PID em Módulos Fotovoltaicos Offshore: Proteções IEC 61643-11 e Termografia Quantitativa

Introdução e Dinâmica da Degradação Induzida por Potencial (PID) em Ambientes Marinhos

A Degradação Induzida por Potencial (PID) é um fenômeno de degradação eletroquímica que afeta severamente o rendimento e a vida útil dos módulos fotovoltaicos (PV) de silício cristalino. Em usinas fotovoltaicas flutuantes e offshore, esse mecanismo é acelerado exponencialmente devido às condições ambientais extremas de alta salinidade, umidade relativa persistente e flutuações térmicas cíclicas. O PID manifesta-se principalmente em duas variantes: PID de derivação (PID-s, shunting), que degrada o fator de preenchimento (FF) e a tensão de circuito aberto ( $Voc$ ) mediante a criação de caminhos de condução parasitas através da junção p-n; e o PID de polarização (PID-p), que afeta a corrente de curto-circuito ( $Isc$ ) devido ao acúmulo de cargas superficiais que alteram a taxa de recombinação.

O mecanismo físico-químico do PID-s é iniciado pela diferença de potencial elétrico existente entre as células de silício e a estrutura de suporte dos módulos, a qual tipicamente se encontra aterrada por razões de segurança. Em sistemas modernos com tensões de arranjo/string de até $1500 V _{CC}$ , os módulos situados nas extremidades de polaridade negativa experimentam um campo elétrico interno extremamente intenso. Esse potencial negativo atrai cátions de sódio ( $Na ^+$ ) presentes no vidro protetor frontal (vidro de silicato de sódio e cal).

Sob a influência desse campo elétrico, os íons $Na ^+$ migram através do encapsulante de etileno-vinil-acetato (EVA) em direção à superfície da célula de silício. Os íons de sódio acumulados penetram nos defeitos cristalinos do silício, especificamente nas falhas de empilhamento (dislocações), difundindo-se profundamente até atingir a junção p-n. Isso cria micro-derivações (shunts) metálicas que curto-circuitam localmente a célula, reduzindo drasticamente a resistência paralelo ( $Rsh$ ) do dispositivo.

No ambiente offshore, esse processo é catalisado pela deposição contínua de aerossol marinho. A névoa salina deposita uma película aquosa altamente condutora sobre a superfície exterior do vidro do módulo. Essa camada salina atua como um eletrodo contínuo perfeitamente distribuído, reduzindo a resistência de isolamento superficial praticamente a zero. Como consequência, toda a queda de potencial do sistema se concentra perpendicularmente através da espessura do vidro e do encapsulante, maximizando a intensidade do campo elétrico local $E$ .

A cinética da degradação por PID em ambientes marinhos pode ser modelada por meio de uma equação do tipo Arrhenius modificada, a qual incorpora a dependência não linear da tensão do sistema e da umidade relativa:

KPID = A \cdot VDC^{\gamma} \cdot RH^{\beta} \cdot \exp\left(-\frac{E_a}{k_B \cdot T}\right)

Onde:

$KPID$ é a taxa de degradação do módulo (perda de potência por unidade de tempo).
$A$ é um fator pré-exponencial característico do projeto do módulo e da composição química de seus materiais.
$VDC$ é a tensão contínua do arranjo em relação à terra ( $V$ ).
$\gamma$ é o expoente de tensão, tipicamente situado na faixa de $1.5$ a $2.0$ .
$RH$ é a umidade relativa local (expressa em fração decimal ou porcentagem).
$\beta$ é o fator de sensibilidade à umidade, usualmente compreendido entre $2.0$ e $4.0$ devido ao incremento da condutividade do encapsulante por absorção de água.
$E_a$ é a energia de ativação do processo de difusão do íon $Na ^+$ , tipicamente avaliada entre $0.7 eV$ e $0.95 eV$ .
$k_B$ é a constante de Boltzmann ( $8.617 \times 10^{-5} eV/K$ ).
$T$ é a temperatura absoluta da célula ( $K$ ).

Em plataformas flutuantes, a umidade relativa ( $RH$ ) mantém-se de forma quase contínua acima de $85\%$ , e a salinidade superficial incrementa a higroscopia do vidro, facilitando a condensação mesmo a temperaturas superiores ao ponto de orvalho padrão. Isso reduz drasticamente a resistência elétrica do encapsulante ( $REVA$ ), a qual varia exponencialmente com a temperatura e a absorção de umidade, permitindo que a corrente de fuga de íons $Na ^+$ aumente em vários ordens de grandeza em comparação com instalações terrestres desérticas ou temperadas.

Interação Eletromagnética e de Aterramento: O Papel da Norma IEC 61643-11

O aterramento em usinas fotovoltaicas offshore apresenta desafios singulares devido à ausência de uma massa terrestre de referência direta e à natureza altamente condutora da água do mar. As estruturas metálicas de suporte dos módulos (sejam flutuadores de polietileno de alta densidade com subestruturas de alumínio ou plataformas de aço fixadas ao leito marinho) devem ser interconectadas para garantir a equipotencialidade. No entanto, a impedância de aterramento do sistema é afetada pela salinidade, pela temperatura da água e pela corrosão galvânica dos eletrodos de sacrifício.

Os Dispositivos de Proteção contra Surtos (SPD / DPS) regulados pela norma IEC 61643-11 (protetores contra sobretensões transientes para baixa tensão) desempenham um papel crítico e duplo na dinâmica do PID. Esses dispositivos, projetados para limitar sobretensões transientes causadas por descargas atmosféricas ou manobras de chaveamento, são conectados entre os polos ativos do circuito de corrente contínua ( $L+$ , $L-$ ) e o barramento de aterramento ( $PE$ ).

Correntes de Fuga e Tensão de Deslocamento

Os SPDs baseados em Varistores de Óxido Metálico (MOV) apresentam uma corrente de fuga interna ( $Ipe$ ) de caráter contínuo que flui para o sistema de aterramento. Sob condições de operação nominal, essa corrente é extremamente baixa (menor que $1 mA$ ). No entanto, em um ambiente marinho, a degradação térmica e química dos MOVs acelerada pela umidade e por micro-sobretensões repetitivas incrementa essa corrente de fuga de maneira não linear.

Quando ocorre um desequilíbrio nas correntes de fuga dos SPDs do polo positivo e do polo negativo, o potencial do ponto neutro virtual do arranjo fotovoltaico se desloca. Em sistemas com configuração flutuante (sistema IT), esse deslocamento de tensão altera a distribuição de potencial do arranjo em relação à terra. Se o SPD do polo positivo apresentar uma degradação que aumente sua condutividade, o polo positivo se aproximará do potencial de terra, forçando o polo negativo a se deslocar para um potencial de $-1500 V$ em relação à terra. Esse deslocamento incrementa drasticamente o estresse por tensão na extremidade negativa do arranjo, acelerando de forma catastrófica o PID-s.

A interação da capacitância parasita do módulo ( $Cpara$ ) com a impedância do SPD e o sistema de aterramento é modelada dinamicamente pelo seguinte circuito equivalente:

Voffset = Vsys \cdot \left( \frac{R_{SPD-} \parallel R_{isol-}}{R_{SPD+} \parallel R_{isol+} + R_{SPD-} \parallel R_{isol-}} \right) - \frac{Vsys}{2}

Onde $R_{SPD+}$ e $R_{SPD-}$ representam as resistências de isolamento dinâmicas dos SPDs de cada polo, e $R_{isol+}$ e $R_{isol-}$ são as resistências de isolamento da própria usina fotovoltaica. Em condições de alta umidade marinha, se $R_{SPD-}$ diminuir devido à degradação sob a norma IEC 61643-11, o potencial de offset ( $Voffset$ ) torna-se fortemente positivo, o que desloca o potencial das células da extremidade oposta para valores altamente negativos, disparando a migração iônica.

Transientes de Comutação e Impacto de Alta Frequência

Os transientes de alta frequência derivados de descargas atmosféricas induzem correntes que fluem através das capacitâncias parasitas dos módulos em direção à estrutura metálica e à água. A norma IEC 61643-11 define os métodos de ensaio para verificar a capacidade dos SPDs de suportar correntes de impulso ( $Iimp$ ) com forma de onda de $10/350 \ \mu s$ (Classe I) e correntes nominais de descarga ( $I_n$ ) de $8/20 \ \mu s$ (Classe II).

Se a tensão de proteção do SPD ( $U_p$ ) for muito elevada ou se o dispositivo apresentar uma indutância de conexão excessiva, as sobretensões transientes não serão limitadas eficazmente. A presença de frentes de onda rápidas (elevados $dv/dt$ ) induz tensões transientes severas através das camadas finas de óxido de silício ( $SiO _2$ ) e alumina ( $Al _2 O _3$ ) utilizadas para a passivação das células fotovoltaicas de alta eficiência (como PERC ou TOPCon). Essas sobretensões transientes podem perfurar dieletricamente essas camadas nanométricas, criando pontos de nucleação permanentes que reduzem a resistência de isolamento local e atuam como canais preferenciais para a subsequente degradação por PID sob tensões de operação estáticas.

Termografia Infravermelha Quantitativa (QIRT) para Diagnóstico de PID Offshore

A detecção e a quantificação do PID em usinas fotovoltaicas offshore por meio de Termografia Infravermelha Quantitativa (QIRT) exigem uma análise rigorosa da transferência de calor por radiação e das interferências ópticas impostas pela atmosfera marinha. Ao contrário das instalações terrestres, as plataformas flutuantes estão sujeitas a um movimento constante provocado pela marola e pelas ondas, exigindo o uso de sistemas de estabilização ativa e câmeras termográficas de alta resolução com elevadas taxas de atualização.

Física da Radiação Infravermelha em Ambientes Marinhos

Para obter a temperatura real de um módulo fotovoltaico ( $Tobj$ ) a partir da radiação total medida pelo sensor microbolométrico da câmera ( $Wtot$ ), deve-se resolver a equação de transferência radiativa, a qual considera a emissividade do objeto ( $\epsilon$ ), a transmitância da atmosfera ( $\tau$ ) e a radiação refletida do entorno ( $Trefl$ ):

Wtot = \epsilon \cdot \tau \cdot \sigma \cdot Tobj^4 + (1 - \epsilon) \cdot \tau \cdot \sigma \cdot Trefl^4 + (1 - \tau) \cdot \sigma \cdot Tatm^4

Isolando a temperatura real do objeto:

Tobj = \left( \frac{Wtot - (1 - \epsilon) \cdot \tau \cdot \sigma \cdot Trefl^4 - (1 - \tau) \cdot \sigma \cdot Tatm^4}{\epsilon \cdot \tau \cdot \sigma} \right)^{1/4}

Onde:

$\sigma$ é a constante de Stefan-Boltzmann ( $5.670374 \times 10^{-8} W/m ^2 K ^4$ ).
$\epsilon$ é a emissividade do vidro frontal do módulo. O vidro de silicato padrão possui uma emissividade de $\approx 0.85 - 0.90$ na banda espectral de $8 \ \mu m$ a $14 \ \mu m$ . No entanto, o acúmulo de crostas de sal cristalizado altera drasticamente esse valor, reduzindo a emissividade efetiva e aumentando a refletividade especular, o que introduz erros de medição de até $\pm 5 °C$ se não for corrigido dinamicamente.
$\tau$ é a transmitância atmosférica. Em ambientes marinhos, a elevada concentração de vapor de água e aerossóis de salmoura provoca uma absorção e espalhamento significativos da radiação infravermelha de onda longa (LWIR). A transmitância deve ser calculada em função da distância de medição $d$ e da umidade absoluta do ar.
$Trefl$ é a temperatura aparente refletida. Em sistemas offshore, a água do mar e o céu limpo atuam como fontes térmicas refletidas de grande intensidade. A superfície da água do mar possui alta emissividade, mas sua elevada refletividade em ângulos rasos pode projetar uma assinatura fria do céu sobre o módulo, mascarando pontos quentes (hotspots) reais.

Assinaturas Térmicas do PID

O PID de derivação (PID-s) apresenta uma assinatura térmica característica e inequívoca. Como as micro-derivações reduzem localmente a resistência paralelo, as células afetadas operam em um ponto de polarização no qual dissipam energia em vez de gerá-la. A corrente gerada pelas células sadias do mesmo arranjo flui através das células degradadas por PID, as quais atuam como cargas resistivas.

A assinatura térmica típica revela um gradiente de temperatura que se incrementa progressivamente ao longo do arranjo fotovoltaico, localizando-se os módulos mais quentes na extremidade mais próxima ao polo negativo (em sistemas com aterramento flutuante ou positivo). Dentro de um módulo individual, o PID-s manifesta-se inicialmente como um padrão térmico em "tabuleiro de xadrez", onde células individuais ou grupos de células adjacentes à moldura metálica do módulo apresentam temperaturas substancialmente superiores ( $\Delta T$ de $5 °C$ a mais de $25 °C$ em relação às células sadias). Isso ocorre porque o caminho de menor resistência para a corrente de fuga iônica é a distância mais curta até a moldura de alumínio aterrada.

A perda de potência de uma célula degradada pode ser estimada quantitativamente a partir de sua assinatura térmica por meio de balanços de energia locais:

Ploss = Ueff \cdot Acell \cdot (Tcell - Tamb) - G \cdot Acell \cdot \eta_{ref} \cdot \left[ 1 - \alpha_T \cdot (Tcell - Tref) \right]

Onde:

$Ueff$ é o coeficiente de transferência de calor efetivo (convectivo e radiativo) em condições offshore, fortemente influenciado pela velocidade do vento marinho ( $v_w$ ): $Ueff = a + b \cdot v_w^c$ .
$Acell$ é a área da célula fotovoltaica ( $m ^2$ ).
$G$ é a irradiância solar global incidente ( $W/m ^2$ ).
$\eta_{ref}$ é a eficiência nominal da célula à temperatura de referência $Tref$ ( $25 °C$ ).
$\alpha_T$ é o coeficiente de temperatura da potência do módulo ( $\%/ °C$ ).

Tecnologia de Célula	Mecanismo Dominante de PID	Parâmetros Elétricos Críticos	Limites segundo IEC 61215 / IEC 62804 / IEC 61643-11	Efeito Dielétrico e Operacional Offshore
p-PERC (Passivated Emitter and Rear Cell)	PID-s (Shunting por difusão de $Na ^+$ em dislocações da junção p-n).	Redução drástica de $Rsh$ , queda de $Voc$ e do fator de preenchimento (FF).	Perda de potência $< 5\%$ após ensaio IEC 62804-1 ( $85 °C /85\% RH$ , $96 h$ , $\pm 1000 / -1500 V$ ).	A presença de película salina reduz a resistência superficial, multiplicando a taxa de falha dielétrica por um fator de $5\times$ .
n-TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact)	PID-p (Polarização superficial e dano na camada ultra-fina de $SiO _2$ de túnel).	Redução de $Isc$ e degradação da passivação superficial.	Limites estritos de corrente de fuga em SPDs (IEC 61643-11) para evitar deslocamentos de tensão transientes.	A penetração de umidade na camada de óxido de túnel de $1.5 nm$ induz correntes de túnel parasitas e perda de passivação.
HJT (Heterojunção de Silício)	PID-p reversível por acúmulo de carga na camada de TCO (Óxido Condutor Transparente).	Perda temporária de transmissão óptica e recombinação superficial.	Exige coordenação de isolamento estrita conforme IEC 62109-1 e IEC 61643-32.	A alta condutividade do TCO reduz o PID-s, mas a polarização eletrostática é exacerbada pela carga salina acumulada.

Análise Forense de Falhas na Infraestrutura Elétrica Offshore

A degradação induzida por potencial e as severas condições marinhas não limitam seus efeitos destrutivos às células fotovoltaicas; a infraestrutura elétrica de potência da usina (transformadores de potência, cabos submarinos, células de média tensão e sistemas de proteção) experimenta processos de degradação sinérgicos que comprometem a segurança e a continuidade operacional.

Transformadores de Elevação (Inversor para Média Tensão)

Os transformadores de acoplamento dos inversores centralizados ou de string sofrem estresse térmico e dielétrico severo devido às correntes de modo comum e às componentes contínuas de tensão induzidas pela assimetria do PID e pelas correntes de fuga dos SPDs. Quando múltiplos arranjos fotovoltaicos encontram-se fortemente degradados por PID, a corrente de fuga total para a terra ( $\sum Ileak$ ) retorna ao inversor através do condutor de proteção ( $PE$ ).

Essa corrente contínua flui para o enrolamento de baixa tensão do transformador se o inversor não dispuser de isolamento galvânico ativo (topologias transformerless). A injeção de uma componente de corrente contínua no enrolamento de baixa tensão do transformador provoca a saturação assimétrica de seu núcleo magnético. A saturação do núcleo traduz-se em:

Um incremento massivo da corrente de magnetização, a qual adota uma forma de onda altamente distorcida com picos de corrente severos.
Perdas por histerese e correntes de Foucault localizadas nas lâminas do núcleo e nas paredes do tanque do transformador, elevando a temperatura do óleo dielétrico acima dos limites de projeto (conforme IEC 60076-14).
Geração de gases de falta (principalmente hidrogênio, $H _2$ , e metano, $CH _4$ ) devido à degradação térmica do papel isolante e do fluido dielétrico, detectável mediante análise de gases dissolvidos (DGA).

Cabos de Corrente Contínua e Interconectores

Os cabos de distribuição de CC de alta tensão (tipicamente cabos de cobre com isolamento de XLPE retardante à chama ou compostos livres de halogênios) e os conectores rápidos (tipo MC4 ou MC4-Evo2) encontram-se expostos à penetração capilar de água salgada. Sob a ação de um potencial de CC constante de até $1500 V$ em relação à terra, desencadeia-se um processo de eletrólise e corrosão eletroquímica acelerada nos pontos de descontinuidade do isolamento ou em conectores mal crimpados.

A combinação de umidade marinha, íons cloreto ( $Cl ^-$ ) e potencial elétrico negativo induz o fenômeno conhecido como "arborescências de água" (water treeing) no isolamento de XLPE. Essas micro-fissuras preenchidas com água e sais condutores crescem lentamente sob o estresse elétrico até se converterem em "arborescências elétricas" (electrical treeing), as quais provocam a perfuração dielétrica completa do cabo, gerando faltas por arco elétrico de CC de alta energia que são extremamente difíceis de extinguir e representam um risco crítico de incêndio em plataformas flutuantes.

Células de Média Tensão e Dispositivos de Manobra

As células de distribuição em média tensão (tipicamente de $33 kV$ a $66 kV$ ), abrigadas em subestações offshore, experimentam falhas de isolamento devido à deposição de sais condutores nas buchas de passagem (bushings) e isoladores de suporte. A presença de harmônicos de alta frequência gerados pelos inversores, combinada com sobretensões de manobra não atenuadas adequadamente por SPDs degradados conforme IEC 61643-11, provoca descargas parciais superficiais. Essas descargas erosionam o material polimérico ou cerâmico dos isoladores, criando caminhos carbonizados permanentes (tracking) que conduzem inevitavelmente a um curto-circuito fase-fase ou fase-terra de grande poder destrutivo.

Estratégias Avançadas de Mitigação e Projeto de Engenharia

A mitigação efetiva do PID e a proteção da infraestrutura elétrica em usinas fotovoltaicas offshore exigem uma abordagem de projeto multidimensional que abranja a seleção de materiais, a topologia do sistema de aterramento e a implementação de sistemas ativos de compensação de potencial.

Sistemas Ativos de Regeneração (Offset Boxes)

A solução ativa mais eficaz para reverter e prevenir o PID-s consiste na instalação de geradores de desfasamento de potencial noturno (Offset Boxes). Esses dispositivos monitoram a tensão do sistema e, durante as horas de escuridão (quando os inversores estão inativos e a tensão de circuito aberto dos arranjos cai a zero), aplicam um potencial positivo elevado (tipicamente entre $+1000 V _{CC}$ e $+1500 V _{CC}$ ) entre os polos de CC e o aterramento do sistema.

Esse campo elétrico inverso inverte o gradiente de potencial eletrostático, forçando os cátions de sódio ( $Na ^+$ ) que haviam se difundido na junção p-n a migrarem em sentido contrário, retornando ao encapsulante de EVA e ao vidro frontal. A taxa de recuperação iônica durante a noite pode ser modelada pela equação de difusão inversa sob campo elétrico:

JNa = -D(T) \cdot \frac{\partial C}{\partial x} + \mu_{\text{Na}}(T) \cdot C \cdot Erev

Onde:

$JNa$ é a densidade de fluxo de íons de sódio.
$D(T)$ é o coeficiente de difusão do sódio no EVA à temperatura noturna.
$C$ é a concentração local de íons de sódio.
$\mu_{\text{Na}}(T)$ é a mobilidade iônica do sódio, a qual depende exponencialmente da temperatura.
$Erev$ é o campo elétrico inverso aplicado pelo dispositivo de regeneração.

Para otimizar o consumo energético e garantir a segurança, o sistema de controle do Offset Box deve medir continuamente a resistência de isolamento global do arranjo fotovoltaico. Em condições de névoa salina intensa, a resistência de isolamento diminui drasticamente, o que incrementa a corrente requerida para manter o potencial de regeneração. O dispositivo deve regular dinamicamente a tensão aplicada para evitar sobrecorrentes que possam danificar os diodos de bypass dos módulos ou disparar as proteções de sobrecorrente.

Seleção de Materiais e Projeto de Módulos Anti-PID

No projeto de projetos fotovoltaicos offshore, a especificação dos materiais constituintes do módulo é a primeira linha de defesa contra o PID:

Encapsulante de Elastômero de Poliolefina (POE): O EVA convencional deve ser completamente substituído por POE de alta qualidade. O POE apresenta uma taxa de transmissão de vapor de água (WVTR) de até duas ordens de grandeza inferior à do EVA ( $< 0.1 g/m ^2 /dia$ frente a $> 10 g/m ^2 /dia$ para o EVA) e uma resistividade de volume significativamente superior ( $> 10^{16} \ \Omega\cdot cm$ frente a $10^{14} \ \Omega\cdot cm$ para o EVA). Isso bloqueia a entrada de umidade e restringe drasticamente a mobilidade dos íons de sódio, eliminando virtualmente o PID-s.
Vidro Frontal Livre de Sódio ou Barreiras de Difusão: Devem ser especificados módulos que utilizem vidro de borossilicato ou quartzo, os quais carecem de óxido de sódio em sua composição, ou módulos que incorporem camadas de barreira de nitreto de silício ( $Si _3 N _4$ ) ou óxido de silício ( $SiO _x$ ) depositadas por deposição química em fase de vapor assistida por plasma (PECVD) sobre a superfície frontal da célula de silício para bloquear fisicamente a penetração iônica.

Coordenação de Proteções e SPDs segundo IEC 61643-11 e IEC 61643-32

Para evitar que os SPDs acelerem o PID devido a correntes de fuga ou deslocamentos de potencial, devem ser empregadas topologias de proteção híbridas. Em vez de utilizar SPDs baseados unicamente em varistores de óxido metálico (MOV), os quais apresentam correntes de fuga contínuas inerentes, devem ser especificados SPDs com topologia de conexão em série de um MOV e um Descarregador de Gás (GDT) ou um Spark Gap encapsulado, conforme recomendado pela norma IEC 61643-32 (guia de seleção e aplicação de SPDs em sistemas fotovoltaicos).

A inclusão do GDT em série com o MOV bloqueia por completo a corrente de fuga galvânica em condições de operação normais, já que o GDT atua como uma chave aberta de altíssima impedância ( $> 10 G \Omega$ ) até que sua tensão de disparo seja superada. Isso estabiliza o potencial do neutro virtual do sistema de CC, impedindo deslocamentos indesejados de tensão que degradem as células por PID, ao mesmo tempo em que garante uma proteção robusta contra sobretensões transientes de alta energia sob a classificação da norma IEC 61643-11.

Simulação e Validação de Sistemas de Potência mediante Vexten Suite

A análise da integridade dielétrica, da susceptibilidade ao PID e da estabilidade frente a faltas em uma usina fotovoltaica offshore exige o uso de ferramentas de software de simulação avançadas e de alta precisão. A seguir, apresenta-se o modelamento e a validação do sistema de potência utilizando os módulos especializados do Vexten Suite.

Módulo de Curto-Circuito (IEC 60909 / IEEE 141)

Para garantir a segurança da subestação offshore e dimensionar adequadamente os equipamentos de manobra e interrupção, modela-se o sistema de distribuição de corrente alternada de $66 kV$ e a rede de coletores de $33 kV$ utilizando o motor de cálculo de curto-circuito do Vexten Suite sob a metodologia da norma IEC 60909.

As fontes de geração fotovoltaica baseadas em inversores eletrônicos de potência são modeladas como fontes de corrente controladas com capacidade de injeção de corrente de falta limitada (tipicamente $1.1$ a $1.5$ vezes sua corrente nominal $I_n$ ). O cálculo considera o cenário mais desfavorável de falta trifásica simétrica e falta monofásica à terra nos barramentos de média tensão.

A impedância de curto-circuito da rede de coletores submarinos é calculada considerando a resistência de sequência positiva ( $R_1$ ) e a reatância ( $X_1$ ) na frequência fundamental de $50 Hz$ . Os resultados da simulação no Vexten Suite para uma falta monofásica à terra no barramento de $33 kV$ da subestação flutuante fornecem os seguintes parâmetros críticos:

I_k'' = \frac{c \cdot U_n}{\sqrt{3} \cdot \sqrt{(R_Q + R_T + R_C)^2 + (X_Q + X_T + X_C)^2}}

Onde:

$c = 1.1$ (fator de tensão para máxima tensão de falta).
$U_n = 33 kV$ .
$R_Q, X_Q$ são as resistências e reatâncias equivalentes da rede de transmissão montante.
$R_T, X_T$ são os parâmetros do transformador de potência principal de $100 MVA$ , $220/33 kV$ .
$R_C, X_C$ são as impedâncias do cabo submarino de exportação.

O software calcula uma corrente de curto-circuito subtransiente inicial ( $I_k''$ ) de $18.4 kA$ com uma componente de corrente contínua aperiódica ( $idc$ ) que apresenta uma constante de tempo de atenuação ( $\tau$ ) de $45 ms$ , o que exige o uso de disjuntores a váCuO com capacidade de interrupção mínima de $25 kA$ e um fator de assimetria adequado.

Módulo de Dimensionamento de Cabos (IEC 60287 / NEC 310) com Derating Harmônico

A corrente de fuga para a terra gerada pelo PID e as elevadas componentes harmônicas produzidas pelos inversores de alta frequência exigem um dimensionamento térmico rigoroso dos cabos submarinos de interconexão. Utilizando o módulo de dimensionamento de cabos do Vexten Suite baseado na norma IEC 60287, modela-se a capacidade de condução de corrente (ampacidade) de um cabo tripolar de cobre com isolamento de XLPE e armação de fios de aço (SWA) instalado sob o leito marinho a uma profundidade de sepultamento de $1.5 m$ .

A resistividade térmica do solo marinho úmido é estabelecida em $0.8 K \cdot m/W$ e a temperatura ambiente da água do mar de projeto é fixada em $20 °C$ . No entanto, devido à distorção harmônica total de corrente ( $THD_i$ ) gerada pela modulação por largura de pulso (PWM) dos inversores, o cabo experimenta perdas adicionais por efeito Joule devido ao incremento da resistência de CA pelo efeito pelicular (skin effect) e efeito proximidade a frequências elevadas.

O Vexten Suite aplica um fator de desclassificação por harmônicos (harmonic derating factor, $F_H$ ) calculado por meio da seguinte formulação:

F_H = \frac{1}{\sqrt{\sum_{h=1}^{N} \left( \frac{I_h}{I_1} \right)^2 \cdot \frac{R_h}{R_1}}}

Onde:

$I_h/I_1$ é a amplitude relativa do harmônico de ordem $h$ em relação à componente fundamental.
$R_h/R_1$ é a relação de resistências de CA do condutor para o harmônico de ordem $h$ e a frequência fundamental, avaliada por meio das funções de Bessel incorporadas no motor de cálculo do Vexten Suite:

\frac{R_h}{R_1} = 1 + y_s(h) + y_p(h)

Onde $y_s(h)$ e $y_p(h)$ são os fatores de efeito pelicular e de proximidade corrigidos para cada frequência harmônica. Para um espectro harmônico típico de inversor centralizado com harmônicos significativos nas frequências de chaveamento de banda lateral ( $2.5 kHz$ a $5 kHz$ ), o Vexten Suite determina um fator $F_H = 0.912$ . Isso obriga a superdimensionar a seção transversal do condutor de cobre de $185 mm ^2$ para $240 mm ^2$ para evitar que a temperatura do condutor supere o limite de projeto de $90 °C$ sob condições de máxima geração, prevenindo a aceleração do envelhecimento térmico do isolamento e a consequente falha dielétrica por arborescências.

Módulo de Mitigação de Ressonância e Impedância de Frequência

A combinação da grande capacitância parasita distribuída dos longos cabos submarinos de média tensão e das indutâncias equivalentes dos transformadores e filtros LCL dos inversores cria um circuito ressonante complexo de múltiplos nós. Se alguma frequência de chaveamento ou harmônico característico dos inversores coincidir com uma frequência de ressonância do sistema, ocorrerão sobretensões e sobrecorrentes harmônicas severas que danificarão os SPDs sob a norma IEC 61643-11 e acelerarão a degradação dielétrica dos módulos.

Utilizando o módulo de análise harmônica e varredura de impedância (Frequency Scan) do Vexten Suite, simula-se a resposta em frequência da rede de coletores de $33 kV$ vista a partir dos terminais do inversor. O gráfico de impedância revela um pico de ressonância paralelo agudo na frequência de $1750 Hz$ (harmônico de ordem $35$ ), com uma impedância equivalente que supera $2500 \ \Omega$ .

Para mitigar essa condição crítica, projeta-se e simula-se no Vexten Suite um filtro de amortecimento passivo do Tipo C (C-type damped filter) conectado ao barramento de $33 kV$ da subestação. Os parâmetros otimizados pelo algoritmo de sintonia do Vexten Suite são:

Capacitância principal ( $C_1$ ): $1.85 \ \mu F$ .
Resistência de amortecimento ( $R$ ): $120 \ \Omega$ .
Indutância de sintonia ( $L$ ): $45 mH$ em paralelo com um capacitor auxiliar ( $C_2$ ) de $2.15 \ \mu F$ .

A simulação pós-mitigação demonstra uma redução drástica do pico de impedância ressonante para valores inferiores a $85 \ \Omega$ em todo o espectro de frequência de interesse ( $50 Hz$ a $5 kHz$ ). Isso estabiliza as tensões de operação da usina, elimina a distorção harmônica de tensão residual ( $THD_v < 1.5\%$ ) e previne de forma absoluta a sobrecarga térmica dos SPDs e o estresse dielétrico transiente sobre os módulos fotovoltaicos, garantindo a imunidade do sistema frente a falhas por PID e sobretensões transientes no hostil ambiente marinho offshore.