Powiązania systemowe węzłowych stacji dystrybucyjnych i abonenckich w

sieciach SN typu SMART z zastosowaniem modemu MV BPL

Autorzy: Andrzej Zając, Janusz Juraszek, Andrzej Warachim

("Energetyka" - wrzesień 2015)

Operator Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, przedstawionego schematycznie na

rysunku 1, znajduje się przed wyborem dalszej drogi jego rozwoju [1,2]. Jedną z nich jest

budowa sieci dostosowanej do zjawisk całkowicie nowych, jakimi jest nieskrępowany rozwój

generacji rozproszonej oraz nowych form pozyskiwania i wykorzystania energii elektrycznej,

lepiej dostosowanej do stawienia czoła zakłóceniom w funkcjonowaniu systemu

elektroenergetycznego, spowodowanym zwłaszcza zjawiskami meteorologicznymi oraz

deficytem mocy. W efekcie przyjęcia takiego rozwiązania muszą być zastosowane w węzłach

sieci SN nowe rozwiązania techniczne, które przez swoje walory funkcjonalne będą zdolne

spełnić powyższe wymagania.

Niezwykle istotnego znaczenia nabiera obserwowalność [1-6] systemu i zdolność do

przewidywania jego przyszłego funkcjonowania. Monitorowanie węzłów sieci SN w zakresie

wszystkich parametrów dystrybucji energii, z możliwością rejestracji zdarzeń w niej

zachodzących oraz możliwością archiwizacji i obróbki danych pomiarowych, stanowi

konieczny warunek akwizycji danych wejściowych. Dotyczy to zarówno całej sieci, jak i

pojedynczych jej elementów.

Na podstawie danych pomiarowych, po ich przetworzeniu i analizie, operator lub

administrator sieci SN jest w stanie podjąć właściwe decyzje, nie tylko w aspekcie

ekonomicznym, ale również w zakresie bezpieczeństwa, którego zachowanie powinno

przeważać nad prostym rachunkiem ekonomicznym. Na tej podstawie prawdziwe jest

twierdzenie, że dostępność danych pomiarowych z węzłów sieci SN stanowi istotny element

procesu jej modernizacji. Takie podejście umożliwia właściwe długoterminowe planowanie

procesów inwestycyjnych w systemie.

Z kolei możliwość zdalnego lub automatycznego sterowania siecią umożliwia [1] bieżące

reakcje na występujące w niej zdarzenia, co prowadzi do rozwoju sieci typu smart.

Na pojęcie bezpieczeństwa energetycznego składają się [2] trzy aspekty: techniczny,

ekonomiczny i ekologiczny, a zdaniem autorów [7-9] elementami bezpieczeństwa są także

bezpieczeństwo obsługi oraz osób postronnych. Spełnienie obostrzonych wymogów

bezpieczeństwa obsługi i osób postronnych skutkuje często [2,8,9] koniecznością

modernizacji węzłów sieci SN.

Ryzyko [2] pojawienia się deficytu w bilansie mocy, po roku 2015, sprawia, że działania w

aspekcie technicznym bezpieczeństwa energetycznego podejmowane są w skali kraju, ale

również lokalnie, w tym przez prosumentów [10,11 ]. Te ostatnie działania skutkują roz-

wojem generacji rozproszonej, wrażliwej na zdolności przyłączeniowe sieci SN, a także

rozwojem i modernizacją samej sieci SN.

Stacje transformatorowe w nowoczesnej sieci SN

Powiązania systemowe stacji transformatorowych w sieci typu smart są realizowane

stosownie do projektów budowy nowych lub modernizacji istniejących węzłów sieci lub sieci.

Cechuje je więc zróżnicowanie zakresu oraz swoisty indywidualizm, wynikający z potrzeb

inwestora.

Można więc analogicznie jak sieć typu [1] smart określić stację węzłową typu smart

realizującą określone, zadane funkcje w sieci, z wykorzystaniem odpowiednich technologii

teleinformatycznych, ak aby powstały koncepcje zinformatyzowanych stacji elektroener-

getycznych nowej generacji. W założeniu w stacjach takich:

optymalizuje się zarządzanie majątkiem i zwiększa efektywność eksploatacyjną,

poprawia się jakość dostaw energii elektrycznej,

wprowadza się zdolność sieci do rekonfiguracji i samonaprawialności,

wprowadza się możliwość zasilania odbiorów w przypadku zaburzeń w sieci

zasilającej poprzez możliwość pracy wyspowej,

uodpornia się sieć na ataki w obszarze fizykalnym i cyberprzestrzeni,

umożliwia się wprowadzanie nowych usług i produktów,

umożliwia się kontrolę i sterowanie produkcją energii elektrycznej,

umożliwia się monitorowanie pracy systemu w czasie rzeczywistym,

jednakowo uwzględnia się wszystkie podmioty w zakresie generacji, magazynowania

i sterowalnego użytkowania energii,

umożliwia się odbiorcom energii aktywne uczestnictwo w rynku energii itd.

Zatem stacja typu smart lub jej element [1,12] może być zdefiniowana jako stacja zawierająca

dowolne urządzenia lub instalacje, stosowane zarówno w systemie przesyłu i dystrybucji,

posiadające następujące cechy:

1) zapewniają cyfrową, dwukierunkową komunikację, realizowaną w czasie rzeczywistym lub

zbliżonym do czasu rzeczywistego,

2) umożliwiają interaktywne i „inteligentne" monitorowanie i zarządzanie procesem

wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i odbioru energii elektrycznej,

3) integrują zachowania i działania wszystkich podłączonych do niej użytkowników -

wytwórców, odbiorców oraz podmiotach łączących oba rodzaje aktywności w systemie

-„prosumentów"; w celu zapewnienia efektywnego ekonomicznie, zrównoważonego systemu

elektroenergetycznego charakteryzującego się niewielkimi stratami, wysoką jakością i

bezpieczeństwem dostaw energii elektrycznej, oraz bezpieczeństwem obsługi.

Możliwość stosowania zawansowanej technologii często ograniczona jest brakiem zupełnych

rozwiązań systemowych producentów stacji transformatorowych.

Stacje typu PF-P posiadają wszelkie cechy [2, 13-18] które są konieczne przy praktycznej

realizacji dowolnej funkcji rozdzielczej, w dowolnej lokalizacji, w dowolnym standardzie

technologicznym użytkownika, a dodatkowo spełniają wszelkie normy bezpieczeństwa, z

potwierdzoną odpornością na skutki zwarć łukowych 20 kA, 1s [8, 14].

System stacji energetycznych PF-P ze względu na wykorzystywanie w technice rozdzielczej

[1 -5] „inteligentnych" aplikacji sterowania i kontroli już od wielu lat może być uznany jako

uczestnik procesu przekształcania sieci średnich napięć w sieci typu smart (rys. 2).

Wprowadzenie telemechaniki i telemetrii do stacji elektroenergetycznych, w sieciach

średniego napięcia, umożliwia jej automatyzację, zdalne sterowanie i nadzór nad

urządzeniami działającymi w terenie, zapewniając: całkowitą kontrolę nad urządzeniami zain-

stalowanymi w sieci za pomocą kanału inżynierskiego, długotrwałą pracę przy braku

zasilania, szybką lokalizację uszkodzeń, skrócenie czasu trwania awaryjnych wyłączeń,

bezpieczne i bezobsługowe wykonywanie czynności łączeniowych w terenie, prawidłową

pracę w ekstremalnych warunkach terenowych i pogodowych.

Część dyspozytorską stanowią urządzenia umożliwiające transmisję danych pomiędzy

serwerem a sterownikami pól rozdzielczych zdalnie sterowanych. Dobór elementów części

dyspozytorskiej jest uzależniony od rodzaju systemu wspomagania dyspozytora i systemu

łączności.

Część wykonawcza składa się z zespołu sterującego, zespołu napędowego, łącznika w izolacji

gazowej i innych elementów, m.in. transformatora, przekładników prądowych lub wskaźnika

przepływu prądu zwarć, systemu łączności itp.

Zespół sterujący ma za zadanie przesył sygnałów i pomiarów do centrum dyspozytorskiego.

Wyposażony jest w sterownik, baterie akumulatorów, zasilacz oraz modem telekomunika-

cyjny, a także w zabezpieczenia linii współpracujące z przekład-nikami. System zawiera

przekładniki pomiarowe prądu i napięcia przystosowane do pracy w sieci kablowej oraz

czujniki - sensory do monitorowania tych wielkości wraz z innymi parametrami procesu

dystrybucji energii.

Możliwość wydzielenia [13] (rys. 3) w systemie stacji PF-P osobnych pomieszczeń

przystosowanych do instalacji wszystkich elementów systemów telemechaniki i telemetrii

sprawia, że możliwe jest umieszczanie w nich lokalnych centrów dyspozytorskich. Zdolność

ta jest istotna w obszarze rozproszonych źródeł wytwarzania energii, jak również w

modernizacji stacji elektroenergetycznych SN w pierwotnym rozdziale energii.

Wydaje się słuszne twierdzenie, że wykorzystanie omawianych zalet może poprawić

wskaźniki ekonomiczne nowych inwestycji w analizowanym obszarze. Biorąc powyższe pod

uwagę możliwe jest wykonanie dowolnego rozwiązania stacji pracującej w sieci średnich

napięć typu smart, w dowolnej lokalizacji [19].

Omawiany system stacji energetycznych pozwala na syntezę stacji energetycznej [1] typu

smart, przedstawionej w konfiguracji pokazanej na rysunku 4, z wykorzystaniem transmisji

danych poprzez kable SN oraz dodatkowo PRIME PLC do akwizycji danych z AMI, z

wykorzystaniem koncentratorów wykorzystywanych już w sieci ENERGA.

Elastyczność systemu przesyłu danych (rys. 5) polega na możliwości autonomicznej syntezy

systemu w firmie Ormazabal oraz dowolne powiązanie rozwiązań Producenta z

wymaganiami oraz ze standardami i aparaturą użytkownika, którym może być zarówno

dystrybutor jak i wytwórca lub odbiorca energii elektrycznej.

Cele nadrzędne sterowania i kontroli mogą być realizowane nadrzędnie (zdalnie) lokalnie lub

w systemie mieszanym.

Opis i przeznaczenie modemu MV BPL

Szerokopasmowy modem PLC na średnie napięcia przeznaczony jest dla firm energetycznych

mających dostęp do linii SN lub użytkujących linie kablowe SN. Urządzenie umożliwia

dwukierunkową komunikację, zarówno dla zastosowań w sieciach kablowych SN smart

grid oraz innych aplikacji, wymagających dostępu do szerokiego pasma dla przesyłanych

danych.

Technologia MV BPL, rozwijana i stosowana od lat 90. ubiegłego wieku, jest techniką

sprawdzoną w wielu testach i wdrożeniach w środowiskach nN i SN. Zapewnia ona

następujące korzyści:

• oferuje dostateczną szerokość pasma w celu przesyłania dużej ilości różnych danych

wytwarzanych i dostarczanych przez urządzenia, zainstalowane w stacjach energe-

tycznych;

• pozwala na konfigurację i wybór używanych pasm częstotliwości, z pasma w zakresie

2-34 MHz, co z kolei pozwala na tworzenie elastycznego systemu

komunikacyjnego, który jest w stanie zaspokoić różne potrzeby użytkowników, w

zależności od kryteriów: kosztów, opóźnień, wydajności, solidności i redundancji;

• posiada zaimplementowany mechanizm QoS, w celu zapewnienia działania

krytycznych aplikacji użytkowych, tak aby zawsze uzyskać wyższy priorytet;

• obsługuje różne protokoły, takie jak: VLAN, RSTP, SNMP, DHCP, itp., które

pozwalają na szybkie uruchomienie systemu, zapewniając jego bezpieczeństwo i

pozwalając na łatwą integrację sieci BPL z używanymi sieciami szkieletowymi.

MV BPL w sieci typu smart

Rozwiązanie MV BPL [18] obsługuje szeroki zakres standardowych protokołów

telekomunikacyjnych, zapewniających integrację w jeden spójny system wszelkich rozwiązań

komunikacyjnych stosowanych w energetyce. Typowe przypadki użycia komunikacji MV

BPL:

• AMI, dostarczanie danych pomiarowych ze stacji transformatorowych do aplikacji

zarządzających danymi pomiarowymi - MDM;

• monitorowanie stacji transformatorowych, ochrona i sterowanie urządzeniami

automatyki w stacji;

• w przypadku zastosowań w odnawialnych źródłach energii - możliwość komunikacji,

monitoringu i zdalnej ingerencji wOZE;

• zestawienie łączności z infrastrukturą EV (electrical vehicle).

Użycie szerokopasmowej technologii PLC pozwala wspierać i zastępować inne istniejące

infrastruktury komunikacyjne, takie jak włókna światłowodowe lub technologie

bezprzewodowe, w miejscach, gdzie instalacja technologii przewodowych lub

bezprzewodowych jest trudna technicznie i kosztowna w użyciu. Poza tym dzięki instalacji

urządzeń BPL na infrastrukturze kablowej, do której dostęp jest limitowany, otwierają się

szerokie możliwości stworzenia rozwiązania skalowalnego, bezpiecznego i taniego, które

dodatkowo nie wymaga dodatkowych opłat abonamentowych.

Opis szczegółów rozwiązania modemu MV BPL

MV BPL (rys. 5) używa modulacji OFDM w pasmach sygnału 5, 10, 20 i 30 MHz, w zakresie

częstotliwości 2-34 MHz. Jest możliwe użycie różnorodnych technik multipleksowania

kanałów, w tym multipleksowanie z podziałem czasu (TDM) (koncepcja ma-ster-slave),

multipleksowania z podziałem częstotliwości (FDM) trybu wielokrotnego dostępu (ad-hoc) i

zarządzenia kanałem oraz przepustowością.

Regeneratory sygnału mogą być stosowane w celu poszerzenia zakresu sieci. Techniki

dynamicznego alokowania bitów pozwalają na optymalne wykorzystanie pojemności kanału

w zależności od zmieniającego się środowiska sieciowego. Zaimplementowane są

mechanizmy w celu zapewnienia QoS dla ruchu o wysokim priorytecie.

Obecne rozwiązanie MV BPL obsługuje protokoły zestawione w tabeli 1.

Pasmo możliwe do osiągnięcia

Rysunek 9 przedstawia maksymalne przepustowości, mierzone w górę lub w dół (Down-Link

or Up-Link) w funkcji liczby skoków sygnału między regeneratorami MV BPL. W

środowisku laboratoryjnym mierzono przepustowość każdego linku dla wartości 85-92 Mbps

w paśmie 30 MHz. Ze względu na wykorzystanie 10/100 Base-T, komputer nie może

odbierać ani generować większego przesyłu niż 100 Mbps, poprzez sieć Ethernet.

W rzeczywistych warunkach osiągana przepustowość kanału będzie mniejsza. Wyniki

zilustrowane na rysunku 9 dostarczają przydatnych informacji na temat wpływu kaskadowego

użycia regeneratorów na przepustowość. Jak widać wydajność zmniejsza się z 90 Mbps z

użyciem jednego regeneratora do 10 Mbps przy użyciu dziewięciu regeneratorów.

Każdy regenerator sygnału nie tylko przesyła sygnał kaskadowo poprzedniego regeneratora,

ale ma także własny ruch generowany przez komputer z nim związany (rys. 10). Przesyt do

lub z każdego komputera może reprezentować dane dowolnych aplikacji, np. dane

dostarczane przez koncentrator danych licznikowych PRIME zainstalowany w stacji

transformatorowej.

Rysunek 11 przedstawia maksymalne przepustowości, mierzone przy przesyle w obie strony

(Down-Lin lub Up-Link), w funkcji liczby skoków sygnału między regeneratorami BPL. W

układzie pomiarowym każdy komputer dostarcza dane o jednakowym paśmie.

Maksymalna przepustowość w warstwie fizycznej dla optymalnych warunków i parametrów

systemu (np. wielkości pakietów warstwy fizycznej, liczby węzłów w sieci, rodzaj aplikacji,

nagłówki protokołów i parametry konfiguracyjne) podana jest w tabeli 2.

Opóźnienia

Rysunek 12 ilustruje układ BPL z dwoma skokami sygnału między regeneratorami. Tabela 3

zawiera wartości opóźnień mierzone w środowisku laboratoryjnym i dla różnych często-

tliwości.

Rysunek 13 pokazuje układ kaskadowy regeneratorów sygnału. Czas przesyłu sygnału

rozumiany jest jako czas wykonania komendy programu „ping" pomiędzy dwoma

komputerami na końcach układu.

Krzywa na rysunku 14 pokazuje mierzone max, min i średni czas przesyłu sygnału, w tunkcji

skoków sygnałów między regeneratorami.

Metody wstrzykiwania sygnałów

Wstrzyknięcie sygnału PLC do linii średniego napięcia dokonywane jest za pomocą dwóch

metod sprzęgania: pojemnościowego i indukcyjnego. Jakość sprzęgnięcia sygnału dla każ-

dego z użytych technik różni się w zależności od rodzaju kabli linii ŚN i fizycznej topologii

zainstalowanych kabli na stacji. W tabeli 4 zestawiono podsumowanie każdej metody i jej

zachowania w różnych sytuacjach.

Zarządzanie siecią systemu

Platforma Current OpenGrid dostarcza danych do zarządzania siecią, przeprowadzania

analizy działania sieci oraz udostępnia możliwości uruchamiania zaawansowanych aplikacji

Smart Grid. Jest ona zbudowana przy użyciu nowoczesnych technologii SOA (Service

Oriented Architecture) i specyfikacji W3C, aby zapewnić szybkie, niezawodne i bezpieczne

środowisko dla aplikacji używanych w przedsiębiorstwach.

Platforma Current OpenGrid zawiera bogaty pakiet możliwości zarządzania komunikacją w

sieci smart grid o nazwie Network Management System (NMS), z użyciem standardowych

protokołów, takich jak IEC 61850, DNP3, IP i SNMP. NMS zapewnia scentralizowane

zarządzanie czujnikami inteligentnych sieci i elementów sieciowych dostarczonych przez

Ormazabal oraz innych producentów, w tym konfiguracji, monitorowania, uruchamiania,

wykrywania i rozwiązywania problemów. Dodatkowo pozwala na pozyskiwanie danych

pomiarowych oraz informacji na temat stanu urządzeń na podstawie aktualnie występujących

zdarzeń.

Użycie NMS gwarantuje możliwość przekazywania dużej liczby jednoczesnych powiadomień

o zdarzeniach w sieci; zaimplementowane protokoły QoS umożliwiają wdrożenie schematu

komunikacji opartych na wymaganych priorytetach, aby zapewnić terminowe dostarczanie

danych pomiarowych. Zapewnia również szybką dystrybucję poleceń sterujących dla

automatyki systemu dystrybucyjnego oraz realizuje na wysokim poziomie bezpieczeństwo

komunikacji.

OpenGrid NMS umożliwia realizację następujących funkcjonalności:

• SNMPv2 oraz SNMPv3 ze wsparciem dla rozwiązań standardowych, jak i

specyficznych dla dostawców, w tym dostawców MIB, a w tym MIB II;

• wsparcie komunikatu trap. NMS obsługuje komunikaty trap alive i trap reboot

wysyłane przez urządzenia; przekazywanie komunikatu trap jest również

wspierane;

• bezpieczne połączenie telnet ssh.;

• zdalny reset sprzętowy jest również obsługiwany; zarówno ponowne włączenie jak i

powrót do ustawień fabrycznych dla wszystkich urządzeń mogą być wykonywane

przez NMS;

• wspierana jest obsługa NTP;

• zarządzanie adresowaniem IPv4; publiczne i prywatne podsieci można zdefiniować, a

pule adresowe mogą być przyznawane;

• jest możliwa konfiguracja serwera DHCP, definicje podsieci DHCP w pliku

konfiguracyjnym są wykonywane automatycznie i zsynchronizowane z

konfiguracją NMS, nie jest wymagana ręczna konfiguracja serwera DHCP;

• zarządzanie serwerem Radius jest również częścią zarządzania sprzętem.

Konfiguracja serwera RADIUS jest również aktualizowana automatycznie przez NMS. Nowe

urządzenia przyłączane do sieci automatycznie dodawane są do konfiguracji serwera

RADIUS, aby umożliwić uwierzytelnienia. Bardziej skomplikowane operacje, takie jak

wymiana urządzenia, są również obsługiwane.

Podsumowanie

Praca w ośrodku dyspozytorskim wspomagana jest sygnałami (informacjami) od

zainstalowanych w głębi sieci odłączników i rozłączników wyposażonych w napędy

elektryczne sterowane przy różnych nośnikach informacji - środkach łączności, co daje

możliwość telemechanizacji procesów łączeniowych przy lokalizacji uszkodzeń i zmianach

konfiguracji sieci. Jest to niewątpliwie efektywny sposób usprawnienia eksploatacji sieci SN i

jednocześnie jest to pierwszy krok na drodze przekształcania tradycyjnych sieci w sieci typu

smart.

Docelowo należy dążyć do automatyzacji takich procesów, co pozwoli dużo lepiej

wykorzystać możliwości sprzętowe, zarówno w zakresie telemechaniki, jak i parametrów

łączeniowych stosowanych urządzeń. Istotne jest jednak zapewnienie komunikacji w

przepływie danych pomiarowych i sterujących, również w warunkach katastroficznych, kiedy

zawodzą powszechnie wykorzystywane metody. Sieć kablowa SN wydaje się być przez sam

fakt swojego istnienia atrakcyjnym medium przesyłu sygnałów. Powiązania systemowe stacji

energetycznej SN i rozbudowa ich funkcji w sieci typu smart nie mogą być jednak analizo-

wane [13] bez walorów konstrukcji oraz aparatury rozdzielczej. Stąd podkreślenie możliwości

dowolnej lokalizacji zrealizowanej w systemie PF-P, której przykładem może być

wykorzystanie tego systemu w budowie stacji na Hali Miziowej w masywie Pilska,

zilustrowane [5, 19] na rysunku 15.

PIŚMIENNICTWO

[1] Szadkowski M., Warachim A., Przekształcanie istniejących sieci SN w sieci typu

Smart, Energetyka 2015, nr 9.

[2] Warachim A., Dekarz K., Wybrane zagadnienia modernizacji węzłów sieci średnich

napięć, Energetyka 2015, nr 10.

[3] Saratowicz M., Warachim A., Statistical monitoring of electric energy distribution,

International Conference on Research in Electro technology and Applied Informatics, 31sl

August - 3rd

September 2005, Katowice.

[4] Warachim A., Lesyk K., Chudzyński W., Parametry procesu przesyłu i rozdziału energii

elektrycznej w stacjach transformatorowo-rozdzielczych systemu Scheidt, Energetyka 2002,

nr 8.

[5] Januszewski W., Warachim A., Koncepcja systemu zdalnego monitorowania i sterowania

procesem przesyłu i rozdziału energii elektrycznej w stacjach transformatorowych systemu

Scheidt, Energetyka 2002, nr 7.

[6] System Zdalnego Sterowania i Nadzoru w Sieciach Średnich Napięć - ZPUE S.A. we

Włoszczowie, Urządzenia dla Energetyki, http://www.urzadzeniadlaenergetyki.pl/,

11.02.2008.

[7] Szywała P., Warchim A., Łukoochronność aparatury średniego napięcia, Energetyka

2003, nr 9, s. 612-614.

[8] Szadkowski M., Warachim A., Bezpieczeństwo eksploatacji stacji elektroenergetycznych

SN typu PF-P, Energetyka 2014, nr 9, s. 518-524.

[9] Szadkowski M., Warachim A., Analiza kategorii zagrożenia porażenia łukiem

elektrycznym w instalacjach elektrycznych zakładów przemysłowych, Energetyka 2015, nr 6,

s. 422-427.

[10] Noga M., Ożadowicz A., Grela J., Hayduk G., Active Consumers in Smart Grid Systems

- Applications of the Building Automation Technologies, Przegląd Elektrotechniczny 2013, nr

6.

[11] Babś A., Madajewski K., Ogryczak T, Noske S., Widelski G., The Smart Peninsula

„pilot project of Smart Grid deployment at ENERGA-OPERATOR SA", 2012/08/ s. 37-44.

http://actaener-getica.org/en/wp-content/uploads/.

[12] Regulation (EU) No 347/2013 Of the European Parliament and of the Council of 17

April 2013 on guidelines for trans-Europe-an energy infrastructure and repealing Decision

No1364/2006/ EC and amending Regulations (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC)

No 715/2009.

[13] Warachim A., Dekarz K., Konstrukcje modułowe kontenerowych stacji energetycznych

w sieciach średnich napięć, Energetyka 2014, nr 11.

[14] Type test report No. 1292.2131187.036, IPH Berlin, 31 października 2013, materiał

niepublikowany, ORMAZABAL Polska Sp. z o. o.

[15] Karta katalogowa stacji PF-P, oferta, materiały niepublikowane, firmy ORMAZABAL

Polska Sp. z o. o., http://www.ormazabal.com/pl.

[16] Warachim A., Wybrane zagadnienia konstrukcji nowoczesnego system produkcji stacji

transformatorowo-rozdzielczych średniego napięcia w obudowie betonowej, Materiały

Konferencji Naukowo-Technicznej pt. „Stacje elektroenergetyczne WN/SN i SN/nn", Jelenia

Góra, 28-29 maja 2001, s. 57-62.

[17] Karty katalogowe rozdzielnic, oferta, materiały niepublikowane firmy ORMAZABAL

Polska Sp. z o. o., http://www.ormazabal.com/pl/.

[18] Karty katalogowe rozdzielnic, oferta, materiały niepublikowane firmy ORMAZABAL,

http://www.ormazabal.com.

[19] Juraszek J., Stacja na Hali Miziowej, Nasza Energetyka 2002, nr 1 (38), Biuletyn

Beskidzkiej Energetyki S. A. 2002.