PID en Módulos Fotovoltaicos Offshore: Protecciones IEC 61643-11 y Termografía Cuantitativa

Introducción y Dinámica de la Degradación Inducida por Potencial (PID) en Ambientes Marinos

La Degradación Inducida por Potencial (PID) es un fenómeno de degradación electroquímica que afecta severamente el rendimiento y la vida útil de los módulos fotovoltaicos (PV) de silicio cristalino. En plantas fotovoltaicas flotantes y offshore, este mecanismo se acelera exponencialmente debido a las condiciones ambientales extremas de alta salinidad, humedad relativa persistente y fluctuaciones térmicas cíclicas. El PID se manifiesta principalmente en dos variantes: PID de derivación (PID-s, shunting), que degrada el factor de forma (FF) y la tensión de circuito abierto ($Voc$) mediante la creación de caminos de conducción parásitos a través de la unión p-n; y el PID de polarización (PID-p), que afecta a la corriente de cortocircuito ($Isc$) debido a la acumulación de cargas superficiales que alteran la velocidad de recombinación. El mecanismo físico-químico del PID-s se inicia por la diferencia de potencial eléctrico existente entre las celdas de silicio y la estructura de soporte de los módulos, la cual típicamente se encuentra conectada a tierra por razones de seguridad. En sistemas modernos con tensiones de cadena de hasta $1500 V _{CC}$, los módulos situados en los extremos de polaridad negativa experimentan un campo eléctrico interno sumamente intenso. Este potencial negativo atrae cationes de sodio ($Na ^+$) presentes en el vidrio protector frontal (vidrio de silicato de sodio y cal). Bajo la influencia de este campo eléctrico, los iones $Na ^+$ migran a través del encapsulante de etileno-vinil-acetato (EVA) hacia la superficie de la celda de silicio. Los iones de sodio acumulados penetran en los defectos cristalinos del silicio, específicamente en las dislocaciones de apilamiento, difundiéndose profundamente hasta alcanzar la unión p-n. Esto crea micro-derivaciones (shunts) metálicas que cortocircuitan localmente la celda, reduciendo drásticamente la resistencia en paralelo ($Rsh$) del dispositivo. En el entorno offshore, este proceso se ve catalizado por la deposición continua de aerosol marino. La niebla salina deposita una película acuosa altamente conductora sobre la superficie exterior del vidrio del módulo. Esta capa salina actúa como un electrodo continuo perfectamente distribuido, reduciendo la resistencia de aislamiento superficial prácticamente a cero. Como consecuencia, toda la caída de potencial del sistema se concentra perpendicularmente a través del espesor del vidrio y el encapsulante, maximizando la intensidad del campo eléctrico local $E$. La cinética de la degradación por PID en ambientes marinos puede modelarse mediante una ecuación de tipo Arrhenius modificada, la cual incorpora la dependencia no lineal de la tensión del sistema y la humedad relativa: Donde:

• $KPID$ es la tasa de degradación del módulo (pérdida de potencia por unidad de tiempo).
• $A$ es un factor preexponencial característico del diseño del módulo y la composición química de sus materiales.
• $VDC$ es la tensión continua de la cadena respecto a tierra ($V$).
• $\gamma$ es el exponente de tensión, típicamente situado en el rango de $1.5$ a $2.0$.
• $RH$ es la humedad relativa local (expresada en fracción decimal o porcentaje).
• $\beta$ es el factor de sensibilidad a la humedad, usualmente comprendido entre $2.0$ y $4.0$ debido al incremento de la conductividad del encapsulante por absorción de agua.
• $E_a$ es la energía de activación del proceso de difusión del ion $Na ^+$, típicamente evaluada entre $0.7 eV$ y $0.95 eV$.
• $k_B$ es la constante de Boltzmann ($8.617 \times 10^{-5} eV/K$).
• $T$ es la temperatura absoluta de la celda ($K$).

En plataformas flotantes, la humedad relativa ($RH$) se mantiene de forma casi continua por encima del $85\%$, y la salinidad superficial incrementa la higroscopicidad del vidrio, facilitando la condensación incluso a temperaturas superiores al punto de rocío estándar. Esto reduce drásticamente la resistencia eléctrica del encapsulante ($REVA$), la cual varía exponencialmente con la temperatura y la absorción de humedad, permitiendo que la corriente de fuga de iones $Na ^+$ aumente en varios órdenes de magnitud en comparación con instalaciones terrestres desérticas o templadas.

Interacción Electromagnética y de Puesta a Tierra: El Rol de la Norma IEC 61643-11

La puesta a tierra en plantas fotovoltaicas offshore presenta desafíos singulares debido a la ausencia de una masa terrestre de referencia directa y a la naturaleza altamente conductora del agua de mar. Las estructuras metálicas de soporte de los módulos (ya sean flotadores de polietileno de alta densidad con subestructuras de aluminio o plataformas de acero fijadas al lecho marino) deben interconectarse para garantizar la equipotencialidad. Sin embargo, la impedancia de puesta a tierra del sistema se ve afectada por la salinidad, la temperatura del agua y la corrosión galvánica de los electrodos de sacrificio. Los Dispositivos de Protección contra Sobretensiones (SPD) regulados por la norma IEC 61643-11 (protectores contra sobretensiones transitorias para baja tensión) desempeñan un papel crítico y dual en la dinámica del PID. Estos dispositivos, diseñados para limitar sobretensiones transitorias causadas por descargas atmosféricas o maniobras de conmutación, se conectan entre los polos activos del circuito de corriente continua ($L+$, $L-$) y la barra de puesta a tierra ($PE$).

Corrientes de Fuga y Tensión de Desplazamiento

Los SPDs basados en Varistores de Óxido Metálico (MOV) presentan una corriente de fuga interna ($Ipe$) de carácter continuo que fluye hacia el sistema de puesta a tierra. Bajo condiciones de operación nominal, esta corriente es extremadamente baja (menor a $1 mA$). Sin embargo, en un entorno marino, la degradación térmica y química de los MOVs acelerada por la humedad y las micro-sobretensiones repetitivas incrementa esta corriente de fuga de manera no lineal. Cuando se produce un desequilibrio en las corrientes de fuga de los SPDs del polo positivo y negativo, el potencial del punto neutro virtual del arreglo fotovoltaico se desplaza. En sistemas con configuración flotante (sistema IT), este desplazamiento de tensión altera la distribución de potencial de la cadena respecto a tierra. Si el SPD del polo positivo presenta una degradación que incrementa su conductividad, el polo positivo se aproximará al potencial de tierra, forzando al polo negativo a desplazarse hacia un potencial de $-1500 V$ con respecto a tierra. Este desplazamiento incrementa drásticamente el estrés por tensión en el extremo negativo de la cadena, acelerando de forma catastrófica el PID-s. La interacción de la capacitancia parásita del módulo ($Cpara$) con la impedancia del SPD y el sistema de puesta a tierra se modela dinámicamente mediante el siguiente circuito equivalente: Donde $R_{SPD+}$ y $R_{SPD-}$ representan las resistencias de aislamiento dinámicas de los SPDs de cada polo, y $R_{isol+}$ y $R_{isol-}$ son las resistencias de aislamiento de la propia planta fotovoltaica. En condiciones de alta humedad marina, si $R_{SPD-}$ disminuye debido a la degradación bajo la norma IEC 61643-11, el potencial de offset ($Voffset$) se vuelve fuertemente positivo, lo que desplaza el potencial de las celdas del extremo opuesto hacia valores altamente negativos, disparando la migración iónica.

Transitorios de Conmutación e Impacto de Alta Frecuencia

Los transitorios de alta frecuencia derivados de descargas atmosféricas inducen corrientes que fluyen a través de las capacidades parásitas de los módulos hacia la estructura metálica y el agua. La norma IEC 61643-11 define los métodos de ensayo para verificar la capacidad de los SPDs para soportar corrientes de impulso ($Iimp$) de forma de onda $10/350 \ \mu s$ (Clase I) y corrientes nominales de descarga ($I_n$) de $8/20 \ \mu s$ (Clase II). Si la tensión de protección del SPD ($U_p$) es demasiado elevada o si el dispositivo presenta una inductancia de conexión excesiva, las sobretensiones transitorias no se limitarán eficazmente. La presencia de frentes de onda rápidos ($dv/dt$ elevados) induce tensiones transitorias severas a través de las capas delgadas de óxido de silicio ($SiO _2$) y alúmina ($Al _2 O _3$) utilizadas para la pasivación de las celdas fotovoltaicas de alta eficiencia (como PERC o TOPCon). Estas sobretensiones transitorias pueden perforar dieléctricamente estas capas nanométricas, creando puntos de nucleación permanentes que reducen la resistencia de aislamiento local y actúan como canales preferenciales para la subsiguiente degradación por PID bajo tensiones de operación estáticas.

Termografía Infrarroja Cuantitativa (QIRT) para Diagnóstico de PID Offshore

La detección y cuantificación del PID en plantas fotovoltaicas offshore mediante Termografía Infrarroja Cuantitativa (QIRT) requiere un análisis riguroso de la transferencia de calor por radiación y de las interferencias ópticas impuestas por la atmósfera marina. A diferencia de las instalaciones terrestres, las plataformas flotantes están sujetas a un movimiento constante provocado por el oleaje, lo que exige el uso de sistemas de estabilización activa y cámaras termográficas de alta resolución con tasas de refresco elevadas.

Física de la Radiación Infrarroja en Entornos Marinos

Para obtener la temperatura real de un módulo fotovoltaico ($Tobj$) a partir de la radiación total medida por el sensor microbolométrico de la cámara ($Wtot$), se debe resolver la ecuación de transferencia radiativa, la cual considera la emisividad del objeto ($\epsilon$), la transmitancia de la atmósfera ($\tau$) y la radiación reflejada del entorno ($Trefl$): Despejando la temperatura real del objeto: Donde:

• $\sigma$ es la constante de Stefan-Boltzmann ($5.670374 \times 10^{-8} W/m ^2 K ^4$).
• $\epsilon$ es la emisividad del vidrio frontal del módulo. El vidrio de silicato estándar tiene una emisividad de $\approx 0.85 - 0.90$ en la banda espectral de $8 \ \mu m$ a $14 \ \mu m$. Sin embargo, la acumulación de costras de sal cristalizada altera drásticamente este valor, reduciendo la emisividad efectiva y aumentando la reflectividad especular, lo que introduce errores de medición de hasta $\pm 5 °C$ si no se corrige dinámicamente.
• $\tau$ es la transmitancia atmosférica. En entornos marinos, la elevada concentración de vapor de agua y aerosoles de salmuera provoca una absorción y dispersión significativa de la radiación infrarroja de onda larga (LWIR). La transmitancia debe calcularse en función de la distancia de medición $d$ y la humedad absoluta del aire.
• $Trefl$ es la temperatura aparente reflejada. En sistemas offshore, el agua de mar y el cielo despejado actúan como fuentes térmicas reflejadas de gran intensidad. La superficie del agua de mar tiene una emisividad elevada, pero su alta reflectividad en ángulos rasos puede proyectar una firma fría del cielo sobre el módulo, enmascarando puntos calientes reales.

Signaturas Térmicas del PID

El PID de derivación (PID-s) presenta una firma térmica característica e inequívoca. Debido a que las micro-derivaciones reducen localmente la resistencia en paralelo, las celdas afectadas operan en un punto de polarización donde disipan energía en lugar de generarla. La corriente generada por las celdas sanas de la misma cadena fluye a través de las celdas degradadas por PID, las cuales actúan como cargas resistivas. La signatura térmica típica revela un gradiente de temperatura que se incrementa progresivamente a lo largo de la cadena fotovoltaica, localizándose los módulos más calientes en el extremo más cercano al polo negativo (en sistemas con puesta a tierra flotante o positiva). Dentro de un módulo individual, el PID-s se manifiesta inicialmente como un patrón térmico en "tablero de ajedrez", donde celdas individuales o grupos de celdas adyacentes al marco metálico del módulo presentan temperaturas sustancialmente superiores ($\Delta T$ de $5 °C$ a más de $25 °C$ con respecto a las celdas sanas). Esto se debe a que el camino de menor resistencia para la corriente de fuga iónica es la distancia más corta hacia el marco de aluminio conectado a tierra. La pérdida de potencia de una celda degradada puede estimarse cuantitativamente a partir de su firma térmica mediante balances de energía locales: Donde:

• $Ueff$ es el coeficiente de transferencia de calor efectivo (convectivo y radiativo) en condiciones offshore, fuertemente influenciado por la velocidad del viento marino ($v_w$): $Ueff = a + b \cdot v_w^c$.
• $Acell$ es el área de la celda fotovoltaica ($m ^2$).
• $G$ es la irradiancia solar global incidente ($W/m ^2$).
• $\eta_{ref}$ es la eficiencia nominal de la celda a la temperatura de referencia $Tref$ ($25 °C$).
• $\alpha_T$ es el coeficiente de temperatura de la potencia del módulo ($\%/ °C$).

Tecnología de Celda	Mecanismo Dominante de PID	Parámetros Eléctricos Críticos	Límites según IEC 61215 / IEC 62804 / IEC 61643-11	Efecto Dieléctrico y Operacional Offshore
p-PERC (Passivated Emitter and Rear Cell)	PID-s (Shunting por difusión de $Na ^+$ en dislocaciones de la unión p-n).	Reducción drástica de $Rsh$, caída de $Voc$ y factor de forma (FF).	Pérdida de potencia $< 5\%$ tras ensayo IEC 62804-1 ($85 °C /85\% RH$, $96 h$, $\pm 1000 / -1500 V$).	La presencia de película salina reduce la resistencia superficial, multiplicando la tasa de fallo dieléctrico por un factor de $5\times$.
n-TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact)	PID-p (Polarización superficial y daño en la capa ultra-delgada de $SiO _2$ de túnel).	Reducción de $Isc$ y degradación de la pasivación superficial.	Límites estrictos de corriente de fuga en SPDs (IEC 61643-11) para evitar desplazamientos de tensión transitorios.	La penetración de humedad en la capa de óxido de túnel de $1.5 nm$ induce corrientes de túnel parásitas y pérdida de pasivación.
HJT (Heterounión de Silicio)	PID-p reversible por acumulación de carga en la capa de TCO (Óxido Conductor Transparente).	Pérdida temporal de transmisión óptica y recombinación superficial.	Requiere coordinación de aislamiento estricta según IEC 62109-1 e IEC 61643-32.	La alta conductividad del TCO reduce el PID-s, pero la polarización electrostática se ve exacerbada por la carga salina acumulada.

Análisis Forense de Fallas en la Infraestructura Eléctrica Offshore

La degradación inducida por potencial y las severas condiciones marinas no limitan sus efectos destructivos a las celdas fotovoltaicas; la infraestructura eléctrica de potencia de la planta (transformadores de potencia, cables submarinos, celdas de media tensión y sistemas de protección) experimenta procesos de degradación sinérgicos que comprometen la seguridad y la continuidad operativa.

Transformadores de Elevación (Inversor a Media Tensión)

Los transformadores de acoplamiento de los inversores centralizados o de string sufren un estrés térmico y dieléctrico severo debido a las corrientes de modo común y a las componentes continuas de tensión inducidas por la asimetría del PID y las corrientes de fuga de los SPDs. Cuando múltiples cadenas fotovoltaicas se encuentran fuertemente degradadas por PID, la corriente de fuga total a tierra ($\sum Ileak$) retorna al inversor a través del conductor de protección ($PE$). Esta corriente continua fluye hacia el devanado de baja tensión del transformador si el inversor no dispone de aislamiento galvánico activo (topologías transformerless). La inyección de una componente de corriente continua en el devanado de baja tensión del transformador provoca la saturación asimétrica de su núcleo magnético. La saturación del núcleo se traduce en:

• Un incremento masivo de la corriente de magnetización, la cual adopta una forma de onda altamente distorsionada con picos de corriente severos.
• Pérdidas por histéresis y corrientes de Foucault localizadas en las chapas del núcleo y en las paredes del tanque del transformador, elevando la temperatura del aceite dieléctrico por encima de los límites de diseño (según IEC 60076-14).
• Generación de gases de falla (principalmente hidrógeno, $H _2$, y metano, $CH _4$) debido a la degradación térmica del papel aislante y del fluido dieléctrico, detectable mediante análisis de gases disueltos (DGA).

Cables de Corriente Continua e Interconectores

Los cables de distribución de CC de alta tensión (típicamente cables de cobre con aislamiento de XLPE retardante a la llama o compuestos libres de halógenos) y los conectores rápidos (tipo MC4 o MC4-Evo2) se encuentran expuestos a la penetración capilar de agua salada. Bajo la acción de un potencial de CC constante de hasta $1500 V$ respecto a tierra, se desencadena un proceso de electrólisis y corrosión electroquímica acelerada en los puntos de discontinuidad del aislamiento o en conectores mal crimpados. La combinación de humedad marina, iones cloruro ($Cl ^-$) y potencial eléctrico negativo induce el fenómeno conocido como "arborescencias de agua" (water treeing) en el aislamiento de XLPE. Estas micro-fisuras llenas de agua y sales conductivas crecen lentamente bajo el estrés eléctrico hasta convertirse en "arborescencias eléctricas" (electrical treeing), las cuales provocan la perforación dieléctrica completa del cable, generando fallas de arco eléctrico de CC de alta energía que son extremadamente difíciles de extinguir y representan un riesgo crítico de incendio en plataformas flotantes.

Celdas de Media Tensión y Dispositivos de Maniobra

Las celdas de distribución en media tensión (típicamente de $33 kV$ a $66 kV$), alojadas en subestaciones offshore, experimentan fallas de aislamiento debido a la deposición de sales conductoras en las boquillas pasatapas (bushings) y aisladores de soporte. La presencia de armónicos de alta frecuencia generados por los inversores, combinada con sobretensiones de maniobra no atenuadas adecuadamente por SPDs degradados según IEC 61643-11, provoca descargas parciales superficiales. Estas descargas erosionan el material polimérico o cerámico de los aisladores, creando caminos carbonizados permanentes (tracking) que conducen inevitablemente a un cortocircuito fase-fase o fase-tierra de gran poder destructivo.

Estrategias Avanzadas de Mitigación y Diseño de Ingeniería

La mitigación efectiva del PID y la protección de la infraestructura eléctrica en plantas fotovoltaicas offshore requiere un enfoque de diseño multidimensional que abarque la selección de materiales, la topología del sistema de puesta a tierra y la implementación de sistemas activos de compensación de potencial.

Sistemas Activos de Regeneración (Offset Boxes)

La solución activa más eficaz para revertir y prevenir el PID-s consiste en la instalación de generadores de desfase de potencial nocturno (Offset Boxes). Estos dispositivos monitorizan la tensión del sistema y, durante las horas de oscuridad (cuando los inversores están inactivos y la tensión de circuito abierto de las cadenas cae a cero), aplican un potencial positivo elevado (típicamente entre $+1000 V _{CC}$ y $+1500 V _{CC}$) entre los polos de CC y la puesta a tierra del sistema. Este campo eléctrico inverso invierte el gradiente de potencial electrostático, forzando a los cationes de sodio ($Na ^+$) que se habían difundido en la unión p-n a migrar en sentido contrario, retornando al encapsulante de EVA y al vidrio frontal. La tasa de recuperación iónica durante la noche puede modelarse mediante la ecuación de difusión inversa bajo campo eléctrico: Donde:

• $JNa$ es la densidad de flujo de iones de sodio.
• $D(T)$ es el coeficiente de difusión del sodio en el EVA a la temperatura nocturna.
• $C$ es la concentración local de iones de sodio.
• $\mu_{\text{Na}}(T)$ es la movilidad iónica del sodio, la cual depende exponencialmente de la temperatura.
• $Erev$ es el campo eléctrico inverso aplicado por el dispositivo de regeneración.

Para optimizar el consumo energético y garantizar la seguridad, el sistema de control del Offset Box debe medir continuamente la resistencia de aislamiento global del arreglo fotovoltaico. En condiciones de niebla salina intensa, la resistencia de aislamiento disminuye drásticamente, lo que incrementa la corriente requerida para mantener el potencial de regeneración. El dispositivo debe regular dinámicamente la tensión aplicada para evitar sobrecorrientes que puedan dañar los diodos de bypass de los módulos o disparar las protecciones de sobrecorriente.

Selección de Materiales y Diseño de Módulos Anti-PID

En el diseño de proyectos fotovoltaicos offshore, la especificación de los materiales constituyentes del módulo es la primera línea de defensa contra el PID:

• Encapsulante de Elastómero de Poliofina (POE): El EVA convencional debe ser completamente sustituido por POE de alta calidad. El POE presenta una tasa de transmisión de vapor de agua (WVTR) de hasta dos órdenes de magnitud inferior a la del EVA ($< 0.1 g/m ^2 /día$ frente a $> 10 g/m ^2 /día$ para el EVA) y una resistividad de volumen significativamente superior ($> 10^{16} \ \Omega\cdot cm$ frente a $10^{14} \ \Omega\cdot cm$ para el EVA). Esto bloquea la entrada de humedad y restringe drásticamente la movilidad de los iones de sodio, eliminando virtualmente el PID-s.
• Vidrio Frontal Libre de Sodio o Barreras de Difusión: Se deben especificar módulos que utilicen vidrio de borosilicato o cuarzo, los cuales carecen de óxido de sodio en su composición, o bien módulos que incorporen capas de barrera de nitruro de silicio ($Si _3 N _4$) u óxido de silicio ($SiO _x$) depositadas por deposición química de vapor asistida por plasma (PECVD) sobre la superficie frontal de la celda de silicio para bloquear físicamente la penetración iónica.

Coordinación de Protecciones y SPDs según IEC 61643-11 e IEC 61643-32

Para evitar que los SPDs aceleren el PID debido a corrientes de fuga o desplazamientos de potencial, se deben emplear topologías de protección híbridas. En lugar de utilizar SPDs basados únicamente en varistores de óxido metálico (MOV), los cuales presentan corrientes de fuga continuas inherentes, se deben especificar SPDs con topología de conexión en serie de un MOV y un Descargador de Gas (GDT) o un Spark Gap encapsulado, según lo recomendado por la norma IEC 61643-32 (guía de selección y aplicación de SPDs en sistemas fotovoltaicos). La inclusión del GDT en serie con el MOV bloquea por completo la corriente de fuga galvánica en condiciones de operación normales, ya que el GDT actúa como un interruptor abierto de muy alta impedancia ($> 10 G \Omega$) hasta que se supera su tensión de cebado. Esto estabiliza el potencial del neutro virtual del sistema de CC, impidiendo desplazamientos indeseados de tensión que degraden las celdas por PID, al tiempo que garantiza una protección robusta contra sobretensiones transitorias de alta energía bajo la clasificación de la norma IEC 61643-11.

Simulación y Validación de Sistemas de Potencia mediante Vexten Suite

El análisis de la integridad dieléctrica, la susceptibilidad al PID y la estabilidad frente a fallas en una planta fotovoltaica offshore requiere el uso de herramientas de software de simulación avanzadas y de alta precisión. A continuación, se presenta el modelado y la validación del sistema de potencia utilizando los módulos especializados de Vexten Suite.

Módulo de Cortocircuito (IEC 60909 / IEEE 141)

Para garantizar la seguridad de la subestación offshore y dimensionar adecuadamente la aparamenta de interrupción, se modela el sistema de distribución de corriente alterna de $66 kV$ y la red de colectores de $33 kV$ utilizando el motor de cálculo de cortocircuito de Vexten Suite bajo la metodología de la norma IEC 60909. Las fuentes de generación fotovoltaica basadas en inversores electrónicos de potencia se modelan como fuentes de corriente controladas con capacidad de inyección de corriente de falla limitada (típicamente $1.1$ a $1.5$ veces su corriente nominal $I_n$). El cálculo considera el escenario más desfavorable de falla trifásica simétrica y falla monofásica a tierra en las barras de media tensión. La impedancia de cortocircuito de la red de colectores submarinos se calcula considerando la resistencia de secuencia positiva ($R_1$) y la reactancia ($X_1$) a la frecuencia fundamental de $50 Hz$. Los resultados de la simulación en Vexten Suite para una falla monofásica a tierra en la barra de $33 kV$ de la subestación flotante arrojan los siguientes parámetros críticos: Donde:

• $c = 1.1$ (factor de tensión para máxima tensión de falla).
• $U_n = 33 kV$.
• $R_Q, X_Q$ son las resistencias y reactancias equivalentes de la red de transporte aguas arriba.
• $R_T, X_T$ son los parámetros del transformador de potencia principal de $100 MVA$, $220/33 kV$.
• $R_C, X_C$ son las impedancias del cable submarino de exportación.

El software calcula una corriente de cortocircuito subtransitoria inicial ($I_k''$) de $18.4 kA$ con una componente de corriente continua aperiódica ($idc$) que presenta una constante de tiempo de atenuación ($\tau$) de $45 ms$, lo que exige el uso de interruptores de vacío con capacidad de ruptura mínima de $25 kA$ y un factor de asimetría adecuado.

Módulo de Dimensionamiento de Cables (IEC 60287 / NEC 310) con Derating Armónico

La corriente de fuga a tierra generada por el PID y las elevadas componentes armónicas producidas por los inversores de alta frecuencia exigen un dimensionamiento térmico riguroso de los cables submarinos de interconexión. Utilizando el módulo de dimensionamiento de cables de Vexten Suite basado en la norma IEC 60287, se modela la capacidad de conducción de corriente (ampacity) de un cable tripolar de cobre con aislamiento de XLPE y armadura de alambre de acero (SWA) instalado bajo el lecho marino a una profundidad de enterramiento de $1.5 m$. La resistividad térmica del suelo marino húmedo se establece en $0.8 K \cdot m/W$ y la temperatura ambiente del agua de mar de diseño se fija en $20 °C$. Sin embargo, debido a la distorsión armónica total de corriente ($THD_i$) generada por la modulación de ancho de pulso (PWM) de los inversores, el cable experimenta pérdidas adicionales por efecto Joule debido al incremento de la resistencia de CA por efecto pelicular (skin effect) y efecto proximidad a frecuencias elevadas. Vexten Suite aplica un factor de reducción por armónicos (harmonic derating factor, $F_H$) calculado mediante la siguiente formulación: Donde:

• $I_h/I_1$ es la amplitud relativa del armónico de orden $h$ respecto a la componente fundamental.
• $R_h/R_1$ es la relación de resistencias de CA del conductor para el armónico de orden $h$ y la frecuencia fundamental, evaluada mediante las funciones de Bessel incorporadas en el motor de cálculo de Vexten Suite:

Donde $y_s(h)$ y $y_p(h)$ son los factores de efecto pelicular y proximidad corregidos para cada frecuencia armónica. Para un espectro armónico típico de inversor centralizado con armónicos significativos en las frecuencias de conmutación de banda lateral ($2.5 kHz$ a $5 kHz$), Vexten Suite determina un factor $F_H = 0.912$. Esto obliga a sobredimensionar la sección transversal del conductor de cobre de $185 mm ^2$ a $240 mm ^2$ para evitar que la temperatura del conductor supere el límite de diseño de $90 °C$ bajo condiciones de máxima generación, previniendo la aceleración del envejecimiento térmico del aislamiento y la consecuente falla dieléctrica por arborescencias.

Módulo de Mitigación de Resonancia e Impedancia de Frecuencia

La combinación de la gran capacitancia parásita distribuida de los largos cables submarinos de media tensión y las inductancias equivalentes de los transformadores y filtros LCL de los inversores crea un circuito resonante complejo de múltiples nodos. Si alguna frecuencia de conmutación o armónico característico de los inversores coincide con una frecuencia de resonancia del sistema, se producirán sobretensiones y sobrecorrientes armónicas severas que dañarán los SPDs bajo la norma IEC 61643-11 y acelerarán la degradación dieléctrica de los módulos. Utilizando el módulo de análisis armónico y barrido de impedancia (Frequency Scan) de Vexten Suite, se simula la respuesta en frecuencia de la red de colectores de $33 kV$ vista desde los terminales del inversor. El gráfico de impedancia revela un pico de resonancia paralelo agudo a una frecuencia de $1750 Hz$ (armónico de orden $35$), con una impedancia equivalente que supera los $2500 \ \Omega$. Para mitigar esta condición crítica, se diseña y simula en Vexten Suite un filtro de amortiguamiento pasivo de tipo C (C-type damped filter) conectado a la barra de $33 kV$ de la subestación. Los parámetros optimizados por el algoritmo de sintonización de Vexten Suite son:

• Capacitancia principal ($C_1$): $1.85 \ \mu F$.
• Resistencia de amortiguamiento ($R$): $120 \ \Omega$.
• Inductancia de sintonización ($L$): $45 mH$ en paralelo con un condensador auxiliar ($C_2$) de $2.15 \ \mu F$.

La simulación post-mitigación demuestra una reducción drástica del pico de impedancia resonante a valores inferiores a $85 \ \Omega$ en todo el espectro de frecuencia de interés ($50 Hz$ a $5 kHz$). Esto estabiliza las tensiones de operación de la planta, elimina la distorsión armónica de tensión residual ($THD_v < 1.5\%$) y previene de forma absoluta la sobrecarga térmica de los SPDs y el estrés dieléctrico transitorio sobre los módulos fotovoltaicos, garantizando la inmunidad del sistema frente a fallas por PID y sobretensiones transitorias en el hostil ambiente marino offshore.