Konsekwencją zaproponowanych przez Unię Europejską działań jest wprowadzana w Polsce na szeroką skalę transformacja energetyczna, która stawia poważne zadania sektorowi elektroenergetyki. Podkreślić należy, że zmiany realizowane w ramach transformacji muszą gwarantować:

• bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców;
• ochronę środowiska;
• wzrost efektywności energetycznej.

Bezpieczeństwo elektroenergetyczne odbiorców to niezawodne dostawy energii elektrycznej odbiorcom, czyli zapewnienie wymaganego stopnia gwarancji korzystania przez odbiorcę z zapotrzebowanych form energii w danym czasie, w potrzebnej ilości i przy dostępnej dla niego cenie. Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego odbiorcom stawia odpowiednie wymagania tak wytwórcom energii elektrycznej, jak i dostawcom, czyli spółce przesyłowej i spółkom dystrybucyjnym zarządzającym pracą sieci elektroenergetycznych. Zrealizowanie powyższych wymagań w procesie transformacji energetycznej to m.in. zagwarantowanie odpowiedniej krajowej infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej.

Ochrona środowiska realizowana przez elektroenergetykę jest drugim poważnym zadaniem do rozwiązania w ramach transformacji energetycznej. Wprowadzenie technologii wytwarzania energii elektrycznej opartej na odnawialnych źródłach energii (OZE) ma minimalizować ingerencję energetyki w środowisko. W ostatnich latach nowością w tym zakresie stał się prosument, czyli odbiorco-producent energii elektrycznej. Jest to odbiorca końcowy dokonujący zakupu energii elektrycznej na podstawie umowy kompleksowej, a jednocześnie wytwarzający energię elektryczną wyłącznie z odnawialnych źródeł – w mikroinstalacji na potrzeby własne, niezwiązane z wykonywaną działalnością gospodarczą. Można stwierdzić, że segment prosumentów odnotowuje znacznie szybszy wzrost niż wynikało to z wcześniejszych prognoz. Wprowadzenie prosumentów, którzy głównie instalują źródła fotowoltaiczne, spowodowało określone perturbacje w układach sieciowych, szczególnie w sieciach dystrybucyjnych. Wynikają one z niestabilnej pracy OZE oraz niejednoczesności wytwarzania energii elektrycznej i zapotrzebowania mocy przez odbiorców. Taki stan powoduje konieczność realizowania poprawy krajowej infrastruktury sieciowej, szczególnie dystrybucyjnej.

Wzrost efektywności energetycznej to szukanie sposobu na obniżenie zużycia energii. Spółki sieciowe mogą uzyskać wzrost efektywności procesu przesyłania mocy i energii elektrycznej poprzez zmniejszenie strat energii w liniach elektroenergetycznych i transformatorach energetycznych. Osiągnąć to można nie tylko przez odpowiedni dobór parametrów elementów sieciowych, ale także przez optymalizację zarządzania pracą sieci elektroenergetycznej.

W krajowej sieci elektroenergetycznej wyróżnia się:

• system sieci przesyłowych o napięciach znamionowych 750, 400 i 220 kV na terenie całego kraju, który zarządzany jest przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP);
• systemy sieci dystrybucyjnych o napięciach znamionowych 110 kV i niższych (średnim SN i niskim nn), zarządzane przez ­Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) na obszarach ograniczonych ich działaniami.

Autorzy artykułu od wielu lat prowadzą analizę rozwoju sieci elektroenergetycznych w Polsce z punktu widzenia ich stanu, strat mocy i energii na drodze przesyłu oraz bezpieczeństwa zasilania odbiorców. W tym celu wykorzystywano dane statystyczne zawarte w rocznikach Agencji Rynku Energii „Statystyka elektroenergetyki Polskiej” [1], a rezultaty analiz dla różnych okresów czasu przedstawiono w pracach [2–8]. W prezentowanym artykule autorzy skoncentrowali się na charakterystyce polskich sieci elektroenergetycznych w okresie ostatnich pięciu lat, tj. w latach 2015–2020, wykorzystując (tak jak w poprzednich pracach) dane statystyczne zawarte w [1]. Ponadto dla szerszej analizy rozwoju sieci dane statystyczne z analizowanego okresu porównano z danymi z roku 2000, co pozwala ocenić zmiany zaistniałe w pierwszym dwudziestoleciu XXI wieku.

Dla zilustrowania zmian poszczególnych wielkości opisujących stan sieci elektroenergetycznych różnych napięć wyznaczono, w oparciu o dane statystyczne [1], średnioroczne wartości ich zmian (dodatnich lub ujemnych) dla poniższych przedziałów czasu według zależności:

• dla okresu dwudziestu lat:

• dla okresu pięciu lat:

gdzie:

X₂₀₀₀, X₂₀₁₅, X₂₀₂₀ – wartości badanej wielkości odpowiednio w roku 2000, 2015, 2020.

Ponadto obliczono roczne zmiany badanych wartości w latach 2019–2018 oraz 2020–2019.

W artykule przeanalizowano zmiany:

• struktury odbiorców zasilanych na różnych poziomach napięć oraz ilości dostarczanej im energii elektrycznej,
• infrastruktury sektora przesyłowego i dystrybucyjnego, w skład którego wchodzą linie elektroenergetyczne różnych napięć, stacje rozdzielcze i transformatorowo-rozdzielcze, odpowiadające za rozdział i transformację energii elektrycznej w sieci,
• wybranych wskaźników ciągłości dostaw energii elektrycznej.

Odbiorcy energii elektrycznej w Polsce

Odbiorcy energii elektrycznej, ze względu na specyfikę potrzeb, przyłączani są do sieci elektroenergetycznych różnych poziomów napięć: wysokiego WN (110 kV), średniego SN (1–60 kV) i niskiego nn (do 1 kV). W tabelach 1.–3. zestawiono dla poszczególnych grup odbiorców:

• liczbę odbiorców końcowych,
• dostawy energii elektrycznej do odbiorców końcowych,
• dostawy energii elektrycznej na jednego odbiorcę końcowego.

Średnioroczne wartości wskaźników zmian analizowanych wielkości α dla wybranych przedziałów czasu podano w dolnych wierszach tabel 1.–3., a na rysunkach 1.–4. zestawiono dane dla odbiorców zasilanych z sieci SN i nn. Odbiorców nn rozpatrzono (ze względu na specyfikę potrzeb w zakresie energii elektrycznej) zgodnie z przyjętym podziałem w [1] na dwie grupy:

• grupa 1 – gospodarstwa domowe i rolne (GDiR),
• grupa 2 – pozostali odbiorcy nn (poza GDiR).

Dane zawarte w tabelach i na wykresach pozwalają ocenić następujące zmiany, jakie wystąpiły w analizowanych latach u odbiorców energii elektrycznej w Polsce:

• specyfikę odbiorców zasilanych z sieci wysokiego napięcia (WN) stanowi z jednej strony najmniejsza liczebność tej grupy wśród wszystkich odbiorców energii elektrycznej, a z drugiej strony najwyższe jednostkowe dostawy energii elektrycznej na odbiorcę;
• odbiorcy WN charakteryzują się blisko 20% udziałem w łącznej ilości energii dostarczanej wszystkim odbiorcom (w roku 2020 dokładnie 18,6%);
• należy podkreślić, że dane opisujące odbiorców WN charakteryzują się niską dokładnością (dane statystyczne podawane są w setkach odbiorców), stąd autorzy bardziej szczegółowo zanalizowali wielkości opisujące odbiorców zasilanych z sieci dystrybucyjnych średniego i niskiego napięcia;
• w całym analizowanym 20-leciu obserwuje się dynamiczny wzrost liczby odbiorców zasilanych na średnim napięciu (SN) – sięgający 60%, stąd wysoka wartość średniorocznego przyrostu α w ostatnich pięciu latach na poziomie 3%;
• w ostatnim analizowanym roku zauważalny był spadek dostaw energii elektrycznej do odbiorców SN – wartość α_2020–2019 = –4,22% (najprawdopodobniej może być to wynikiem ograniczeń sanitarnych i lockdownu od marca 2020 roku);
• najbardziej liczną grupę stanowią odbiorcy niskiego napięcia (nn) – ponad 99%; w ostatnim pięcioleciu widać szybszy średnioroczny przyrost ich liczby, nieznacznie przekraczający 1% – w stosunku do przyrostu poniżej 1% w całym dwudziestoleciu;
• najliczniejszą grupę odbiorców niskiego napięcia stanowią gospodarstwa domowe i rolne (GDiR) – około 87% ogółu odbiorców nn, przy znacznie niższym udziale tych odbiorców w dostawach energii (około 24%) i stałej tendencji wzrostowej tak liczby odbiorców, jak i dostaw energii;

• porównując gospodarstwa domowe i rolne (GDiR) zlokalizowane w miastach i na wsi (tzw. odbiorcy skupieni i odbiorcy rozproszeni), widać ustabilizowaną tendencję wzrostową liczby odbiorców, natomiast występują wyraźne wahania w ilości dostarczanej energii elektrycznej do GDiR w miastach, przy stałym wzroście ilości dostarczanej energii elektrycznej dla odbiorców wiejskich;
• interesujący jest fakt, że w całym analizowanym okresie odbiorcy GDiR w miastach charakteryzują się wahaniem wartości wskaźnika zmian dostaw energii na odbiorcę (jest on dodatni lub ujemny w poszczególnych analizowanych przedziałach czasowych), natomiast tendencja wzrostowa tego wskaźnika utrzymuje się dla odbiorców GDiR na terenach wiejskich;
• analogiczne tendencje występowały u tzw. innych odbiorców niskiego napięcia (poza GDiR) – wzrost liczby odbiorców z jednej strony, a z drugiej strony spadek jednostkowych dostaw energii.

Infrastruktura krajowej sieci elektroenergetycznej

Podstawowymi elementami sieci elektroenergetycznych są linie przesyłowe różnych poziomów napięć, stacje rozdzielcze bądź transformatorowo-rozdzielcze oraz transformatory o różnych przekładniach napięciowych. Na podstawie danych statystycznych [1] w tabelach 6.–10. zestawiono:

• długości linii elektroenergetycznych napowietrznych i kablowych w podziale na napięcia wysokie i najwyższe (tab. 6.) oraz średnie i niskie (tab. 7.);
• liczbę stacji elektroenergetycznych w czterech grupach o górnym napięciu 750 i 400 kV, 220 kV, 110 kV i SN (tab. 8.);
• liczbę i moce transformatorów o przekładni NN/(NN + WN), WN/SN, SN/SN i SN/nn (tab. 9. i 10.).

Ponadto w każdej tabeli podano – dla wybranych przedziałów czasu – wartości wskaźników średniorocznych zmian α dla poszczególnych wielkości. Dodatkowo na rysunkach 5.–7. zilustrowano względne (odniesione do roku 2000) wartości długości krajowych linii elektroenergetycznych: napowietrznych i kablowych średniego napięcia, napowietrznych i kablowych niskiego napięcia, liczby i mocy krajowych transformatorów energetycznych.

Analizując dane liczbowe zestawione w tabelach 6.–10. oraz na rysunkach 5.–7., można scharakteryzować infrastrukturę polskich sieci elektroenergetycznych i występujące zmiany na przestrzeni analizowanego okresu czasu.

Linie elektroenergetyczne:

• ogółem w Polsce eksploatowanych jest blisko 864 tys. km linii napowietrznych i kablowych różnych napięć, w tym blisko 50 tys. km linii NN i WN (5,8%), 319,7 tys. km linii SN (37,0%) oraz 494,4 tys. km linii nn (57,2%);
• długości linii napowietrznych znacznie przekraczają długości linii kablowych na wszystkich poziomach napięć;
• podkreślić należy dynamiczny wzrost długości linii kablowych najwyższych i wysokich napięć, co ilustruje wartość średniorocznego wskaźnika zmian α _2020–2000 bliska 15%, chociaż w ostatnim analizowanym roku wskaźnik ten nieznacznie zmalał do wartości 11,45%;
• zauważyć można zmienność przyrostów długości linii napowietrznych 400 kV w poszczególnych latach, ale z drugiej strony wskaźniki średniorocznych przyrostów są najwyższe w porównaniu ze wskaźnikami dla linii pozostałych poziomów napięć (w ostatnim analizowanym roku wskaźnik ten był równy α_{_400kV} = 11,6%);
• istniejąca linia napowietrzna 750 kV jest jedyną (od wielu lat) polską linią o tym napięciu, stąd przyrost α_{_750kV} = 0; natomiast obserwuje się regres w długościach linii napowietrznych 220 kV, szczególnie w latach 2018–2020, dla których wartości wskaźnika α są ujemne i wynoszą (2,30–2,55)%;
• udział długości linii kablowych SN wynosi 29,0%, a linii nn – 35,8%,
• wzrost długości dla linii kablowych w całym dwudziestoleciu jest na poziomie 2,6–2,7% rocznie, a w ostatnim analizowanym roku sięga dla linii nn nawet α_2020–2019 = 3,0%, przekraczając tę wartość dla linii SN α_2020–2019 = 3,27%.

Stacje elektroenergetyczne:

• wzrost liczby stacji jest konsekwencją rozwoju linii poszczególnych poziomów napięć;
• najszybszy rozwój zauważa się w przypadku stacji o górnym napięciu 400 kV (szczególnie w ostatnim analizowanym roku), a tendencję malejącą w liczbie stacji o górnym napięciu 220 kV;
• ustabilizowany jest przyrost liczby stacji 110 kV i SN (nie przekracza na ogół wartości 1%).

Transformatory:

• łącznie zainstalowanych jest blisko 272 tys. transformatorów, z czego ponad 98,4% stanowią transformatory rozdzielcze SN/nn;
• łączna moc znamionowa zainstalowanych transformatorów przekracza nieco 183 tys. MVA, przy stosunkowo równomiernym podziale na poszczególne grupy, a mianowicie: transformatory NN/(NN + WN) – 34,1%, transformatory WN/SN – 34,3% i transformatory SN/nN – 28,6% (transformatory SN/SN – tylko 3,0%).
• we wszystkich grupach napięciowych zauważa się szybszy wzrost wartości łącznej mocy znamionowej transformatorów w stosunku do wzrostu ich liczby, co wskazuje na instalowanie transformatorów o większych mocach znamionowych w porównaniu do transformatorów zainstalowanych wcześniej;
• średnia moc transformatorów eksploatowanych w roku 2020 wynosiła:
• NN/(NN + WN) S_śr = 278,6MVA,
• WN/SN S_śr = 21,8 MVA,
• SN/nn S_śr = 0,196 MVA = 196 kVA.

Analizując stan i rozwój sieci elektroenergetycznych, warto uwzględnić również rodzaj odbiorców, którzy zasilani są z sieci rozdzielczych średniego i niskiego napięcia, czyli odbiorców miejskich (odbiorca skupiony) i wiejskich (odbiorca rozproszony). Dynamiczny rozwój w ostatnich latach budownictwa tzw. jednorodzinnego na obszarach podmiejskich (identyfikowanych jako obszary wiejskie) spowodował znaczny wzrost potrzeb elektroenergetycznych na tych obszarach. W rocznikach [1] brak szczegółowych danych rozróżniających sieci elektroenergetyczne na terenach miejskich i wiejskich. Dla potrzeb oceny stanu wiejskich sieci dystrybucyjnych autorzy przeprowadzali wcześniej analizę porównawczą sieci wiejskich i miejskich na bazie uzyskanych wówczas danych. Niektóre wyniki tych analiz prezentowane były m.in. na Ogólnopolskich Konferencjach nt. „Elektroenergetyka na terenach wiejskich – ETW” w roku 2006 [9, 10] i 2009 [11]. Ostatnią taką charakterystykę infrastruktury wiejskich sieci elektroenergetycznych przedstawiono w referacie własnym na Konferencji „Energetyka we wsiach i rolnictwie” (Warszawa 2012), opublikowanym w „Wiadomościach Elektrotechnicznych” [12]. Autorzy bardzo żałują, że ww. dane nie są publikowane, gdyż nie pozwala to na szczegółową analizę tak ważnej części sieci zasilającej najliczniejszą grupę odbiorców.

Wskaźniki ciągłości dostaw energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej SN i nn

Każdy odbiorca – niezależnie od charakteru potrzeb – oczekuje pewnych dostaw energii elektrycznej. Przerwy w zasilaniu często powodują występowanie określonych strat finansowych oraz dyskomfort wynikający z braku dostaw energii elektrycznej. Zatem głównym zadaniem operatorów sieci – jak zaznaczono między innymi we wprowadzeniu – jest bezpieczeństwo dostaw energii odbiorcom. Stąd szczególnie operatorzy sieci dystrybucyjnych (OSD) coraz większą uwagę zwracają na zagwarantowanie odbiorcom ciągłości zasilania w energię elektryczną. Przerwy w zasilaniu wynikają z ekstremalnych narażeń środowiskowych lub z awaryjności elementów sieci, lecz mogą też wystąpić z powodu przeprowadzanych prac konserwatorskich, remontowych lub modernizacyjnych. Stąd w pracy układów zasilania występują przerwy zaplanowane oraz przerwy wywołane nieprzewidzianymi zdarzeniami.

Od kilkunastu lat prowadzona jest rejestracja wskaźników zawodnościowych w dwóch kategoriach.
Kategoria I dotyczy zawodności poszczególnych elementów sieci, takich jak:

• wartości wskaźników charakteryzujących awaryjność elementów sieci SN i nn,
• liczba i częstość uszkodzeń głównych elementów sieci SN i nn.

Kategoria II dotyczy wskaźników ciągłości dostaw energii elektrycznej, które wskazują na konsekwencje braku ciągłości zasilania z punktu widzenia odbiorców:

• SAIDI – wskaźnik przeciętnego (średniego) systemowego czasu trwania przerwy długiej w dostawach energii elektrycznej (podawany w minutach/odbiorcę);
• SAIFI – wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich w dostawie energii (podawany w liczbie przerw/odbiorcę).

We wcześniejszych pracach [2, 3, 4, 6, 8] autorzy niniejszego artykułu koncentrowali się na analizie awaryjności elementów sieci (Kategoria I) opartej na współczynniku awaryjności q, nazywanym również 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 (suma czasu trwania awarii i czasu jej usuwania).

W międzynarodowej i krajowej praktyce regulacyjnej używanych jest kilka wskaźników ciągłości dostaw energii elektrycznej. Do najczęściej aktualnie stosowanych według [13] należą podane wyżej jako Kategoria II. Należy podkreślić, że wartości tych wskaźników dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego podawane są od roku 2009 w rocznikach Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [1], przy czym wskaźniki SAIDI i SAIFI podawane są dla trzech kategorii przerw:

1. przerwy nieplanowe,
2. przerwy nieplanowe i katastrofalne,
3. przerwy planowe.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego ustala dwa rodzaje przerw w dostarczaniu energii elektrycznej:

1. planowe – wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej,
2. nieplanowe – spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej.

Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej w zależności od czasu ich trwania dzieli się na przerwy:

1. przemijające (mikroprzerwy), trwające krócej niż 1 sekundę,
2. krótkie, trwające nie krócej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty,
3. długie, trwające nie krócej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin,
4. bardzo długie, trwające nie krócej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny,
5. katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny.

W tabeli 11. zestawiono na podstawie [1] wartości liczbowe wskaźników przeciętnych systemowych przerw w zasilaniu odbiorców Krajowego Systemu Elektroenergetycznego dla przyjętego w artykule okresu lat 2015–2020.

Analizując wartości liczbowe wskaźników systemowych przerw w zasilaniu odbiorców zestawione w tabeli 11., można stwierdzić, że w większości przypadków wartości te maleją z roku na rok, co świadczy o poprawie w jakości zasilania odbiorców w energię elektryczną (mniej przerw w zasilaniu odbiorcy i krótszy ich czas). Jest to zestawienie ogólne dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, co nie pozwala jednak na bardziej szczegółowe wnioskowanie.

Podsumowanie

Niniejszy artykuł stanowi kolejną publikację autorów prezentującą krajową sieć przesyłową i dystrybucyjną w ujęciu statystycznym. We wstępie do artykułu zasygnalizowano fakt coraz szerszego wprowadzania odnawialnych źródeł energii (OZE), który ma niemały wpływ na pracę krajowego systemu elektroenergetycznego. W tabeli 12. przedstawiono udział energii ze źródeł odnawialnych w całości energii dostarczonej do sieci na danym poziomie napięcia w promilach [‰]. Z zestawionych danych wynika, że w całym analizowanym pięcioleciu największy udział energii z OZE występuje dla sieci 110 kV i SN, przy jednocześnie stałym wzroście tego udziału. Utrzymanie tej tendencji rzutować będzie oczywiście w określony sposób na rozwój infrastruktury sieciowej. Interesujący jest również znaczny wzrost udziału energii z OZE dla sieci niskiego napięcia – z pojedynczych promili do 20‰ w roku 2020. Jest to oczywiście wynik dynamicznego rozwoju aktywnych konsumentów energii elektrycznej na niskim napięciu, czyli prosumentów.

Analizując zmiany dostaw energii elektrycznej na jednego odbiorcę końcowego, nasuwa się niezwykle ważny wniosek dla wszystkich grup odbiorców poza grupą GDiR: wartości średniorocznych zmian  są ujemne dla okresu pięcioletniego 2015–2020. Jest to jednoznaczne z malejącym zużyciem energii, czyli wzrostem efektywności energetycznej u reprezentatywnego odbiorcy. Oznacza to również, że odbiorcy pozytywnie zareagowali na zapisy Ustawy z dnia 20 maja 2016 roku o efektywności energetycznej – w rozdziale 1 (Przepisy ogólne, art. 1.) ustawa określa między innymi:

1. zadania jednostek sektora publicznego w zakresie efektywności energetycznej;
2. zasady realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii.

Dostawy energii na jednego odbiorcę wiejskiego GDiR są wyraźnie wyższe od dostaw dla odbiorców miejskich GDiR. Można to uzasadnić szybkim wzrostem instalowania różnorodnych odbiorników przez nowych odbiorców tej grupy, a poza tym wzrostem stopy życiowej tych odbiorców.

Literatura:

1. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2020, Wyd. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2021 (oraz wcześniejsze roczniki z lat 2011–2020).
2. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Aktualny stan elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych w Polsce z punktu widzenia bezpieczeństwa zasilania odbiorców, w: mat. Konferencji nt. Aktualne problemy budowy, rozwoju i eksploatacji sieci energetycznych w Polsce, Warszawa 2010, s. 17–34.
3. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Krajowa sieć dystrybucyjna średniego i niskiego napięcia, w: Mat. 45 Konferencji z cyklu Inżynieria elektryczna i energetyczna – projektowanie, budowa, eksploatacja, Łochów 2012, s. 121–139.
4. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Krajowe sieci dystrybucyjne a bezpieczeństwo zasilania odbiorców, „elektro.info”, 2014, nr 1/2, s. 18–23.
5. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Infrastruktura Krajowej Sieci Elektroenergetycznej w latach 2000–2014, Biuletyn Techniczny Oddziału Krakowskiego SEP (ISSN 1426-742X), Kraków 2016, nr 3 (66), s. 13–20.
6. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Charakterystyka krajowej sieci dystrybucyjnej w XXI wieku, elektro.info, 2017, nr 9 (157), s. 24–30.
7. E. Niewiedział, Infrastruktura KSE w XXI wieku,  Energia Elektryczna (ISSN 1897-3833), 2018, Część 1: nr 2, s. 18–20; Część 2: nr 3, s. 19–23.
8. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Krajowa elektroenergetyczna sieć dystrybucyjna – stan aktualny, „elektro.info”, 2020, nr 9 (187), s. 48–56.
9. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Ocena aktualnego stanu wiejskich elektroenergetycznych sieci rozdzielczych, w: mat. III Ogólnopolskiej Konferencji nt. Elektroenergetyka na terenach wiejskich (ISBN 83-89008-94-7), Nałęczów 2006, s. 10–17.
10. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Prognozowanie potrzeb rzeczowych w zakresie modernizacji i rozwoju sieci elektroenergetycznych średniego i niskiego napięcia na terenach wiejskich, Przegląd Elektrotechniczny, R. 82, 2006, nr  9, s. 63–65. 
11. J. Kulczycki, E. Niewiedział, R. Niewiedział, Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektro-energetycznych, INPE, 2009, Nr 122-123, s. 75–85.
12. E. Niewiedział, R. Niewiedział, Potrzeby rozwojowe i modernizacyjne sieci elektroenergetycznej na terenach wiejskich, Wiadomości Elektrotechniczne, 2012, nr 8 (1030), s. 3–10. 
13. J. Paska, Niezawodność systemów elektroenergetycznych, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005. 

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!