PID dans les Modules PV Offshore: Protections IEC 61643-11 et Thermographie Quantitative

Introduction et Dynamique de la Dégradation Induite par Potentiel (PID) en Environnements Marins

La Dégradation Induite par Potentiel (PID) est un phénomène de dégradation électrochimique qui altère sévèrement les performances et la durée de vie des modules photovoltaïques (PV) au silicium cristallin. Dans les centrales photovoltaïques flottantes et offshore, ce mécanisme s'accélère de manière exponentielle en raison des conditions environnementales extrêmes caractérisées par une salinité élevée, une humidité relative persistante et des fluctuations thermiques cycliques. La PID se manifeste principalement sous deux variantes : la PID de shunt (PID-s, shunting), qui dégrade le facteur de forme (FF) et la tension en circuit ouvert ($Voc$) en créant des voies de conduction parasites à travers la jonction p-n ; et la PID de polarisation (PID-p), qui affecte le courant de court-circuit ($Isc$) en raison de l'accumulation de charges superficielles modifiant la vitesse de recombinaison.

Le mécanisme physico-chimique de la PID-s est initié par la différence de potentiel électrique existant entre les cellules de silicium et la structure de support des modules, cette dernière étant typiquement reliée à la terre pour des raisons de sécurité. Dans les systèmes modernes présentant des tensions de chaîne allant jusqu'à $1500 V _{CC}$, les modules situés aux extrémités de polarité négative subissent un champ électrique interne extrêmement intense. Ce potentiel négatif attire les cations sodium ($Na ^+$) présents dans le verre protecteur face avant (verre sodo-calcique).

Sous l'influence de ce champ électrique, les ions $Na ^+$ migrent à travers l'encapsulant d'éthylène-vinyle-acétate (EVA) vers la surface de la cellule de silicium. Les ions sodium accumulés pénètrent dans les défauts cristallins du silicium, spécifiquement au niveau des fautes d'empilement, se diffusant en profondeur jusqu'à atteindre la jonction p-n. Cela crée des micro-shunts métalliques qui court-circuitent localement la cellule, réduisant drastiquement la résistance en parallèle ($Rsh$) du dispositif.

En environnement offshore, ce processus est catalysé par le dépôt continu d'aérosols marins. Le brouillard salin dépose un film aqueux hautement conducteur sur la surface extérieure du verre du module. Cette couche saline agit comme une électrode continue parfaitement distribuée, réduisant la résistance d'isolement superficielle pratiquement à zéro. En conséquence, toute la chute de potentiel du système se concentre perpendiculairement à travers l'épaisseur du verre et de l'encapsulant, maximisant l'intensité du champ électrique local $E$.

La cinétique de la dégradation par PID en milieu marin peut être modélisée par une équation de type Arrhenius modifiée, qui intègre la dépendance non linéaire vis-à-vis de la tension du système et de l'humidité relative :

Où :

• $KPID$ est le taux de dégradation du module (perte de puissance par unité de temps).
• $A$ est un facteur pré-exponentiel caractéristique de la conception du module et de la composition chimique de ses matériaux.
• $VDC$ est la tension continue de la chaîne par rapport à la terre ($V$).
• $\gamma$ est l'exposant de tension, typiquement situé dans la plage de $1.5$ à $2.0$.
• $RH$ est l'humidité relative locale (exprimée sous forme de fraction décimale ou de pourcentage).
• $\beta$ est le facteur de sensibilité à l'humidité, habituellement compris entre $2.0$ et $4.0$ en raison de l'augmentation de la conductivité de l'encapsulant par absorption d'eau.
• $E_a$ est l'énergie d'activation du processus de diffusion de l'ion $Na ^+$, typiquement évaluée entre $0.7 eV$ et $0.95 eV$.
• $k_B$ est la constante de Boltzmann ($8.617 \times 10^{-5} eV/K$).
• $T$ est la température absolue de la cellule ($K$).

Sur les plateformes flottantes, l'humidité relative ($RH$) se maintient de manière presque continue au-dessus de $85\%$, et la salinité superficielle augmente l'hygroscopicité du verre, facilitant la condensation même à des températures supérieures au point de rosée standard. Cela réduit drastiquement la résistance électrique de l'encapsulant ($REVA$), laquelle varie de façon exponentielle avec la température et l'absorption d'humidité, permettant au courant de fuite d'ions $Na ^+$ d'augmenter de plusieurs ordres de grandeur par rapport aux installations terrestres désertiques ou tempérées.

Interaction Électromagnétique et de Mise à la Terre : Le Rôle de la Norme IEC 61643-11

La mise à la terre dans les centrales photovoltaïques offshore présente des défis singuliers en raison de l'absence d'une masse terrestre de référence directe et de la nature hautement conductrice de l'eau de mer. Les structures métalliques de support des modules (qu'il s'agisse de flotteurs en polyéthylène haute densité avec sous-structures en aluminium ou de plateformes en acier fixées au lit marin) doivent être interconnectées pour garantir l'équipotentialité. Cependant, l'impédance de mise à la terre du système est altérée par la salinité, la température de l'eau et la corrosion galvanique des électrodes de sacrifice.

Les Dispositifs de Protection contre les Surtensions (SPD / parafoudres) régis par la norme IEC 61643-11 (parafoudres basse tension pour surtensions transitoires) jouent un rôle critique et dual dans la dynamique de la PID. Ces dispositifs, conçus pour limiter les surtensions transitoires causées par les décharges atmosphériques ou les manœuvres de commutation, sont connectés entre les pôles actifs du circuit en courant continu ($L+$, $L-$) et la barre de mise à la terre ($PE$).

Courants de Fuite et Tension de Déplacement

Les SPDs basés sur des Varistances à Oxydes Métalliques (MOV) présentent un courant de fuite interne ($Ipe$) de caractère continu qui s'écoule vers le réseau de terre. Sous des conditions de fonctionnement nominales, ce courant est extrêmement faible (inférieur à $1 mA$). Cependant, en environnement marin, la dégradation thermique et chimique des MOVs, accélérée par l'humidité et les micro-surtensions répétitives, augmente ce courant de fuite de manière non linéaire.

Lorsqu'un déséquilibre se produit dans les courants de fuite des SPDs des pôles positif et négatif, le potentiel du point neutre virtuel du champ photovoltaïque se déplace. Dans les systèmes à configuration flottante (schéma IT), ce déplacement de tension altère la distribution de potentiel de la chaîne par rapport à la terre. Si le SPD du pôle positif subit une dégradation augmentant sa conductivité, le pôle positif s'approchera du potentiel de la terre, forçant le pôle négatif à se déplacer vers un potentiel de $-1500 V$ par rapport à la terre. Ce déplacement accroît drastiquement la contrainte de tension à l'extrémité négative de la chaîne, accélérant de manière catastrophique la PID-s.

L'interaction de la capacité parasite du module ($Cpara$) avec l'impédance du SPD et le système de mise à la terre est modélisée dynamiquement par le circuit équivalent suivant :

Où $R_{SPD+}$ et $R_{SPD-}$ représentent les résistances d'isolement dynamiques des SPDs de chaque pôle, et $R_{isol+}$ et $R_{isol-}$ sont les résistances d'isolement propres à la centrale photovoltaïque. Dans des conditions de haute humidité marine, si $R_{SPD-}$ diminue en raison d'une dégradation sous la norme IEC 61643-11, le potentiel de décalage ($Voffset$) devient fortement positif, ce qui déplace le potentiel des cellules de l'extrémité opposée vers des valeurs fortement négatives, déclenchant la migration ionique.

Transitoires de Commutation et Impact Haute Fréquence

Les transitoires de haute fréquence issus des décharges atmosphériques induisent des courants qui s'écoulent à travers les capacités parasites des modules vers la structure métallique et l'eau. La norme IEC 61643-11 définit les méthodes d'essai pour vérifier la capacité des SPDs à supporter des courants d'impulsion ($Iimp$) de forme d'onde $10/350 \ \mu s$ (Classe I) et des courants nominaux de décharge ($I_n$) de $8/20 \ \mu s$ (Classe II).

Si le niveau de protection en tension du SPD ($U_p$) est trop élevé ou si le dispositif présente une inductance de raccordement excessive, les surtensions transitoires ne seront pas limitées efficacement. La présence de fronts d'onde rapides ($dv/dt$ élevés) induit des tensions transitoires sévères à travers les fines couches d'oxyde de silicium ($SiO _2$) et d'alumine ($Al _2 O _3$) utilisées pour la passivation des cellules photovoltaïques à haute efficacité (telles que PERC ou TOPCon). Ces surtensions transitoires peuvent perforer diélectriquement ces couches nanométriques, créant des points de nucléation permanents qui réduisent la résistance d'isolement locale et servent de canaux préférentiels pour la dégradation ultérieure par PID sous tensions de service statiques.

Thermographie Infrarouge Quantitative (QIRT) pour Diagnostique de PID Offshore

La détection et la quantification de la PID dans les centrales photovoltaïques offshore au moyen de la Thermographie Infrarouge Quantitative (QIRT) nécessitent une analyse rigoureuse du transfert de chaleur par rayonnement et des interférences optiques imposées par l'atmosphère marine. Contrairement aux installations terrestres, les plateformes flottantes sont sujettes à un mouvement constant provoqué par la houle, ce qui exige l'utilisation de systèmes de stabilisation active et de caméras thermographiques haute résolution dotées de fréquences de rafraîchissement élevées.

Physique du Rayonnement Infrarouge en Entourages Marins

Pour obtenir la température réelle d'un module photovoltaïque ($Tobj$) à partir du rayonnement total mesuré par le capteur microbolométrique de la caméra ($Wtot$), il convient de résoudre l'équation de transfert radiatif, laquelle prend en compte l'émissivité de l'objet ($\epsilon$), la transmittance de l'atmosphère ($\tau$) et le rayonnement réfléchi par l'environnement ($Trefl$) :

En isolant la température réelle de l'objet :

Où :

• $\sigma$ est la constante de Stefan-Boltzmann ($5.670374 \times 10^{-8} W/m ^2 K ^4$).
• $\epsilon$ est l'émissivité du verre face avant du module. Le verre sodo-calcique standard présente une émissivité de $\approx 0.85 - 0.90$ dans la bande spectrale de $8 \ \mu m$ à $14 \ \mu m$. Cependant, l'accumulation de croûtes de sel cristallisé altère drastiquement cette valeur, réduisant l'émissivité effective et augmentant la réflectivité spéculaire, ce qui introduit des erreurs de mesure allant jusqu'à $\pm 5 °C$ si elle n'est pas corrigée dynamiquement.
• $\tau$ est la transmittance atmosphérique. En milieu marin, la forte concentration de vapeur d'eau et d'aérosols de saumure provoque une absorption et une dispersion significatives du rayonnement infrarouge à ondes longues (LWIR). La transmittance doit être calculée en fonction de la distance de mesure $d$ et de l'humidité absolue de l'air.
• $Trefl$ est la température apparente réfléchie. Dans les systèmes offshore, l'eau de mer et le ciel dégagé agissent comme des sources thermiques réfléchies de grande intensité. La surface de l'eau de mer a une émissivité élevée, mais sa forte réflectivité sous des angles rasants peut projeter une signature froide du ciel sur le module, masquant de véritables points chauds (hotspots).

Signatures Thermiques de la PID

La PID de shunt (PID-s) présente une signature thermique caractéristique et univoque. Étant donné que les micro-shunts réduisent localement la résistance en parallèle, les cellules affectées fonctionnent à un point de polarisation où elles dissipent de l'énergie au lieu d'en générer. Le courant généré par les cellules saines de la même chaîne s'écoule à travers les cellules dégradées par la PID, qui se comportent comme des charges résistives.

La signature thermique typique révèle un gradient de température s'accroissant progressivement le long de la chaîne photovoltaïque, les modules les plus chauds étant localisés à l'extrémité la plus proche du pôle négatif (dans les systèmes à mise à la terre flottante ou positive). Au sein d'un module individuel, la PID-s se manifeste initialement sous la forme d'un motif thermique en "échiquier", où des cellules individuelles ou des groupes de cellules adjacentes au cadre métallique du module présentent des températures substantiellement supérieures ($\Delta T$ de $5 °C$ à plus de $25 °C$ par rapport aux cellules saines). Cela découle du fait que le chemin de moindre résistance pour le courant de fuite ionique correspond à la distance la plus courte vers le cadre en aluminium relié à la terre.

La perte de puissance d'une cellule dégradée peut être estimée quantitativement à partir de sa signature thermique au moyen de bilans énergétiques locaux :

Où :

• $Ueff$ est le coefficient global de transfert thermique (convectif et radiatif) dans les conditions offshore, fortement influencé par la vitesse du vent marin ($v_w$) : $Ueff = a + b \cdot v_w^c$.
• $Acell$ est la surface de la cellule photovoltaïque ($m ^2$).
• $G$ est l'éclairement énergétique solaire global incident ($W/m ^2$).
• $\eta_{ref}$ est le rendement nominal de la cellule à la température de référence $Tref$ ($25 °C$).
• $\alpha_T$ est le coefficient de température de la puissance du module ($\%/ °C$).

Technologie de Cellule	Mécanisme Dominant de PID	Paramètres Électriques Critiques	Limites selon IEC 61215 / IEC 62804 / IEC 61643-11	Effet Diélectrique et Opérationnel Offshore
p-PERC (Passivated Emitter and Rear Cell)	PID-s (Shuntage par diffusion de $Na ^+$ dans les dislocations de la jonction p-n).	Chute drastique de $Rsh$, diminution de $Voc$ et du facteur de forme (FF).	Perte de puissance $< 5\%$ après essai IEC 62804-1 ($85 °C /85\% RH$, $96 h$, $\pm 1000 / -1500 V$).	La présence du film salin réduit la résistance superficielle, multipliant le taux de défaillance diélectrique par un facteur de $5\times$.
n-TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact)	PID-p (Polarisation superficielle et endommagement de la couche ultra-fine de tunnel en $SiO _2$).	Réduction de $Isc$ et dégradation de la passivation superficielle.	Limites strictes sur le courant de fuite des SPDs (IEC 61643-11) pour éviter les déplacements de tension transitoires.	La pénétration d'humidité dans la couche d'oxyde tunnel de $1.5 nm$ induit des courants tunnel parasites et une perte de passivation.
HJT (Hétérojonction de Silicium)	PID-p réversible par accumulation de charge dans la couche de TCO (Oxyde Conducteur Transparent).	Perte temporaire de transmission optique et recombinaison superficielle.	Nécessite une coordination d'isolement stricte selon IEC 62109-1 et IEC 61643-32.	La haute conductivité du TCO réduit la PID-s, mais la polarisation électrostatique est exacerbée par la charge saline accumulée.

Analyse Forensique des Défaillances dans l'Infrastructure Électrique Offshore

La dégradation induite par potentiel et les conditions marines sévères ne limitent pas leurs effets destructeurs aux seules cellules photovoltaïques ; l'infrastructure électrique de puissance de la centrale (transformateurs de puissance, câbles sous-marins, cellules de moyenne tension et systèmes de protection) subit des processus de dégradation synergiques qui compromettent la sécurité et la continuité d'exploitation.

Transformateurs d'Élévation (Onduleur vers Moyenne Tension)

Les transformateurs de couplage des onduleurs centralisés ou de chaîne subissent une contrainte thermique et diélectrique sévère sous l'effet des courants de mode commun et des composantes continues de tension induites par l'asymétrie de la PID et les courants de fuite des SPDs. Lorsque de nombreuses chaînes photovoltaïques sont fortement dégradées par la PID, le courant de fuite total à la terre ($\sum Ileak$) retourne à l'onduleur via le conducteur de protection ($PE$).

Ce courant continu s'écoule dans l'enroulement basse tension du transformateur si l'onduleur ne dispose pas d'un isolement galvanique actif (topologies sans transformateur ou transformerless). L'injection d'une composante de courant continu dans l'enroulement basse tension du transformateur entraîne la saturation asymétrique de son circuit magnétique. La saturation du noyau se traduit par :

• Une augmentation massive du courant de magnétisation, lequel adopte une forme d'onde très distordue présentant des crêtes de courant sévères.
• Des pertes par hystérésis et par courants de Foucault localisées dans les tôles du noyau et les parois de la cuve du transformateur, élevant la température de l'huile diélectrique au-delà des limites de conception (selon IEC 60076-14).
• La génération de gaz de défaillance (principalement de l'hydrogène, $H _2$, et du méthane, $CH _4$) imputable à la dégradation thermique du papier isolant et du fluide diélectrique, décelable par l'Analyse des Gaz Dissous (DGA).

Cables de Courant Continu et Interconnecteurs

Les câbles de distribution CC haute tension (typiquement des câbles en cuivre avec isolement en XLPE retardateur de flamme ou avec des composés sans halogène) et les connecteurs rapides (type MC4 ou MC4-Evo2) sont exposés à la pénétration capillaire de l'eau salée. Sous l'action d'un potentiel CC continu allant jusqu'à $1500 V$ par rapport à la terre, un processus d'électrolyse et de corrosion électrochimique accélérée se déclenche au niveau des points de discontinuité de l'isolant ou dans les connecteurs mal sertis.

La combinaison de l'humidité marine, des ions chlorure ($Cl ^-$) et du potentiel électrique négatif induit le phénomène dit d'« arborescences d'eau » (water treeing) au sein de l'isolation en XLPE. Ces micro-fissures remplies d'eau et de sels conducteurs croissent lentement sous l'effet de la contrainte électrique jusqu'à se transformer en « arborescences électriques » (electrical treeing), lesquelles provoquent la perforation diélectrique complète du câble. Cela génère des défauts d'arc électrique CC à haute énergie qui sont extrêmement difficiles à éteindre et constituent un risque d'incendie majeur sur les plateformes flottantes.

Cellules de Moyenne Tension et Appareillage de Coupure

Les cellules de distribution moyenne tension (typiquement de $33 kV$ à $66 kV$), abritées dans les sous-stations offshore, subissent des défaillances d'isolement dues au dépôt de sels conducteurs sur les traversées isolantes (bushings) et les isolateurs de support. La présence d'harmoniques à haute fréquence générés par les onduleurs, combinée aux surtensions de manœuvre insuffisamment atténuées par des SPDs dégradés selon l'IEC 61643-11, provoque des décharges partielles superficielles. Ces décharges érodent le matériau polymère ou céramique des isolateurs, créant des chemins carbonisés permanents (tracking) qui mènent inévitablement à un court-circuit phase-phase ou phase-terre au potentiel destructeur majeur.

Stratégies Avançées de Atténuation et Conception d'Ingénierie

L'atténuation efficace de la PID et la protection de l'infrastructure électrique dans les centrales photovoltaïques offshore exigent une approche de conception multidimensionnelle englobant la sélection des matériaux, la topologie du réseau de terre et la mise en œuvre de systèmes actifs de compensation de potentiel.

Systèmes Actifs de Régénération (Offset Boxes)

La solution active la plus efficace pour inverser et prévenir la PID-s consiste à installer des générateurs de décalage de potentiel nocturne (Offset Boxes). Ces dispositifs surveillent la tension du système et, pendant les heures d'obscurité (lorsque les onduleurs sont inactifs et que la tension en circuit ouvert des chaînes tombe à zéro), appliquent un potentiel positif élevé (typiquement entre $+1000 V _{CC}$ et $+1500 V _{CC}$) entre les pôles CC et la terre du système.

Ce champ électrique inverse inverse le gradient de potentiel électrostatique, forçant les cations sodium ($Na ^+$) qui se sont diffusés dans la jonction p-n à migrer en sens inverse, retournant dans l'encapsulant d'EVA et dans le verre de la face avant. Le taux de récupération ionique durant la nuit peut être modélisé par l'équation de diffusion inverse sous champ électrique :

Où :

• $JNa$ est la densité de flux d'ions sodium.
• $D(T)$ est le coefficient de diffusion du sodium dans l'EVA à la température nocturne.
• $C$ est la concentration locale d'ions sodium.
• $\mu_{\text{Na}}(T)$ est la mobilité ionique du sodium, laquelle dépend de façon exponentielle de la température.
• $Erev$ est le champ électrique inverse appliqué par le dispositif de régénération.

Pour optimiser la consommation d'énergie et garantir la sécurité, le système de contrôle de l'Offset Box doit mesurer en continu la résistance d'isolement globale du champ photovoltaïque. Dans des conditions de brouillard salin intense, la résistance d'isolement chute drastiquement, augmentant ainsi le courant requis pour maintenir le potentiel de régénération. Le dispositif doit réguler dynamiquement la tension appliquée pour éviter les surcourants susceptibles d'endommager les diodes de bypass des modules ou de déclencher les protections contre les surintensités.

Sélection des Matériaux et Conception des Modules Anti-PID

Dans la conception des projets photovoltaïques offshore, la spécification des matériaux constitutifs du module constitue la première ligne de défense contre la PID :

• Encapsulants en Élastomère de Polyoléfine (POE) : L'EVA conventionnel doit être entièrement remplacé par du POE de haute qualité. Le POE présente un taux de transmission de la vapeur d'eau (WVTR) inférieur de deux ordres de grandeur à celui de l'EVA ($< 0.1 g/m ^2 /jour$ contre $> 10 g/m ^2 /jour$ pour l'EVA) ainsi qu'une résistivité transversale nettement supérieure ($> 10^{16} \ \Omega\cdot cm$ contre $10^{14} \ \Omega\cdot cm$ pour l'EVA). Cela bloque la pénétration de l'humidité et restreint drastiquement la mobilité des ions sodium, éliminant virtuellement la PID-s.
• Verre Face Avant Sans Sodium ou Barrières de Diffusion : Il convient de spécifier des modules utilisant du verre au borosilicate ou du quartz, exempts d'oxyde de sodium dans leur composition, ou des modules intégrant des couches barrières de nitrure de silicium ($Si _3 N _4$) ou d'oxyde de silicium ($SiO _x$) déposées par dépôt chimique en phase vapeur assisté par plasma (PECVD) sur la surface avant de la cellule de silicium pour bloquer physiquement la pénétration ionique.

Coordination des Protections et SPDs selon IEC 61643-11 et IEC 61643-32

Pour éviter que les SPDs n'accélèrent la PID par des courants de fuite ou des décalages de potentiel, des topologies de protection hybrides doivent être déployées. Au lieu d'employer des SPDs basés uniquement sur des varistances à oxydes métalliques (MOV), qui présentent des courants de fuite continus inhérents, il convient de spécifier des SPDs avec une topologie d'association en série d'une MOV et d'un Tube à Écoulement de Gaz (GDT) ou d'un éclateur encapsulé, conformément aux recommandations de la norme IEC 61643-32 (guide de sélection et d'application des SPDs pour installations photovoltaïques).

L'insertion du GDT en série avec la MOV bloque totalement le courant de fuite galvanique dans les conditions normales de service, le GDT agissant comme un interrupteur ouvert de très haute impédance ($> 10 G \Omega$) jusqu'à ce que sa tension d'amorçage soit atteinte. Cela stabilise le potentiel du neutre virtuel du réseau CC, empêchant les déplacements indésirables de tension dégradant les cellules par PID, tout en garantissant une protection robuste contre les surtensions transitoires à haute énergie sous la classification de la norme IEC 61643-11.

Simulation et Validation des Réseaux Électriques via Vexten Suite

L'analyse de l'intégrité diélectrique, de la susceptibilité à la PID et de la stabilité face aux défauts dans une centrale photovoltaïque offshore nécessite le recours à des outils logiciels de simulation avancés et de haute précision. Ci-après sont présentés la modélisation et la validation du système électrique à l'aide des modules spécialisés de la suite Vexten Suite.

Module de Court-Circuit (IEC 60909 / IEEE 141)

Afin de garantir la sécurité de la sous-station offshore et de dimensionner adéquatement l'appareillage de coupure, le réseau de distribution en courant alternatif de $66 kV$ et le réseau de collecte en $33 kV$ sont modélisés au moyen du moteur de calcul de court-circuit de Vexten Suite, selon la méthodologie de la norme IEC 60909.

Les sources de génération photovoltaïque basées sur des onduleurs électroniques de puissance sont modélisées comme des sources de courant commandées avec une capacité d'injection de courant de défaut limitée (typiquement $1.1$ à $1.5$ fois leur courant nominal $I_n$). Le calcul prend en considération le scénario le plus défavorable correspondant au défaut triphasé symétrique et au défaut monophasé à la terre sur les barres de moyenne tension.

L'impédance de court-circuit du réseau de collecte sous-marin est calculée en considérant la résistance directe ($R_1$) et la réactance ($X_1$) à la fréquence fondamentale de $50 Hz$. Les résultats de la simulation sous Vexten Suite pour un défaut monophasé à la terre sur le jeu de barres de $33 kV$ de la sous-station flottante fournissent les paramètres critiques suivants :

Où :

• $c = 1.1$ (facteur de tension pour le calcul de la tension de défaut maximale).
• $U_n = 33 kV$.
• $R_Q, X_Q$ sont les résistances et réactances équivalentes du réseau de transport en amont.
• $R_T, X_T$ sont les paramètres du transformateur de puissance principal de $100 MVA$, $220/33 kV$.
• $R_C, X_C$ sont les impédances du câble sous-marin d'exportation.

Le logiciel calcule un courant de court-circuit subtransitoire initial ($I_k''$) de $18.4 kA$ avec une composante aperiodique en courant continu ($idc$) présentant une constante de temps d'amortissement ($\tau$) de $45 ms$, ce qui exige l'utilisation de disjoncteurs à vide possédant un pouvoir de coupure minimal de $25 kA$ et un facteur d'asymétrie adapté.

Module de Dimensionnement des Câbles (IEC 60287 / NEC 310) avec Déclassement Harmonique

Le courant de fuite à la terre généré par la PID et les composantes harmoniques élevées introduites par les onduleurs à haute fréquence imposent un dimensionnement thermique rigoureux des câbles sous-marins d'interconnexion. À l'aide du module de dimensionnement des câbles de Vexten Suite reposant sur la norme IEC 60287, la capacité de transit de courant (ampacity) d'un câble tripolaire en cuivre isolé au XLPE et armé de fils d'acier (SWA), enfoui dans le lit marin à une profondeur de $1.5 m$, est modélisée.

La résistivité thermique du sol marin humide est fixée à $0.8 K \cdot m/W$ et la température ambiante de l'eau de mer de référence est établie à $20 °C$. Néanmoins, en raison de la déformation harmonique totale du courant ($THD_i$) générée par la modulation de largeur d'impulsion (MLI / PWM) des onduleurs, le câble subit des pertes supplémentaires par effet Joule découlant de l'augmentation de la résistance CA par effet pelliculaire (skin effect) et effet de proximité aux fréquences élevées.

Vexten Suite applique un facteur de réduction par harmoniques (harmonic derating factor, $F_H$) calculé selon la formulation suivante :

Où :

• $I_h/I_1$ est l'amplitude relative de l'harmonique de rang $h$ par rapport à la composante fondamentale.
• $R_h/R_1$ est le rapport des résistances en CA du conducteur pour l'harmonique du rang $h$ et la fréquence fondamentale, évalué au moyen des fonctions de Bessel intégrées dans le moteur de calcul de Vexten Suite :

Où $y_s(h)$ et $y_p(h)$ représentent les facteurs d'effet pelliculaire et de proximité corrigés pour chaque fréquence harmonique. Pour un spectre harmonique typique d'onduleur centralisé présentant des harmoniques significatives aux fréquences de découpage des bandes latérales ($2.5 kHz$ à $5 kHz$), Vexten Suite détermine un facteur $F_H = 0.912$. Cela impose de surdimensionner la section transversale du conducteur en cuivre de $185 mm ^2$ à $240 mm ^2$ afin d'éviter que la température de l'âme ne dépasse la limite de conception de $90 °C$ sous les conditions de génération maximale, prévenant ainsi le vieillissement thermique accéléré de l'isolation et la défaillance diélectrique ultérieure par arborescences.

Module d'Atténuation de la Résonance et d'Impédance de Fréquence

La combinaison de la capacité parasite distribuée importante des longs câbles sous-marins de moyenne tension et des inductances équivalentes des transformateurs et filtres LCL des onduleurs constitue un circuit résonant complexe à nœuds multiples. Si une fréquence de découpage ou une harmonique caractéristique des onduleurs coïncide avec une fréquence de résonance du réseau, des surtensions et surintensités harmoniques sévères se manifesteront, endommageant les SPDs régis par la norme IEC 61643-11 et accélérant la dégradation diélectrique des modules.

Grâce au module d'analyse harmonique et de balayage d'impédance (Frequency Scan) de Vexten Suite, la réponse en fréquence du réseau de collecte de $33 kV$ vécue depuis les bornes de l'onduleur est simulée. Le profil d'impédance fait apparaître une pointe d'impédance résonante parallèle aiguë à une fréquence de $1750 Hz$ (harmonique de rang $35$), avec une impédance équivalente dépassant $2500 \ \Omega$.

Pour résorber cette condition critique, un filtre d'amortissement passif de type C (C-type damped filter) connecté au jeu de barres de $33 kV$ de la sous-station est conçu et simulé dans Vexten Suite. Les paramètres optimisés par l'algorithme d'accordement de Vexten Suite sont :

• Capacité principale ($C_1$) : $1.85 \ \mu F$.
• Résistance d'amortissement ($R$) : $120 \ \Omega$.
• Inductance d'accord ($L$) : $45 mH$ en parallèle avec un condensateur auxiliaire ($C_2$) de $2.15 \ \mu F$.

La simulation après atténuation démontre une réduction drastique de la pointe d'impédance résonante à des valeurs inférieures à $85 \ \Omega$ sur l'ensemble du spectre de fréquence d'intérêt ($50 Hz$ à $5 kHz$). Cela stabilise les tensions de fonctionnement de la centrale, élimine la distorsion harmonique de tension résiduelle ($THD_v < 1.5\%$) et prévient de manière absolue la surcharge thermique des SPDs ainsi que la contrainte diélectrique transitoire sur les modules photovoltaïques, garantissant l'immunité complète du système face aux défaillances par PID et aux surtensions transitoires au sein du rude environnement marin offshore.