HVDC Più Sicuro e Affidabile? Vi Spiego la Magia della Corrente Differenziale di Polo Estesa!

Ciao a tutti, appassionati di tecnologia e futuri dell’energia! Oggi voglio parlarvi di qualcosa che sta rivoluzionando il modo in cui pensiamo alla trasmissione di energia su lunghe distanze: le linee HVDC (High-Voltage Direct Current, ovvero corrente continua ad alta tensione). Immaginate autostrade elettriche che portano enormi quantità di energia da dove viene prodotta – magari da parchi eolici sperduti o grandi centrali idroelettriche – fino ai nostri centri urbani, affamati di kilowatt. Fantastico, vero? Ma come ogni grande infrastruttura, anche queste linee hanno bisogno di sistemi di protezione super efficienti. Ed è qui che entra in gioco l’argomento di oggi: un’estensione intelligente dei sistemi di relè basati sulla corrente differenziale di polo (PDC) per le linee HVDC bipolari che usano convertitori commutati dalla linea (LCC). Sembra un parolone, ma fidatevi, è più affascinante di quanto sembri!

Perché l’HVDC è il Futuro (e Perché Ha Bisogno di Buoni Angeli Custodi)

Le linee HVDC LCC sono le campionesse del trasporto di energia su vasta scala. Pensate che in India, ad esempio, le grandi fonti di energia sono spesso lontanissime dalle città che ne hanno bisogno. L’HVDC è perfetto per questo: grande capacità, lunghe distanze, corridoi di trasmissione stretti. È fondamentale per interconnettere reti asincrone, integrare le energie rinnovabili e, in generale, per la stabilità della rete elettrica moderna.
Però, c’è un “ma”. Un guasto su una linea HVDC può evolvere rapidissimamente e, se non gestito a dovere, può causare danni seri ai costosissimi apparati. Ecco perché avere sistemi di protezione e isolamento rapidi e affidabili è cruciale. Non possiamo permetterci che un piccolo intoppo mandi in tilt tutto il sistema!

Le tecniche tradizionali di protezione si dividono principalmente in quelle che usano misure da un solo capo della linea (single-end) e quelle che le usano da entrambi (double-end). Le prime sono veloci e per questo molto studiate, spesso basate sull’analisi delle onde viaggianti di tensione o corrente che si propagano lungo la linea quando avviene un guasto. Però, queste tecniche possono richiedere frequenze di campionamento altissime (fino a 50 kHz o addirittura 1 MHz!) e possono essere sensibili al rumore o perdere efficacia per guasti lontani o con alta resistenza di transizione. Altre soluzioni, come quelle basate sull’impedenza o su algoritmi di machine learning, hanno i loro contro, come la complessità computazionale o la necessità di enormi dataset di addestramento.

La Nostra Proposta: Estendere la Corrente Differenziale di Polo (PDC)

Allora, cosa abbiamo pensato di fare? Siamo partiti da un’idea già valida, quella della protezione basata sulla corrente differenziale di polo (PDC), e l’abbiamo potenziata. In pratica, si tratta di monitorare le correnti nei poli positivo e negativo della linea HVDC.
Per farla semplice:

• In condizioni normali, le correnti nei due poli (in una linea bipolare) dovrebbero avere un certo bilanciamento.
• Quando avviene un guasto, questo equilibrio si rompe.

La “magia” sta nell’analizzare questa differenza.

Abbiamo definito due tipi di PDC:

• PDC Locale: Calcolata usando le misure di corrente del polo positivo e negativo allo stesso capo della linea (ad esempio, solo al raddrizzatore o solo all’inverter).
• PDC Globale: Calcolata usando la differenza di corrente tra i due capi dello stesso polo (utile soprattutto in modalità monopolare).

L’idea è combinare le misurazioni da singolo e doppio capo per creare un criterio di protezione robusto sia per il funzionamento bipolare (quando entrambi i poli sono attivi) sia per quello monopolare (quando un polo è fuori servizio, magari per manutenzione, e la corrente ritorna attraverso un conduttore metallico dedicato o la terra).

Come Funziona il Rilevamento? Un Pizzico di Logica e Tanta Efficienza!

Il cuore del sistema è un algoritmo che prima di tutto capisce se la linea HVDC sta funzionando in modalità bipolare o monopolare, semplicemente controllando lo stato degli interruttori ai capi della linea.

In modalità bipolare:
Se la PDC locale (la differenza tra la corrente del polo positivo e quella del polo negativo misurate allo stesso capo della linea) supera una certa soglia predefinita (chiamiamola Ith_b, fissata a 0.25 p.u. – per unit), allora bingo! Abbiamo un guasto interno. E non solo: la polarità di questa PDC ci dice anche quale polo è guasto!

• Se la PDC è positiva e supera la soglia, il guasto è sul polo positivo.
• Se la PDC è negativa e la sua magnitudine supera la soglia, il guasto è sul polo negativo.

Il bello è che questo sistema non ha bisogno di sincronizzazione dei dati tra i due capi della linea, il che lo rende super veloce!

In modalità monopolare:
Qui le cose cambiano un po’. Se un polo è fuori servizio, non possiamo calcolare la PDC locale come prima. Allora usiamo la PDC globale, cioè la differenza di corrente misurata ai due capi del polo rimasto in funzione. Questa PDC (chiamiamola Δim) viene confrontata con un’altra soglia (Ith_m, fissata a 0.5 p.u., più alta per evitare falsi allarmi dovuti alla capacità della linea).
Per essere ancora più sicuri, introduciamo un piccolo ritardo intenzionale (tid di 5 ms). Se la PDC supera la soglia Ith_m, aspettiamo 5 ms e ricontrolliamo. Solo se la condizione di guasto persiste, allora scatta l’allarme e il comando di intervento. Questo ci aiuta a distinguere i veri guasti interni da disturbi transitori esterni.

I vantaggi di questo approccio esteso sono notevoli:

• Semplicità di calcolo: Niente algoritmi cervellotici.
• Facilità di implementazione: Si può integrare con i sistemi di relè HVDC esistenti.
• Nessun addestramento complesso: A differenza delle tecniche di machine learning, non servono montagne di dati di input-output.
• Bassa frequenza di campionamento: Ci bastano 20 kHz, molto meno di tante tecniche basate sulle onde viaggianti.

Mettiamolo alla Prova: Simulazioni e Risultati da Urlo!

Ovviamente, non ci siamo fidati solo della teoria. Abbiamo messo alla frusta il nostro sistema usando un modello di linea HVDC LCC bipolare da ±500 kV, 1000 MW e lunga ben 900 km, simulato con il software PSCAD/EMTDC. Poi, abbiamo analizzato i dati con MATLAB/Simulink.
Abbiamo simulato ogni tipo di scenario: guasti interni (polo-terra, P-G-F) a diverse distanze e con diverse resistenze di guasto (da 0.1 a 500 Ω), guasti esterni (sulla rete AC collegata), e persino cambiamenti improvvisi nel flusso di potenza.

I risultati? Davvero incoraggianti!
In modalità bipolare, il sistema è stato in grado di rilevare guasti interni in modo affidabile e super veloce: entro 5.1 millisecondi, anche per un guasto a 900 km di distanza con una resistenza di 500 Ω! Per guasti più vicini, il tempo scende addirittura a 3.1 ms. E, come detto, identifica correttamente il polo guasto. Durante i guasti esterni, il sistema è rimasto stabile, senza falsi allarmi.
Un’osservazione interessante: per i guasti polo-polo (P-P-F), dove entrambi i poli sono coinvolti simultaneamente, la PDC risultava molto bassa, inferiore alla soglia. Quindi, questo specifico tipo di guasto non viene rilevato dal criterio proposto (4), il che è un’informazione importante per la completezza della protezione.

In modalità monopolare, che richiede la comunicazione tra i capi e quindi ha un leggero ritardo intrinseco, il rilevamento dei guasti è avvenuto entro 15.6 millisecondi per guasti fino a 300 Ω di resistenza a 900 km. Oltre i 300 Ω di resistenza di guasto, in modalità monopolare, il sistema ha mostrato dei limiti nel rilevamento, ma fino a quel valore la distinzione tra guasti interni ed esterni è stata impeccabile.

Abbiamo anche testato scenari complessi come i guasti “cross-country” (un guasto sul lato AC che ne innesca uno sul lato DC) e i guasti evolutivi (un guasto che inizia su un polo e poi si estende all’altro). Anche in queste situazioni difficili, il nostro sistema ha dimostrato di funzionare egregiamente, rilevando correttamente il guasto successivo sul lato DC.
Infine, anche durante brusche variazioni del riferimento di potenza trasmessa sulla linea HVDC, la PDC è rimasta stabilmente a zero, dimostrando che il sistema non interviene per normali dinamiche operative.

Un Confronto con l’Esistente

Se confrontiamo la nostra proposta con altre tecniche recenti, vediamo che spicca per la bassa frequenza di campionamento richiesta, l’uso di un solo parametro di misura (la corrente di linea), tempi di intervento rapidi, e una buona immunità ai disturbi. Inoltre, la capacità di gestire sia la modalità bipolare che monopolare e di identificare il polo guasto (in bipolare) senza complessa sincronizzazione dati è un bel vantaggio.

Conclusioni: Un Passo Avanti per l’Affidabilità dell’HVDC

Insomma, questa estensione della protezione basata sulla corrente differenziale di polo sembra davvero promettente. Combinando misure da singolo e doppio capo, siamo riusciti a sviluppare un criterio di protezione affidabile e veloce per le linee HVDC LCC, sia in modalità bipolare che monopolare.
I punti chiave da portare a casa sono:

• Riconoscimento automatico della modalità operativa (bipolare/monopolare).
• In bipolare: rilevamento ultra-rapido (fino a 5.1 ms), identificazione del polo guasto basata sulla polarità della PDC locale, nessuna necessità di canali di comunicazione per il rilevamento.
• In monopolare: rilevamento affidabile (fino a 15.6 ms per guasti fino a 300 Ω), uso della PDC globale con un piccolo ritardo per maggiore sicurezza.
• Buona performance anche in condizioni di guasto complesse come cross-country ed evolutivi.
• Praticità: bassa frequenza di campionamento e pochi parametri da misurare la rendono una soluzione fattibile ed economicamente vantaggiosa per i sistemi di protezione HVDC del mondo reale.

Spero di avervi incuriosito e di avervi dato un’idea di come la ricerca stia continuamente lavorando per rendere le nostre reti elettriche sempre più intelligenti e sicure. Alla prossima avventura scientifica!

Fonte: Springer