PID nei Moduli Fotovoltaici Offshore: Protezioni IEC 61643-11 e Termografia Quantitativa

Introduzione e Dinamica della Degradazione Indotta da Potenziale (PID) in Ambienti Marini

La Degradazione Indotta da Potenziale (PID) è un fenomeno di degrado elettrochimico che influisce gravemente sulle prestazioni e sulla vita utile dei moduli fotovoltaici (PV) in silicio cristallino. Negli impianti fotovoltaici galleggianti e offshore, questo meccanismo subisce un'accelerazione esponenziale a causa delle condizioni ambientali estreme caratterizzate da elevata salinità, umidità relativa persistente e oscillazioni termiche cicliche. La PID si manifesta principalmente in due varianti: PID da derivazione (PID-s, shunting), che degrada il fattore di riempimento (FF) e la tensione a vuoto ($Voc$) attraverso la creazione di percorsi di conduzione parassiti attraverso la giunzione p-n; e la PID da polarización (PID-p), che influisce sulla corrente di cortocircuito ($Isc$) a causa dell'accumulo di cariche superficiali che alterano la velocità di ricombinazione.

Il meccanismo chimico-fisico della PID-s si innesca a causa della differenza di potenziale elettrico esistente tra le celle in silicio e la struttura di supporto dei moduli, la quale è tipicamente collegata a terra per ragioni di sicurezza. Nei sistemi moderni con tensioni di stringa fino a $1500 V _{CC}$, i moduli situati alle estremità a polarità negativa sperimentano un campo elettrico interno estremamente intenso. Questo potenziale negativo attrae i cationi di sodio ($Na ^+$) presenti nel vetro protettivo frontale (vetro silico-calcico).

Sotto l'influenza di questo campo elettrico, gli ioni $Na ^+$ migrano attraverso l'incapsulante in etilene-vinil-acetato (EVA) verso la superficie della cella in silicio. Gli ioni di sodio accumulati penetrano nei difetti cristallini del silicio, nello specifico nelle difformità di impilamento (difetti di sovrapposizione o stacking faults), diffondendosi in profondità fino a raggiungere la giunzione p-n. Ciò crea micro-derivazioni (shunts) metalliche che cortocircuitano localmente la cella, riducendo drasticamente la resistencia in parallelo ($Rsh$) del dispositivo.

Nell'ambiente offshore, questo processo viene catalizzato dalla deposizione continua di aerosol marino. La nebbia salina deposita una pellicola acquosa altamente conduttiva sulla superficie esterna del vetro del modulo. Questo strato salino agisce come un elettrodo continuo perfettamente distribuito, riducendo la resistenza di isolamento superficiale praticamente a zero. Di conseguenza, l'intera caduta di potenziale del sistema si concentra perpendicolarmente attraverso lo spessore del vetro e dell'incapsulante, massimizzando l'intensità del campo elettrico locale $E$.

La cinematica della degradazione da PID in ambienti marini può essere modellata mediante un'equazione di tipo Arrhenius modificata, la quale incorpora la dipendenza non lineare dalla tensione del sistema e dall'umidità relativa:

Dove:

• $KPID$ è il tasso di degradazione del modulo (perdita di potenza per unità di tempo).
• $A$ è un fattore pre-esponenziale caratteristico del design del modulo e della composizione chimica dei suoi materiali.
• $VDC$ è la tensione continua della stringa rispetto a terra ($V$).
• $\gamma$ è l'esponente della tensione, tipicamente compreso nell'intervallo da $1.5$ a $2.0$.
• $RH$ è l'umidità relativa locale (espressa in frazione decimale o percentuale).
• $\beta$ è il fattore di sensibilità all'umidità, solitamente compreso tra $2.0$ e $4.0$ a causa dell'incremento della conduttività dell'incapsulante per assorbimento d'acqua.
• $E_a$ è l'energia di attivazione del processo di diffusione dell'ione $Na ^+$, tipicamente valutata tra $0.7 eV$ e $0.95 eV$.
• $k_B$ è la costante di Boltzmann ($8.617 \times 10^{-5} eV/K$).
• $T$ è la temperatura assoluta della cella ($K$).

Sulle piattaforme galleggianti, l'umidità relativa ($RH$) si mantiene in modo quasi continuo al di sopra dell'$85\%$, e la salinità superficiale incrementa l'igroscopicità del vetro, facilitando la condensazione anche a temperature superiori al punto di rugiada standard. Ciò riduce drasticamente la resistenza elettrica dell'incapsulante ($REVA$), la quale varia esponenzialmente con la temperatura e l'assorbimento di umidità, consentendo alla corrente di dispersione di ioni $Na ^+$ di aumentare di diversi ordini di grandezza rispetto agli impianti terrestri desertici o temperati.

Interazione Elettromagnetica e di Messa a Terra: Il Ruolo della Norma IEC 61643-11

La messa a terra negli impianti fotovoltaici offshore presenta sfide singolari a causa dell'assenza di una massa terrestre di riferimento diretta e della natura altamente conduttiva dell'acqua di mare. Le strutture metalliche di supporto dei moduli (siano esse galleggianti in polietilene ad alta densità con sottostrutture in alluminio o piattaforme in acciaio fissate al fondale marino) devono essere interconnesse per garantire l'equipotenzialità. Tuttavia, l'impedenza di messa a terra del sistema è influenzata dalla salinità, dalla temperatura dell'acqua e dalla corrosione galvanica degli elettrodi di sacrificio.

I Dispositivi di Protezione contro le Sovratensioni (SPD) regolati dalla norma IEC 61643-11 (scaricatori di sovratensione per bassa tensione) svolgono un ruolo critico e duplice nella dinamica della PID. Questi dispositivi, progettati per limitare le sovratensioni transitorie causate da scariche atmosferiche o manovre di commutazione, sono collegati tra i poli attivi del circuito in corrente continua ($L+$, $L-$) e la barra di messa a terra ($PE$).

Correnti di Dispersione e Tensione di Spostamento

Gli SPD basati su Varistori a Ossido Metallico (MOV) presentano una corrente di dispersione interna ($Ipe$) di carattere continuo che fluisce verso il sistema di messa a terra. In condizioni di esercizio nominale, questa corrente è estremamente bassa (inferiore a $1 mA$). Tuttavia, in un ambiente marino, il degrado termico e chimico dei MOV accelerato dall'umidità e dalle micro-sovratensioni ripetitive incrementa questa corrente di dispersione in modo non lineare.

Quando si verifica uno sbilanciamento nelle correnti di dispersione degli SPD del polo positivo e negativo, il potenziale del punto neutro virtuale del campo fotovoltaico si sposta. Nei sistemi con configurazione isolata da terra (sistema IT), questo spostamento di tensione altera la distribuzione del potenziale della stringa rispetto a terra. Se l'SPD del polo positivo presenta un degrado che ne incrementa la conduttività, il polo positivo si avvicinerà al potenziale di terra, forzando il polo negativo a spostarsi verso un potenziale di $-1500 V$ rispetto a terra. Questo spostamento incrementa drasticamente lo stress da tensione all'estremità negativa della stringa, accelerando in modo catastrofico la PID-s.

L'interazione della capacità parassita del modulo ($Cpara$) con l'impedenza dell'SPD e il sistema di messa a terra viene modellata dinamicamente mediante il seguente circuito equivalente:

Dove $R_{SPD+}$ e $R_{SPD-}$ rappresentano le resistenze di isolamento dinamiche degli SPD di ciascun polo, e $R_{isol+}$ e $R_{isol-}$ sono le resistenze di isolamento dell'impianto fotovoltaico stesso. In condizioni di elevata umidità marina, se $R_{SPD-}$ diminuisce a causa del degrado secondo la norma IEC 61643-11, il potenziale di offset ($Voffset$) diventa fortemente positivo, il che sposta il potenziale delle celle dell'estremità opposta verso valori fortemente negativi, innescando la migrazione ionica.

Transitori di Commutazione e Impatto ad Alta Frequenza

I transitori ad alta frequenza derivanti da scariche atmosferiche inducono correnti che fluiscono attraverso le capacità parassite dei moduli verso la struttura metallica e l'acqua. La norma IEC 61643-11 definisce i metodi di prova per verificare la capacità degli SPD di sopportare correnti d'impulso ($Iimp$) con forma d'onda $10/350 \ \mu s$ (Classe I) e correnti nominali di scarica ($I_n$) con forma d'onda $8/20 \ \mu s$ (Classe II).

Se la tensione di protezione dell'SPD ($U_p$) è troppo elevata o se il dispositivo presenta un'induttanza di collegamento eccessiva, le sovratensioni transitorie non verranno limitate efficacemente. La presenza di fronti d'onda rapidi (elevati $dv/dt$) induce tensioni transitorie severe attraverso i sottili strati di ossido di silicio ($SiO _2$) e allumina ($Al _2 O _3$) utilizzati per la passivazione delle celle fotovoltaiche ad alta efficienza (come PERC o TOPCon). Queste sovratensioni transitorie possono perforare dielettricamente tali strati nanometrici, creando punti di nucleazione permanenti che riducono la resistenza di isolamento locale e fungono da canali preferenziali per la successiva degradazione da PID sotto tensioni di esercizio statiche.

Termografia a Infrarossi Quantitativa (QIRT) per la Diagnostica della PID Offshore

La rilevazione e la quantificazione della PID negli impianti fotovoltaici offshore mediante Termografia a Infrarossi Quantitativa (QIRT) richiede un'analisi rigorosa del trasferimento di calore per irraggiamento e delle interferenze ottiche imposte dall'atmosfera marina. A differenza degli impianti terrestri, le piattaforme galleggianti sono soggette a un movimento costante causato dal moto ondoso, il che requiere l'uso di sistemi di stabilizzazione attiva e termocamere ad alta risoluzione con frequenze di aggiornamento elevate.

Fisica della Radiazione Infrarossa in Ambienti Marini

Per ottenere la temperatura reale di un modulo fotovoltaico ($Tobj$) a partire dalla radiazione totale misurata dal sensore microbolometrico della termocamera ($Wtot$), occorre risolvere l'equazione del trasferimento radiativo, la quale considera l'emissività dell'oggetto ($\epsilon$), la trasmittanza dell'atmosfera ($\tau$) e la radiazione riflessa dall'ambiente ($Trefl$):

Ricavando la temperatura reale dell'oggetto:

Dove:

• $\sigma$ è la costante di Stefan-Boltzmann ($5.670374 \times 10^{-8} W/m ^2 K ^4$).
• $\epsilon$ è l'emissività del vetro frontale del modulo. Il vetro silico-calcico standard ha un'emissività di $\approx 0.85 - 0.90$ nella banda spettrale da $8 \ \mu m$ a $14 \ \mu m$. Tuttavia, l'accumulo di croste di sale cristallizzato altera drasticamente questo valore, riducendo l'emissività effettiva e aumentando la riflettività speculare, introducendo errori di misurazione fino a $\pm 5 °C$ se non corretti dinamicamente.
• $\tau$ è la trasmittanza atmosferica. In ambienti marini, l'elevata concentrazione di vapore acqueo e aerosol di salamoia provoca un'assorbimento e una dispersione significativa della radiazione infrarossa a onde lunghe (LWIR). La trasmittanza deve essere calcolata in funzione della distanza di misurazione $d$ e dell'umidità assoluta dell'aria.
• $Trefl$ è la temperatura apparente riflessa. Nei sistemi offshore, l'acqua di mare e il cielo sereno agiscono come sorgenti termiche riflesse di grande intensità. La superficie dell'acqua di mare ha un'emissività elevata, ma la sua alta riflettività ad angoli di incidenza radenti può proiettare un'impronta fredda del cielo sul modulo, mascherando punti caldi reali (hotspot).

Impronte Termiche della PID

La PID da derivazione (PID-s) presenta un'impronta termica caratteristica e inequivocabile. Poiché le micro-derivazioni riducono localmente la resistencia in parallelo, le celle interessate operano in un punto di polarizzazione in cui dissipano energia anziché generarne. La corrente generata dalle celle sane della stessa stringa fluisce attraverso le celle degradate da PID, le quali agiscono come carichi resistivi.

L'impronta termica tipica rivela un gradiente di temperatura che aumenta progressivamente lungo la stringa fotovoltaica, localizzando i moduli più caldi all'estremità più vicina al polo negativo (nei sistemi con messa a terra isolata o positiva). All'interno di un singolo modulo, la PID-s si manifesta inizialmente come un pattern termico a "scacchiera", in cui singole celle o gruppi di celle adiacenti al telaio metallico del modulo presentano temperature sostanzialmente superiori ($\Delta T$ da $5 °C$ fino a oltre $25 °C$ rispetto alle celle sane). Ciò è dovuto al fatto che il percorso di minor resistenza per la corrente di dispersione ionica è la distanza più breve verso il telaio in alluminio collegato a terra.

La perdita di potenza di una cella degradata può essere stimata quantitativamente a partire dalla sua impronta termica mediante bilanci energetici locali:

Dove:

• $Ueff$ è il coefficiente di scambio termico effettivo (convettivo e radiativo) in condizioni offshore, fortemente influenzato dalla velocidad del vento marino ($v_w$): $Ueff = a + b \cdot v_w^c$.
• $Acell$ è l'area della cella fotovoltaica ($m ^2$).
• $G$ è l'irradiamento solare globale incidente ($W/m ^2$).
• $\eta_{ref}$ è l'efficienza nominale della cella alla temperatura di riferimento $Tref$ ($25 °C$).
• $\alpha_T$ è il coefficiente di temperatura della potenza del modulo ($\%/ °C$).

Tecnologia della Cella	Meccanismo Dominante di PID	Parametri Elettrici Critici	Limiti secondo IEC 61215 / IEC 62804 / IEC 61643-11	Effetto Dielettrico e Operativo Offshore
p-PERC (Passivated Emitter and Rear Cell)	PID-s (Shunting per diffusione di $Na ^+$ nelle dislocazioni della giunzione p-n).	Drastica riduzione di $Rsh$, calo di $Voc$ e del fattore di riempimento (FF).	Perdita di potenza $< 5\%$ dopo la prova IEC 62804-1 ($85 °C / 85\% RH$, $96 h$, $\pm 1000 / -1500 V$).	La presenza della pellicola salina riduce la resistenza superficiale, moltiplicando il tasso di guasto dielettrico di un fattore pari a $5\times$.
n-TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact)	PID-p (Polarizzazione superficiale e danneggiamento dello strato ultra-sottile di $SiO _2$ di tunnel).	Riduzione di $Isc$ e degrado della passivazione superficiale.	Limiti severi sulla corrente di dispersione negli SPD (IEC 61643-11) per evitare spostamenti di tensione transitori.	La penetrazione di umidità nello strato di ossido di tunnel da $1.5 nm$ induce correnti tunnel parassite e perdita di passivazione.
HJT (Eterogiunzione di Silicio)	PID-p reversibile per accumulo di carica nello strato di TCO (Ossido Conduttivo Trasparente).	Perdita temporanea della trasmissione ottica e ricombinazione superficiale.	Richiede un coordinamento dell'isolamento rigoroso secondo IEC 62109-1 e IEC 61643-32.	L'elevata conduttività del TCO riduce la PID-s, ma la polarizzazione elettrostatica viene esacerbata dalla carica salina accumulata.

Analisi Forense dei Guasti nell'Infrastruttura Elettrica Offshore

La degradazione indotta da potenziale e le severe condizioni marine non limitano i loro effetti distruttivi alle celle fotovoltaiche; l'infrastruttura elettrica di potenza dell'impianto (trasformatori di potenza, cavi sottomarini, quadri di media tensione e sistemi di protezione) subisce processi di degrado sinergici che compromettono la sicurezza e la continuità operativa.

Trasformatori di Elevazione (da Inverter a Media Tensione)

I trasformatori di accoppiamento degli inverter centralizzati o di stringa subiscono uno stress termico e dielettrico severo a causa delle correnti di modo comune e delle componenti continue di tensione indotte dall'asimmetria della PID e dalle correnti di dispersione degli SPD. Quando molteplici stringhe fotovoltaiche si trovano fortemente degradate dalla PID, la corrente di dispersione totale verso terra ($\sum Ileak$) ritorna all'inverter attraverso il conduttore di protezione ($PE$).

Questa corrente continua fluisce verso l'avvolgimento di bassa tensione del trasformatore se l'inverter non dispone di isolamento galvanico attivo (topologie transformerless). L'iniezione di una componente di corrente continua nell'avvolgimento di bassa tensione del trasformatore provoca la saturazione asimmetrica del suo nucleo magnetico. La saturazione del nucleo si traduce in:

• Un incremento massiccio della corrente di magnetizzazione, la quale assume una forma d'onda altamente distorta con picchi di corrente elevati.
• Perdite per isteresi e correnti parassite (Foucault) localizzate nei lamierini del nucleo e nelle pareti della cassa del trasformatore, con un aumento della temperatura dell'olio dielettrico al di sopra dei limiti di progetto (secondo IEC 60076-14).
• Generazione di gas di guasto (principalmente idrogeno, $H _2$, e metano, $CH _4$) a causa del degrado termico della carta isolante e del fluido dielettrico, rilevabile tramite l'analisi dei gas disciolti (DGA).

Cavi in Corrente Continua e Interconnessioni

I cavi di distribuzione in CC ad alta tensione (tipicamente cavi in rame con isolamento in XLPE ritardante di fiamma o composti privi di alogeni) e i connettori rapidi (tipo MC4 o MC4-Evo2) sono esposti alla penetrazione capillare di acqua salata. Sotto l'azione di un potenziale in CC costante fino a $1500 V$ respecto a terra, si innesca un processo di elettrolisi e corrosione elettrochimica accelerata nei punti di discontinuità dell'isolamento o nei connettori crimpati in modo improprio.

La combinazione di umidità marina, ioni cloruro ($Cl ^-$) e potenziale elettrico negativo induce il fenomeno noto come "alberature d'acqua" (water treeing) nell'isolamento in XLPE. Queste micro-fessurazioni riempite d'acqua e sali conduttivi crescono lentamente sotto lo stress elettrico fino a trasformarsi in "alberature elettriche" (electrical treeing), le quali provocano la perforazione dielettrica completa del cavo, generando guasti da arco elettrico in CC ad alta energia, estremamente difficili da estinguere e rappresentanti un rischio critico di incendio sulle piattaforme galleggianti.

Quadri di Media Tensione e Apparecchiature di Manovra

I quadri di distribuzione in media tensione (tipicamente da $33 kV$ a $66 kV$), alloggiati nelle sottostazioni offshore, subiscono guasti di isolamento a causa della deposizione di sali conduttivi sui passanti isolanti (bushings) e sugli isolatori di supporto. La presenza di armoniche ad alta frequenza generate dagli inverter, combinata con sovratensioni di manovra non adeguatamente attenuate dagli SPD degradati secondo la norma IEC 61643-11, provoca scariche parziali superficiali. Queste scariche erodono il materiale polimerico o ceramico degli isolatori, creando percorsi carbonizzati permanenti (tracking) che conducono inevitabilmente a un cortocircuito fase-fase o fase-terra di grande potere distruttivo.

Strategie Avanzate di Mitigazione e Progettazione Ingegneristica

La mitigazione efficace della PID e la protezione dell'infrastruttura elettrica negli impianti fotovoltaici offshore richiede un approccio progettuale multidimensionale che includa la selezione dei materiali, la topologia del sistema di messa a terra e l'implementazione di sistemi attivi di compensazione del potenziale.

Sistemi Attivi di Rigenerazione (Offset Box)

La soluzione attiva più efficace per ripristinare e prevenire la PID-s consiste nell'installazione di generatori di sfasamento del potenziale notturno (Offset Box). Questi dispositivi monitorano la tensione del sistema e, durante le ore notturne (quando gli inverter sono inattivi e la tensione a vuoto delle stringhe scende a zero), applicano un potenziale positivo elevato (tipicamente tra $+1000 V _{CC}$ e $+1500 V _{CC}$) tra i poli in CC e la messa a terra del sistema.

Questo campo elettrico inverso inverte il gradiente di potenziale elettrostatico, forzando i cationi di sodio ($Na ^+$) che si erano diffusi nella giunzione p-n a migrare in senso opposto, ritornando nell'incapsulante in EVA e nel vetro frontale. Il tasso di recupero ionico durante la notte può essere modellato mediante l'equazione di diffusione inversa sotto campo elettrico:

Dove:

• $JNa$ è la densità di flusso degli ioni di sodio.
• $D(T)$ è il coefficiente di diffusione del sodio nell'EVA alla temperatura notturna.
• $C$ è la concentrazione locale di ioni di sodio.
• $\mu_{\text{Na}}(T)$ è la mobilità ionica del sodio, la quale dipende esponenzialmente dalla temperatura.
• $Erev$ è il campo elettrico inverso applicato dal dispositivo di rigenerazione.

Per ottimizzare il consumo energetico e garantire la sicurezza, il sistema di controllo dell'Offset Box deve misurare continuamente la resistenza di isolamento globale del campo fotovoltaico. In condizioni di nebbia salina intensa, la resistenza di isolamento diminuisce drasticamente, aumentando la corrente necessaria per mantenere il potenziale di rigenerazione. Il dispositivo deve regolare dinamicamente la tensione applicata per evitare sovracorrenti che possano danneggiare i diodi di bypass dei moduli o far scattare le protezioni contro le sovracorrenti.

Selezione dei Materiali e Design dei Moduli Anti-PID

Nella progettazione dei progetti fotovoltaici offshore, la specifica dei materiali costitutivi del modulo representa la prima linea di difesa contro la PID:

• Incapsulante in Elastomero di Poliolefina (POE): L'EVA convenzionale deve essere completamente sostituito da POE di alta qualità. Il POE presenta un tasso di trasmissione del vapore acqueo (WVTR) fino a due ordini di grandezza inferiore rispetto all'EVA ($< 0.1 g/m ^2 /giorno$ rispetto a $> 10 g/m ^2 /giorno$ dell'EVA) e una resistività di volume significativamente superiore ($> 10^{16} \ \Omega\cdot cm$ rispetto a $10^{14} \ \Omega\cdot cm$ dell'EVA). Ciò blocca l'ingresso di umidità e limita drasticamente la mobilità degli ioni di sodio, eliminando virtualmente la PID-s.
• Vetro Frontale Privo di Sodio o Barriere di Diffusione: È necessario specificare moduli che utilizzino vetro borosilicato o al quarzo, privi di ossido di sodio nella loro composizione, oppure moduli che incorporino strati barriera in nitruro di silicio ($Si _3 N _4$) o ossido di silicio ($SiO _x$) depositati tramite deposizione chimica da fase vapore assistita da plasma (PECVD) sulla superficie frontale della cella in silicio per bloccare fisicamente la penetrazione ionica.

Coordinamento delle Protezioni e degli SPD secondo IEC 61643-11 e IEC 61643-32

Per evitare che gli SPD accelerino la PID a causa delle correnti di dispersione o di spostamenti di potenziale, occorre impiegare topologie di protezione ibride. Invece di utilizzare SPD basati unicamente su varistori a ossido metallico (MOV), che presentano correnti di dispersione continue inerenti, è necesario specificare SPD con topologia di collegamento in serie composta da un MOV e uno Scaricatore a Gas (GDT) o uno Spark Gap incapsulato, come raccomandato dalla norma IEC 61643-32 (guida alla selezione e all'applicazione degli SPD nei sistemi fotovoltaici).

L'inclusione del GDT in serie con il MOV blocca completamente la corrente di dispersione galvanica in condizioni di esercizio normale, poiché il GDT agisce come un interruttore aperto ad altissima impedenza ($> 10 G \Omega$) fino al superamento della sua tensione di innesco. Ciò stabilizza il potenziale del neutro virtuale del sistema in CC, impedendo spostamenti indesiderati di tensione che degraderebbero le celle per PID, garantendo al contempo una protezione robusta contro le sovratensioni transitorie ad alta energia secondo la classificazione della norma IEC 61643-11.

Simulazione e Validazione dei Sistemi di Potenza tramite Vexten Suite

L'analisi dell'integrità dielettrica, della suscettibilità alla PID e della stabilità di fronte ai guasti in un impianto fotovoltaico offshore richiede l'uso di strumenti software di simulazione avanzati e ad alta precisione. Di seguito viene presentata la modellazione e la validazione del sistema di potenza utilizzando i moduli specializzati di Vexten Suite.

Modulo di Cortocircuito (IEC 60909 / IEEE 141)

Per garantire la sicurezza della sottostazione offshore e dimensionare adeguatamente l'apparecchiatura di manovra e interruzione, viene modellato il sistema di distribuzione in corrente alternata a $66 kV$ e la rete di collettori a $33 kV$ utilizzando il motore di calcolo di cortocircuito di Vexten Suite secondo la metodologia della norma IEC 60909.

Le sorgenti di generazione fotovoltaica basate su inverter elettronici di potenza vengono modellate come sorgenti di corrente controllate con capacità di iniezione della corrente di guasto limitata (tipicamente da $1.1$ a $1.5$ volte la loro corrente nominale $I_n$). Il calcolo considera lo scenario più sfavorevole di guasto trifase simmetrico e guasto monofase a terra sulle barre di media tensione.

L'impedenza di cortocircuito della rete di collettori sottomarini viene calcolata considerando la resistenza di sequenza positiva ($R_1$) e la reattanza ($X_1$) alla frequenza fondamentale di $50 Hz$. I risultati della simulazione in Vexten Suite per un guasto monofase a terra sulla barra a $33 kV$ della sottostazione galleggiante forniscono i seguenti parametri critici:

Dove:

• $c = 1.1$ (fattore di tensione per la massima tensione di guasto).
• $U_n = 33 kV$.
• $R_Q, X_Q$ sono le resistenze e reattanze equivalenti della rete di trasmissione a monte.
• $R_T, X_T$ sono i parametri del trasformatore di potenza principale da $100 MVA$, $220/33 kV$.
• $R_C, X_C$ sono le impedenze del cavo sottomarino di esportazione.

Il software calcola una corrente di cortocircuito subtransitoria iniziale ($I_k''$) pari a $18.4 kA$ con una componente aperiodica in corrente continua ($idc$) che presenta una costante di tempo di attenuazione ($\tau$) di $45 ms$, il che requiere l'impiego di interruttori sottovuoto con potere di interruzione minimo di $25 kA$ e un fattore di asimetria adeguato.

Modulo di Dimensionamento dei Cavi (IEC 60287 / NEC 310) con Declassamento Armonico

La corrente di dispersione verso terra generata dalla PID e le elevate componenti armoniche prodotte dagli inverter ad alta frequenza impongono un rigoroso dimensionamento termico dei cavi sottomarini di interconnessione. Utilizzando il modulo di dimensionamento dei cavi di Vexten Suite basato sulla norma IEC 60287, viene modellata la portata termica (ampacity) di un cavo tripolare in rame con isolamento in XLPE e armatura in fili d'acciaio (SWA) posato sotto il fondale marino a una profondità di interramento di $1.5 m$.

La resistività termica del terreno marino umido è impostata a $0.8 K \cdot m/W$ e la temperatura ambiente dell'acqua di mare di progetto è fissata a $20 °C$. Tuttavia, a causa della distorsione armonica totale di corrente ($THD_i$) generata dalla modulazione di larghezza d'impulso (PWM) degli inverter, il cavo subisce perdite supplementari per effetto Joule dovute all'incremento della resistenza in CA per effetto pellicolare (skin effect) ed effetto di prossimità ad alte frequenze.

Vexten Suite applica un fattore di declassamento armonico (harmonic derating factor, $F_H$) calcolato mediante la seguente formulazione:

Dove:

• $I_h/I_1$ è l'ampiezza relativa dell'armonica di ordine $h$ rispetto alla componente fondamentale.
• $R_h/R_1$ è il rapporto tra le resistenze in CA del conduttore per l'armonica di ordine $h$ e la frequenza fondamentale, valutato mediante le funzioni di Bessel integrate nel motore di calcolo di Vexten Suite:

Dove $y_s(h)$ e $y_p(h)$ sono i fattori di effetto pellicolare e di prossimità corretti per ciascuna frequenza armonica. Per uno spettro armonico tipico da inverter centralizzato con armoniche significative alle frequenze di commutazione di banda laterale (da $2.5 kHz$ a $5 kHz$), Vexten Suite determina un fattore $F_H = 0.912$. Ciò impone il sovradimensionamento della sezione trasversale del conduttore in rame da $185 mm ^2$ a $240 mm ^2$ per evitare che la temperatura del conduttore superi il limite di progetto di $90 °C$ in condizioni di massima generazione, prevenendo l'accelerazione dell'invecchiamento termico dell'isolamento e il conseguente guasto dielettrico per alberature.

Modulo di Mitigación della Risonanza e Impedenza di Frequenza

La combinazione dell'elevata capacità parassita distribuita dei lunghi cavi sottomarini di media tensione e delle induttanze equivalenti dei trasformatori e dei filtri LCL degli inverter crea un circuito risonante complesso a più nodi. Se una frequenza di commutazione o un'armonica caratteristica degli inverter coincide con una frequenza di risonanza del sistema, si verificheranno sovratensioni e sovracorrenti armoniche severe che danneggeranno gli SPD secondo la norma IEC 61643-11 e accelereranno il degrado dielettrico dei moduli.

Utilizzando il modulo di analisi armonica e scansione di impedenza (Frequency Scan) di Vexten Suite, si simula la risposta in frequenza della rete di collettori a $33 kV$ vista dai terminali dell'inverter. Il grafico dell'impedenza rivela un picco di risonanza parallela acuto a una frequenza di $1750 Hz$ (armonica di ordine $35$), con un'impedenza equivalente superiore a $2500 \ \Omega$.

Per mitigare questa condizione critica, viene progettato e simulato in Vexten Suite un filtro di smorzamento passivo di tipo C (C-type damped filter) collegato alla barra a $33 kV$ della sottostazione. I parametri ottimizzati dall'algoritmo di sintonia di Vexten Suite sono:

• Capacità principale ($C_1$): $1.85 \ \mu F$.
• Resistenza di smorzamento ($R$): $120 \ \Omega$.
• Induttanza di accordo ($L$): $45 mH$ in parallelo con un condensatore ausiliario ($C_2$) da $2.15 \ \mu F$.

La simulazione post-mitigazione dimostra una drastica riduzione del picco di impedenza risonante a valori inferiori a $85 \ \Omega$ nell'intero spettro di frequenza di interesse (da $50 Hz$ a $5 kHz$). Ciò stabilizza le tensioni di esercizio dell'impianto, elimina la distorsione armonica residua di tensione ($THD_v < 1.5\%$) e previene in modo assoluto il sovraccarico termico degli SPD e lo stress dielettrico transitorio sui moduli fotovoltaici, garantendo l'immunità del sistema di fronte a guasti da PID e sovratensioni transitorie nell'ostile ambiente marino offshore.