Wraz z dynamicznym rozwojem odnawialnych źródeł energii (OZE) – a w szczególności mikroinstalacji oraz wielkoskalowych farm fotowoltaicznych – podatność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) na zjawiska pogodowe i astronomiczne znacząco wzrosła. Dzisiejsze zaćmienie Słońca, widoczne w Polsce jako częściowe, postawiło przed europejskimi operatorami systemów przesyłowych (TSO) zadanie precyzyjnego zaplanowania rezerw mocy.

Wieczorna pora zjawiska sprzyja polskiemu systemowi

Choć w skali całego kontynentu zaćmienie wymagało wielomiesięcznej koordynacji, w Polsce jego wpływ na bieżącą pracę sieci przesyłowej najwyższych napięć (220 kV i 400 kV) okazuje się ograniczony. Kluczowym czynnikiem jest tu czas wystąpienia zjawiska – rozpoczyna się ono późnym popołudniem, tuż przed zachodem Słońca.

„Zaćmienie Słońca jest dla operatorów wyzwaniem, ale wiadomo o nim z wyprzedzeniem i można się na nie przygotować. Od paru miesięcy trwają spotkania operatorów europejskich systemów energetycznych w tej sprawie” – powiedział dla PAP Maciej Wapiński, rzecznik prasowy Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE).

Przedstawiciel operatora zwrócił uwagę na fakt, że o tej porze dnia łączna generacja z PV i tak naturalnie spada:
„Przewidywana generacja fotowoltaiki po godz. 19.00 w środę to ok. 1 GW, podczas gdy łączna moc zainstalowana w tej technologii w kraju to już 27,5 GW” – zaznaczył rzecznik PSE.

Przy łącznej mocy zainstalowanej w PV przekraczającej w Polsce 27,5 GW, wieczorne zaćmienie nakłada się na standardowe wygaszanie generacji słonecznej, co ułatwia dyspozytorom PSE łagodne bilansowanie systemu za pomocą elektrowni konwencjonalnych oraz elektrowni szczytowo-pompowych.

Wyzwanie w skali europejskiej (ENTSO-E)

Z perspektywy organizacji ENTSO-E (Europejskiej Sieci Operatorów Systemów Przesyłowych) skala zjawiska była znacznie większa. Według analiz symulacyjnych, przy całkowitym braku zachmurzenia ubytek mocy w europejskim systemie spiętym połączeniami międzysystemowymi (HVAC i HVDC) mógł sięgnąć nawet 9,7 GW.

Największy spadek generacji odnotowały kraje Europy Południowej i Zachodniej – głównie Hiszpania oraz Niemcy. Operatorzy z tych państw musieli zabezpieczyć odpowiednio wysoki strumień rezerwy wirującej oraz uruchomić elastyczne źródła gazowe i hydroenergetyczne, aby skompensować tzw. ramp-rate (szybkość zmiany generacji mocy) podczas wchodzenia i wychodzenia cienia księżycowego.

PSE przypomniało również uczestnikom rynku – w tym podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie (POB) oraz wytwórcom – o konieczności uwzględnienia profilu zaćmienia w planowaniu transakcji handlowych na rynku energii.

Prawdziwy test dopiero w roku 2027?

Dzisiejsze zdarzenie stanowiło jedynie próbę neutralizacji zmian generacji. Prawdziwym sprawdzianem dla stabilności sieci i automatyki zabezpieczeniowej w Europie będzie kolejne zaćmienie Słońca, przewidziane na 2 sierpnia 2027 roku.

W przeciwieństwie do dzisiejszego, przyszłoroczne zjawisko nastąpi w godzinach przedpołudniowych – a więc w momencie szczytowej generacji z paneli fotowoltaicznych. Jak jednak uspokajają przedstawiciele polskiego operatora, specyfika geograficzna Polski sprawia, że również wówczas wpływ zaćmienia na KSE będzie nieporównywalnie mniejszy niż w państwach basenu Morza Śródziemnego.

Źródło: Polska Agencja Prasowa, Polskie Sieci Elektroenergetyczne, ENTSO-E.

Artykuł Zaćmienie Słońca przynosi ubytek mocy z fotowoltaiki pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

W obliczu rosnącej liczby instalacji PV kończących swój cykl życia, system ten stanowi rozwiązanie dla zakładów recyklingu, firm zarządzających odpadami oraz inwestorów w sektorze zielonej energii.

Odzysk surowców z paneli fotowoltaicznych

System precyzyjnie separuje poszczególne komponenty, w tym szklane tafle, aluminiowe ramy oraz materiały wewnętrzne. Pozwala to na maksymalizację odzysku materiałowego i zwiększenie opłacalności całego procesu.

Automatyzacja recyklingu paneli typu bifacial jest istotnym krokiem w stronę gospodarki o obiegu zamkniętym. Poza separacją mechaniczną, w branży OZE coraz częściej zwraca się uwagę na zgodność procesów z normami środowiskowymi oraz odzysk metali szlachetnych.

Automatyzacja separacji: Od aluminium po krzem

Prezentowana linia do recyklingu stawia na wysoką czystość uzyskiwanych frakcji. Proces przebiega wieloetapowo:

1. Demontaż ram: Automatyczne usuwanie aluminiowych profili, które stanowią jeden z najcenniejszych surowców wtórnych.
2. Separacja szkła: Mechaniczne oddzielenie warstw szklanych, pozwalające na odzysk wysokiej jakości stłuczki, gotowej do ponownego wykorzystania w hutnictwie.
3. Odzysk materiałów wewnętrznych: Zaawansowane rozdrabnianie i sortowanie pozostałych komponentów, w tym szyn zbiorczych (busbarów) oraz krzemu.

Przyszłość sektora recyklingu PV

Według prognoz, rynek utylizacji komponentów OZE będzie jednym z najszybciej rosnących segmentów branży odpadowej. Systemy oferujące pełną automatyzację i wysoką przepustowość, dostosowane do specyfiki modułów o dużych gabarytach i nietypowej konstrukcji, staną się standardem w profesjonalnych zakładach przetwarzania.

Źródło: Suny Recycle Machinery

Artykuł Recykling bifacjalnych paneli fotowoltaicznych w Chinach pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

W arabskim regionie Ha’il, na trudnodostępnych obszarach pustyni Al-Nafud, wdrożono innowacyjny system ratunkowy oparty na autonomicznych latarniach laserowych. Urządzenia te mają za zadanie naprowadzać zagubionych podróżników do źródeł wody oraz punktów pomocy. Projekt, wspierany przez saudyjskie Ministerstwo Środowiska, Gospodarki Wodnej i Rolnictwa, stanowi unikalne połączenie technologii OZE z zaawansowaną inżynierią optyczną.

• Zasilanie: Każdy punkt świetlny to niezależny system typu off-grid. Składa się z panelu fotowoltaicznego, kontrolera ładowania MPPT oraz akumulatorów przystosowanych do pracy w ekstremalnych temperaturach pustynnych.
• Optyka i źródło światła: Systemy te wykorzystują zaawansowane moduły laserowe (np. serii Green Laser Lighting firmy 3KM). Zastosowanie lasera o barwie zielonej (ok. 520 nm) zapewnia najwyższą możliwą widoczność dla ludzkiego oka przy zachowaniu niskiego poboru energii.
• Zasięg wiązki: Dzięki precyzyjnemu skupieniu wiązki (niska dywergencja), światło jest widoczne z odległości od 20 do 40 km. W przeciwieństwie do standardowych opraw LED, laser tworzy zwarty słup światła, który przebija się przez pył zawieszony w powietrzu, sięgając wysokości nawet 1 kilometra.
• Wytrzymałość: Urządzenia charakteryzują się wysokim stopniem ochrony IP oraz odpornością na korozję wywołaną zasoleniem i ścieraniem przez piasek. Są one zaprojektowane do pracy ciągłej w środowisku, gdzie temperatura gruntu w dzień może przekraczać 60°C.

Inicjatywa, zapoczątkowana przez lokalnego aktywistę Mohammada Fohaida Al-Rammaliego, docelowo obejmie instalację ponad 100 takich jednostek wspieranych przez Ministerstwo Środowiska, Gospodarki Wodnej i Rolnictwa Arabii Saudyjskiej.

Źródło: 3KM Optoelectronics

Artykuł Laserowe latarnie solarne wskazują drogę na pustyni w Arabii Saudyjskiej 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.

Kiedy zapytasz AI na co przysługuje dotacja w programie Mój prąd 9.0

Artykuł Mała elektrownia wodna na balkonie pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Co oznacza życie off-grid?

Życie off-grid to funkcjonowanie bez podłączenia do publicznej sieci energetycznej, wodociągowej czy kanalizacyjnej. Oznacza to pełną niezależność i konieczność samodzielnego pozyskiwania energii, wody oraz ciepła. Wbrew pozorom nie jest to wyłącznie wybór osób mieszkających na odludziu – coraz więcej gospodarstw domowych decyduje się na częściową autonomię, np. poprzez instalację paneli fotowoltaicznych czy przydomowych elektrowni wiatrowych.

Jak zasilać dom bez dostępu do sieci energetycznej?

Życie poza siecią energetyczną wymaga przemyślanego podejścia do zasilania. Kluczowe są odnawialne źródła energii, które pozwalają uniezależnić się od zewnętrznych dostawców prądu. Do najpopularniejszych rozwiązań należą:

• Panele fotowoltaiczne – najlepsza opcja dla osób mieszkających w miejscach z dużą ilością światła słonecznego. Energia słoneczna jest darmowa, a nowoczesne panele osiągają wysoką sprawność nawet w pochmurne dni.
• Turbiny wiatrowe – doskonałe uzupełnienie paneli fotowoltaicznych, zwłaszcza tam, gdzie wieją silne wiatry. Można je stosować jako główne źródło energii lub wsparcie dla innych systemów.
• Instalacje wodne – jeśli w pobliżu znajduje się rzeka czy strumień, można wykorzystać mikrohydroelektrownie, które działają przez całą dobę niezależnie od warunków atmosferycznych.

Samo wytworzenie energii to dopiero początek – trzeba ją jeszcze magazynować. Jak to zrobić?

Najlepsze sposoby na magazynowanie energii

Odnawialne źródła energii nie zawsze zapewniają stały dopływ prądu, dlatego konieczne jest jego magazynowanie. Tutaj z pomocą przychodzą przenośne stacje zasilania, takie jak EcoFlow DELTA 3 Plus, która oferuje pojemność na poziomie 1kWh z możliwością rozbudowy do 5 kWh. Moc wyjściowa sięgająca 1800 W (lub 2400 W w trybie X-Boost) pozwala zasilać zarówno małe urządzenia, jak i większe sprzęty AGD.

Jakie są zalety przenośnej stacji zasilania?

• Elastyczność ładowania – możliwość ładowania z różnych źródeł, takich jak panele fotowoltaiczne, sieć elektryczna czy generator.​
• Szybkie ładowanie – wiele modeli można naładować do 80% w mniej niż godzinę.
• Cicha praca – w przeciwieństwie do klasycznych agregatów nie hałasują i nie emitują spalin.
• Mobilność – można je zabrać na działkę, w teren lub używać w domu jako zabezpieczenie na wypadek awarii sieci.

Jak ogrzać dom bez prądu?

Energia elektryczna to jedno, ale co z ogrzewaniem? Zimą brak dostępu do sieci oznacza konieczność alternatywnych rozwiązań. Wśród najczęściej wybieranych opcji znajdują się:

• Piec na drewno lub pellet.
• Pompy ciepła – choć wymagają prądu, mogą być zasilane energią zmagazynowaną w stacji zasilania lub paneli słonecznych.
• Ogrzewanie gazowe – przy dostępie do butli z gazem to niezawodne źródło ciepła.

Najlepszym rozwiązaniem jest połączenie kilku metod, aby zapewnić stabilność i komfort cieplny niezależnie od pogody czy pory roku.

Czy życie off-grid jest dla każdego?

Mieszkanie poza siecią energetyczną nie jest dla każdego, ale z roku na rok zyskuje na popularności. Własne źródła energii, nowoczesne systemy zasilania i ekologiczne sposoby ogrzewania sprawiają, że można żyć wygodnie i bez obaw o rosnące rachunki.

Nie musisz od razu przeprowadzać się w na odludzie, aby czerpać korzyści z niezależnego zasilania. Już teraz warto pomyśleć o panelach fotowoltaicznych czy stacji zasilania EcoFlow jako zabezpieczeniu na wypadek przerw w dostawie prądu. Nie czekaj, aż wzrost cen energii zmusi Cię do działania. Sprawdź, które rozwiązanie najlepiej pasuje do Twoich potrzeb i zacznij oszczędzać już teraz!

Artykuł Czy można żyć bez dostępu do sieci energetycznej? pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

Dobór paneli fotowoltaicznych do stacji zasilania – na co zwrócić uwagę?

Nie każdy panel słoneczny będzie pasował do każdej stacji zasilana. Aby cały system działał sprawnie i wydajnie, trzeba zwrócić uwagę na kilka ważnych parametrów:

• Moc paneli – im większa, tym szybsze ładowanie. Musi być jednak dopasowana do wymagań stacji. Zbyt słabe panele będą ładować ją bardzo długo, a zbyt mocne mogą być niekompatybilne.
• Napięcie i natężenie prądu – powinny mieścić się w zakresie obsługiwanym przez stację.
• Typ złączy – sprawdź, czy panele mają odpowiednie złącza, czy konieczny będzie zakup dodatkowych adapterów.
• Możliwość łączenia paneli – niektóre stacje umożliwiają podłączenie kilku paneli jednocześnie, co zwiększa efektywność ładowania.
• Mobilność – składane, lekkie panele są wygodne w transporcie, ale mniej wydajne niż większe modele stacjonarne.

Informacje dotyczące zalecanej mocy, napięcia, natężenia, obsługiwanych złącz czy możliwości łączenia paneli zazwyczaj znajdziesz w specyfikacji lub instrukcji obsługi stacji.

Aby uniknąć problemów z kompatybilnością, warto postawić na gotowe zestawy. Ciekawą opcją są dostępne w ofercie EcoFlow systemy fotowoltaiki balkonowej, które często obejmują stację zasilania, mikroinwerter i panele fotowoltaiczne. Decydując się na takie rozwiązanie, zyskujesz pewność, że urządzenia są dobrze dopasowane, co zapewnia maksymalną wydajność i bezproblemową konfigurację.

Jak podłączyć panele fotowoltaiczne do stacji zasilania?

Gdy masz już odpowiednie panele, czas je podłączyć. W większości przypadków proces jest bardzo prosty, ale warto znać kilka istotnych zasad, aby wszystko działało efektywnie i bezpiecznie.

• Bezpośrednie połączenie – dla przykładu panele EcoFlow wykorzystują standardowe złącza MC4, a stacje zasilania są wyposażone w porty XT60 lub XT60i. Do ich połączenia wystarczą przewody MC4 do XT60 (albo XT60i), które wchodzą w skład niektórych zestawów lub są dostępne w oddzielnej sprzedaży.
• Łączenie kilku paneli – jeśli Twoja stacja może być ładowana przez większą liczbę paneli, zazwyczaj masz do wyboru dwa sposoby podłączenia: układ szeregowy (zwiększa napięcie, ale natężenie pozostaje na poziomie pojedynczego panelu) lub równoległy (zwiększa natężenie, ale napięcie pozostaje bez zmian). Zanim zdecydujesz się na konkretną konfigurację, sprawdź w specyfikacji lub instrukcji obsługi swojej stacji, jakie opcje są obsługiwane.

Jak uzyskać maksymalną wydajność paneli?

Samo podłączenie paneli do stacji zasilania to nie wszystko. Aby uzyskać jak największą wydajność, trzeba mieć na uwadze kilka ważnych kwestii:

• Odpowiedni kąt – najlepsze efekty osiągniesz, ustawiając panele pod kątem około 30-40° do powierzchni ziemi. Zimą warto zwiększyć nachylenie do nawet 45-60°, aby lepiej wykorzystać niskie położenie słońca.
• Kierunek ustawienia – w naszej szerokości geograficznej panele powinny być skierowane na południe.
• Unikaj zacienienia – nawet niewielki cień, na przykład od drzew czy budynków, może znacznie obniżyć wydajność paneli.
• Czystość – kurz, pył czy liście mogą blokować światło i zmniejszać efektywność ładowania. Dlatego należy pamiętać o utrzymywaniu paneli w czystości.

Panele fotowoltaiczne to doskonały sposób na ekologiczne i wydajne ładowanie przenośnych stacji zasilania – nawet w miejscach bez dostępu do sieci energetycznej. Wiedząc, jak je dobrać, podłączyć i ustawić, możesz z łatwością uzyskać maksymalną efektywność i nie obawiać się problemów z dostępem do prądu. Czerp energię ze słońca i zadbaj o niezawodne działanie potrzebnych urządzeń niezależnie od okoliczności!

Więcej informacji na www.sklep.ecoflow.com.pl/

Artykuł Jak ładować przenośną stację zasilania za pomocą paneli solarnych? pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

W ubiegłym roku decyzję wojewódzkiego konserwatora zabytków nakazującą demontaż nielegalnej instalacji fotowoltaicznej podtrzymało też Ministerstwo Kultury i Dziedzictwa Narodowego. To właśnie kontrola po decyzji ministerstwa zakończyła się dla parafii karą grzywny i nakazem zdjęcia paneli do końca 2024 roku. Parafia tej decyzji nie wykonała, wobec czego konserwator zapowiedział przeprowadzenie kolejnej kontroli i następną grzywnę.

Tymczasem ks. proboszcz Ludwik Kowalski wystosował do konserwatora prośbę o przedłużenie terminu na usunięcie fotowoltaiki. W odpowiedzi wojewódzki Urząd Ochrony Zabytków w Gdańsku ma wkrótce wyznaczyć ostateczny termin oczekiwanego demontażu.

W rozmowie z TVN24 rzecznik pomorskiego konserwatora zabytków Mariusz Tymiński ocenił, że to mało prawdopodobne aby pomorski wojewódzki konserwator zabytków zmienił w tej sprawie zdanie i tłumaczył decyzję urzędnika:

– Odpowiedź jest bardzo prosta: nie możemy tworzyć precedensu. Mieliśmy dużo pytań, także ze strony duchownych, czy takie instalacje fotowoltaiczne można montować na dachach zabytkowych kościołów, podobnie jak pytania i wnioski o montaż np. anten telefonii komórkowych. My w żadnym wypadku nie możemy tworzyć precedensów, nie możemy się zgadzać na takie instalacje na obiektach zabytkowych, gdyż one szpecą zabytek to raz, a dwa, tak jak w przypadku masztów telefonii komórkowych, one są wręcz dla zabytków szkodliwe, gdyż ważą bardzo dużo i czasami te średniowieczne budowle nie wytrzymują tych obciążeń – powiedział Tymiński dla TVN24.

Kościół św. Brygidy stoi w tym miejscu od średniowiecza. Zbudowano go w połowie XIV w., początkowo jako kaplicę pod wezwaniem św. Magdaleny. Sakralną budowlę rozbudowywał przybyły później do Gdańska zakon Brygidek. W 1945 r. kościół uległ znacznym zniszczeniom. Przez dłuższy czas nie był odbudowywany. W 1957 r. spłonęły ostatnie zachowane fragmenty więźby dachowej i jeden ze szczytów nawy południowej. Świątynia pozostawała w ruinie do 1970 r., kiedy rozpoczęto jej odbudowę z inicjatywy jej długoletniego proboszcza, księdza Henryka Jankowskiego. W jej wnętrzu podziwiać możemy m.in. monumentalny bursztynowy ołtarz oraz ossuarium w kaplicy, która jest także najstarszą częścią kościoła.

Źródło: PWKZ

Artykuł Kara grzywny za fotowoltaikę na dachu bazyliki bez zgody konserwatora pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.

W gminie Dobrzyca (woj. wielkopolskie) nakazano rozbiórkę trzech wiatraków, ponieważ – jak ustalił inspektor nadzorujący tę inwestycję – ich maszty mogły służyć jedynie jako podstawy opraw oświetleniowych. – To pozwoliło nam nie dokończyć inwestycji, która zagrażałaby bezpieczeństwu mieszkańców – skomentował burmistrz Dobrzycy Jarosław Pietrzak w rozmowie z serwisem zpleszewa.pl.

W ramach inwestycji w odnawialne źródła energii gmina Dobrzyca w powiecie pleszewskim postawiła w ostatnim czasie trzy turbiny wiatrowe: jedną przy hali widowiskowo-sportowej w Dobrzycy, a dwie pozostałe na terenach spółki komunalnej. 

– Chcieliśmy połączyć wykorzystanie wiatraków i fotowoltaiki dla polepszenia bilansu energetycznego – mówił burmistrz Dobrzycy Jarosław Pietrzak w rozmowie z lokalnym serwisem zpleszewa.pl. Odnawialna energia miała zasilić obiekty należące do gminy Dobrzyca.

Do przetargu na montaż wiatraków zgłosił się jeden oferent. Według informacji podawanych przez serwis pleszew24.info konstrukcja wiatraków miała mieć blisko 20 metrów wysokości, a śmigło około 10 metrów długości. Ich koszt to blisko 300 tys. złotych za sztukę.   

Turbiny wiatrowe 30 kW na masztach… oświetleniowych

Kosztująca blisko milion złotych inwestycja miała przynieść gminie długofalowe oszczędności, ale wyszło inaczej. Nadzorujący inwestycję z upoważnienia dobrzyckiego urzędu inspektor zażądał od wykonawcy – firmy z województwa pomorskiego – przedstawienia stosownych atestów potwierdzających zgodność produktów wykorzystywanych na inwestycji z obowiązującymi normami bezpieczeństwa.

Wątpliwości inspektora wzbudził przedstawiony przez wykonawcę atest z Chin.

– Postanowiliśmy zweryfikować dokumenty u producenta. Okazało się, że zamontowane słupy służą jedynie jako podstawy do lamp oświetleniowych, a nie do turbin wiatrowych – powiedział w rozmowie z PAP Ryszard Kowalski z firmy projektowej w Jarocinie, która nadzorowała inwestycję.

Zdaniem inspektora maszty, na których miały zostać wzniesione turbiny wiatrowe, nie nadawały się do montażu, a cała inwestycja groziła katastrofą budowlaną. Siły, jakie wywołuje śmigło wiatraka, są inne od sił wywoływanych przez oprawy lampy – czytamy w rozmowie z PAP.

Na szczęście w momencie interwencji inspektora inwestycja nie była jeszcze sfinalizowana. Gmina nie straciła pieniędzy, ponieważ środki na inwestycję miały pochodzić z pożyczki. – Po prostu nie zaciągniemy pożyczki z Wojewódzkiego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Poznaniu i nie zadłużymy gminy. (…) Jestem wdzięczny naszym inspektorom, którzy dociekając prawdy, dotarli do takich dokumentów. To pozwoliło nam nie dokończyć tej inwestycji, która zagrażałby bezpieczeństwu mieszkańców – podkreślił Jarosław Pietrzak w rozmowie z zpleszewa.pl.

Gmina i spółka zerwały umowę i nakazały rozbiórkę. Na pytanie PAP o podjęcie ewentualnych kroków prawnych w związku z zaistniałą sytuacją burmistrz Dobrzycy odpowiedział, że przetarg został unieważniony i nie planuje dalszych działań w tej sprawie.

Więcej informacji o przetargu: BUDOWA MIKROINSTALACJI WIATROWEJ PRZY HALI WIDOWISKOWO-SPORTOWEJ W DOBRZYCY

Artykuł Turbiny wiatrowe w gminie Dobrzyca do rozbiórki. Stanowiły zagrożenie dla mieszkańców pochodzi z serwisu Elektryka Prąd Nie Tyka - instalacje elektryczne w praktyce.