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Performance of Differential Protection Applied to Collector Cables of Offshore Wind Farms with MMC-HVDC Transmission

Questo articolo investiga i limiti della protezione differenziale convenzionale per i cavi collettori di parchi eolici offshore connessi a sistemi MMC-HVDC e propone strategie migliorate basate sulle componenti di sequenza, validate attraverso simulazioni PSCAD/EMTDC per affrontare le caratteristiche uniche delle correnti di guasto delle risorse basate su inverter.

Autori originali: Moisés J. B. B. Davi, Felipe V. Lopes, Vinícius A. Lacerda, Mário Oleskovicz, Oriol Gomis-Bellmunt

Pubblicato 2026-01-26

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CC BY 4.0

Autori originali: Moisés J. B. B. Davi, Felipe V. Lopes, Vinícius A. Lacerda, Mário Oleskovicz, Oriol Gomis-Bellmunt

Articolo originale sotto licenza CC BY 4.0 (http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/). ✨ Questa è una spiegazione generata dall'IA dell'articolo qui sotto. Non è stata scritta né approvata dagli autori. Per precisione tecnica, consulta l'articolo originale. Leggi il disclaimer completo

Il quadro generale: Un nuovo tipo di centrale elettrica

Immaginate un enorme parco eolico offshore. Invece di inviare elettricità attraverso un lungo cavo tradizionale verso la costa, utilizza un "super-cavo" ad alta tecnologia (chiamato MMC-HVDC) per trasmettere l'energia su lunghe distanze.

In passato, questi parchi eolici erano collegati alla rete principale come una centrale elettrica standard. Ma ora sono collegati a una rete "intelligente" dove tutto è controllato da computer e inverter (dispositivi che cambiano il tipo di elettricità). Il documento pone una domanda semplice: se si verifica un cortocircuito (un "guasto") all'interno dei cavi interni del parco eolico, gli allarmi di sicurezza (sistemi di protezione) funzioneranno ancora correttamente?

L'allarme di sicurezza: La guardia "differenziale"

Per capire il problema, immaginate una guardia giurata in piedi all'ingresso e all'uscita di un corridoio (il cavo).

Giornata normale: La guardia conta le persone che entrano e che escono. Se 10 persone entrano e 10 persone escono, il corridoio è sicuro. La guardia non fa nulla.
L'allarme (Protezione Differenziale): Se qualcuno inciampa e cade dentro il corridoio, il numero di persone che esce non corrisponderà a quello delle persone che entrano. La guardia vede una "differenza" e suona l'allarme per sgomberare il corridoio.

Questo documento testa quanto bene funziona questa "guardia" quando le persone (l'elettricità) sono controllate da computer molto rigorosi e veloci (Risorse Basate su Inverter).

Il problema: Il guasto "silenzioso"

I ricercatori hanno scoperto un grave malfunzionamento. In questi moderni parchi eolici, i computer che controllano le turbine eoliche e il convertitore principale sono programmati per essere molto cauti. Se avvertono un problema, cercano attivamente di bloccare il flusso di elettricità per proteggere l'attrezzatura.

L'analogia:
Immaginate che la guardia stia cercando di contare le persone, ma alle persone all'interno del corridoio venga ordinato: "Se vedete un incendio, immobilizzatevi e non muovetevi".

Se scoppia un incendio (un guasto), le persone si immobilizzano.
La guardia all'ingresso vede 0 persone entrare.
La guardia all'uscita vede 0 persone uscire.
La guardia pensa: "Tutto bene! 0 meno 0 fa 0".
Risultato: La guardia non suona l'allarme, anche se c'è un incendio. Il sistema di sicurezza fallisce perché la "differenza" che cerca di individuare scompare.

Cosa hanno testato i ricercatori

Il team ha costruito una simulazione dettagliata al computer di un vero parco eolico in Brasile e in Spagna. Hanno testato due diversi "tipi di personalità" per i controller dei computer:

Tipo di Controller 1 (Quello "rigoroso"): Questo controller cerca di bloccare completamente qualsiasi flusso di elettricità strano o sbilanciato (chiamato corrente "di sequenza negativa") durante un guasto.
- Risultato: La guardia di sicurezza è diventata cieca. Per molti tipi di guasti (come un cavo che tocca terra o due cavi che si toccano tra loro), la guardia non ha visto alcuna differenza e non è scattata. Il cavo è rimasto senza protezione.
Tipo di Controller 2 (Quello "flessibile"): Questo controller permette a parte di quell'elettricità strana e sbilanciata di fluire durante un guasto.
- Risultato: La guardia di sicurezza è riuscita a vedere la differenza. L'allarme ha funzionato correttamente e il guasto è stato eliminato.

La "magia" della sequenza zero

Il documento ha esaminato anche un tipo speciale di flusso elettrico chiamato "sequenza zero" (che avviene quando un cavo tocca terra).

Hanno scoperto che se i trasformatori (i dispositivi che aumentano o diminuiscono la tensione) sono cablati in un certo modo, questo flusso di "sequenza zero" può agere come un segnale di riserva.
Anche se la guardia principale è confusa, questo segnale di riserva può talvolta svegliare l'allarme. Tuttavia, ciò funziona solo se il controller "rigoroso" non è troppo aggressivo e se i trasformatori sono cablati correttamente.

La buona notizia: Nessun falso allarme

I ricercatori hanno anche testato cosa succede se si verifica un problema fuori dal corridoio (nel resto della rete).

Risultato: La guardia è stata molto intelligente. Nonostante i controlli computerizzati confusi, la guardia ha capito correttamente: "Quel problema non è nel mio corridoio" e non ha suonato un falso allarme. Il sistema è rimasto "selettivo" (scatta solo quando deve).

In sintesi

Il documento conclude che, con l'avanzare verso reti elettriche controllate maggiormente dai computer, le vecchie regole di sicurezza potrebbero non funzionare più.

Il rischio: Se i computer sono troppo bravi a sopprimere i flussi di elettricità durante un guasto, i sistemi di sicurezza potrebbero non accorgersi che il guasto sta avvenendo.
La lezione: Gli ingegneri non possono limitarsi a fare affidamento sul classico allarme di "differenza". Devono osservare diversi tipi di segnali elettrici (come i flussi "negativi" e "zero") e assicurarsi che i controller dei computer non sopprimano proprio i segnali di cui gli allarmi hanno bisogno per funzionare.

In breve: Non si può avere un sistema di sicurezza che si affida al vedere una differenza se i computer sono programmati per far sembrare tutto esattamente uguale durante un'emergenza.

Sintesi Tecnica: Prestazioni della Protezione Differenziale applicata ai Cavi di Raccolta di Parchi Eolici Offshore con Trasmissione MMC-HVDC

Problematica
La transizione globale verso l'energia a basse emissioni di carbonio ha accelerato l'integrazione di parchi eolici offshore connessi tramite trasmissione High-Voltage Direct Current (HVDC) basata su Convertitori Multilivello Modulari (MMC). Una sfida critica per la protezione riguarda i cavi di raccolta che collegano le turbine eoliche all'OMMC (Offshore MMC). A differenza delle reti tradizionali, entrambi i terminali di questi cavi sono alimentati da Risorse Basate su Inverter (IBR). Le strategie di controllo di queste IBR limitano attivamente le magnitudo delle correnti di guasto e ne alterano le caratteristiche, deviando significamente dal comportamento assunto nelle progettazioni di protezione convenzionali. Nello specifico, molte strategie di controllo sopprimono le correnti di sequenza negativa durante i guasti. Questa soppressione può risultare in correnti di guasto quasi nulle per determinati tipi di guasto, rendendo potenzialmente la protezione differenziale convenzionale insensibile e incapace di discriminare in modo affidabile tra guasti interni ed esterni. Sebbene la letteratura esistente riconosca tali limitazioni, essa esplora spesso scenari di guasto ristretti che non rappresentano pienamente la diversità dei tipi di guasto e dei livelli di resistenza riscontrati nella pratica.

Metodologia
Per affrontare queste lacune, gli autori hanno condotto una valutazione completa delle prestazioni utilizzando simulazioni di transitori elettromagnetici in PSCAD/EMTDC. Lo studio ha utilizzato un modello realistico di un parco eolico offshore composto da due cluster da 450 MVA di turbine eoliche a conversione completa (Tipo 4) collegate a un OMMC tramite cavi di raccolta da 230 kV.

La metodologia ha previsto:

Schemi di Protezione: Un'analisi comparativa di tre strategie di protezione differenziale:
1. Differenziale di Fase Convenzionale (87L): Basata sulle correnti di fase.
2. Differenziale di Sequenza Negativa (87Q): Basata sulle componenti di sequenza negativa.
3. Differenziale di Sequenza Zero (87G): Basata sulle componenti di sequenza zero.
  Tutti gli schemi hanno impiegato una logica di restrizione percentuale con una pendenza del 50% e un pickup minimo di 0,3 p.u.
Scenari di Controllo: Sono state valutate due distinte strategie di controllo OMMC:
- Controllo C1: Soppressione attiva della corrente di sequenza negativa durante i guasti.
- Controllo C2: Priorità all'iniezione di corrente di sequenza negativa (nessuna soppressione forzata).
Scenari di Guasto: Lo studio ha simulato guasti interni in varie posizioni (dallo 0% al 100% della lunghezza del cavo) e guasti esterni. I tipi di guasto includevano guasti monofase-terra (AG), bifase (AB), bifase-terra (ABG) e trifase (ABC). È stato applicato un ampio intervallo di resistenze di guasto (da 0 a 50 Ω a seconda del tipo di guasto).
Metrica di Analisi: Le prestazioni sono state valutate tracciando la corrente operativa ( $I_{OP}$ ) rispetto alla corrente di restrizione ( $I_{REST}$ ) 50 ms dopo l'inizio del guasto, per determinare se il relè operasse entro la regione di sicurezza definita.

Risultati Chiave
I risultati delle simulazioni hanno evidenziato vulnerabilità significative nelle protezioni convenzionali quando vengono impiegate specifiche strategie di controllo:

Impatto della Soppressione della Sequenza Negativa (Controllo C1):
- Guasti Monofase-Terra (AG) e Bifase (AB): Quando l'OMMC e le turbine eoliche sopprimono entrambe le correnti di sequenza negativa (Controllo C1), il circuito di sequenza negativa diventa effettivamente un circuito aperto. Di conseguenza, la corrente di guasto è praticamente nulla. In queste condizioni, né la protezione differenziale di fase convenzionale (87L) né quelle basate sulla sequenza (87Q, 87G) hanno dimostrato una sensibilità sufficiente per operare in caso di guasti interni, anche con basse resistenze di guasto.
- Guasti Bifase-Terra (ABG): La presenza di un percorso di sequenza zero (dipendente dalle configurazioni degli avvolgimenti dei trasformatori) ha permesso correnti di guasto non nulle. Tuttavia, anche con questo percorso, l'elemento 87Q si è comportato in modo insoddisfacente, e gli elementi di fase (87L) hanno operato solo per guasti a bassa resistenza. Solo l'elemento 87G ha mostrato sensibilità attraverso tutti i livelli di resistenza, sebbene la sua prestazione fosse ancora fortemente dipendente dalla disponibilità di un percorso di sequenza zero.
- Guasti Trifase (ABC): Poiché questi guasti coinvolgono solo il circuito di sequenza positiva, la protezione differenziale di fase convenzionale ha operato in modo soddisfacente indipendentemente dalla strategia di controllo o dalla resistenza di guasto.
Impatto della Non-Soppressione (Controllo C2):
- Quando l'OMMC non ha soppresso le correnti di sequenza negativa (Controllo C2), tutti gli elementi differenziali valutati (87L, 87Q e 87G) hanno operato con la corretta sensibilità e selettività per tutti i tipi di guasto interno e i livelli di resistenza.
Selettività:
- Per i guasti esterni, le quantità operative di tutti gli schemi differenziali sono rimaste praticamente nulle in tutte le strategie di controllo e i tipi di guasto. Ciò indica che gli schemi hanno mantenuto un'alta selettività e non hanno presentato scatti spurii per i guasti esterni, assumendo condizioni di sincronizzazione e misurazione ideali.

Significatività e Rivendicazioni
Il documento sostiene di fornire una comprensione concettuale più profonda delle sfide di protezione nelle reti dominate da convertitori. I suoi principali contributi sono:

Identificazione della Vulnerabilità Critica: Lo studio dimostra che la protezione differenziale convenzionale, storicamente considerata altamente sensibile e affidabile, può fallire nel rilevare guasti interni nei cavi di raccolta offshore se le IBR collegate (sia le turbine eoliche che l'OMMC) impiegano strategie di soppressione della corrente di sequenza negativa.
Limitazioni delle Componenti di Sequenza: Sebbene gli elementi differenziali di sequenza negativa e zero offrano una sensibilità potenziata in alcuni contesti, non sono una soluzione universale. La loro efficacia è strettamente contingente alle strategie di controllo dei convertitori e alle configurazioni degli avvolgimenti dei trasformatori (specificamente l'esistenza di un percorso di sequenza zero).
Necessità di Innovazione: I risultati suggeriscono che, con la transizione dei sistemi di potenza verso topologie dominate da convertitori, affidarsi esclusivamente alle funzioni di relè convenzionali — anche quelle differenziali — potrebbe non essere sufficiente. Gli autori sostengono lo sviluppo di approcci di protezione innovativi e standard "future-proof" che tengano conto delle specifiche caratteristiche delle correnti di guasto imposte dalle strategie di controllo delle IBR.

Il documento conclude che garantire una protezione sensibile e selettiva per questi percorsi di trasmissione critici richiede di andare oltre le assunzioni tradizionali sul comportamento delle correnti di guasto, particolarmente negli scenari in cui le correnti di sequenza negativa sono attivamente soppresse.