Obciążalność prądowa sieci metody pomiarów i zwiększenie przepustowości

Obciążalność prądowa sieci metody pomiarów i zwiększenie przepustowości Rafał Czapaj-Atłas PSE Innowacje Sp. z o.o. Grupa Kapitałowa PSE Operator Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia 1. Wstęp Realia zderegulowanego rynku energii elektrycznej w Polsce i akty prawne Unii Europejskie stawiają nowe wyzwania przed operatorami systemów elektroenergetycznych: dystrybucyjnych i przesyłowych (OSD i OSP). Wynika to z potrzeby sprostania rosnącemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną, zapewnienia ciągłości dostaw i wymaganej jakości, a także integracji energetyki odnawialnej z systemem elektroenergetycznym. Rozwój infrastruktury sieciowej jest kosztowny, czasochłonny i trudny, co jest efektem konieczności koordynacji lokalizacyjno- -harmonogramowej. W takim przypadku OSD i OSP bywają zmuszeni do podjęcia decyzji o zwiększeniu obciążenia niektórych linii. To działanie może oznaczać skuteczny kompromis między znaczącymi kosztami inwestycyjnymi a koniecznością zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Wspomniany kompromis w tej sytuacji oznacza zainstalowanie dedykowanych urządzeń pomiarowych na napowietrznych liniach przesyłowych zarządzanych przez OSD i OSP. Takie urządzenia stanowią narzędzie do racjonalizacji nakładów inwestycyjnych, przy zachowaniu niezawodnej i bezpiecznej pracy sieci elektroenergetycznej. Dodatkowym pozytywnym efektem zastosowania urządzeń pomiarowych montowanych na napowietrznych liniach przesyłowych jest zwiększenie wykorzystania majątku sieciowego i zdolności do szybszego reagowania na dynamiczne zmiany rozpływów mocy. Do takich zmian można zaliczyć tzw. przepływy kołowe, występujące na połączeniach transgranicznych z Niemcami oraz nagłe zmiany w wielkości mocy generowanych charakteryzujące źródła odnawialne, ze szczególnym uwzględnieniem źródeł wiatrowych. Dane pomiarowe z urządzeń uzyskiwane w czasie rzeczywistym mogą być przeliczane na aktualną oraz prognozowaną obciążalność prądową poszczególnych linii przesyłowych (przy pomocy dedykowanych programów). Urządzenia do mierzenia parametrów podstawowych wraz z odpowiednim oprogramowaniem przeliczającym dane pomiarowe na parametry użyteczne z punktu widzenia OSD i OSP, wspomagane dodatkowymi urządzeniami pomiarowymi, telekomunikacyjnymi, układami zasilania podstawowego i awaryjnego, składają się na tzw. systemy monitoringu dynamicznej obciążalności prądowej linii. 76

Obciążalność prądowa napowietrznej linii elektroenergetycznej jest definiowana dla ściśle określonych warunków atmosferycznych i założonej temperatury granicznej przewodów roboczych jako dopuszczalna wartość prądu płynącego tą linią [1]. Istnieje możliwość wykorzystania rzeczywistych zdolności przesyłowych linii dzięki przejściu od metody sezonowej (np. dla temperatury 40 C) wyznaczania długotrwałych obciążalności prądowych linii do metody dynamicznej (ze względu na dynamikę i szeroki zakres zmian warunków atmosferycznych) [1]. Uzyskiwane przez OSD i OSP na całym świecie poziomy zwiększania przepustowości napowietrznych linii przesyłowych, wynikające z użycia systemów monitoringu obciążalności prądowej, bazujących na różnych metodach, sięgają od kilku do ok. 30%. Pomiar wybranych parametrów napowietrznych linii przesyłowych w czasie rzeczywistym, wspomagany pomiarami wybranych parametrów meteorologicznych i ich prognozami, stanowi doskonałe narzędzie do prowadzenia ruchu sieciowego, czynności eksploatacyjnych i planowania rozwoju sieci elektroenergetycznej. 2. Zwiększanie przepustowości termicznej napowietrznych linii elektroenergetycznych Zwiększenie przepustowości termicznej napowietrznych linii elektroenergetycznych można osiągnąć na dwa sposoby. Pierwszym z nich jest przebudowa linii przesyłowych, a drugim zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej tych linii. W pierwszym przypadku konieczne jest poniesienie znaczących nakładów finansowych i przeprowadzenie zmian o dużej skali, natomiast w drugim nakłady finansowe są istotnie niższe, a konieczne zmiany nieporównanie mniejsze. Możliwe jest też prawie bezkosztowe śledzenie dynamicznej obciążalności linii na podstawie pomiarów i prognoz warunków meteorologicznych. Modernizacja napowietrznych linii przesyłowych związana ze zwiększaniem ich przepustowości termicznej polega m.in. na użyciu przewodów sektorowych, stopowych, wysokotemperaturowych o małych zwisach (ang. High Temperature Low Sag HTLS) lub budowie nowej linii w istniejącym korytarzu w terenie [2]. Monitoring obciążalności prądowej napowietrznych linii przesyłowych w przeciwieństwie do ich modernizacji nie wymaga modyfikacji linii przesyłowych, a montaż samych urządzeń w wielu przypadkach odbywa się przy wykorzystaniu technik prac pod napięciem (praca na potencjale lub z odległości). 3. Obciążalność prądowa przewodów i linii Przy określaniu prądowej obciążalności napowietrznych linii przesyłowych rozróżnia się przede wszystkim obciążalność linii i obciążalność samych przewodów w linii. W pierwszym przypadku, kryterium stosowanym do określania obciążalności napowietrznej linii przesyłowej są dopuszczalne zwisy przewodów linii, wynikające z konieczności zachowania odstępów pionowych od ziemi i obiektów krzyżowanych. Natomiast w drugim przypadku przy określaniu obciążalności przewodów uwzględnia się głównie temperaturę dopuszczalną nagrzanego przewodu [3]. Za najbardziej efektywne z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia uznawane jest selekcjonowanie zbioru sekcji linii przesyłowej o zwisach najbardziej zbliżonych do obiektów innych infrastruktur (możliwość obciążenia linii) i wybór z tego zbioru sekcji krytycznej, która następnie będzie ograniczała przepustowość całej napowietrznej linii przesyłowej [4]. 4. Metody pomiarowe do wyznaczania obciążalności prądowej napowietrznych linii przesyłowych Metody pomiarowe do wyznaczania obciążalności prądowej linii można zebrać w następujących grupach [5]: 1. Pomiar warunków atmosferycznych na trasie linii 1.1. Pomiar temperatury otoczenia 1.2. Pomiar nasłonecznienia 1.3. Pomiar prędkości i kierunku wiatru 1.4. Pomiar prądu obciążenia linii 2. Pomiar temperatury przewodu 2.1. Pomiar za pomocą czujnika zamontowanego na przewodzie lub zdalny pomiar za pomocą promieniowania podczerwonego 2.2. Pomiar przy pomocy włókien światłowodowych zamontowanych w środku przewodu 3. Pomiar naciągu przewodu 77

3.1. Pomiar tensometryczny przy pomocy czujników zainstalowanych pomiędzy konstrukcją wsporczą słupa a izolatorami odciągowymi 4. Pomiar zwisu przewodu 4.1. Pomiar radarowy 4.2. Pomiar laserowy 4.3. Pomiar ultradźwiękowy 4.4. Pomiar GPS (coraz częściej stosowany) estymacja aktualnych krzywych zwisania przewodu 4.5. Pomiar kąta nachylenia przewodu w danym punkcie lub pomiar kąta nachylenia wraz z pomiarem temperatury przewodów fazowych 4.6. Pomiar przy wykorzystaniu efektu tłumienia sygnałów wysokiej częstotliwości (50-500 Hz) transmitowanych przewodami roboczymi. Tłumienie zależy m.in. od aktualnej średniej wysokości zawieszenia przewodów nad ziemią 5. Niektóre inne metody pomiaru 5.1. Pomiar fal akustycznych wysokiej częstotliwości 5.2. Pomiar częstotliwości drgań własnych napiętego przewodu linii przesyłowej 5.3. Pomiar zmiany rezystancji przewodów linii przy wykorzystaniu technologii pomiarów synchronicznych napięć i prądów WAM & LTM Powyższe metody mogą być dodatkowo podzielone na bezpośrednie i pośrednie z uwagi na sposób pomiaru temperatury przewodów roboczych linii. W dalszej części zostaną omówione niektóre z tych metod pomiarowych. 4.1 Pomiar warunków atmosferycznych na trasie linii Pierwsza grupa, obejmująca jedynie pomiar warunków atmosferycznych na trasie analizowanej linii przesyłowej, bazuje na danych pobieranych z pobliskich stacji pogodowych. Ich stosowanie nie wymaga zatem ponoszenia prawie żadnych nakładów finansowych, co jest ważną zaletą. Im więcej stacji meteorologicznych na trasie linii, tym lepiej, zwłaszcza przy dużym zróżnicowaniu terenu. W tym przypadku parametrami niezbędnymi do określenia obciążalności prądowej linii przesyłowych są: temperatura otoczenia, prędkość wiatru i nasłonecznienie [6]. W literaturze przedmiotu za istotny uznaje się także pomiar kierunku wiatru. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Dodatkowy pomiar kierunku wiatru pozwolił na dokładniejsze określanie obciążalności napowietrznych linii przesyłowych 400 kv dla tzw. pierścienia madryckiego, obejmującego obszar o średnicy ok. 80 km [7]. Obliczenia obciążalności prądowej linii były wykonywane oprócz wcześniej wymienionych danych w oparciu o obliczeniowy model meteorologiczny i o obliczeniowy model termiczny. Model meteorologiczny bazuje m.in. na obliczeniach zmian wiatru, wpływu obiektów na wiatr, pola temperatury i pola wiatru oraz na informacjach o ukształtowaniu terenu. Model termiczny pozwala na obliczenie maksymalnej przepustowości linii z uwzględnieniem zmierzonych wartości parametrów meteorologicznych, dla stanu ustalonego i dla krótkookresowego zwiększonego jej obciążenia prądowego (do ok. 20 minut). Odbywa się to dla każdej sekcji z osobna, z zapewnieniem minimalnych odległości od ziemi i obiektów krzyżowanych, a także od pozostałych obiektów. 4.2 Pomiar temperatury przewodu Pomiar bezpośredni temperatury przewodów fazowych jest jedną z najczęściej wykorzystywanych technik pomiaru. Pomiar temperatury przewodów wykonywany przez urządzenia pomiarowe montowane bezpośrednio na przewodach (rys.1) [8]. Ułatwia to stosowanie tej metody praktycznie dla każdej linii, natomiast użycie technologii światłowodowej do pomiaru temperatury ogranicza się do linii nowobudowanych, ze względu na znacząco wyższe koszty tej technologii. Pierwsza z metod charakteryzuje się pomiarem punktowym [9, 10], za to w drugiej pozyskiwana jest informacja o temperaturze przewodu na jego całej długości. Stosowane aproksymacje obliczeniowe pozwalają uzyskać bardzo dobre wyniki dla analizowanych sekcji linii przesyłowych. Dodatkowe urządzenia pomiarowe montowane są najczęściej na konstrukcjach słupów, na wysokości zbliżonej do zawieszenia przewodów roboczych, w celu uzyskania jak najdokładniejszych wyników pomiarów, jak i ze względów bezpieczeństwa. Systemy pozwalające na wykonywanie pomiarów i ich akwizycję, w odstępach kilkunastu sekund lub kilku - kilkunastu minut pozwalają na określanie dopuszczalnej obciążalności linii w danych warunkach atmosferycznych oraz na weryfikację obliczeń na podstawie bezpośrednich pomiarów temperatury przewodów linii. 78

Rys. 1. Urządzenie pomiarowe zainstalowane na przewodzie fazowym [8] Rys. 2. Przykładowa struktura systemu monitoringu z wykorzystaniem czujników pomiaru temperatury przewodów [11]

Rys. 3. Czujniki tensometryczne zamontowane pomiędzy konstrukcją słupa mocnego a łańcuchami izolatorów [13] Rys. 4. Temperatura przewodu zmierzona na przestrzeni 4 dób [17]

Ponadto dedykowane platformy obliczeniowe pozwalają na określanie wielkości zwisu przewodów linii oraz na jego bieżące porównywanie z wartościami dopuszczalnymi. Dane pomiarowe są przesyłane do pobliskich stacji elektroenergetycznych i dalej do systemów SCADA/EMS w dyspozycjach mocy na drodze radiowej (starsze rozwiązanie) lub przy użyciu nowszej i szybszej technologii GPRS. Nowoczesne rozwiązania informatyczne pozwalają też na przesyłanie danych na telefony komórkowe, notebooki czy inne urządzenia przenośne [10, 11]. Systemy bezpośredniego pomiaru temperatury przewodów roboczych mogą być rozbudowywane i udoskonalane w celu pozyskania dodatkowych parametrów kontrolnych [12]. Takimi parametrami są m.in.: prąd płynący przewodem, napięcie pracy linii, kąt nachylenia przewodu, zdolność absorpcyjna przewodu, współczynnik emisji przewodu. Temperatura przewodu i płynący nim prąd służą też do obliczania parametrów przepływu ciepła. Wyznaczanie obciążalności dynamicznej prowadzone jest z użyciem modelu obliczeniowego opartego na równaniu bilansu cieplnego. Pomiar temperatury przewodu w tym przypadku odbywa się punktowos. Rys. 2 przedstawia przykładowy system monitoringu obciążalności dynamicznej i sposób połączenia z systemem komputerowym dyspozycji mocy. Wykorzystanie technologii światłowodowej do bezpośredniego pomiaru temperatury jest możliwe dzięki wykorzystaniu efektu Ramana. Polega on na obserwacji w świetle odbitym częstotliwości fali, które nie występowały w świetle padającym, a których liczba i położenie zależy od budowy cząsteczek rozpraszających. Czas wykonywania pomiaru waha się od 10 do 30 minut, w zależności od długości linii i od zadanej dokładności pomiarów [13]. 4.3 Pomiar naciągu przewodu Pomiar naciągu przewodu za pomocą dynamometrów pozwala na przeliczenie tego parametru na temperaturę przewodu (metoda pośrednia). Przeliczenie odbywa się z uwzględnieniem parametrów meteorologicznych, tj. prędkości i kierunku wiatru, temperatury otoczenia i poziomu nasłonecznienia. Ze względu na fakt, że linie budowane są z kilku mechanicznie niezależnych przęseł, ta metoda daje efekt w postaci lokalnego pomiaru temperatury przewodów. Przykładowy system monitoringu [5] składa się m.in. z: jednostki głównej w obudowie aluminiowej, baterii słonecznej, dwóch czujników tensometrycznych (rys. 3), czujnika temperatury otoczenia, czujnika nasłonecznienia, anemometru (do mierzenia prędkości i kierunku wiatru) oraz programu do gromadzenia i zarządzania danymi. Przesył danych pomiarowych odbywa się przez GPS lub GPRS [5]. Ten system jest także z powodzeniem wykorzystywany do określania stopnia osadzania szadzi, śniegu lub lodu. 4.4 Pomiar zwisu przewodu Pomiar polega na określaniu średnich zmian w wysokości zwisu w czasie rzeczywistym przez powiązanie wysokości zwisu ze zmierzonymi zmianami amplitudy sygnałów wysokiej częstotliwości przesyłanych liniami przesyłowymi [14]. Technologia pomiaru nosi nazwę PLC-SAG (ang. Power-Line Carrier Sag). Sygnały monitorujące wprowadzane do systemu PLC mieszczą się w zakresie od 50 khz do 500 khz i są przesyłane niezależnie od przepływającego przewodami prądu, zaś sam system działa sprawnie nawet w przypadku wyłączenia linii. W ramach pomiarów selekcjonowane są trzy najdłuższe przęsła, określane są ich przybliżone punkty centralne oraz punkty charakterystyczne, a także niezbędne dane odniesienia. 4.5 Inne metody pomiarowe Pomiar fal akustycznych wysokiej częstotliwości (ang. Surface Acoustic Wave Temperature Sensor SAW) początkowo był wykorzystywany do badań diagnostycznych ograniczników przepięć [15]. Obecnie jest także stosowany do monitorowania obciążalności dynamicznej linii przesyłowych. System pomiarowy składa się z jednostki radarowej (na fundamencie słupa), jej anteny (na konstrukcji słupa) i czujnika SAW, montowanego na przewodzie fazowym. W czasie pomiaru następuje emisja fali elektromagnetycznej o wysokiej częstotliwości (w paśmie 2,45 GHz) z jednostki radarowej do anteny. Po przekształceniu sygnału w powierzchniową falę akustyczną w przetworniku cyfrowym, następuje jej propagacja na kryształ piezoelektryczny i odbicie przez specjalne odbłyśniki, a następnie ponowne przekształcenie w falę elektromagnetyczną [15]. Pomiar opóźnienia rejestrowanego synr 3-4 (13-14) 2012 81

gnału wzdłuż czujnika SAW pozwala w dalszej części obliczeń na określenie temperatury przewodu fazowego na podstawie zmian sygnału, wynikających z jego długości i prędkości. Pomiar częstotliwości drgań własnych napiętego przewodu wykorzystuje częstotliwość naturalną antysymetrycznej fali elektromagnetycznej przewodu i paraboliczne wyrażenie określające zwis [16]. Tym samym możliwe jest określenie zwisu w funkcji częstotliwości podstawowej i przyspieszenia ziemskiego. Stanowi to dużą zaletę i pozwala na uzyskanie dokładniejszych wyników niż w przypadku uzależnienia zwisu przewodów fazowych od takich parametrów, jak długość przęsła, naciąg przewodów i ich waga [16]. W tym przypadku częste wykonywanie pomiarów, szczególnie w zmiennych warunkach atmosferycznych, jest dość trudne. Jedną z ciekawych metod pozwalających na określanie obciążalności prądowej przewodów na podstawie ich średniej temperatury jest pomiar fazorów synchronicznych (na obu końcach badanej linii) prądów i napięć WAM & LTM (ang. Wide Area Measurement Systems & Line Thermal Monitoring). Zastosowanie tej techniki jest możliwe ze względu na stałość w danych warunkach atmosferycznych reaktancji linii, pojemności poprzecznej (np. poza wieloletnim przyrostem roślinności pod linią) oraz konduktancji i ich niezależności od warunków otoczenia [17]. Głównym czynnikiem zmiennym w czasie i uzależnionym (prawie liniowo) od temperatury przewodów jest rezystancja linii, wynikająca także z właściwości materiału, z którego są wykonane przewody [17]. Tym samym, dzięki znajomości stałej materiałowej możliwe jest uzyskanie informacji o temperaturze przewodów. Rys. 4 prezentuje porównanie temperatury przewodu zmierzonej przy wykorzystaniu czujnika SAW, czujnika tensometrycznego dla klimatu górskiego i umiarkowanego i według metody WAM & LTM. 5. Podsumowanie Rozbudowane systemy monitoringu obciążalności prądowej są stosowane na całym świecie do skutecznego monitorowania istotnych parametrów linii elektroenergetycznych oraz obliczania ich rzeczywistej i dopuszczalnej obciążalności prądowej. Te czynności są wykonywane z zachowaniem wymagań dotyczących bezpieczeństwa i niezawodności pracy systemów elektroenergetycznych. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Większość systemów pomiarowych wykorzystujących pomiar temperatury przewodów jest stosowana dla linii o napięciu do 138 kv. Systemy wykorzystujące czujniki SAW i niektóre systemy do pomiaru temperatury przewodów mogą pracować w sieciach o napięciu 220 kv i 400 kv, zastosowanie czujników tensometrycznych pozwala na ich pracę w sieciach do 500 kv. Metody bazujące na tłumieniu sygnałów wysokiej częstotliwości, pomiarze zmiany rezystancji przewodów, pomiarze częstotliwości drgań własnych przewodu i temperatury przewodów z wykorzystaniem techniki światłowodowej zostały przetestowane w sieciach 400 kv, 380 kv, 220 kv i 150 kv. Wyniki pomiarów i obliczeń stanowią cenne źródło informacji do prowadzenia ruchu sieciowego. Pozwalają przewidywać zagrożenia związane z potencjalnymi nagłymi zmianami przepływów mocy, co jest szczególnie ważne dla linii mocno obciążonych, dla połączeń transgranicznych i obszarów o rosnącym potencjale wiatrowych źródeł wytwórczych. Dzięki metodom pomiarów i systemowi monitoringu dynamicznej obciążalności prądowej linii elektroenergetycznych uzyskuje się narzędzie umożliwiające zwiększenie ich przepustowości. Z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy sieci znacząca jest możliwość pozyskania bieżącej informacji o zagrożeniach wynikających ze zwiększonych zwisów linii elektroenergetycznych. Informacja taka jest dostępna w sposób zdalny. W szczególnych przypadkach dzięki monitoringowi obciążalności prądowej możliwe jest odroczenie przebudowy istniejących lub budowy nowych linii. Literatura [1] Siwy E. Kubek P., Monitoring linii napowietrznych jako środek zwiększenia zdolności przesyłowych sieci elektroenergetycznych, Śląskie Wiadomości Elektryczne, Katowice, listopad-grudzień 2011, 31. [2] Siwy E., Żmuda K., Dynamiczna obciążalność termiczna linii przesyłowych w działalności operatorów sieciowych, Materiały konferencyjne Aktualne Problemy w Elektroenergetyce, Wisła 1-2 czerwca 2006, 140. [3] Siwy E., Kocot H., Znaczenie dynamicznej obciążalności termicznej linii napowietrznych w zapobieganiu awariom systemowym. Aktualne Problemy w Elektroenergetyce, Wisła, 7-9 czerwca 2004, str. 61. [4] Argasińska H., Zwiększanie przepustowości istniejących linii elektroenergetycznych. Biuletyn techniczny Sieci Elektroenergetyczne, 1-2 (1999), Biuro Studiów i Projektów Energetycznych Energoprojekt Kraków S.A., 62. 82

[5] Siwy E., Metody i możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych KSE z wykorzystaniem monitoringu linii napowietrznych, Elektroenergetyka 4 (2010), Warszawa 2010, 59-60. [6] Dräger H.-J., Hussels D., Puffer R., Development and Implementation of a Monitoring-System to Increase the Capacity of Overhead Lines. Sesja CIGRE (2008), Paper B2-101, 2-3,5-7. [7] Soto F., Alvira D., Martín L., Latorre J., Lumbreras J., Wagensberg M., Increasing the capacity of overhead lines in the 400 kv Spanish transmission network: real time thermal ratings, Sesja CIGRE (1998), Paper 22-211, 1-6. [8] Żurowski J., Dynamiczna obciążalność linii jako narzędzie do prowadzenia ruchu sieci przy zwiększonej obciążalności prądowej, Wiadomości Elektrotechniczne, Warszawa, lipiec 2010, 27-31. [9] Babś A., Samotyjak T., Nagórski K., Zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110 kv - Monitorowanie dopuszczalnego obciążenia, Energia Elektryczna, Warszawa, luty 2010, 20-23. [10] Żmijewski K., Bezpieczeństwo energetyczne metropolii. System kontroli obciążalności linii energetycznych, Konferencja NOT, Warszawa, 24 października 2011, 1-27. [11] Hopitzan H., EMO Easy Monitoring Overhead Transmission, Materiały informacyjne firmy MICCA Informationstechnologie GmBH Austria, Wiedeń, 2011. [12] Fish L., Benefits and Costs of Dynamic Line Rating, Materiały konferencyjne Haskell/IEEE Conference on Smart Grid, University of Maine, Orono, ME, czerwiec 2011, 23. [13] Boot H.L.M., de Wild F.H., van der Wey A.H., Biedenbach G. Overhead line local and distributed conductor temperature measurement techniques, models and experience at TZH, Sesja CIGRE (2002), Paper 22-205, 1-6. [14] de Villiers W., Cloete J.H., Wedepohl L.M., Burger A., Real-Time Sag Monitoring System for High-Voltage Overhead Transmission Lines Based on Power-Line Carrier Signal Behavior. IEEE Transactions on power delivery, Vol. 23, No 1, January 2008. [15] Teminova R., Hinrichsen V., Freese J., Neumann C., Bebensee R., Hudasch M., Weibel M., Hartkopf T., New Approach To Overhead Line Conductor Temperature Measurement By Passive Remote Surface Acoustic Wave Sensors. Sesja CIGRE (2006), Paper B2-304, 1,3-8. [16] Cloet E., AMPACIMON Team (University of Liège, Belgium): Microsystems Array For Live High Voltage Lines Monitoring. Sesja CIGRE (2006), Paper B2-302, 1-4,6-8,10. [17] Weibel M., Imhof K., Sattinger W., Steinegger U., Zima M., Biedenbach G., Overhead Line Temperature Monitoring Pilot Project. Sesja CIGRE (2006), Paper B2-311, 2-9. Mgr inż. Rafał Czapaj-Atłas, jest absolwentem Wydziału Elektrycznego Politechniki Śląskiej (2003). Z Grupą Kapitałową PSE Operator związany od 2005 r. W latach 2005-2011 był zatrudniony w EPC SA i zajmował się tematyką rynku energii elektrycznej oraz analiz techniczno-ekonomicznych. Od 2011 r. jest zatrudniony w CATA Sp. z o.o. (obecnie PSE Innowacje Sp. z o.o.) i zajmuje się tematyką analiz techniczno-ekonomicznych. Artykuł został również zamieszczony w Przeglądzie Elektrotechnicznym (publikacja w październiku 2012 r.). nr 3-4 (13-14) 2012 83