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: 

R.Strzelecki@iee.uz.zgora.pl

;  dr  inż.  Grzegorz  Benysek  , 

Uniwersytet Zielonogórski, Instytut Inżynierii Elektrycznej, e-

mail: 

G.Benysek@iee.uz.zgora.pl

; mgr inż. Adam Noculak, 

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

ul. Żniwna 29, e-mail: anoculak@ze.gorzow.pl