Powiązania systemowe węzłowych stacji dystrybucyjnych i abonenckich w sieciach SN typu SMART z zastosowaniem modemu MV BPL

Transkrypt

1 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.

2 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 rozwojem 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 elektroenergetycznych 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,

3 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].

4 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 zainstalowanymi 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 telekomunikacyjny, 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.

5 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.

6 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 energetycznych; 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.

7 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.

8 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.

9 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 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.

10 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.

11 Opóźnienia Rysunek 12 ilustruje układ BPL z dwoma skokami sygnału między regeneratorami. Tabela 3 zawiera wartości opóźnień mierzone w środowisku laboratoryjnym i dla różnych częstotliwości. 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.

12 Metody wstrzykiwania sygnałów Wstrzyknięcie sygnału PLC do linii średniego napięcia dokonywane jest za pomocą dwóch metod sprzęgania: pojemnościowego i indukcyjnego. Jakość sprzęgnięcia sygnału dla każdego 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.

13 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.

14 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 analizowane [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.

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, 31 sl August - 3 rd 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, [7] Szywała P., Warchim A., Łukoochronność aparatury średniego napięcia, Energetyka 2003, nr 9, s [8] Szadkowski M., Warachim A., Bezpieczeństwo eksploatacji stacji elektroenergetycznych SN typu PF-P, Energetyka 2014, nr 9, s [9] Szadkowski M., Warachim A., Analiza kategorii zagrożenia porażenia łukiem elektrycznym w instalacjach elektrycznych zakładów przemysłowych, Energetyka 2015, nr 6, s [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

16 [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 , 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., [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, maja 2001, s [17] Karty katalogowe rozdzielnic, oferta, materiały niepublikowane firmy ORMAZABAL Polska Sp. z o. o., [18] Karty katalogowe rozdzielnic, oferta, materiały niepublikowane firmy ORMAZABAL, [19] Juraszek J., Stacja na Hali Miziowej, Nasza Energetyka 2002, nr 1 (38), Biuletyn Beskidzkiej Energetyki S. A