrochemiczną z metalem kontaktowym, co prowadzi do uszkodzenia produktu. Ponieważ produkty elektryczne zazwyczaj zawierają części metalowe, mgła solna i wilgotne powietrze mogą mieć wpływ na przewody i kable, metalowe wsporniki, falowniki i szyny zbiorcze, a zwłaszcza na odsłonięte części metalowe.
W miejscach o dużych różnicach temperatur i wysokiej wilgotności, takich jak plaże i obszary górskie, a także w klimacie, w którym para wodna ma tendencję do parowania i skraplania się wiosną i jesienią, może łatwo dojść do kondensacji wewnątrz urządzenia, co prowadzi do wewnętrznej wilgoci i powoduje usterki, takie jak zwarcia i wyładowania łukowe.
Długotrwałe gromadzenie się mgły solnej i pary wodnej w skrzynkach rozdzielczych, terminalach lub falownikach może spowodować korozję wewnętrznej struktury urządzenia i jego uszkodzenie.
3. zapobieganie uszkodzeniom spowodowanym przez mgłę solną i wysoką wilgotność
W większości przypadków nie ma możliwości wyboru środowiska, w którym ma być zainstalowana instalacja, często jest to dane w projekcie. Aby ograniczyć wpływ mgły solnej i wysokiej wilgotności na systemy PV, musimy projektować systemy PV z myślą o bardziej proaktywnej ochronie oraz bardziej proaktywnej obsłudze i konserwacji.
Po pierwsze, sprzęt wymaga wyższego poziomu ochrony i wysokiej ochrony przed korozją.
W przypadku modułów PV, zastosowania w środowiskach o wysokiej wilgotności i mgle solnej muszą być testowane pod kątem odporności na mgłę solną i wyższego poziomu odporności na PID.
Norma IEC 61701 jest specjalnie zaprojektowana do testowania modułów w mgle solnej i jest podzielona na sześć klas, z których najbardziej rygorystyczna jest dla morskich aplikacji PV.
Moduły PV mogą być testowane pod kątem odporności na PID w wyższych temperaturach, przy wyższej wilgotności, w dłuższych okresach czasu i przy silniejszym pokryciu powierzchni. W obszarach o wysokiej wilgotności i zastosowaniach wodnych stosuje się zazwyczaj moduły z podwójną szybą, które uważane są za bardziej odporne na PID.
Złącza MC4 i puszki przyłączeniowe modułów PV wymagają również specjalnych testów na odporność na wodę i korozję.
W przypadku falowników i skrzynek rozdzielczych zainstalowanych w miejscach o dużej mgle solnej lub wysokiej wilgotności zaleca się stosowanie falowników o stopniu ochrony IP65 lub wyższym oraz odpowiednich certyfikatów wydajności, aby skutecznie zapobiegać przedostawaniu się wilgoci z zewnątrz do urządzenia. Jednocześnie skrzynki rozdzielcze muszą być ocynkowane i pomalowane, aby zapobiec korozji i muszą być w 100% szczelne. Płytki drukowane (PCD) i elementy elektroniczne przetwornicy muszą być pokryte folią, klejem lub farbą ochronną, aby chronić je przed wilgocią, mgłą solną i pleśnią.
W przypadku kabli, metalowych uchwytów, szyn zbiorczych itp. w systemach PV należy stosować produkty i konstrukcje montażowe zabezpieczone przed korozją. Metalowe części kabli AC/DC/PE nie powinny być wystawione na działanie powietrza, a zaciski muszą być ekranowane i montowane tak, aby uniknąć kontaktu z powierzchniami metalowymi. Kable fotowoltaiczne najlepiej umieszczać w rurach PCV lub zakopywać pod ziemią w celu ochrony przed ścieraniem i korozją w mgle solnej.
W przypadku metalowych wsporników, metalowych rzędów uziemienia itp. w procesie montażu i budowy wymagane jest zastosowanie farby antykorozyjnej i ocynkowanej obróbki ochronnej.
Po drugie, należy zapewnić większą ochronę O&M podczas eksploatacji elektrowni PV.
W przypadku modułów PV, woda, popiół i mgła solna na powierzchni mogą powodować korozję szklanej folii antyrefleksyjnej i mogą zmniejszyć opór izolacji powierzchni szklanej, więc powierzchnia szklana powinna być utrzymywana w stanie możliwie suchym, aby wyeliminować gromadzenie się wody. Najlepszym sposobem na wyeliminowanie gromadzenia się wody jest zastosowanie produktu o nazwie "automatyczny deslimer odwadniający", który wykorzystuje ten sam materiał co rama aluminiowa i wykonuje anodowanie powierzchni, aby skutecznie zapobiegać gromadzeniu się wody i popiołu na powierzchni modułu.
W przypadku systemów fotowoltaicznych wymagana jest regularna kontrola i konserwacja w trakcie eksploatacji, aby zapobiec korozji, na wlocie i wylocie zlewu lub skrzynki kratowej należy zastosować szlam ogniotrwały, aby poprawić ochronę i zapobiec przedostawaniu się pary wodnej, w szczególności aby zapobiec korozji metali obcych w dwóch następujących przypadkach.
Moduły fotowoltaiczne - do montażu stosowane są metalowe zaciski, a do ramy modułu sztucznie dodawane są metalowe akcesoria, takie jak stal nierdzewna, aluminium i stopy cynku i żelaza, co może powodować możliwość wystąpienia korozji heterometalicznej, o ile są one wykonane z innego materiału niż rama aluminiowa.
Systemy fotowoltaiczne - Należy zachować szczególną ostrożność przy stosowaniu śrub aluminiowych lub cynkowych do łączenia paneli ze stali nierdzewnej, aby zapobiec korozji galwanicznej spowodowanej kontaktem różnych metali. Można dodać plastikowe podkładki, aby odizolować oba metale i zapobiec korozji kontaktowej.
4. uwagi końcowe
Słona mgła i środowisko o wysokiej wilgotności mogą powodować korozję modułów PV, elektroniki mocy i systemów równoważenia, poważnie wpływając na bezpieczeństwo, niezawodność i długoterminową eksploatację projektu. Projekty PV powinny zwracać szczególną uwagę na dobór sprzętu, budowę, eksploatację i konserwację, aby poprawić stabilność operacyjną wytwarzania energii z PV i zmniejszyć liczbę błędów w systemie.