Artykuł Tatuaż energetyka pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Idealna restauracja dla elektryka?

Artykuł Restauracja z widokiem na słup mocny 110 kV i farmę PV w hotelu pod Toruniem pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

17 maja 2021 r. doszło do jednego z największych i najbardziej spektakularnych incydentów w historii polskiej elektroenergetyki. W wyniku zdarzenia z systemu rzeczywiście wyłączono 10 z 11 bloków, co przełożyło się na nagłą utratę ok. 3640 MW mocy. Szczegółowy raport opublikowany przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) wykazał, jak dokładnie doszło do tej sytuacji.

Materiał opracowany na podstawie ustaleń wewnętrznej Komisji Badania Zakłócenia w PSE

Przebieg zdarzenia

• Błąd człowieka: Podczas prac związanych z instalacją nowej automatyki w polu Ołtarzew, dyżurny stacji pomylił szafki sterownicze.
• Zwarcie: Wycofał blokadę zabezpieczającą, co doprowadziło do zadziałania uziemnika i wywołania zwarcia o charakterze łukowym.
• Reakcja systemu: Z powodu zwarcia nastąpił potężny spadek napięcia. Zabezpieczenia w samej Elektrowni Bełchatów zadziałały prawidłowo – aby chronić generatory przed uszkodzeniem, odłączyły od sieci pracujące bloki energetyczne.

Czynniki potęgujące awarię

• Ukryte wady: Skutki błędu ludzkiego zostały poważnie spotęgowane przez trudnowykrywalne wady samej stacji w Rogowcu.
• Problem z uziemieniem: Uziemienie stacji pochodzące z lat 80. okazało się niezgodne z pierwotnym projektem, przez co nie było w stanie odprowadzić tak dużego prądu zwarciowego.

Jak poradzono sobie z kryzysem?

Z perspektywy krajowej było to ogromne wyzwanie, ponieważ nagle z systemu ubyło blisko 10% ówczesnej mocy wytwórczej. Do katastrofy (blackoutu) jednak nie doszło, ponieważ Polskie Sieci Elektroenergetyczne natychmiast zareagowały:

1. Uruchomienie rezerw: Błyskawicznie aktywowano rezerwy wirujące w innych elektrowniach oraz uruchomiono generację w elektrowniach szczytowo-pompowych.
2. Pomoc zagraniczna: Uruchomiono awaryjny import energii elektrycznej z systemów sąsiedzkich (m.in. z Niemiec, Czech i Słowacji).

Jak przekazał za pomocą Twittera Konrad Purchała, Dyrektor Departamentu Zarządzania Systemem w PSE, łącznie Polska importowała 5,5 GW energii elektrycznej, z czego 3,5 GW nieplanowo:

Dzięki tym skoordynowanym działaniom braki mocy nie były odczuwalne dla indywidualnych odbiorców, a Elektrownia Bełchatów stopniowo przywracała swoje bloki do pracy jeszcze tego samego wieczoru. Całe zdarzenie podsumowano w oficjalnym podcaście PSE:

Awaria stacji elektroenergetycznej Rogowiec zwraca uwagę na konieczność dywersyfikacji źródeł energii [komentarz analityka]

Niedostępność elektrowni, odpowiadającej w danym momencie za 17% mocy krajowej, miałaby poważniejsze skutki, gdyby nie rezerwy mocy w elektrowniach krajowych i zagranicznych. Zdaniem ekspertów, awaria przypomina, jak istotny udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ma udział Polski w zintegrowanym Europejskim Rynku Energii. Nie bez znaczenia jest także dalsza dywersyfikacja źródeł wytwórczych, budowa mniejszych jednostek gazowych i inwestowanie w OZE.

Tym razem z tak ogromnej awarii udało się wyjść bez większych konsekwencji. Eksperci z branży energetycznej przypominają jednak o konieczności zadbania o bezpieczeństwo energetyczne w Polsce.

– Problem stanowi przede wszystkim budowa tak dużych elektrowni. Sytuację uratowało relatywnie małe zapotrzebowanie na energię elektryczną w systemie oraz dostępność rezerw mocy w elektrowniach krajowych i zagranicznych. Gdyby nie to, awaryjne wyłączenie elektrowni odpowiadającej w danym momencie za 17% mocy w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, mogłoby mieć poważniejsze skutki. To pokazuje, jak ważny jest dalszy rozwój połączeń transgranicznych, bez których stabilność dostaw mogłaby być zagrożona. Ale nie tylko. Po raz kolejny okazuje się, że konieczna jest dywersyfikacja źródeł energii, budowa mniejszych, elastycznych jednostek gazowych i dalszy rozwój OZE w Polsce – powiedział Kamil Maziarz, Portfolio Analyst z Axpo Polska.  

Problem z koncentracją mocy w dużych blokach

17 maja o godz. 16:34 doszło do zakłócenia na stacji elektroenergetycznej Rogowiec, czego efektem było wyłączenie 10 bloków Elektrowni Bełchatów o łącznej mocy 3640 MW. Dzięki reakcji służb, Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE) pracował stabilnie i został zbilansowany przy użyciu elektrowni szczytowo-pompowych, dostępnej rezerwy w krajowych elektrowniach, a także międzyoperatorskiemu importowi z Niemiec, Czech i Słowacji.

– W ramach międzyoperatorskiej wymiany międzysystemowej importowaliśmy do 1400 MW energii elektrycznej. Niewykluczone, że bez wsparcia naszych sąsiadów doszłoby do ograniczenia dostaw energii. Awaria ta przypomina nam, jak istotny udział w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ma udział Polski w zintegrowanym Europejskim Rynku Energii – dodaje Kamil Maziarz.

To nie pierwsza tego typu awaria, w której nagła niedostępność dużej mocy wymaga wzmożonych środków. Prawie rok wcześniej, w nocy z 21 na 22 czerwca 2020 r. ulewne deszcze doprowadziły do zalania elektrowni. Woda unieruchomiła taśmociągi z węglem, co spowodowało wyłączenie czterech bloków energetycznych. W tym samym czasie do awarii doszło też w innych elektrowniach, m.in. – Kozienice, Jaworzno czy Włocławek. Ograniczona przez żywioł produkcja nie była w stanie pokryć zapotrzebowania na energię, przez co jej cena na Rynku Bilansującym skoczyła do blisko 1300 zł/MWh. Tym razem, pomimo początkowego opublikowania cen w godzinach awarii na poziomie 1500 zł/MWh, ostatecznie zostały one skorygowane do wartości nieprzekraczających 370 zł/MWh.

Źródło: PSE/Axpo Polska

Artykuł Przyczyny i przebieg awarii na stacji elektroenergetycznej Rogowiec [17 maja 2021] pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Końcowy raport o blackoucie na Półwyspie Iberyjskim zawiera także opis przebiegu przywracania normalnej pracy systemu oraz rekomendacje działań, które pozwolą ograniczyć ryzyko wystąpienia podobnych awarii w przyszłości. Są one zbieżne z rekomendacjami tzw. pakietu antyblackoutowego, przygotowanego w Polsce przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne we współpracy z Ministerstwem Energii.

Nowy mechanizm awarii: Problemy z napięciem, a nie brak mocy w sieci

Awaria wystąpiła 28 kwietnia 2025 r. i objęła Hiszpanię, Portugalię oraz niewielki obszar Francji. Był to największy blackout w Europie od 20 lat i pierwszy spowodowany przez problemy napięciowe. Raport na ten temat został przygotowany przez panel ekspertów złożony z przedstawicieli operatorów systemów przesyłowych (OSP) z całej Europy, reprezentujących ich stowarzyszenia ENTSO-E, unijnej Agencję Współpracy Organów Regulacyjnych (ACER) oraz krajowych urzędów regulacyjnych (w Polsce jest nim Urząd Regulacji Energetyki). Przez prawie rok szczegółowo badali oni dostępne dane pomiarowe, przebieg awarii i proces przywracania systemu do normalnej pracy.

Według ustaleń panelu eksperckiego awaria nie była skutkiem pojedynczego zdarzenia, lecz serii wspóldziałających czynników, które doprowadziły do niekontrolowanego wzrostu napięcia w sieci, co z kolei spowodowało automatyczne odłączanie kolejnych elementów tworzących system, a w efekcie do jego załamania.

Kluczowe czynniki wskazane w raporcie:

1. Gwałtowny wzrost napięcia: Seria oscylacji i nagłych skoków napięcia w południowej Hiszpanii doprowadziła do automatycznego odłączenia jednostek wytwórczych.
2. Brak elastyczności OZE: Instalacje fotowoltaiczne pracowały ze sztywnym współczynnikiem mocy (fixed power factor), co uniemożliwiło im elastyczne wsparcie regulacji napięcia w krytycznym momencie.
3. Masowe odłączenia mikroinstalacji: Inwertery w małych instalacjach prosumenckich, reagując na przepięcia, odłączały się kaskadowo, gwałtownie zwiększając zapotrzebowanie netto, któremu system przesyłowy nie był w stanie sprostać.
4. Niedostateczna koordynacja: Raport punktuje luki w monitorowaniu parametrów sieci w czasie rzeczywistym oraz niewykorzystanie dostępnych zasobów (np. dławików), które mogłyby stłumić wzrost napięcia, gdyby zostały aktywowane szybciej.

Eksperci zarekomendowali szereg działań, które powinni podjąć operatorzy, urzędy regulacyjne i wytwórcy, by ograniczyć ryzyko wystąpienia podobnych awarii w przyszłości. Są wśród nich m.in. nowe wymagania dotyczące zarządzania napięciami przez urządzenia przyłączone do systemu czy udoskonalanie planów obrony i odbudowy systemu. Pełny raport jest dostępny na stronie ENTSO-E.

Krótko po awarii na Półwyspie Iberyjskim PSE wraz z Ministerstwem Energii przygotowały zestaw rekomendacji, przedstawionych Komitetowi Ekonomicznemu Rady Ministrów jako pakiet antyblackoutowy. Są one zbieżne z rekomendacjami zawarte w raporcie ENTSO-E, a także szereg innych rozwiązań. Najważniejszy element pakietu to dążenie do pełnej obserwowalności warunków pracy systemu dzięki uzyskaniu danych pomiarowych z każdego puntu sieci w trybie on-line. Operatorzy sieciowi muszą także uzyskać zdolności do zarządzania wszystkimi zasobami wpływającymi na pracę sieci – dotychczas wystarczało zarządzać kilkunastoma kluczowymi elektrowniami, dziś system tysiące rozproszonych źródeł i ponad milion prosumentów. Zawodowi uczestnicy rynku energii muszą informować operatorów sieciowych o swoich planach pracy oraz dostosowywać poziom generacji do zawartych kontraktów. Jeśli nie ma zbytu na energię, powinny ograniczyć produkcję, informując o tym operatorów systemów elektroenergetycznych. Wspieramy także reformę procesu przyłączeniowego. Niedawno Sejm przyjął aktualizację ustawy Prawo energetyczne w tej sprawie.

Kluczowe rekomendacje, które PSE i inne europejskie OSD zamierzają wdrożyć, aby uniknąć podobnych scenariuszy:

• Rewizja procedur operacyjnych: Konieczne jest dostosowanie przepisów tak, aby źródła odnawialne (oparte na energoelektronice) aktywnie uczestniczyły w regulacji napięcia, a nie były tylko „pasywnymi” dostawcami mocy.
• Automatyzacja i monitoring: Systemy muszą dysponować narzędziami do dynamicznej kontroli napięcia, zdolnymi reagować w milisekundach, a nie minutach.
• Standardy dla inwerterów: Analiza wykazała, że ustawienia zabezpieczeń nadnapięciowych w falownikach wymagają ujednolicenia, aby zapobiec ich jednoczesnemu, masowemu wypadaniu z sieci.

Kluczowym elementem pakietu antyblackoutowego są także dodatkowe wymagania wobec urządzeń elektrotechnicznych w aspekcie cyberbezpieczeństwa, w tym konieczność certyfikacji i objęcia ich nadzorem wyspecjalizowanych służb. Jak może się skończyć brak dbałości o cyberbezpieczeństwo pokazały ataki hakerskie z końca grudnia 2025 r., których skutki niektóre instalacje nadal odczuwają.

Część z tych zaleceń jest już wdrażana przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, np. wspomniana reforma przyłączeń czy osiągnięcie pełnej zdolności operacyjnej przez Narodowe Centrum Analiz Energetycznych. Trwają także analizy dotyczące nowych usług systemowych związanych z zapewnieniem odpowiednich parametrów pracy sieci, a PSE zapowiedziały, że jeszcze w tym roku przedstawi mapę drogową rynku energii, która będzie uwzględniać ten element.

Więcej o pakiecie antyblackoutowym można znaleźć w prezentacji na stronie PSE.

Źródła: PSE, ENTSO-E.

Artykuł Czego uczy nas iberyjski blackout? Raport końcowy obnaża słabe punkty nowoczesnych sieci pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

2 lutego spółka skierowała do konsultacji projekt „Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2027-2036” (w skrócie PSRP – Plan Rozwoju Sieci Przesyłowej). Dokument zakłada rekordowe nakłady inwestycyjne oraz gruntowną przebudowę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE), która ma odpowiedzieć na wyzwania związane z dekarbonizacją, rozwojem źródeł OZE oraz planowaną budową elektrowni jądrowych.

Łączne nakłady inwestycyjne w nadchodzącej dekadzie oszacowano na poziomie 66 mld zł. Tak duża skala wydatków wynika z konieczności dostosowania sieci do całkowicie nowej geografii wytwarzania energii w Polsce – przesunięcia środka ciężkości produkcji prądu z południa (węgiel) na północ kraju (offshore, atom).

Kluczowe cele i inwestycje: Atom i HVDC

Jednym z najbardziej innowacyjnych elementów planu jest kontynuacja prac nad połączeniem stałoprądowym (HVDC) północ-południe. Linia ta ma stać się „energetyczną autostradą”, umożliwiającą przesył ogromnych ilości energii z morskich farm wiatrowych oraz pierwszej polskiej elektrowni jądrowej do centrów przemysłowych na południu Polski.

Zgodnie z projektem do 2036 roku polska elektroenergetyka ma być gotowa na:

• Wyprowadzenie mocy z morskich farm wiatrowych na Bałtyku (planowane 13,9 GW).
• Przyłączenie pierwszej elektrowni jądrowej na Pomorzu oraz rozwój małych reaktorów modułowych (SMR).
• Obsługę dynamicznego wzrostu OZE: prognozy zakładają wzrost mocy w fotowoltaice do 43 GW oraz w lądowej energetyce wiatrowej do 28 GW.
• Zaspokojenie rosnącego popytu: PSE przewidują, że roczne zużycie energii netto w 2040 r. może wynieść ok. 260 TWh, co wiąże się m.in. z elektryfikacją transportu i ciepłownictwa oraz rozwojem centrów danych.

Bezpieczeństwo i stabilność systemu

Rozbudowa infrastruktury przesyłowej to nie tylko nowe kilometry linii, ale także zaawansowane systemy zarządzania. PSE kładzie duży nacisk na elastyczność KSE, co przy rosnącym udziale niesterowalnych źródeł odnawialnych jest kluczowe dla zachowania bezpieczeństwa dostaw. Plan uwzględnia również rozwój wielkoskalowych magazynów energii oraz modernizację połączeń transgranicznych, co zwiększy możliwości importu i eksportu energii w ramach europejskiego systemu.

Konsultacje społeczne

Zgodnie z przepisami Prawa energetycznego, projekt planu został poddany szerokim konsultacjom. Wszyscy zainteresowani – od uczestników rynku po odbiorców indywidualnych – mogą zgłaszać swoje uwagi do 23 lutego 2026 r. za pośrednictwem formularza dostępnego na stronie PSE pod linkiem.

Po zakończeniu etapu konsultacji i analizie zgłoszonych wniosków, ostateczna wersja planu zostanie przedstawiona do uzgodnienia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Po przeprowadzeniu konsultacji dokument trafi do uzgodnienia z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, a następnie będzie podstawą do prowadzenia inwestycji przez PSE.

Dokumenty do pobrania:
> Projekt Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2027-2036
> Formularz zgłoszeniowy uwag i wniosków do projektu PRSP

Artykuł Nowy plan rozwoju Polskich Sieci Elektroenergetycznych na lata 2027-2036 pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

W Szwecji ta metoda jest stosowana jako najbezpieczniejsza opcja usuwania drzewa powalonego na linię, a ponieważ detonacja odbywa się pod napięciem to nie trzeba wyłączać linii, nie ma przerwy w zasilaniu i odbiorcy nie odczuwają skutków pracy pogotowia energetycznego.

Wykorzystanie materiałów wybuchowych pozwala uniknąć bezpośredniego kontaktu montera z naprężonym drzewem, które przy tradycyjnym cięciu pilarką mogłoby gwałtownie „odbić”, zagrażając życiu pracownika.

Artykuł Wysadzenie powalonego drzewa na linii średniego napięcia w Szwecji pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Artykuł Stary wyłącznik WN na stacji rozdzielczej 110 kV pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Aktualne zdjęcia z jedynej w Polsce linii elektroenergetycznej o napięciu 750 kV, zaliczanej do sieci najwyższych napięć (NN), wykonane przez Pawła podczas wczorajszego biegu na 3 km (w butach roboczych 2 kg).

Linia 750 kV wyprowadzona jest z Chmielnickiej Elektrowni Jądrowej na Ukrainie, a zakończona w stacji elektroenergetycznej „Rzeszów” w miejscowości Widełka położonej w odległości około 17 km od Rzeszowa.

Linia nie była używana od 1993 roku, a w roku 2022 podjęto decyzję o jej ponownym uruchomieniu. W maju 2023 r. linia została oddana do użytku, ale na niższym napięciu (obecnie 400 kV) niż nominalne 750 kV. Przejście z napięcia 750 kV na 400 kV odbywa się po stronie ukraińskiej – aby uruchomić linię na 400 kV, stojące w Polsce autotransformatory 400/750 zostały zainstalowane na Ukrainie.

W latach 1995-2022 rozdzielnia 750 kV w stacji “Rzeszów” pozostawała okresowo pod napięciem 750 kV, ze względu na potrzeby kompensacji mocy biernej w sieci 400 kV przy zasilaniu rozdzielni od strony 400 kV naszego systemu elektroenergetycznego.

Artykuł Linia napowietrzna 750 kV Widełka – Chmielnicka EJ pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Na drodze do neutralności emisyjnej nie wystarczy przestawić się na OZE. Energetyka musi podejmować także działania, które pozwolą jej osiągać zerowy współczynnik ocieplenia globalnego (GWP, ang. Global Warming Potential) w obszarze wytwarzania i przesyłu energii. Krokiem w tym kierunku jest unijne zalecenie w sprawie stosowania sześciofluorku siarki.

Izolacyjne wyzwania

Zrównoważony rozwój, a także wyjątkowa troska o środowisko naturalne są elementem strategii wielu firm. Stoen Operator, odpowiedzialny za dostawy energii elektrycznej na terenie Warszawy, od wielu lat wdraża innowacyjne rozwiązania i wspiera inicjatywy ekologiczne. W swoich działaniach wykorzystuje technologie, które ograniczają niekorzystny wpływ na otoczenie. Jest to ważny element transformacji energetycznej kraju i wsparcia OZE.

Wzrost popularności „zielonej energii” bezpośrednio przekłada się na rozwój infrastruktury elektroenergetycznej. To, z kolei, oznacza zwiększoną emisję SF₆, który jest wykorzystywany w rozdzielnicach wysokiego i średniego napięcia jako izolator. Ten związek chemiczny jest jednym z najsilniejszych gazów cieplarnianych, a ponieważ utrzymuje się w atmosferze przez bardzo długi czas, to jego wpływ na klimat jest długotrwały. Co niezwykle ważne, SF₆ ma bardzo wysoki współczynnik GWP, zatem jego potencjał cieplny 25 tys. razy wyższy niż CO₂.

Z tego powodu już dekadę temu Unia Europejska zakazała stosowania tego gazu w różnych produktach, a teraz stopniowo wycofuje się go z energetyki. Zgodnie z wymaganiami Parlamentu Europejskiego oraz Rady UE od 1 stycznia 2028 roku nie może on być wykorzystywany w nowych urządzeniach energetycznych o napięciu do 123 kV. O dwa lata wcześniej, od 1 stycznia 2026 roku, zostanie całkowicie wycofany z rozdzielnic średniego napięcia (do 24 kV).

Ekologiczne alternatywy

Propozycje nowych regulacji, które mają na celu ograniczenie emisji gazów fluorowanych, Komisja Europejska przedstawiła w 2022 roku. Parlament Europejski zatwierdził ten plan w 2023 roku, a ostateczna wersja została uzgodniona na początku października. Zgodnie z nią do 2050 roku gazy te zostaną całkowicie wycofane z użycia.

Sektor energetyki już od pewnego czasu przygotowywał się do takich wymogów. Na rynku dostępne są alternatywne technologie i substancje, które zastąpią SF6. Wykorzystuje się w tym zakresie np. powietrze, próżnię oraz mieszanki gazów (w tym CO2) lub mieszanki gazów naturalnych.

Unijne zalecenia w lokalnym wydaniu

Rozdzielnice odgrywają istotną rolę w bezpiecznym i efektywnym działaniu systemu elektroenergetycznego. Ponieważ unijne rozporządzenie zacznie wchodzić w życie już za kilka miesięcy, polscy operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) zrzeszeni w Polskim Towarzystwie Przesyłu i Rozdziału Energii opracowali zasady zakupu nowych urządzeń z SF₆. Przygotowany dla producentów takich rozwiązań komunikat informuje o nowych wymogach i rekomenduje uwzględnienie ich w procesach produkcji, dostawy i dokumentowania urządzeń dla sieci OSD.

Jedną z pierwszych rozdzielnic wysokiego napięcia wolną od sześciofluorku siarki będzie model typu 8VN1 produkcji firmy Siemens Energy. Zostanie on zamontowany w stołecznej sieci elektroenergetycznej obsługiwanej przez Stoen Operator, w RPZ Batory. W ramach tej inwestycji wykonawca dostarczy pole mobilne oparte również na rozdzielnicy 8VN1 wyposażonej w niekonwencjonalne przekładniki małych mocy. Rozwiązanie to wpisuje się w politykę redukcji SF₆ obu firm oraz innowacyjny charakter tego przedsięwzięcia.

Źródło: Stoen Operator

Artykuł Polska energetyka odchodzi od SF6 w rozdzielnicach wysokiego i średniego napięcia pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Jeden z naszych klientów z branży energetycznej zgłosił potrzebę modernizacji procesu wycinania przekładek preszpanowych. W tym studium przypadku pokazujemy, jakie rozwiązanie pozwoliło znacząco zwiększyć dokładność, powtarzalność i bezpieczeństwo pracy.

Dotychczas w zakładzie produkcyjnym docinanie przekładek realizowano w pełni ręcznie. Operator, korzystając z szablonu, odrysowywał kształt elementu na arkuszu preszpanu, a następnie wycinał go przy pomocy piły taśmowej – metodą przypominającą tradycyjną obróbkę stolarską.

Problemy w dotychczasowym procesie:

• Czasochłonność – ręczne odrysowywanie i cięcie wydłużało czas realizacji, ograniczając wydajność produkcji.
• Brak powtarzalności – cięcie ręczne narażało proces na błędy, a różnice w wymiarach mogły skutkować odrzutami podczas kontroli jakości.
• Niższy poziom bezpieczeństwa – praca z piłą taśmową stwarzała większe ryzyko dla operatora niż w pełni zautomatyzowana maszyna.

Wdrożenie odpowiedniej technologii pozwoliło całkowicie wyeliminować te problemy, zwiększając efektywność i jakość produkcji.

Zmodernizowany proces produkcji:

Po szczegółowej analizie dotychczasowych działań zaproponowaliśmy wdrożenie uniwersalnego stanowiska do mocowania przekładek, zintegrowanego z automatyczną maszyną do precyzyjnego docinania różnych formatów elementów izolacyjnych.

Najważniejsze komponenty nowego systemu:

• Pompa próżniowa – generuje podciśnienie niezbędne do stabilnego przytrzymywania przekładek na polu roboczym.
• Przyssawki z elastycznym pierścieniem z gąbki – zapewniają pewne i bezpieczne mocowanie elementów preszpanowych, także o nieregularnych kształtach.
• Filtr próżniowy – chroni układ próżniowy przed drobinami pyłu preszpanowego, wydłużając żywotność instalacji.
• Układ sterowania i akcesoria – umożliwiają prostą integrację z istniejącą automatyką linii produkcyjnej, zwiększając elastyczność procesu.

W efekcie wdrożone rozwiązanie znacząco poprawiło dokładność cięcia, skróciło czas obróbki i zwiększyło bezpieczeństwo pracy operatorów.

Dzięki nowo zaprojektowanemu stanowisku możliwe stało się szybkie, precyzyjne i w pełni bezpieczne wycinanie przekładek zgodnie z wymaganym wzorem – bez konieczności ręcznego odrysowywania kształtu czy używania piły taśmowej. Automatyzacja całego procesu wyeliminowała błędy typowe dla obróbki manualnej, zagwarantowała wysoką powtarzalność wymiarów oraz istotnie skróciła czas produkcji pojedynczej przekładki.

Dodatkowo rezygnacja z pracy przy piłach taśmowych znacząco poprawiła poziom bezpieczeństwa operatorów. Wdrożony system umożliwił wykonanie już pięciu stanowisk odkurzaczy przeznaczonych do układnic paletowych. Obecnie trwa dobór kolejnych urządzeń do testów, a jeśli próby zakończą się sukcesem, planowane jest wyposażenie zakładu w następne 16 odkurzaczy obsługujących układnice kontenerkowe.

Korzyści z wdrożenia automatyzacji procesu:

• Wyższa efektywność linii produkcyjnej – znaczący wzrost tempa realizacji zleceń.
• Stała powtarzalność wymiarowa przekładek – eliminacja odchyleń i braków produkcyjnych.
• Zwiększone bezpieczeństwo stanowiska pracy – ograniczenie ryzyka dla operatorów.
• Skrócony czas wykonania pojedynczego elementu – szybsza realizacja całych partii.
• Redukcja kosztów wytwarzania – optymalizacja zużycia materiałów i czasu pracy.

W procesie wytwarzania transformatorów każdy element musi być perfekcyjnie dopasowany, a przekładki preszpanowe stanowią kluczowy komponent izolacyjny. Tradycyjne, ręczne docinanie było nie tylko czasochłonne, ale również obarczone ryzykiem błędów i stanowiło potencjalne zagrożenie dla operatorów.

Wprowadzając stanowisko wyposażone w pompę próżniową oraz przyssawki, zapewniliśmy stabilne i pewne mocowanie arkuszy preszpanu, bez względu na ich rozmiar czy kształt. Dobór właściwego typu przyssawek uwzględniał wysoką przepuszczalność materiału, co zagwarantowało skuteczność mocowania.

Zastosowanie automatycznego systemu cięcia pozwoliło uzyskać idealnie gładkie krawędzie oraz pełną powtarzalność wymiarów. Co więcej, możliwość łatwej integracji urządzenia z istniejącymi liniami produkcyjnymi sprawia, że rozwiązanie to jest uniwersalne i może znaleźć zastosowanie również w innych gałęziach przemysłu.

W jakich branżach można wykorzystać to rozwiązanie?

Opracowany system znajduje zastosowanie wszędzie tam, gdzie wymagane jest pewne mocowanie oraz precyzyjne cięcie elementów o niestandardowych kształtach i dużej przepuszczalności materiału. Szczególnie polecany jest dla sektorów takich jak:

Masz w swojej firmie podobne wyzwania technologiczne? Skontaktuj się z naszym zespołem inżynierów ds. sprzedaży, a wspólnie opracujemy i dobierzemy rozwiązanie idealnie dopasowane do specyfiki Twojej produkcji.

Artykuł Studium przypadku – automatyzacja cięcia przekładek z preszpanu w procesie wytwarzania transformatorów pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.