1

Ukazuje się od 1919 roku

Organ Stowarzyszenia Elektryków Polskich

· Wydawnictwo SIGMA NOT Sp. z.o.o.

Ryszard STRZELECKI

1

, Grzegorz BENYSEK

1

, Adam NOCULAK

2

Uniwersytet Zielonogórski, Instytut Inżynierii Elektrycznej (1), Zakład Energetyczny Gorzów S.A. (2)

Wykorzystanie urządzeń energoelektronicznych w systemie

elektroenergetycznym

Streszczenie. W artykule przedstawiono wykorzystanie układów energoelektronicznych do kontrolowania przesyłu mocy (UPFC), jakości energii
(APF) i kompensacji składowych nieaktywnych prądu (SVC, STATCOM). Przedstawiono najważniejsze różnice między układami
energoelektronicznymi a układami z elementami pasywnymi (L,C).

Abstract. (Application of power electronics in AC system) The application of power electronics to the control of power flow (Unified Power Flow
Controller), energy quality (Active Power Filter) and compensation non active power (Static Var Compensator, STATCOM) are presents in the paper.
The most important differences between equipment with passive elements (L,C) and power electronics were described.

Słowa kluczowe:

Wstęp

W ostatnich latach można zaobserwować istotne zmiany

w funkcjonowaniu systemu energetycznego. Składają się
na to dwa zasadnicze czynniki:

- wprowadzenie regulacji prawnych traktujących energię

elektryczną jako towar dla którego systemem dystrybucji
jest sieć elektroenergetyczna;

- stopniowe zwiększanie udziału energii ze źródeł
odnawialnych, co oznacza przejście do systemu o generacji
rozproszonej, gdzie ilość wytwórców liczy się w setkach.

Wymienione czynniki znacznie komplikują pracę sieci.

Pojawienie się wielu wytwórców spowoduje „rozmycie”

odpowiedzialności za stabilność parametrów systemu
takich jak poziomy napięcia, częstotliwość czy moce

zwarciowe. Dodatkową komplikacją jest brak możliwości

dokładnego planowania produkcji energii elektrycznej w
niektórych systemach wytwarzania (szczególnie dotyczy to

elektrowni wiatrowych). Te negatywne zjawiska szczególnie
uwidaczniają się w konfrontacji z coraz większymi

wymaganiami w zakresie jakości energii elektrycznej
spowodowanymi

stosowaniem

coraz

bardziej

zaawansowanych technologii u odbiorców energii.

Stosowane dotychczas rozwiązania nie są w stanie

zapewnić poprawnego funkcjonowania tak zmienionego

systemu

energetycznego. Świadomość tego

faktu

spowodowała poszukiwania nowych urządzeń służących do
kontroli pracy systemu energetycznego w wyniku czego

narodziły się m.in. układy FACTS (Flexible AC

Transmission System) [5],[7]. Układy te mają zapewnić
stabilizację parametrów napięcia oraz optymalizację

przesyłu.

Z drugiej strony dostrzegając, że źródłem zakłóceń są

odbiorniki (generatory generują napięcia praktycznie

sinusoidalne i symetryczne) dużą wagę przywiązuje się do
linearyzacji

charakterystyk

prądowo-napięciowych

odbiorników

oraz

do

opracowania

układów

minimalizujących negatywne oddziaływanie odbiornika na
sieć (kompensatory mocy biernej, symetryzatory, filtry

harmonicznych).

Artykuł niniejszy zainspirowany został dyskusją w

środowisku energetyków- praktyków na temat praktycznych
możliwości realizacji zapisów Normy PN-EN 50160 [1] oraz

skutków nowych regulacji prawnych, których celem jest

utworzenie rynku energii elektrycznej. Omówiono w nim
możliwe zastosowania urządzeń energoelektronicznych w

podziale na następujące obszary:
- minimalizacja wpływu odbiornika na sieć zasilającą;

- stabilizacja parametrów zasilania;
- układy FACTS.

Minimalizacja skutków oddziaływania odbiornika na
sieć.

Od strony systemu energetycznego najkorzystniejszym

rozwiązaniem jest, by przyłączone odbiorniki były liniowymi,
symetrycznymi

rezystancjami.

W

tym

przypadku

oddziaływanie odbiornika na system elektroenergetyczny

2’03

2

jest najmniejsze (najmniejsze są straty przesyłowe).

Wszystkie metody kompensacji zmierzają do tego celu
poprzez

kompensację

składowych

niepożądanych

(nieaktywnych) (rys.1.).

(1)

)

t

sin(

U

u

z

z

w

=

(2)

å

¥

=

+

+

=

2

n

n

0

b

10

c

10

0

I

I

I

I

kompensatory mocy biernej filtry harmonicznych

Rys.1. Minimalizacja oddziaływania odbiornika nieliniowego
poprzez kompensację składowych nieaktywnych

Kompensacja mocy biernej przesunięcia fazowego.

Stosowane metody kompensacji przedstawiono na

rysunku 2. Najstarszym rozwiązaniem, stosowanym do

dzisiaj, są baterie kondensatorów. Zalety tego rozwiązania
to:

- bezobsługowość;
- duża sprawność;

- niski koszt zakupu i instalacji.
Do wad należy zaliczyć:

- z uwagi na charakter R,L sieci dodanie kondensatora

tworzy układ rezonansowy, co należy uwzględnić przy
doborze kondensatorów mających pracować w sieci z
odbiornikami nieliniowymi;
- zakłócenia przy włączaniu baterii do sieci w układach

automatyki z łącznikami mechanicznymi spowodowane

brakiem

możliwości

wyboru

momentu

załączania

kondensatora w zależności od napięć kondensatora i sieci;

- przy zabudowie baterii wielostopniowej konieczność
rozbudowy rozdzielni. Z tego względu rzadko stosuje się

wielostopniowe baterie kondensatorów na napięcia powyżej
1 kV.

Częściowe wyeliminowanie powyższych wad można

osiągnąć

poprzez

zastosowanie

łączników

energoelektronicznych. Dużo większa prędkość działania w

porównaniu z łącznikami mechanicznymi pozwala na
precyzyjne określenie momentu włączenia kondensatora.

Przy włączeniu w chwili, gdy napięcie kondensatora równe

jest napięciu sieci nie występuje uderzenie prądowe. Tak

działają łączniki diodowo-tyrystorowe. Przy układach TCR

możliwe jest regulowanie napięcia dławika. Przy
zastosowaniu łączników o komutacji fazowej przy kątach

wysterowania poniżej współczynnika mocy odbiornika układ

pobiera, oprócz składowej przesunięcia fazowego,
składowe harmoniczne niskiego rzędu na skutek

nieciągłości prądu przy małych kątach wysterowania.

Rys.2. Kompensacja mocy biernej przesunięcia fazowego
odbiornika: Static Var Compensator:a) kondensator,b) dławik, c), d)
Thyristor Switched Capacitor, e) ThyristorControlled Reactor, f)
STATCOM

Na rysunku 3 przedstawiono układ STATCOM

umożliwiający płynna regulacje mocy biernej indukcyjnej i

pojemnościowej.

Rys.3. Kompensacja mocy biernej w układzie STATCOM: a)
schemat układu; b) generacja Q

L

; c) generacja Q

C

Filtracja

harmonicznych

prądów

odbiornika

z

kompensacją mocy biernej przesunięcia fazowego.

Układy do filtracji prądów harmonicznych odbiornika

przedstawiono na rysunku 4. W układach z elementami LC

stosuje się tyle gałęzi, ile harmonicznych ma zostać
wyeliminowanych. Pojemnościowy charakter gałęzi LC przy

częstotliwościach

mniejszych

od

rezonansowej

wykorzystuje się do kompensacji mocy biernej przesunięcia
fazowego.

I

z

I

o

U

FI

U

L

U

Z

I

FI

u

z

[V] i

z

[A]

200

100

200

100

u

z

[V] i

o

[A]

u

z

[V] i

FI

[A]

200

100

prąd
odbiornika

składowa
czynna

Składowa
bierna
1. harmonicznej

3. harmoniczna
prądu

Rozkład prądu odbiornika na składowe czynną i nieaktywne

odb

kompensator

a) b) c) d) e) f)

odbio
rnik

SVC

U

Fi

U

L

I

Fi

U

z

I

Fi

U

z

U

L

U

Fi

a)

b)

c)

I

z

I

o

odb

U

L

I

Fi

U

z

U

Fi

3

Rys.4. Układy do filtrowania prądów wyższych harmonicznych:
a)filtr bierny LC, b) Activ Power Filter

Skuteczność filtra L,C zależy od impedancji sieci, gdyż

dla prądu odbiornika impedancje filtra i źródła tworzą

dzielnik prądowy, dla napięcia zasilania zaś dzielnik
napięciowy. Im mniejsza jest impedancja filtra dla

filtrowanych harmonicznych tym zawartość harmonicznych

w napięciu odbiornika jest mniejsza. Taka sama sytuacja
występuje dla prądu źródła.

Rys.5. Odbiornik nieliniowy z filtrem LC: a) schemat, b) rozpływ
prądów

Jeśli napięcie zasilające jest odkształcone to może

dojść do wzrostu odkształceń napięcia odbiornika na

skutek wzrostu prądów wyższych harmonicznych w

obwodzie źródło napięcia – filtr (prąd i

wh

na rysunku 5).

Układ APF umożliwia nadążne kształtowanie prądu

kompensatora [10].

Symetryzacja odbiornika.

Niesymetryczny odbiornik niekorzystnie wpływa na sieć

zasilającą:

- uniemożliwia optymalne wykorzystanie elementów
systemu wytwórczego i przesyłowego (generatorów,

transformatorów, linii przesyłowych);
- poprzez powodowanie różnych spadków napięć w

poszczególnych fazach systemu sprawia, że napięcia
zasilające innych odbiorców staje się niesymetryczne co

może spowodować zwiększone straty w urządzeniach (np.

powstanie momentów hamujących od składowej przeciwnej

napięcia w silnikach elektrycznych);
- przeciążenie przewodu PEN spowodowane sumowaniem

się prądów składowej zerowej;

- wzrost obciążenia systemu mocą pozorną.

Sposoby symetryzacji odbiornika przedstawiono na

rysunku 6.

Rys.6. Symetryzatory odbiornika

Elementy bierne dobiera się w ten sposób, by

kompensować również moc bierną odbiornika. Podstawowe

wady takich układów to problemy z symetryzacją
odbiorników, których niesymetria jest zmienna w czasie (np.

piece łukowe) oraz konieczność stosowania elementów
rezystancyjnych w przypadku niesymetrii mocy czynnej co
oznacza zwiększenie strat mocy czynnej. Równoległe filtry

aktywne nie posiadają tych wad umożliwiając kompensację
nadążną.

Poprawa parametrów napięcia zasilającego.

Specyfika energii elektrycznej jako towaru polega na

tym, że na jej jakość mają wpływ wszyscy odbiorcy a ich

oddziaływanie jest wzajemne. Stąd podstawowe znaczenie

ma niwelacja niekorzystnego oddziaływania na sieć
odbiorników

niespokojnych,

nieliniowych,

niesymetrycznych. Sposoby te omówiono w poprzednim
punkcie. Dopuszczenie do użytku urządzeń spełniających

Normę PN-EN 61000-3-2 [2] nie rozwiązuje problemu,

ponieważ norma ta określa poziomy emisji harmonicznych
przez pojedyncze urządzenia przy zasilaniu napięciem

sinusoidalnym. W warunkach rzeczywistych, z uwagi na
wzajemną zależność wartości THD

U

od parametrów sieci

oraz THD

I

prądów obciążenia, nie można wykluczyć że,

mimo stosowania urządzeń spełniających normę PN-EN

61000-3-2 [2], wartość THD

U

przekroczy dopuszczalny

poziom. W tym przypadku obowiązek utrzymania
parametrów

jakościowych

napięcia

spoczywa

na

właścicielach sieci rozdzielczej.

Norma PN-EN 50160 [1] określa następujące parametry

napięcia:

- dopuszczalne zmiany wartości skutecznej;
- zawartość harmonicznych;

- niesymetria;
- wahania i zapady.

Wyżej wymienione parametry zmieniają się losowo na

skutek zmian obciążenia (w tym przyłączania odbiorników
niespokojnych)

oraz

zdarzeń

w

systemie

elektroenergetycznym (zmiana konfiguracji pracy sieci,
zadziałanie zabezpieczeń oraz automatyki).

Zagadnienia związane z jakością energii stają się

szczególnie istotne z uwagi na zwiększającą się ilość

urządzeń/technologii wrażliwych nawet na krótkotrwałe

zmiany napięcia. Jeśli zagadnienie to rozpatrzyć od strony

odbiornik

a) b)

I

z

I

o

U

Z

I

FI

odb

L

C
R

I

z

I

o

I

FI

L

C
R

Z

Z

U

Z

i

1bo

+i

3

i

wh

Z

Z

i

wh

Z

Z

U

o

U

o

a)

b)

Symetryzator APF
R,L,C

odbiornik

4

energetycznej to wymagania stawiane przed układami

stabilizującymi napięcie powinno się określić jako zdolność
do utrzymania stałego poboru energii przez odbiorniki w

czasie zakłócenia. Układ taki powinien więc zawierać

zasobnik energii. Wśród proponowanych rozwiązań należy
wymienić UPS-y, układy falowników z superkondensatorem

lub cewką nadprzewodnikową jako zasobnikami energii.

Rys.7. Układy poprawy parametrów napięcia: a) kondensator, b)
transformator dodawczy, c) Thyristor Switched Series Capacitor, d)
Static Synchronous Series Compensator e) Unified Power Flow
Controller.

Zagadnienie

stabilizacji

napięcia

w

stanach

przemijających zakłóceń (związanych ze zwarciami) jest

istotnym czynnikiem poprawy jakości zasilania, szczególnie

jeśli weźmie się pod uwagę, że znaczna część zakłóceń ma
charakter

przemijający

(np.

zwarcia

w

liniach

napowietrznych). Układy do poprawy parametrów napięcia
przedstawiono na rysunku 7.

Stabilizacja napięcia.

Parametry urządzeń zasilających dobiera się w ten

sposób, by zapewnić określony poziom napięcia na końcu
obwodu. Przy zabudowie rozproszonej powoduje to

konieczność znacznego przewymiarowania sieci z uwagi
na znaczną długość obwodów lub konieczność budowy

dodatkowych stacji transformatorowych celem skrócenia

obwodów nn. Na rysunku 8 przedstawiono wpływ długości
obwodu na stopień wykorzystania transformatora dla

różnych przekrojów linii napowietrznej.

Rys.8. Stopień wykorzystania transformatora w funkcji długości linii
dla różnych przekrojów wg kryterium dopuszczalnego spadku
napięcia

Wzrost

długości

obwodów

przy

małej

mocy

jednostkowej transformatorów powoduje, że sieć jest
miękka dla odbiorników niespokojnych. Duża ilość urządzeń

o znacznych mocach ale krótkim czasie działania (np.

przepływowe podgrzewacze wody), wzrost ilości małych
odbiorców przemysłowych (warsztaty rzemieślnicze) z

odbiornikami niespokojnymi (np. spawarki) powoduje
pogorszenie parametrów napięcia. Poprawę parametrów

można

uzyskać

poprzez

zmniejszenie

impedancji

wewnętrznej sieci. Skutkiem ubocznym tej metody jest
wzrost mocy zwarciowej (konieczność zabudowy droższej

aparatury z uwagi na wytrzymałość zwarciową), kłopoty z
filtracją harmonicznych prądu generowanych przez

odbiorniki tradycyjnymi filtrami LC. Biorąc pod uwagę kształt
krzywej dobowej obciążenia dobór parametrów obwodu do
największego obciążenia powoduje, że sieć jest

wykorzystana zgodnie z założeniami jedynie prze kilka
godzin dziennie.

Energoelektroniczne stabilizatory napięcia umożliwiają

utrzymanie wartości skutecznej na zadanym poziomie w

przypadku wahań napięcia wynikających ze zmiany

obciążenia w czasie (nierównomierne obciążenie dobowe i
roczne) oraz przy zapadach będących skutkiem

występowania zwarć w systemie lub oddziaływaniem
odbiorników niespokojnych.

Symetryzacja napięcia.

Parametr symetrii napięcia, zdefiniowany w normie PN-

EN 50160 [1], zmusza do nowego podejścia do problemu.
Do tej pory w środowisku energetyków skupiano się na

likwidacji niesymetrii prądów z uwagi na możliwość
przeciążania sieci. Dopóki niesymetria prądów nie
powodowała przeciążeń sieci sytuację uważano za

poprawną. Kryterium symetrii napięć pośrednio wiąże się z
obciążeniem. Należy tu zwrócić uwagę, że do

przekroczenia dopuszczalnego współczynnika niesymetrii
może

dojść

bez

przekroczenia

dopuszczalnych

obciążalności elementów sieci. Z uwagi na przewagę

odbiorników

jednofazowych

symetryzacja

poprzez

odpowiednie przyłączenia odbiorników może okazać się
niemożliwa.

Rys.9. Przypadek linii z symetrycznym obciążeniem transformatora
niesymetrycznym napięciem na końcu

X

odb

a) b) c) d) e)

R linii

Odb
.

D

U=10%U

n

S

Tr
S

n

= 160 kVA

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

S/S

n

50 500 l [m]

S=35 mm

2

S=50 mm

2

S=70 mm

2

å

=

0

I

Odb.

I I I I I I

RI

R

A

I

R

B

I

R

C

I

U

U

B

U

C

U

U

B

U

C

I(R+R

A

)

I(R+R

B

)

I(R+R

C

)

A

B

C

U

’

C

U’

B

U’

A

U’

A

U’

B

U’

C

Odb.

Odb.

Odb.

5

Rysunek 9 przedstawia fragment linii obciążającej

symetrycznie transformator. Mimo to napięcie na końcu
obwodu nie jest symetryczne.

Na

niesymetrię napięcia

wpływają niesymetria

obciążenia wywołująca różne spadki napięcia na
impedancjach wewnętrznych sieci oraz niesymetria

fazowych impedancji wewnętrznych sieci na którą wpływ
mają

zastosowane

rozwiązania

(np.

geometria

rozmieszczenia przewodów linii napowietrznych). Sposoby

symetryzacji obciążenia omówiono wcześniej. Do
symetryzacji napięcia można wykorzystać układ SSSC,

UPFC.

Sterowanie przesyłem mocy.

Stosowanymi sposobami zmniejszenia strat sieciowych

są zwiększanie napięcia znamionowego oraz zwiększanie

przekroju przewodów (zmniejszenie impedancji sieci).
Obydwie metody spotykają na istotne ograniczenia. Zmiana

napięcia znamionowego pociąga za sobą konieczność
wymiany transformatorów oraz izolacji sieci. Istotna jest

także bardzo duża zależność cen urządzeń od napięcia

znamionowego. Istnieje jednak alternatywny sposób
zmniejszenia strat przesyłowych. Sposobem tym jest

optymalizacja przesyłu poprzez zastosowanie układów
FACTS. Zagadnienie to omówiono w [5],[6],[7].

Rys.10. Układ do analizy przesyłu mocy

Wartość mocy przesyłanej między dwoma systemami

opisuje zależność (3), układ przedstawiono na rysunku 10.
W dalszej części artykułu założono, że impedancja linii

składa się tylko z reaktancji indukcyjnej.

(3)

d

sin

X

VE

S

Re

P

L

=

ú

û

ù

ê

ë

é

=

®

(4)

L

2

L

X

V

cos

X

VE

S

Im

Q

-

=

ú

û

ù

ê

ë

é

=

®

d

Zmiana napięć źródłowych nie jest optymalnym

rozwiązaniem z uwagi na to, że zmiana napięcia jednego

źródła zmienia rozpływ energii w całej sieci (Rys.11.).
Zmianę napięcia źródła 1 spowodowała zmianę przesyłu

między źródłami 1-2 i 1-3. Optymalizując przesył w jednej
linii można doprowadzić do wzrostu strat spowodowanego
zwiększeniem przesyłanej mocy biernej. W przedstawionym

przykładzie, chcąc zwiększyć przesyłaną moc czynną z

systemu 1 do 2, napięcie 1 należy zmienić jak na (na co ?).
Powoduje to jednak wzrost przesyłanej energii czynnej i
biernej między źródłami 1 i 3.

Układy FACTS powodują zmianę impedancji linii,

widzianą od strony źródeł, co zgodnie z zależnością (4)
powoduje zmianę mocy przesyłanej w systemie. Podejście
takie wychodzi naprzeciw nowym regulacjom prawnym
mającym spowodować deregulację rynku energii na którym

może działać wielu operatorów. Konsekwencją tego jest

wzrost zainteresowania narzędziami umożliwiającymi
realizację kontraktów między sprzedającym a kupującym

energię

elektryczną.

Innym

istotnym

czynnikiem

sprzyjającym zainteresowaniu układami FACTS są

tendencje do szerokiego wykorzystania energii ze źródeł
odnawialnych. Powoduje to odejście od systemu z

generacją skupioną w kilku dużych elektrowniach do

systemu z generacją rozproszoną o wielu źródłach o
trudnym do przewidzenia sposobie pracy (np. elektrownie

wiatrowe). Zmiana charakteru systemu stawia nowe
wymagania w zakresie podejścia do stabilności systemu i

efektywnego wykorzystania zasobów. Główne różnice

między wymienionymi systemami to zmienna, trudna do
ustalenia moc zwarciowa uzależniona od zmiennej

wydolności źródła oraz konieczność odbioru energii z
obszarów, gdzie, na skutek warunków np. pogodowych, jest

jej nadmiar.

Rys.11. Sterowanie przesyłem poprzez zmianę napięcia U

1

Przedstawione na rysunku 7 układy stabilizacji napięcia

można wykorzystać również do sterowania przesyłem
mocy. Wykresy wektorowe przedstawione na rysunku 12

pokazują możliwości regulacyjne tych układów.

Rys.12. Możliwości regulacyjne układów FACTS

Najstarszymi urządzeniami FACTS są kondensatory

szeregowe z łącznikami mechanicznymi. Załączając

kondensator zmienia się reaktancję linii widzianą od strony
źródeł. Ten prosty sposób nie spotkał się z szerokim

zastosowaniem. Zadecydowały o tym istotne problemy
występujące przy realizacji praktycznej spowodowane

rozmiarami baterii oraz koniecznością izolowania jej od
ziemi.

Aby oszacować rozmiar kondensatora rozpatrzyć należy

następujący przykład: Przez linię sprzęgającą dwa systemy
płynie prąd 1000A powodując spadek napięcia 10% Un.

Załóżmy, że linia ma napięcie 400 kV. Moc bierna
indukcyjna

związana

z

reaktancją

linii

jest

równa40kV*1000A=40 MVAr. Założeniem kompensacji jest

uzyskanie spadku napięcia na poziomie 5%. Moc baterii

E

I

X

L

V

E

V

U

Xl

I

d

FACTS

I

12

1

2

3

U

1

U

2

U

3

I

12

I

13

I

23

U

1

U

2

U

3

I

13

I

23

a) b) c)

X

L

indukcyjne

X

L

pojemnościowe

Zakres
zmian U

d

I

L

I

L

a) Kondensator szeregowy, b) UPFC
TCSC, SSSC

E

V

E

V

6

jest równa w tym przypadku 20 MVAr. Włączanie takiej

baterii powoduje oscylacje tym groźniejsze, że tłumienie
układu generator – linia - kondensator jest małe. Należy też

pamiętać, że dodanie kondensatora do układu sieci

mającego charakter R,L tworzy układ rezonansowy dla
harmonicznych.

Negatywne oddziaływanie kondensatora przy włączaniu

można ograniczyć stosując łączniki energoelektroniczne.

Umożliwiają one ponadto płynną zmianę pojemności

zastępczej układu. Układem dającym takie same
możliwości jest układ SSSC umożliwiający realizację

dodatkowych funkcji. Z uwagi na brak w nim źródła energii
napięcie generowane musi być prostopadłe do prądu linii

(moc czynna SSSC jest wtedy równa zero). Tak więc układ
taki jest postrzegany jako regulowana pojemność lub
indukcyjność.

Wspólnym ograniczeniem tych metod jest brak

możliwości niezależnej regulacji przesyłanej mocy. Wady tej

pozbawiony jest układ UPFC, który poprzez możliwość
generacji wektora napięcia dodawczego o dowolnym

przesunięciu względem prądu linii umożliwia pełną

regulację przesyłu mocy.

Istotnym zagadnieniem przy sprzęganiu systemów jest

zwiększanie mocy zwarciowej. Zmusza to do stosowania
urządzeń

o

wysokich

parametrach

w

zakresie

wytrzymałości zwarciowej (dynamicznej i termicznej) oraz

aparatury łączeniowej o zdolności do wyłączenia
spodziewanych prądów zwarciowych. Układy FACTS mogą

pełnić rolę ogranicznika mocy zwarciowej.

Podsumowanie.

Zastosowanie

układów

energoelektronicznych

w

sieciach elektroenergetycznych umożliwia uzyskanie

nowych

jakościowo

parametrów.

We

wszystkich

parametrach zdecydowanie górują nad stosowanymi

rozwiązaniami opartymi o elementy bierne LC. Decydujące
znaczenie ma tu niezależność skuteczności działania od

zmian konfiguracji sieci, nie tworzą układów rezonansowych

z siecią, umożliwiają płynną regulację parametrów

nadążającą za zmianami w systemie elektroenergetycznym.

LITERATURA

[1] PN-EN 50160 - Parametry napięcia zasilającego w publicznych

sieciach rozdzielczych

[2] PN-EN 61000-3-2 - Kompatybilność elektromagnetyczna.

Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu (prąd
fazowy odbiornika

£

16 A)

[3] D u pu i s S. M. C r a p p e, J. Tr ec at , UPFC Modelisation and

Optimal Location in Applications in Weak or Disturbed
Networks, EPE 2001

[4] Ed r i s A., FACTS Technology Development: An Update, IEEE

Power Engineering Review, v.20 (2000), No.3, 4-9

[5] G y ug y i L., Unified power-flow control concept for flexible AC

transmission systems, IEE Proceedings-C, v.139 (1992), No.4

[6] M o h am m ad T.B., H am il l D.C., A Classification Scheme for

FACTS Controllers, EPE’99

[7] Machowski J., Elastyczne systemy przesyłowe – FACTS,

Przegląd Elektrotechniczny, (2002), nr.7

[8] R e n z B.A. et al., AEP Unified Power Flow Controller

Performance, IEEE Trans. Power Delivery, v. 14 (1999), No.4,
1374-1381.

[9] St r z e l e c ki R., Su pr o n ow ic z H., Współczynnik mocy w

systemach zasilania prądu przemiennego i metody jego
poprawy, Oficyna Wydawnicza PW, (2000) Warszawa

[10] St r z e l e c ki R., S up r o n o w i c z H. , Filtracja harmonicznych
w sieciach zasilających prądu przemiennego, Wydawnictwo Adam
Marszałek, (1998), Toruń

Autorzy: prof. dr hab. inż. Ryszard Strzelecki , Uniwersytet
Zielonogórski, Instytut inżynierii Elektrycznej, 65-246

Zielona

Góra,

ul.

Podgórna

50

,

e-mail:

[e-mail]

; dr inż. Grzegorz Benysek ,

Uniwersytet Zielonogórski, Instytut Inżynierii Elektrycznej, e-

mail:

[e-mail]

; mgr inż. Adam Noculak,

Zakład Energetyczny Gorzów S.A., 66-400 Gorzów Wlkp.;

ul. Żniwna 29, e-mail: [e-mail]