Introdução
O impulso global em direção às energias renováveis impulsionou uma rápida expansão de instalações fotovoltaicas (PV) em ambientes costeiros e offshore. A capacidade fotovoltaica flutuante em todo o mundo atingiu aproximadamente 5,9 GW até o final de 2023 e está projetada para exceder 10 GW até 2030. A energia fotovoltaica offshore oferece vantagens distintas em relação aos sistemas-terrestres, incluindo evitar restrições-de uso do solo e maiores rendimentos de energia devido ao efeito de resfriamento da água nos painéis. No entanto, a água do mar introduz um conjunto de mecanismos de degradação que ameaçam fundamentalmente a durabilidade e o desempenho dos módulos solares de formas que as instalações terrestres raramente encontram.
Mecanismos de degradação-induzida pela água do mar
Corrosão de vidro e perdas ópticas
O vidro frontal de um módulo fotovoltaico é a primeira barreira exposta à água do mar. Estudos experimentais mostraram que após 98 dias de imersão em água do mar simulada, a transmitância do vidro fotovoltaico diminui de 91,46% para 70,35%-uma perda de mais de 21 pontos percentuais. Essa dramática degradação óptica é impulsionada por um processo de deposição sequencial: camadas de sal-de magnésio se formam primeiro e aceleram a corrosão local da superfície do vidro, seguidas por camadas de sal-de cálcio que, juntamente com a dissolução contínua do vidro, exacerbam ainda mais as perdas ópticas e reduzem a saída do módulo.
Corrosão Eletroquímica de Componentes Metálicos
A água do mar é rica em espécies iônicas-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-cuja adsorção ou penetração no módulo inicia processos de corrosão eletroquímica. Eletrodos metálicos, especialmente prata (Ag) e cobre (Cu), são altamente suscetíveis a mudanças de potencial e difusão de íons, os quais comprometem a estabilidade-de longo prazo. Nas regiões costeiras, o principal modo de falha é a corrosão eletroquímica e galvânica que ocorre nos contatos metálicos e nas soldas, pois a infiltração de umidade no painel acelera a oxidação dos contatos metálicos e a degradação dos materiais encapsulantes.
Uma manifestação particularmente visível deste processo é a formação de linhas escuras ou marcas de água nas superfícies dos módulos. A umidade-com sal fornece um ambiente eletrolítico para reações eletroquímicas na pasta de prata usada na metalização de células solares, levando à formação de óxido de prata que aparece como linhas pretas visíveis, degradando a aparência e o desempenho elétrico do módulo.
Vulnerabilidade de encapsulante e caixa de junção
A longa exposição à umidade do sal leva à corrosão de peças importantes do módulo, como molduras, caixas de junção e superfícies de vidro, o que leva a uma diminuição no desempenho e à redução da vida útil do módulo. Se uma caixa de distribuição, terminal ou inversor for infiltrado por névoa salina ou vapor, ele eventualmente enferrujará devido aos depósitos. Portanto, as caixas de junção para aplicações marítimas devem ter vedação IP68 para serem à prova de sal e umidade.
Taxas de degradação acelerada
Observações de campo de módulos bifaciais sob condições costeiras relatam taxas anuais efetivas de degradação entre aproximadamente 0,36% e 0,75% ao ano para módulos bem-encapsulados. No entanto, a acumulação de sal em módulos fotovoltaicos offshore acelera a taxa de degradação em 0,05% a 0,13% adicionais, reduzindo potencialmente a vida útil do módulo em 3 a 5 anos. Em casos extremos com encapsulamento mal projetado, a degradação-induzida pelo potencial-traseiro causou perdas de energia-localizadas superiores a 30%.
Padrões de testes da indústria
O principal padrão internacional que rege a resistência à corrosão por névoa salina é o IEC 61701, que descreve sequências de testes para determinar a resistência de módulos fotovoltaicos à corrosão por névoa salina contendo compostos de cloreto, como NaCl e MgCl₂. O nível de teste mais severo-Nível 6 envolve oito ciclos de teste durante 56 dias. Cada ciclo de 7 dias consiste em quatro estágios de névoa salina com duração de duas horas a 35 graus com 93% de umidade, seguido de armazenamento a 40 graus com umidade controlada. Este protocolo rigoroso avalia a degradação da saída de energia, a continuidade do aterramento, a corrente de fuga úmida, a resistência de isolamento e a aparência.
A terceira edição da IEC 61701, emitida em 2020, introduziu atualizações importantes: os métodos de ensaio foram condensados e alinhados com as novas edições da IEC 61215 e IEC 61730, e um anexo normativo foi adicionado para orientar quais métodos de ensaio se aplicam a diferentes aplicações. Alguns fabricantes excederam voluntariamente os requisitos do padrão, realizando testes de ciclos de névoa salina por até 168 dias-três vezes a duração do nível padrão mais alto-e obtendo perda de energia de apenas 1%.
Estratégias de Mitigação e Proteção
Revestimentos de vidro avançados
Os principais fabricantes de energia fotovoltaica desenvolveram revestimentos de vidro especializados para ambientes marinhos. Uma abordagem notável emprega uma camada base densa de SiO₂ combinada com uma camada superficial anti-reflexiva de alta-transmitância; a camada base bloqueia efetivamente a penetração de vapor de água e íons cloreto, enquanto a camada superficial fornece capacidade de auto{3}limpeza e mantém a transmitância acima de 94%. Esses módulos passaram nos testes de névoa salina IEC 61701 Nível 8, excedendo em muito os requisitos convencionais. Foi demonstrado que um processo de proteção integrado que combina substrato temperado, nanorrevestimento de-camada dupla, deposição de camada atômica, autolimpeza-superhidrofóbica e vedação de borda estende a vida útil do módulo para mais de 25 anos, com vidro revestido de-camada dupla demonstrando tolerância à névoa salina superior a 1.100 horas.
Quadro e Proteção Estrutural
As estruturas de alumínio dos módulos fotovoltaicos terrestres padrão são normalmente anodizadas de acordo com a especificação AA10. Para ambientes marinhos, isso deve ser atualizado para AA20 (20–25 μm de espessura), que é considerado o padrão de grau marítimo-obrigatório para projetos solares costeiros. A atualização da camada anodizada da estrutura de AA10 para AA20 melhora drasticamente a resistência à corrosão e aumenta a confiabilidade estrutural sob exposição prolongada. Os revestimentos de aço zinco{10}}magnésio-alumínio também foram certificados para uso em ambientes marítimos C5-M, com o teor de 3% de magnésio proporcionando uma defesa muito mais eficaz contra a corrosão do que os revestimentos com menor teor de magnésio.
Revestimentos compostos auto{0}}reparadores e anti{1}}UV
Avanços recentes na tecnologia de revestimento introduziram recursos de auto{0}recuperação para equipamentos fotovoltaicos marítimos. Um revestimento compósito fabricado por meio de eletrofiação e eletropulverização sinérgica demonstrou que, durante testes de névoa salina, a área corroída era substancialmente menor do que em revestimentos epóxi brutos, com impedância eletroquímica excedendo a do epóxi bruto em duas ordens de magnitude. A auto-cura das regiões danificadas foi realizada em um curto período e, após um teste de envelhecimento acelerado de 300 horas, o revestimento preservou suas propriedades físico-químicas e desempenho protetor.
Corrosão Estrutural e Impacto Mecânico
Além do próprio módulo fotovoltaico, os componentes estruturais dos sistemas fotovoltaicos flutuantes offshore enfrentam graves desafios de corrosão. A corrosão marítima reduz a capacidade-de carga de juntas T-críticas em aproximadamente 33% a 45%. A degradação da rigidez chega a 59,76%, enquanto a capacidade de dissipação de energia diminui de 54,6% a 62,5%. No entanto, os revestimentos de flocos de epóxi-de vidro-modificados e os revestimentos de grafeno-zinco protegem efetivamente as juntas em T-, mantendo a capacidade de carga-quase inalterada sem falhas no revestimento.
Implicações Econômicas
O custo da corrosão em instalações fotovoltaicas marítimas é substancial. Um parque solar de 5 MW localizado a 200 metros da costa atlântica da Florida sofreu uma queda de eficiência de 5% no seu primeiro ano, com custos de manutenção a atingirem 15.000 dólares por MW anualmente. A especificação adequada de resistência-à corrosão acrescenta de 5 a 10% aos custos iniciais de-de-materiais-aproximadamente US$ 2 a 4 por módulo-, mas esse prêmio se paga ao evitar a corrosão da estrutura que, de outra forma, exigiria a substituição completa do módulo. Na China, os custos{17}}de corrosão em toda a indústria foram estimados em 4 trilhões de yuans, representando 3,34% do PIB, enquanto a proteção eficaz contra corrosão pode recuperar de 25% a 40% dessas perdas.
Conclusão
A corrosão devido à água do mar é uma das dificuldades significativas enfrentadas pelo mercado fotovoltaico offshore e costeiro em rápida evolução. Há mais de uma maneira de explicar a natureza do problema. Diferentes tipos de degradação são vistos aqui - corrosão do vidro, processos eletroquímicos que atuam nas partes metálicas do dispositivo, o enfraquecimento do material encapsulante, bem como o enfraquecimento da estrutura do próprio dispositivo. A indústria enfrenta o desafio desenvolvendo novas tecnologias de proteção usando revestimentos de vidro multi-camadas e anodização avançada para invólucros de metal. A indústria é apoiada por padrões internacionais em testes de corrosão, como o IEC 61701. À medida que o volume de projetos offshore aumenta, o fornecimento de proteção contra corrosão confiável e barata torna-se crucial para a eficácia das usinas de energia solar.
