Cyfrowe przekaźniki różnicowe do zabezpieczania transformatorów sposób działania i badania Adam Smolarczyk Nagromadzenie funkcji zabezpieczeniowych i automatyk zawartych w nowoczesnych cyfrowych urządzeniach zabezpieczeniowych (nazywanych też przekaźnikami elektroenergetycznymi lub terminalami) oraz duże ich skomplikowanie powoduje, że nie zawsze użytkownik ma pewność co do tego, czy urządzenie będzie działało zgodnie z jego oczekiwaniami. Niekiedy nie wystarcza skonfigurowanie urządzenia zgodnie z zaleceniami opisanymi w podręczniku użytkownika, ponieważ na ich podstawie nie da się stwierdzić, czy urządzenie będzie działało zgodnie z oczekiwaniami. Z tego powodu urządzenia zabezpieczeniowe poddawane są testom. Zadaniem testów jest stwierdzenie, czy poszczególne funkcje urządzeń zabezpieczeniowych działają zgodnie z oczekiwaniami oraz czy po uaktywnieniu kilku z nich jednocześnie nie wpływa to negatywnie na zachowanie się urządzenia (np. blokowanie się, wydłużanie czasu działania). Inną przyczyną przeprowadzania badań urządzeń zabezpieczeniowych jest duża konkurencja na rynku, która doprowadziła do sytuacji mobilizującej służby odpowiedzialne w energetyce za bezpieczną pracę systemu elektroenergetycznego, do przeprowadzania własnych badań urządzeń zabezpieczeniowych, by mieć rozeznanie co do jakości i właściwości oferowanego sprzętu. Przeprowadzaniem testów (poza testami standardowo wykonywanymi u producenta) powinni zajmować się sami użytkownicy, bądź niezależne instytucje badawcze. Dla każdego rodzaju zabezpieczeń (odległościowe, różnicowe) powinny być przeprowadzane podstawowe testy oraz testy specyficzne, wynikające z potrzeb użytkownika. Stosowane obecnie podziały testów cyfrowych urządzeń zabezpieczeniowych opisano w [1, 2]. Podczas wykonywania testów cyfrowych przekaźników różnicowych transformatorów istotną trudnością jest uwzględnienie różnych grup połączeń i przesunięcia godzinowego zabezpieczanych transformatorów, różnych przekładni przekładników prądowych umieszczonych po stronie górnej i dolnej transformatora, niedopasowania prądów znamionowych przekładników prądowych do prądów znamionowych zabezpieczanego transformatora. Czynniki te mają bardzo istotny wpływ na sposób symulacji zakłóceń potrzebnych do wyznaczenia podstawowych charakterystyk zabezpieczenia różnicowego. Opis działania cyfrowych przekaźników różnicowych transformatorów Przystosowanie mierzonych wartości prądów Algorytm pomiaru i przystosowania mierzonych wartości prądów, dokonywany w nowoczesnych cyfrowych zabezpieczeniach różnicowych (na przykładzie urządzeń firmy Siemens), przedstawiono na rysunku 1 [8]. Każdy moduł w przekaźniku jest odpowiedzialny za konkretną operację matematyczną. Wszystkie obliczenia wykonywane są względem uzwojenia odniesienia (ang. reference winding), którym w przekaźnikach różnicowych firmy Siemens (np. 7UT512) Dr inż. Adam Smolarczyk Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej Rys. 1. Przetwarzanie prądów w przekaźniku różnicowym wg [3] CT1, CT2 przekładniki prądowe, Moduły 1 6 moduły odpowiedzialne za przetwarzanie prądów, WINDING 1, WINDING 2 uzwojenia zabezpieczanego transformatora Rok LXXV 2007 nr 5 31
jest zawsze uzwojenie 1 (na rys. 1 WINDING 1). Nie ma tu znaczenia, czy jest to uzwojenie niższego (dolnego), czy wyższego (górnego) napięcia. Oznacza to, że eliminacja przesunięcia godzinowego prądów fazowych odbywa się zawsze po stronie uzwojenia 2 (na rys. 1 WINDING 2). Algorytm obliczeniowy zastosowany w cyfrowym przekaźniku różnicowym przedstawiony na rysunku 1 można podzielić na następujące etapy [8]: wyznaczenie współczynników dopasowania amplitudowego na podstawie prądów znamionowych (strony górnej i dolnej) zabezpieczanego transformatora i prądów znamionowych strony pierwotnej przekładników prądowych (Moduł 1, Moduł 2), dopasowanie amplitudowe prądów fazowych, z uwzględnieniem przekładni przekładników prądowych oraz współczynników dopasowania amplitudowego (Moduł 1, Moduł 2), eliminacja składowej zerowej prądu ze znormalizowanych prądów fazowych (składowa zerowa prądu z prądów fazowych jest eliminowana tylko wtedy, gdy uzwojenie zabezpieczanego transformatora, po którego stronie wystąpiło zwarcie, jest połączone w gwiazdę, a punkt gwiazdowy jest bezpośrednio uziemiony) (Moduł 3, Moduł 4), przystosowanie prądów fazowych od strony uzwojenia 2 (WIN- DING 2) do przesunięcia godzinowego uzwojenia odniesienia transformatora (WINDING 1), przez ich odpowiednie przesunięcie godzinowe (eliminacja przesunięcia godzinowego wynikającego z grupy połączeń transformatora) (Moduł 5), wyznaczenie prądów rozruchowych i hamujących I h dla każdej fazy osobno, zgodnie z zależnościami = I_ I + I_ II oraz I h = I_ I + I_ II, przy czym dla fazy L1 zgodnie z rys. 1 prąd I_ I = I_ * L1-W1, a prąd I_ II = I_** L1-W2 (Moduł 6), sprawdzenie położenia punktu opisanego prądami (dla każdej fazy osobno) względem charakterystyki stabilizacji ) (np. takiej, jak przedstawiona na rys. 2) i podjęcie decyzji (po uwzględnieniu warunku związanego z zawartością harmonicznych drugiej i piątej w prądzie ) o podaniu impulsu na otwarcie wyłączników umieszczonych po obu stronach zabezpieczanego transformatora (Moduł 6). Podstawowe charakterystyki działania Zasada działania zabezpieczeń różnicowych transformatorów jest często opisywana w literaturze tematu [5, 6]. Zabezpieczenia te wykorzystują do swego działania charakterystyki różnicowe stabilizowane ) i działają w oparciu o komparator amplitudy (dla każdej fazy osobno), który porównuje dwa sygnały: rozruchowy (różnicowy) i hamujący (stabilizujący) I h i sprawdza (jak napisano wyżej) położenie punktu opisanego prądami względem charakterystyki ). Wzory na prąd różnicowy i stabilizujący są różne, w zależności od producenta urządzenia zabezpieczeniowego [4]. W przypadku przekaźników firmy Siemens (np. 7UT512) mają one następującą postać [7, 8] = I I + I II (1) I h = I I + I II (2) przy czym: I_ I i I_ II oznaczają porównywane prądy fazowe strony górnej i dolnej zabezpieczanego transformatora. Rys. 2. Charakterystyka stabilizacji funkcji zabezpieczenia różnicowego urządzenia 7UT512 wg [7] 0 początkowy prąd rozruchowy, I NTr prąd odniesienia Charakterystykę stabilizacji funkcji zabezpieczenia różnicowego przekaźnika 7UT512, z zaznaczonymi obszarami działania i blokowania, przedstawiono na rysunku 2. Dokładne objaśnienie jej kształtu można znaleźć w [4, 8]. Należy jedynie nadmienić, że: pierwsza cześć charakterystyki (linia prosta) powinna znajdować się nad krzywą prądu wyrównawczego, na którą składa się prąd magnesowania transformatora, druga część charakterystyki (o współczynniku hamowania k h1 = 0,25) powinna znajdować się nad krzywą prądu wyrównawczego wynikającą z błędów transformacji przekładników prądowych głównych (i transformatorów pośredniczących przekaźnika różnicowego, jeśli takie zastosowano), a także z prądu wyrównawczego, wynikającego ze zmiany położenia przełącznika zaczepów zabezpieczanego transformatora, trzecia część charakterystyki stabilizacji (o współczynniku hamowania k h2 =0,4) powinna uwzględniać wpływ silnego nasycenia przekładników prądowych głównych na kształt krzywej prądu wyrównawczego. Działanie przekaźnika różnicowego (jeśli prąd znajdzie się w obszarze działania na rys. 2) jest blokowane w przypadku przekroczenia określonej zawartości drugiej lub piątej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej w prądzie różnicowym. Na rysunku 3 pokazano obszary działania i blokowania funkcji różnicowej przekaźnika 7UT512, w zależności od zawartości drugiej lub piątej harmonicznej w prądzie różnicowym. Jak widać na rysunku, działanie funkcji różnicowej jest blokowane, gdy: zawartość drugiej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej w prądzie różnicowym przekroczy 15%, zawartość piątej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej w prądzie różnicowym przekroczy 40%. W obu przypadkach początkowy prąd rozruchowy nastawiono na 0 = 0,2, a maksymalne zakresy nastawcze zaznaczono liniami przerywanymi. Należy zaznaczyć, że w przekaźnikach różnicowych zwykle istnieje funkcja blokowania krzyżowego działania przekaźnika (ang. crossblocking), która polega na tym, że jeśli funkcja ta jest uaktywniona i zawartość harmonicznych (drugiej lub piątej) w prądzie różnicowym przekroczy nastawioną wartość przynajmniej w jednej fazie, to następuje blokowanie działania przekaźnika różnicowego również od pozostałych dwóch faz nawet jeśli w tych fazach zawartość harmonicznych nie przekroczy nastawionej wartości progowej, a prąd różnicowy znajduje się w obszarze działania przekaźnika [7]. 32 Rok LXXV 2007 nr 5
a) b) Rys. 3. Charakterystyka blokowania działania funkcji różnicowej przekaźnika 7UT512 wg [7], w zależności od zawartości: a) drugiej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej w prądzie różnicowym, b) piątej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej w prądzie różnicowym I 2fN zawartość drugiej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej, I 5fN zawartość piątej harmonicznej w stosunku do harmonicznej podstawowej Testy funkcjonalne przekaźników różnicowych Stosowany obecnie podział testów urządzeń zabezpieczeniowych, zgodnie z najnowszymi zaleceniami komitetu CIGRE [2], opisano w [1]. Do testów typu należą: funkcjonalne testy zgodności (ang. functional conformance tests), dotyczące poprawności oraz dokładności działania urządzenia w zakresie jego funkcji (zabezpieczeniowych i automatyk) założonych w projekcie, funkcjonalne testy działania (ang. functional performance tests), odnoszące się do poprawności działania urządzenia zabezpieczeniowego w konkretnych warunkach pracy systemu elektroenergetycznego oraz przebiegu zakłócenia. Podczas wykonywania funkcjonalnych testów zgodności symulacje stanów zakłóceniowych za pomocą sygnałów analogowych odwzorowane są zwykle przebiegami sinusoidalnymi prądów i napięć o częstotliwości podstawowej. Jeśli sygnały zakłóceniowe zawierają inne harmoniczne, to ich zawartość w przebiegu jest dokładnie określona. W ramach testów tego typu, podczas sprawdzania funkcji różnicowych przekaźników do zabezpieczania transformatorów, powinny być wykonane: sprawdzenie dokładności odwzorowania charakterystyk stabilizacji ) dla różnych grup połączeń zabezpieczanych transformatorów w przypadku różnych rodzajów zwarć (1f-n, 2f, 3f) zarówno po stronie górnego, jak i dolnego napięcia, sprawdzenie czasu działania przekaźnika t = f( ) dla różnych grup połączeń zabezpieczanych transformatorów, w przypadku różnych rodzajów zwarć wewnętrznych (1f-n, 2f, 3f) zarówno po stronie górnego, jak i dolnego napięcia, przy zasilaniu jednostronnym i dwustronnym zabezpieczanego transformatora, wyznaczenie charakterystyki biegunowej Imβ = Reβ przekaźnika (przy czym β oznacza stosunek prądów I_ I /I_ II po obu stronach zabezpieczanego transformatora) dla różnych grup połączeń zabezpieczanego transformatora; w przypadku zwarć trójfazowych (3f) zarówno po stronie górnego, jak i dolnego napięcia, sprawdzenie poprawności działania (bądź niedziałania) przekaźnika w przypadku zwarć wewnętrznych i określonej zawartości drugiej harmonicznej w prądzie różnicowym dla różnych grup połączeń zabezpieczanego transformatora, w przypadku różnych rodzajów zwarć wewnętrznych (1f-n, 2f, 3f) zarówno po stronie górnego, jak i dolnego napięcia (ten test dotyczy również sprawdzenia poprawności działania przy określonej zawartości piątej harmonicznej w prądzie różnicowym), określenie dokładności pomiaru prądów na wejściach prądowych, sprawdzenie tłumienia sygnałów prądowych o częstotliwościach innych niż znamionowa, sprawdzenie współczynnika powrotu funkcji różnicowej w przypadku zasilania jednostronnego zabezpieczanego transformatora. Funkcjonalne testy działania dotyczą poprawności działania urządzenia zabezpieczeniowego w konkretnych warunkach pracy systemu elektroenergetycznego i przebiegu zakłócenia. Przebiegi prądów i napięć podczas zakłócenia mogą być zarejestrowane za pomocą cyfrowych rejestratorów zakłóceń i zapisane w odpowiednim formacie (np. COMTRADE), a następnie odtworzone za pomocą testerów mikroprocesorowych i odpowiednich wzmacniaczy. Jeśli nie dysponuje się zarejestrowanymi przebiegami zakłóceń, wówczas można skorzystać z symulacji SEE lub jego fragmentu, za pomocą specjalistycznego oprogramowania. W ramach testów tego typu, podczas sprawdzania funkcji różnicowych przekaźników do zabezpieczania transformatorów, można wykonać takie badania, jak: sprawdzenie poprawności zachowania się przekaźnika podczas symulacji zwarć wewnętrznych i zewnętrznych, w przypadku braku nasycenia przekładników prądowych i różnego obciążenia wstępnego transformatora (wpływ pojawienia się składowej nieokresowej w prądzie zakłóceniowym), sprawdzenie poprawności zachowania się przekaźnika podczas symulacji zwarć wewnętrznych i zewnętrznych w przypadku różnego stopnia nasycenia przekładników prądowych i różnego obciążenia wstępnego badanego transformatora, sprawdzenie poprawności odwzbudzenia się przekaźnika (czas odpadania) po zaniku zwarcia wewnętrznego, sprawdzenie poprawności zachowania się przekaźnika podczas załączenia zabezpieczanego transformatora (udar prądu magnesującego i pojawienie się drugiej harmonicznej w prądzie zakłóceniowym), Rok LXXV 2007 nr 5 33
Rys. 4. Układ pomiarowy do wyznaczania charakterystyki stabilizacji ) dla transformatora typu YNyn0 i zwarcia L1-L2-L3 po stronie uzwojenia WINDING 2, wg [4] sprawdzenie zachowania się przekaźnika w przypadku przewzbudzenia zabezpieczanego transformatora (pojawienie się piątej harmonicznej w prądzie zakłóceniowym). Należy zaznaczyć, że testy tego typu powinny być wykonane dla różnych grup połączeń zabezpieczanych transformatorów, w przypadku różnych rodzajów zwarć (1f-n, 2f, 3f) zarówno po stronie górnego, jak i dolnego napięcia. Badanie funkcji zabezpieczenia różnicowego Jak napisano wyżej, w zakres funkcjonalnych testów zgodności funkcji zabezpieczenia różnicowego powinno wchodzić sprawdzenie dokładności odwzorowania charakterystyk stabilizacji ), czyli wyznaczenie charakterystyki rzeczywistej i porównanie jej z charakterystyką teoretyczną. Charakterystyki rzeczywiste stabilizacji mogą być wyznaczone automatycznie za pomocą testerów mikroprocesorowych i dedykowanego specjalnie do testowania funkcji różnicowych oprogramowania [3] lub ręcznie za pomocą testerów mikroprocesorowych i ich podstawowych funkcji służących do wymuszania prądów fazowych, o ręcznie ustawianych amplitudach i fazach [4]. W pierwszym przypadku użytkownik wprowadza jedynie parametry zabezpieczanego transformatora (moc, napięcia znamionowe, grupa połączeń, sposób uziemienia punktu gwiazdowego), parametry przekładników prądowych (prądy znamionowe, miejsce uziemienia punktu gwiazdowego) oraz charakterystykę rozruchową funkcji różnicowej, jaka jest nastawiona w badanym przekaźniku. Podczas testów potrzebne prądy fazowe są obliczane i wymuszane automatycznie, bez ingerencji użytkownika. W drugim przypadku użytkownik musi samodzielnie nastawić amplitudy i fazy wymuszanych prądów fazowych, w zależności od sprawdzanego punktu na charakterystyce stabilizacji oraz rodzaju zwarcia. Obliczenia związane z wymuszaniem odpowiednich prądów nie są łatwe, ponieważ podczas wymuszania powinny być uwzględnione: odpowiednie przesunięcia fazowe wymuszanych prądów, wynikające z grup połączeń i przesunięcia godzinowego transformatora, do zabezpieczania którego skonfigurowana jest testowana funkcja różnicowa transformatora, współczynniki dopasowania amplitudowego, wynikające z różnic między prądami znamionowymi zabezpieczanego transformatora i prądami znamionowymi stron pierwotnych przekładników prądowych, rodzaj symulowanego zwarcia. W ramach badań laboratoryjnych funkcji różnicowej przekaźnika 7UT512, w pracy [4] opisano sposób wykonania i wyniki wykonanych funkcjonalnych testów zgodności. W przypadku wyznaczania charakterystyki stabilizacji ) funkcji różnicowej skonfigurowanej do zabezpieczania transformatora o grupie połączeń YNyn0 wykorzystano układ pomiarowy przedstawiony na rysunku 4. Na rysunku tym pokazano, że tester CMC 156 i wzmacniacz CMS 156 spełniają rolę fragmentu systemu elektroenergetycznego (zasilanie, transformator, przekładniki prądowe, miejsce zwarcia), w którym odwzorowano zwarcia wewnętrzne i zewnętrzne w zabezpieczanym transformatorze. Wyjścia prądowe testera i wzmacniacza spełniają rolę stron wtórnych przekładników prądowych. W przypadku wyznaczania charakterystyki stabilizacji ) dla transformatora typu YNyn0 i zwarcia L1-L2-L3 (3f) po stronie uzwojenia WINDING 2, dla nastawionych wartości prądów fazowych w testerze CMC 156 należy zmieniać wartości prądów we wzmacniaczu CMS 156 tak, aby na płaszczyźnie ) przemieszczać się od obszaru blokowania do obszaru działania funkcji różnicowej przekaźnika (rys. 2). Na rysunku 4 prądy fazowe testera i wzmacniacza mają amplitudę 0,4 A, ale są względem siebie obrócone o 180. Zatem, zgodnie z wzorami (1) i (2), prąd ma wartość 0 A (w trzech fazach), natomiast prąd I h ma wartość 0,8 A (w trzech fazach). W celu wyznaczenia punktu na charakterystyce należy zwiększać prądy fazowe wymuszane za pomocą wzmacniacza CMS 156, z przyrostem mniejszym niż wynikający z klasy dokładności przekaźnika. Każdy przyrost prądów fazowych powinien następować po czasie dłuższym niż maksymalny spodziewany czas działania przekaźnika. Wyznaczoną charakterystykę stabilizacji dla układu z rysunku 4 przedstawiono na rysunku 5. Na rysunku tym dodatkowo pokazano charakterystykę teoretyczną stabilizacji przekaźnika 7UT512, która ma kształt zgodny z przedstawionym na rysunku 2. 34 Rok LXXV 2007 nr 5
W przypadku ręcznego wyznaczania charakterystyk problemem może być poprawne uwzględnienie podczas wymuszania prądów testowych (symulujących różnego rodzaju zwarcia) współczynników dopasowania amplitudowego oraz przesunięć prądów wynikających z różnych grup połączeń zabezpieczanych transformatorów. W tym przypadku pomocna jest znajomość sposobu przetwarzania sygnałów przez przekaźnik cyfrowy. Pozwala ona poprawnie zaplanować sposób przeprowadzania badań oraz zinterpretować otrzymane wyniki. Rys. 5. Charakterystyki stabilizacji teoretyczna i rzeczywista transformatora typu YNyn0 dla zwarcia L1-L2-L3 po stronie WINDING 2 wg [4] Jak widać, obie charakterystyki praktycznie nie różnią się dla prądów I h mniejszych od 6. Dla prądów I h większych od 6 (zakres charakterystyki stabilizacji uwzględniający silne nasycenie przekładników prądowych) widać nieznaczne różnice między obiema charakterystykami. W przypadku wyznaczania charakterystyk stabilizacji dla funkcji różnicowych przeznaczonych do zabezpieczania transformatorów o innych grupach połączeń, do wyznaczania prądów w poszczególnych fazach należy uwzględniać opisany wcześniej algorytm przetwarzania sygnałów w przekaźniku cyfrowym. Na przykład, przy wyznaczaniu charakterystyki stabilizacji ) dla zwarcia dwufazowego po stronie uzwojenia WIN- DING 2 transformatora typu YNd11, kolejne kroki obliczeń prądów są następujące: przekształcenie prądów fazowych wymuszanych za pomocą testera CMC 156 i wzmacniacza CMS 156, z uwzględnieniem współczynników dopasowania amplitudowego, eliminacja po stronie uzwojenia WINDING 2 przesunięcia prądów fazowych (wynikającego z grupy połączeń), wyznaczenie prądu hamującego rzeczywistego oraz prądów różnicowego rzeczywistego i teoretycznego, wykreślenie charakterystyki stabilizacji teoretycznej i rzeczywistej, obliczenie błędów względnych i bezwzględnych między charakterystykami i stwierdzenie, czy nie są przekroczone błędy deklarowane przez producenta przekaźnika. W przypadku automatycznego wyznaczania charakterystyk, za pomocą oprogramowania dedykowanego do testowania funkcji różnicowych, rola prowadzącego badania sprowadza się do zdefiniowania sprawdzanej charakterystyki, wprowadzenia parametrów zabezpieczanego transformatora i wyboru rodzaju zwarcia. Skraca to znacznie czas przeprowadzania testów, ale nie pozwala symulować zakłóceń w sposób inny niż przewidziany przez producenta oprogramowania. LITERATURA [1] Smolarczyk A.: Metody testowania przekaźników elektroenergetycznych. Automatyka Elektroenergetyczna 2004 nr 2 [2] CIGRE: Analysis and guidelines for testing numerical protection schemes. CIGRE Report No 159, Working Group 34.10, August 2000 [3] Advanced protection package (Advanced differential software), Test Universe Version 1.6, User Manual. OMICRON electronics, April 2002 [4] Ryszawa A.: Metody badania funkcji zabezpieczeń różnicowych w urządzeniach zabezpieczeniowych. Praca magisterska, Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej 2006 [5] Żydanowicz J.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa. Tomy 1, 2. WNT, Warszawa 1979, 1985 [6] Winkler W., Wiszniewski A.: Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych. WNT, Warszawa 2004 [7] Cyfrowe zabezpieczenie różnicowe dla transformatorów, generatorów i silników 7UT51 v2.1. Instrukcja obsługi. C73000-G1176-C77, Siemens 1995 [8] Ziegler G.: Numerical differential protection, principles and applications. Podsumowanie W cyfrowych przekaźnikach różnicowych do zabezpieczania transformatorów przystosowanie mierzonych wartości prądów tak, aby niezależnie od grupy połączeń zabezpieczanego transformatora nadawały się do wyznaczenia prądów różnicowego i stabilizującego, odbywa się na drodze matematycznej za pomocą odpowiednich algorytmów. Przekaźniki te powinny podlegać badaniom. Istotne jest, aby podczas badań charakterystyki wyznaczone przez użytkownika potwierdzały charakterystyki deklarowane przez producenta. STABILIZACJA SIECI NA HAWAJACH Kompania Hawaiian Electric Company otrzymała nagrodę amerykańską za opracowaną i opatentowaną przez siebie metodę stabilizacji sieci współpracujących z elektrowniami wiatrowymi. Metoda opiera się na wykorzystaniu urządzeń do elektronicznego pochłaniania udarów mocy (ESA Electronic Shock Absorber). W urządzeniu zastosowano superkondensatory do składowania energii. Współpracują one ze sterowanymi układami przekształtników. Urządzenia typu ESA zostały zainstalowane na Hawajach w 2005 roku i przyczyniły się do stabilizacji częstotliwości miejscowej cieci elektrycznej. (wb-43) IEEE Power&Energy Magazine 2006 November/December Rok LXXV 2007 nr 5 35