Krajowe sieci dystrybucyjne a bezpieczeństwo zasilania odbiorców

Pojęcie bezpieczeństwa energetycznego dotyczy dwóch podstawowych podmiotów:

• odbiorcy (czy grupy odbiorców) jako pierwotnego podmiotu,
• dostawcy (zbioru dostawców) jako wtórnego podmiotu.

Bezpieczeństwo energetyczne odbiorcy to określony stopień gwarancji możliwości korzystania z potrzebnych mu form energii w określonym czasie i w potrzebnej ilości oraz przy dostępnej dla niego cenie. Zapewnienie tego bezpieczeństwa stawia odpowiednie wymagania dostawcom.

Bezpieczeństwo dostaw energii to gotowość dostawców do pokrycia pełnego zapotrzebowania na energię po akceptowalnych społecznie cenach w stanach normalnych i ograniczonego zapotrzebowania energii w stanach awaryjnych.

Poziom bezpieczeństwa energetycznego zależy od wielu czynników. Do najważniejszych z nich można zaliczyć:

• stopień dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia,
• pochodzenie źródeł zaopatrzenia (krajowe bądź zagraniczne),
• magazynowanie paliw na terenie kraju,
• własność przedsiębiorstw sektora energetycznego oraz systemu zaopatrzenia,
• kondycja systemu zaopatrzenia (wielkość mocy przesyłowych, stan techniczny, niezawodność),
• nadzór i regulacja systemu sprawowana przez państwo,
• prognozowanie, planowanie oraz decyzje rozwojowe i inwestycyjne,
• stabilność sytuacji wewnętrznej kraju i sytuacji międzynarodowej.

W kształtowaniu bezpieczeństwa energetycznego wyróżnia się następujące horyzonty czasowe:

• krótkoterminowe (operacyjne);
• sezonowe (taktyczne);
• długoterminowe (strategiczne).

Zagwarantowanie bezpieczeństwa długoterminowego wymaga podejmowania strategicznych decyzji rozwojowych w energetyce. W przypadku elektroenergetyki decyzje dotyczyć będą rozwoju sektora wytwórczego, czyli elektrowni oraz sektora przesyłu energii sieciami o różnych poziomach napięć.

Problem bezpieczeństwa energetycznego w naszym kraju jest dostrzegany od wielu lat, o czym świadczą zapisy w głównych dokumentach prawnych dotyczących energetyki.

Jako pierwszy należy wymienić Ustawę Prawo energetyczne, w którym zawarte jest sformułowanie: „Bezpieczeństwo energetyczne to stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska”. Drugim dokumentem jest POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI DO 2030 ROKU, w którym zawarta jest bardziej precyzyjna definicja: „bezpieczeństwo dostaw paliw i energii jest to zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowalnych przez gospodarkę i społeczeństwo cenach, przy założeniu optymalnego wykorzystania krajowych zasobów surowców energetycznych oraz poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych”. W tym dokumencie przedstawiona jest strategia państwa w zakresie energetyki w perspektywie 20 lat.

Pewne dostawy energii elektrycznej do odbiorców o różnym zapotrzebowaniu wymagają, poza źródłami wytwórczymi, dobrze rozbudowanej sieci elektroenergetycznej pozwalającej na transport energii od wytwórców do odbiorców. Struktura polskiej sieci o różnych poziomach napięć stwarza niejednokrotnie problemy w dosłaniu energii do odbiorcy, szczególnie do drobnego odbiorcy rozproszonego (inaczej wiejskiego).

Z uwagi na powyższe w artykule przedstawiono charakterystykę sieciowej infrastruktury średniego i niskiego napięcia w rozbiciu na sieć miejską i wiejską, omówiono aktualne wskaźniki zawodności elementów sieci oraz podano kierunki działań dla zwiększenia pewności zasilania odbiorców.

Infrastruktura krajowej sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia

Aktualne dane o krajowej infrastrukturze sieciowej zawierają roczniki Agencji Rynku Energii Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [3]. Wykorzystując dane zawarte w rocznikach z lat 2002÷2012 w tabeli 1. zestawiono w ujęciu historycznym długości linii średniego i niskiego napięcia krajowej sieci elektroenergetycznej, a w tabeli 2. – liczbę stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn i moc zainstalowanych w nich transformatorów.

Pełna charakterystyka infrastruktury sieci elektroenergetycznej winna obejmować stan sieci na terenach miejskich i wiejskich. Roczniki [3] nie zamieszczają danych szczegółowych rozróżniających sieci na terenach miejskich i wiejskich. Publikacje wyników prac studialnych [4, 5] pozwoliły autorom określić trendy zmian występujących w infrastrukturze sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia na terenach miejskich i wiejskich. W tabeli 3. podano liczbę stacji transformatorowo­‑rozdzielczych SN/nn oraz moce zainstalowanych w nich transformatorów w rozbiciu na sieci miejskie i wiejskie, natomiast w tabelach 4. i 5. zestawiono długości linii elektroenergetycznych średniego i niskiego napięcia z rozróżnieniem sposobu ich wykonania – napowietrzne i kablowe – również w rozbiciu na sieci miejskie i wiejskie. Z uwagi na fakt, że dysponowano ograniczoną bazą danych statystycznych, w tabelach 3–5 zamieszczono dane tylko dla lat 2002–2005 oraz 2007 roku, obliczając jednocześnie średnioroczne wskaźniki zmian poszczególnych elementów sieci w analizowanym okresie czasu, tzn. dla lat 2002–2007. Dla umożliwienia stosownego wnioskowania, w tabelach 1. i 2. podano także obliczone wartości średniorocznych wskaźników zmian poszczególnych elementów sieci odpowiednio dla przedziałów lat 2002–2012, 2002–2007 oraz 2007–2012.

Analizując zestawione w tabelach 1–5 wartości można sformułować następujące wnioski dotyczące rocznych wskaźników zmian ilościowych poszczególnych elementów sieci:

• przyrosty liczby stacji transformatorowych SN/nn w ostatnich pięciu latach (od 2007  r.) są niższe niż dla okresu lat 2002–2007;
• przyrost mocy instalowanych transformatorów SN/nn utrzymuje się praktycznie na stałym poziomie z zauważalną przewagą wzrostu mocy jednostek na terenach wiejskich – dla lat 2002÷2007 wskaźnik ten przekroczył wartość 2%;
• przyrosty długości linii napowietrznych średniego napięcia są procentowo bardzo małe;
• dla linii napowietrznych niskiego napięcia na obszarze miast zauważalna jest nawet tendencja malejąca;
• procentowe przyrosty długości linii kablowych we wszystkich analizowanych przypadkach są większe niż linii napowietrznych; szczególnie przyrosty długości linii kablowych na terenach wiejskich są znacznie wyższe niż na obszarach miast (należy mieć jednak na uwadze fakt, że ich bezwzględne długości są znacznie niższe).

Udział liczby stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn na terenach wiejskich był w 2007 roku (tab. 3.) na poziomie 67,7% ogólnej liczby stacji SN/nn, przy znacznie niższym udziale zainstalowanych mocy znamionowych transformatorów – 40,3% i trzykrotnie mniejszej średniej mocy transformatora – 104 kVA w sieci wiejskiej w porównaniu do 323 kVA w sieci miejskiej. W tabeli 6. zestawiono średnie długości linii SN i nn przypadające na jedną stację SN/nn. Z porównania podanych wartości wynika, że występuje ustabilizowanie się średnich długości linii w latach 2002–2007, a jedynie w stosunku do roku 1995 [6] nastąpiły pewne zmiany – zmalała średnia długość linii SN i nn przypadająca na jedną stację na terenach wiejskich i wzrosła średnia długość linii nn przypadająca na jedną stację na obszarach miejskich.

Niezawodność elementów sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia

Przez wiele lat trudno było realnie ocenić zawodność układów zasilania energią elektryczną z uwagi na brak wiarygodnych danych statystycznych. Wykorzystywano głównie dane literaturowe, które były efektem badań prowadzonych w latach 60. i 70. ubiegłego stulecia i można stwierdzić, że w chwili obecnej są one mało aktualne. Ostatnio coraz większą uwagę zwraca się na zagadnienie ciągłości zasilania odbiorców energią elektryczną, stanowiącej jeden z elementów bezpieczeństwa energetycznego. Odzwierciedleniem tego stwierdzenia jest m.in. rozszerzenie (od roku 2002) zakresu danych opracowywanych w przedsiębiorstwach energetycznych i zestawianych w arkuszach statystycznych G-10.5 o wartości wskaźników charakteryzujących awaryjność elementów sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia oraz zamieszczenie w rocznikach Statystyki Elektroenergetyki Polskiej [3] średnich wartości tych wskaźników dla polskich sieci elektroenergetycznych.

Dla przeprowadzenia kompleksowej analizy awaryjności sieci (łącznie z kosztami strat wynikającymi z niedostarczonej energii elektrycznej) wprowadzono pojęcie współczynnika awaryjności q – nazywanego również w literaturze [7, 8] współczynnikiem zawodności lub współczynnikiem niezdatności – który uwzględnia nie tylko liczbę awarii elementów sieci zaliczanych do danej grupy (linie, transformatory), ale również czas przerwy w dostawach energii elektrycznej, który obejmuje czas trwania awarii i czas jej usunięcia. Dla odbiorcy niezmiernie ważną sprawa jest bowiem czas, w którym nie może korzystać z energii elektrycznej, i straty, jakie ponosi w wyniku przerw w zasilaniu.

Uwzględniana w analizach ekonomicznych ilość energii elektrycznej niedostarczonej w danym roku w wyniku awarii obiektu sieciowego wyznaczana jest z wykorzystaniem współczynnika awaryjności danego elementu lub układu sieci elektroenergetycznej. Współczynnik awaryjności wynika z przeciętnej liczby awarii danego elementu lub układu sieciowego w ciągu roku oraz średniego czasu trwania awarii, a te dane podawane są obecnie w rocznikach Statystyki Elektroenergetyki Polskiej [3]. Dla oceny obecnego stanu sieci elektroenergetycznej w zakresie awaryjności, w tabeli 7. zestawiono wartości współczynników awaryjności q spotykane w literaturze [7, 8] i wartości obliczone na podstawie danych z [3] dla lat 2002–2012.

Z przedstawionych danych wynika, że zdecydowana poprawa niezawodności pracy wystąpiła dla dwóch elementów sieciowych: dla transformatorów SN/nn, dla których współczynnik awaryjności zmalał praktycznie o dwa rzędy wartości i dla linii kablowych średniego napięcia, dla których współczynnik awaryjności zmalał praktycznie o rząd wartości. Uzasadnieniem tego faktu jest zdecydowanie wyższa jakość stosowanych elementów sieci (transformatory hermetyczne bezobsługowe i kable o izolacji z polietylenu sieciowanego) oraz znacznie krótszy czas likwidacji uszkodzenia. Nieznaczną poprawę niezawodności pracy zauważa się również w przypadku linii kablowych niskiego napięcia. Natomiast niepokojącą sprawą jest wzrost średnich wartości współczynnika awaryjności linii napowietrznych – tak średniego, a w szczególności niskiego napięcia – w porównaniu do danych literaturowych sprzed wielu lat. Wskazywać to może na zły stan techniczny tych elementów, co skutkować będzie z reguły większą od normatywnej liczbą uszkodzeń, a jednocześnie pociągać będzie za sobą również zwiększone straty u odbiorców w wyniku przerw w zasilaniu. Pewien wpływ na te wyniki – w szczególności dla linii SN – mają również bardzo niekorzystne warunki atmosferyczne, które wystąpiły w ostatnich latach.

Na podkreślenie zasługuje fakt, że wartości współczynników awaryjności q dla roku 2012 dla wszystkich rodzajów linii elektroenergetycznych są niższe niż wartości średnie z dziesięciolecia 2002–2012.

Problemy zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej

Zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców wymaga ze strony przedsiębiorstwa energetycznego bardzo szerokich działań, zarówno w trakcie eksploatacji sieci, jak i w fazie opracowywania planów rozwoju sieci elektroenergetycznych, czyli budowy nowych elementów, które spowodują zmniejszenie awaryjności układów oraz poprawę jakości (głównie warunków napięciowych). Rozwój sieci ma zapewnić również zmniejszenie strat sieciowych (zwiększenie efektywności energetycznej), a w konsekwencji zmniejszenie kosztów eksploatacyjnych zmiennych przedsiębiorstwa energetycznego. Podobne oszczędności może uzyskać przedsiębiorstwo poprzez modernizację elementów sieci, która jest często niezbędna z uwagi na znacznie dłuższy okres ich eksploatacji od okresu amortyzacji i występujące znacznie wyższe koszty zapewnienia poprawnej pracy tych elementów.

Złożoność problemu bezpiecznych dostaw energii do odbiorców nie pozwala na całościowe przedstawienie go w prezentowanym artykule. Jednak poniżej zasygnalizowano te zagadnienia, które mają poprawić pewność zasilania głównie drobnego odbiorcy rozproszonego.

Przedsiębiorstwa energetyczne realizują inwestycje w następujących zakresach:

• budowa nowych i modernizacja dotychczas eksploatowanych elementów sieci – jako ogólna strategia zwiększenia majątku sieciowego niezbędnego dla poprawnej pracy sieci,
• przyłączenia nowych odbiorców do sieci,
• budowa sieci dla przyłączania źródeł generacji rozproszonej.

Plany przedsiębiorstw energetycznych winny zapewnić minimalizację nakładów i kosztów przez nie ponoszonych dla ograniczenia nadmiernego wzrostu stawek opłat przesyłowych przy zagwarantowaniu dostaw energii o wymaganej jakości. Sporządzenie planów rozwoju przez przedsiębiorstwo energetyczne napotyka często na bariery spowodowane brakiem planów zagospodarowania przestrzennego. Plany te winny być przygotowane przez gminy i stanowić podstawę planowania oraz organizacji zaopatrzenia nie tylko w energię elektryczną, ale również w ciepło i gaz.

Innym, bardzo skomplikowanym problemem są trudności w uzyskaniu zgody na zawłaszczenie terenu pod budowę linii elektroenergetycznych, które wydłużają często okres budowy i zwiększają nakłady inwestycyjne.

Wybrane zalecenia przy planowaniu rozwoju krajowej sieci dystrybucyjnej średniego i niskiego napięcia można według [10] określić w sposób następujący:

• dla sieci SN: w obszarach podmiejskich i małych miast typowym rozwiązaniem powinna być sieć kablowa, a w strefach wiejskich – sieć napowietrzna, z niewielkim udziałem kabli (jako fragmentów sieci napowietrznej),
• dla sieci nn na obszarach wiejskich podstawowym rozwiązaniem powinno być:
  • przy odbiorcach rozproszonych – sieć przewodów izolowanych zawieszanych na słupach;
  • przy zabudowie ciągłej lub zwartej – sieć kabli ziemnych lub mieszana: kabli ziemnych i przewodów izolowanych;
• tradycyjne linie z przewodami gołymi powinny być tylko rozwiązaniem uzupełniającym, stosowanym na terenach niezadrzewionych.

Postęp techniczny w budowie sieci spowodował, że coraz powszechniejsze jest stosowanie łączników zdalnie sterowanych (ŁZS), które poprawiają pewność zasilania i umożliwiają stosowanie nowych układów rozległych sieci średniego napięcia. Oddzielnym zagadnieniem jest optymalny wybór liczby i miejsc lokalizacji łączników ŁZS.

Analizując rozwiązania konstrukcyjne poszczególnych elementów sieciowych w aspekcie planowania rozwoju wiejskiej sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia należy uwzględniać przede wszystkim linie napowietrzne z przewodami izolowanymi i nowoczesne stacje transformatorowo-rozdzielcze.

Linie napowietrzne z przewodami izolowanymi:

• na średnim napięciu – to zarówno linie z przewodami w pełni izolowanymi, jak i linie z przewodami w osłonach izolacyjnych,
• na niskim napięciu – to linie z izolowanymi przewodami samonośnymi.

Zastosowanie przewodów izolowanych praktycznie całkowicie eliminuje awarie linii spowodowane przez wiatr i burze, śnieg i sadź na przewodach i drzewach [10]. Zastosowanie przewodów izolowanych znacznie zmniejsza nakłady na okresowe wycinki drzew rosnących wzdłuż linii, a w przypadku linii niskiego napięcia nie wymaga stosowania poprzeczników z izolatorami i pozwala na stosowanie słupów drewnianych.

Wybór rozwiązania konstrukcyjnego stacji transformatorowo-rozdzielczej SN/nn uzależniony będzie od występującego charakteru zabudowy. Dla tzw. odbiorców rozproszonych wskazanym jest stosowanie stacji słupowych (słupy z żerdzi strunobetonowych wirowanych) z transformatorem o mocy znamionowej do 400 kVA, zasilanych po stronie SN linią napowietrzną i wyprowadzeniami obwodów nn liniami napowietrznymi albo kablami ziemnymi.

Spore korzyści przynosi instalowanie małogabarytowych stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn o mocach znamionowych transformatorów od 250 do 630 kVA zapewniających wysoki poziom bezpieczeństwa i komfort obsługi stacji, zwartą budowę, niewielkie wymiary i wagę, łatwy transport oraz szybki montaż w terenie, mały zakres prac konserwacyjnych, estetyczny wygląd stacji umożliwiający dopasowanie wystrojem zewnętrznym do otoczenia (stacja nie stanowi dysonansu architektonicznego).

Bardzo ważnym zadaniem, które muszą rozwiązywać przedsiębiorstwa energetyczne, jest przyłączenie źródeł generacji rozproszonej, z reguły o niewielkich jednostkowych mocach wytwórczych, dostarczających energię w pobliżu jej zapotrzebowania. Źródła te są istotnym elementem poprawy bezpieczeństwa energetycznego, a dodatkową korzyścią jest wykorzystanie lokalnych źródeł energii.

Podstawowymi problemami, jakie występują przy włączaniu tych źródeł do sieci elektroenergetycznej, według [11] są:

• chimeryczność źródeł, tzn. nieoznaczoność ilości i czasu wprowadzenia wytworzonej energii do sieci, a w konsekwencji konieczność utrzymywania kosztownych rezerw mocy,
• odchylenia od poziomu lokalnych napięć poza granice normy,
• wpływy źródeł na straty mocy czynnej i biernej w sieci.

Przyłączenie źródła rozproszonego do węzła systemu elektroenergetycznego pociąga za sobą zmianę stanu pracy tego systemu. Można stwierdzić, że źródła te powodują szereg problemów technicznych, które skutkują konkretnymi ograniczeniami i muszą być na bieżąco rozwiązywane. Można do nich według [11] zaliczyć:

• dwukierunkowy rozpływ mocy,
• potencjalny wzrost wskaźników termicznych wyposażenia,
• obniżone możliwości regulacji napięcia – odchylenia i wahania napięcia mogą przekraczać wartości dopuszczalne w tym zakresie,
• podwyższone poziomy mocy zwarciowych w miejscu przyłączenia źródła,
• zmniejszenie skuteczności zabezpieczeń i mechanizmów koordynacji.

Tendencja do wprowadzania coraz większej liczby źródeł generacji rozproszonej będzie skutkowała nowym podejściem do pracy układów sieciowych. Współpraca tych źródeł będzie zależała w dużym stopniu od tego, jakie zadania będą miały do spełnienia. Źródła rozproszone mogą być zastosowane dla specjalnych celów, np. dostawa mocy do konkretnego odbiorcy charakteryzującego się wysokimi wymaganiami w zakresie pewności zasilania. Źródła te mogą powoli stawać się głównymi źródłami energii elektrycznej. W takim przypadku obecna sieć będzie przekształcać się w tzw. mikrosieci, w skład których będą wchodzić grupy odbiorców, nowoczesne urządzenia generujące o małej mocy oraz nowoczesnego systemu zabezpieczeń i monitoringu. Te mikrosieci będą mogły współpracować ze sobą, np. wymieniając nadwyżki wytwarzanej mocy i energii.

Biorąc powyższe pod uwagę trzeba zdawać sobie sprawę z tego, że przyszła struktura sieci i ich eksploatacja może być dostosowana do innych wymagań. Zawsze jednak nadrzędnym jej zadaniem będzie transport energii od wytwórcy do odbiorcy o wysokiej jakości. Tradycyjna sieć dystrybucyjna może również stanowić niezbędne rezerwowe zasilanie.

Podsumowanie

W artykule przedstawiono ogólną charakterystykę aktualnego stanu elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego i niskiego napięcia oraz wybrane problemy rozwoju tych sieci. Można powiedzieć, że przedsiębiorstwa energetyczne dążą do właściwego rozwoju i optymalnej eksploatacji sieci, które gwarantują pewne dostawy energii odbiorcom. Występuje jednak jeszcze jeden poważny problem – poza wymienionymi wcześniej – a mianowicie problem finansowania rozwoju i modernizacji sieci. Polska sieć dystrybucyjna jest siecią, w której pracują elementy wyeksploatowane, wymagające wymiany lub modernizacji. Potrzeby kapitałowe w tym zakresie są niejednokrotnie większe od możliwości finansowych przedsiębiorstw. Ponadto poważną przeszkodą w przyłączaniu nowych odbiorców do sieci – szczególnie na obszarach z odbiorcami rozproszonymi – jest mała lub wręcz ujemna opłacalność inwestycji przyłączeniowych dla dystrybucyjnych przedsiębiorstw energetycznych.

Pomimo wymienionych problemów można oczekiwać, że prowadzone inwestycje w ramach rozwoju i modernizacji sieci – nierzadko w okrojonym zakresie z uwagi na ograniczenia kapitałowe – doprowadzą do instalowania elementów sieciowych wysokiej jakości, a tym samym poprawią bezpieczeństwo energetyczne poprzez wyższą pewność dostaw energii elektrycznej do odbiorców.

* * *

Tekst artykułu prezentowano w postaci referatu na XVI Sympozjum OP SEP z cyklu „Współczesne urządzenia oraz usługi elektroenergetyczne, telekomunikacyjne i informatyczne” nt. BEZPIECZEŃSTWO PRACY I EKSPLOATACJI SIECI ORAZ INSTALACJI, 20–21 listopada 2013 r., Poznań.

Literatura

1. W. Bojarski, Bezpieczeństwo energetyczne, „Wokół Eneregtyki”, czerwiec 2004.
2. www.węglowodory.pl
3. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2002, …, 2012, Wyd. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2003, …, 2013.
4. J. Kulczycki, E. Niewiedział, R. Niewiedział, Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE, 2009, nr 122–123, s. 75–85.
5. K. Strożyk, Aktualny stan potrzeb odnowy i modernizacji wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE, 2009, nr 122–123, s. 66–74.
6. P. Begier, Potrzeby restrukturyzacji sieci wiejskich, w: Materiały Konferencji Naukowo-Technicznej nt. Wiejskie sieci elektroenergetyczne, Miętne 1996, tom 1, s. 1–8.
7. J. Sozański, Niezawodność zasilania energią elektryczną, WNT, Warszawa 1982.
8. Praca Zbiorowa, Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze, Wydawnictwa Naukowe PWN, Warszawa 1994.
9. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Koszty niedostarczonej energii jako składnik kryterium opłacalności inwestycji elektroenergetycznej, w: Materiały XIII Międzynarodowej Konferencji Naukowej nt. Aktualne problemy w elektroenergetyce, Gdańsk – Jurata 2007, tom III, s. 151–158, a także Archiwum Energetyki, tom XXXVII, 2007, Numer specjalny, s. 239–249.
10. J. Marzecki, Terenowe sieci elektroenergetyczne, Wydawnictwo ITE, Warszawa 2007.
11. A. Kowalska, A. Wilczyński, Źródła rozproszone w systemie elektroenergetycznym, Wydawnictwo KAPRINT, Lublin 2007.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!