Introduction
La poussée mondiale vers les énergies renouvelables a entraîné une expansion rapide des installations photovoltaïques (PV) dans les environnements côtiers et offshore. La capacité photovoltaïque flottante dans le monde a atteint environ 5,9 GW à la fin de 2023 et devrait dépasser 10 GW d'ici 2030. Le photovoltaïque offshore offre des avantages distincts par rapport aux systèmes terrestres, notamment l'évitement des contraintes d'utilisation des terres et des rendements énergétiques plus élevés grâce à l'effet de refroidissement de l'eau sur les panneaux. Cependant, l’eau de mer introduit un ensemble de mécanismes de dégradation qui menacent fondamentalement la durabilité et les performances des modules solaires, d’une manière rarement rencontrée par les installations terrestres.
Mécanismes de dégradation induite par l'eau de mer-
Corrosion du verre et pertes optiques
Le verre de protection avant d'un module photovoltaïque est la première barrière exposée à l'eau de mer. Des études expérimentales ont montré qu'après 98 jours d'immersion dans de l'eau de mer simulée, la transmission du verre PV diminue de 91,46 % à 70,35 %-, soit une perte de plus de 21 points de pourcentage. Cette dégradation optique spectaculaire est provoquée par un processus de dépôt séquentiel : des couches de sel de magnésium - se forment en premier et accélèrent la corrosion locale de la surface du verre, suivies par des couches de sel de calcium - qui, associées à la dissolution continue du verre, exacerbent encore les pertes optiques et réduisent le rendement du module.
Corrosion électrochimique des composants métalliques
L'eau de mer est riche en espèces ioniques-Na⁺, Cl⁻, Mg²⁺, SO₄²⁻-dont l'adsorption ou la pénétration dans le module initie des processus de corrosion électrochimique. Les électrodes métalliques, en particulier l'argent (Ag) et le cuivre (Cu), sont très sensibles aux déplacements de potentiel et à la diffusion ionique, qui compromettent tous deux la stabilité à long terme. Dans les régions côtières, le principal mode de défaillance est la corrosion électrochimique et galvanique qui se produit au niveau des contacts métalliques et des soudures, car l'infiltration d'humidité dans le panneau accélère l'oxydation des contacts métalliques et la dégradation des matériaux d'encapsulation.
Une manifestation particulièrement visible de ce processus est la formation de lignes sombres ou de traces d’eau sur la surface des modules. L'humidité chargée de sel- fournit un environnement électrolytique pour les réactions électrochimiques sur la pâte d'argent utilisée dans la métallisation des cellules solaires, conduisant à la formation d'oxyde d'argent qui apparaît sous forme de lignes noires visibles, dégradant à la fois l'apparence et les performances électriques du module.
Vulnérabilité de l'encapsulant et de la boîte de jonction
Une longue exposition à l'humidité due au sel entraîne la corrosion de pièces importantes du module telles que les cadres, les boîtes de jonction et les surfaces vitrées, ce qui entraîne une diminution des performances et un raccourcissement de la durée de vie du module. Si un boîtier de distribution, un terminal ou un onduleur est infiltré par du brouillard ou de la vapeur saline, il finit par rouiller à cause des dépôts. Par conséquent, les boîtes de jonction pour applications marines doivent être étanches IP68 pour être étanches au sel et à l'humidité.
Taux de dégradation accélérée
Les observations sur le terrain de modules bifaciaux dans des conditions côtières rapportent des taux de dégradation annuels effectifs compris entre environ 0,36 % et 0,75 % par an pour les modules bien-encapsulés. Cependant, l'accumulation de sel sur les modules photovoltaïques offshore accélère le taux de dégradation de 0,05 % à 0,13 % supplémentaires, réduisant potentiellement la durée de vie des modules de 3 à 5 ans. Dans les cas extrêmes, avec une encapsulation mal conçue, la dégradation potentielle induite par le côté arrière - - a provoqué des pertes de puissance arrière localisées - dépassant 30 %.
Normes de test de l'industrie
La principale norme internationale régissant la résistance à la corrosion par brouillard salin est la CEI 61701, qui décrit des séquences de tests pour déterminer la résistance des modules photovoltaïques à la corrosion par brouillard salin contenant des composés chlorure tels que NaCl et MgCl₂. Le niveau de test le plus sévère -Niveau 6 : implique huit cycles de test sur 56 jours. Chaque cycle de 7 jours comprend quatre étapes de brouillard salin d'une durée de deux heures à 35 degrés avec 93 % d'humidité, suivies d'un stockage à 40 degrés avec une humidité contrôlée. Ce protocole rigoureux évalue la dégradation de la puissance de sortie, la continuité de la terre, le courant de fuite humide, la résistance d'isolation et l'apparence.
La troisième édition de la CEI 61701, publiée en 2020, a introduit des mises à jour importantes : les méthodes de test ont été condensées et alignées sur les nouvelles éditions de la CEI 61215 et de la CEI 61730, et une annexe normative a été ajoutée pour indiquer quelles méthodes de test s'appliquent aux différentes applications. Certains fabricants ont volontairement dépassé les exigences de la norme, en effectuant des tests de cyclage au brouillard salin pendant jusqu'à 168 jours-trois fois la durée du niveau standard le plus élevé-et en obtenant une perte de puissance de seulement 1 %.
Stratégies d'atténuation et de protection
Revêtements de verre avancés
Les principaux fabricants photovoltaïques ont développé des revêtements de verre spécialisés pour les environnements marins. Une approche notable utilise une couche de base dense en SiO₂ combinée à une couche de surface antireflet à haute -transmittance ; la couche de base bloque efficacement la pénétration de la vapeur d'eau et des ions chlorure, tandis que la couche de surface offre une capacité autonettoyante - et maintient une transmission supérieure à 94 %. Ces modules ont passé avec succès les tests de brouillard salin de niveau 8 selon la norme CEI 61701, dépassant largement les exigences conventionnelles. Il a été démontré qu'un processus de protection intégré combinant un substrat trempé, un revêtement nano-double-couche, un dépôt de couche atomique, un autonettoyage superhydrophobe-et un scellement des bords prolonge la durée de vie du module au-delà de 25 ans, avec un verre à revêtement double-qui démontre une tolérance au brouillard salin supérieure à 1 100 heures.
Protection du cadre et de la structure
Les cadres en aluminium des modules photovoltaïques terrestres standard sont généralement anodisés selon la spécification AA10. Pour les environnements marins, celui-ci doit être mis à niveau vers AA20 (épaisseur de 20 à 25 μm), qui est considérée comme la norme de qualité marine obligatoire-pour les projets solaires côtiers. La mise à niveau de la couche anodisée du cadre de AA10 à AA20 améliore considérablement la résistance à la corrosion et améliore la fiabilité structurelle en cas d'exposition prolongée. Les revêtements en acier zinc-magnésium-aluminium ont également été certifiés pour une utilisation dans les environnements marins C5-M, la teneur en magnésium de 3 % offrant une défense beaucoup plus efficace contre la corrosion que les revêtements à faible teneur en magnésium.
Revêtements composites auto-auto-cicatrisants et anti-UV
Les progrès récents en matière de technologie de revêtement ont introduit des capacités d'auto-réparation-pour les équipements photovoltaïques marins. Un revêtement composite fabriqué par électrofilage et électropulvérisation synergiques a démontré que, lors des tests au brouillard salin-, la zone corrodée était nettement plus petite que sur les revêtements époxy vierges, avec une impédance électrochimique dépassant celle de l'époxy vierge de deux ordres de grandeur. L'auto-cicatrisation des régions endommagées a été réalisée en peu de temps et après un test de vieillissement accéléré de 300 heures, le revêtement a conservé ses propriétés physico-chimiques et ses performances protectrices.
Corrosion structurelle et impact mécanique
Au-delà du module photovoltaïque lui-même, les composants structurels des systèmes photovoltaïques flottants offshore sont confrontés à de graves problèmes de corrosion. La corrosion marine réduit la -capacité portante des joints en T critiques-d'environ 33 % à 45 %. La dégradation de la rigidité atteint jusqu'à 59,76 %, tandis que la capacité de dissipation d'énergie diminue de 54,6 % à 62,5 %. Cependant, les revêtements en flocons d'époxy-verre-modifiés et les revêtements de zinc graphène protègent efficacement les joints en T-, maintenant une capacité portante presque inchangée-sans défaillance du revêtement.
Implications économiques
Le coût de la corrosion dans les installations photovoltaïques marines est important. Un parc solaire de 5 MW situé à 200 mètres de la côte atlantique de la Floride a subi une baisse d'efficacité de 5 % au cours de sa première année, avec des coûts de maintenance atteignant 15 000 $ par MW par an. Une spécification appropriée de résistance à la corrosion-ajoute 5 à 10 % à la facture initiale-des-coûts des matériaux-environ 2 à 4 $ par module-mais cette prime s'amortit en empêchant la corrosion du cadre qui nécessiterait autrement le remplacement complet du module. En Chine, les coûts de corrosion à l'échelle de l'industrie ont été estimés à 4 000 milliards de yuans, ce qui représente 3,34 % du PIB, tandis qu'une protection efficace contre la corrosion peut récupérer 25 à 40 % de ces pertes.
Conclusion
La corrosion due à l’eau de mer est l’une des difficultés majeures auxquelles est confronté le marché photovoltaïque offshore et côtier, en évolution rapide. Il existe plusieurs façons d’expliquer la nature du problème. Différents types de dégradation sont observés ici : - corrosion du verre, processus électrochimiques agissant sur les parties métalliques du dispositif, affaiblissement du matériau d'encapsulation ainsi qu'affaiblissement de la structure du dispositif lui-même. L'industrie relève le défi en développant de nouvelles technologies de protection utilisant des revêtements de verre multicouches et une anodisation avancée pour les boîtiers métalliques. L'industrie est assistée par des normes internationales en matière d'essais de corrosion telles que la norme CEI 61701. À mesure que le volume des projets offshore augmente, la fourniture d'une protection contre la corrosion fiable et bon marché devient cruciale pour l'efficacité des centrales solaires.
