Analiza opłacalności systemu trójgeneracji w budynku sanatoryjnym

Ideą trójgeneracji jest jednoczesna konwersja energii pierwotnej zawartej w paliwie (np. w gazie ziemnym) w ciepło, energię elektryczną oraz chłód. Jest to niejako rozwinięcie technologii kogeneracyjnej, w której z energii pierwotnej uzyskuje się jednocześnie ciepło i energię elektryczną. Systemy kogeneracyjne są powszechnie stosowane od kilkunastu lat. Mogą mieć bardzo różną moc, od kilkudziesięciu kWe w małych modułach, do kilkuset MWe w blokach elektrociepłowni.

Podstawową zaletą systemów kogeneracji i trójgeneracji jest ich wysoka sprawność, rzędu 80–95%. Przy standardowej produkcji energii elektrycznej niecałe 40% energii zawartej w paliwie zamieniane jest w energię elektryczną, reszta włożonej energii jest tracona [14, 11]. Natomiast w układach kogeneracyjnych pozostała część energii zamieniana jest w ciepło, a przy trójgeneracji także w chłód.

W artykule skupiono się na mniejszych jednostkach. Kogeneracja jest szeroko stosowana w małych jednostkach wytwórczych energetyki rozproszonej. Energia w nich wyprodukowana trafia w pierwszej kolejności do lokalnego odbiorcy [4], a nadwyżka energii elektrycznej odsprzedawana jest do lokalnych sieci dystrybucyjnych. Możliwa jest również sprzedaż ciepła do lokalnych sieci ciepłowniczych bądź bezpośrednio do innych zainteresowanych odbiorców.

Do największych zalet rozproszonej produkcji energii naeżą:

• możliwość korzystania z lokalnych zasobów energetycznych (np. biomasa, biogaz),
• możliwość produkcji chłodu (trójgeneracja),
• redukcja strat przesyłowych,
• zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego poprzez dywersyfikację źródeł,
• redukcja emisji zanieczyszczeń [10].

Dodatkową zaletą energetyki rozproszonej, w tym małej kogeneracji, jest sprzyjająca jej polityka [2, 15].

Takie wytwarzanie energii wspierane jest przez Unię Europejską szeregiem dyrektyw, w tym dyrektywą 2004/8/WE w sprawie promocji kogeneracji. Również krajowe przepisy wspierają energetykę rozproszoną [6, 17] – przykładem niech będzie wprowadzenie systemu świadectw pochodzenia energii elektrycznej (tzw. certyfikatów).

Świadectwa pochodzenia energii z kogeneracji (żółte certyfikaty) są realnym wsparciem dla wysokosprawnych źródeł kogeneracyjnych o mocy elektrycznej poniżej 1 MW.

Podstawowymi urządzeniami stosowanymi w małych układach kogeneracyjnych są silniki spalinowe. Agregaty prądotwórcze na bazie silników spalinowych nadbudowane węzłem ciepłowniczym stanowią serce układów kogeneracyjnych zasilanych gazem ziemnym lub biogazami. Silniki takie pracują zazwyczaj w zakresie mocy od kilkunastu kWe do nawet kilku MWe.

Działanie takiego układu kogeneracyjnego jest proste:

• spalinowy silnik tłokowy napędza generator energii elektrycznej;
• ciepło z układu chłodzenia oraz smarowania silnika jest wykorzystywane do podgrzania ciepłej wody;
• ciepło z wylotu silnika, w zależności od zastosowanej technologii, można wykorzystać do produkcji pary dla procesów technologicznych, a także do podgrzania wody dla celów ciepłowniczych.

Schemat modułu kogeneracyjnego opartego na silniku tłokowym pokazano na rys. 1 [1, 7, 8].

Urządzeniem pozwalającym zamienić układ kogeneracyjny w trójgeneracyjny jest agregat absorpcyjny, zwany również chillerem absorpcyjnym [3, 5].

Agregaty absorpcyjne charakteryzują się prostą konstrukcją i bardzo małym zużyciem energii elektrycznej w porównaniu z urządzeniami sprężarkowymi [13]. Jednak w zależności od temperatury odparowania czynnika chłodniczego chłodziarka absorpcyjna może mieć nawet kilkukrotnie większe zużycie energii niż urządzenie sprężarkowe [9, 16]. Przy dostępie do taniego ciepła, będącego często „odpadem” z innych procesów technologicznych, oraz coraz droższej energii elektrycznej wykorzystanie urządzeń absorpcyjnych staje się coraz korzystniejsze [12].

Typowe parametry pracy jednostopniowych urządzeń absorpcyjnych to:

• temperatura zasilania minimum 85–90°C,
• sprawność 0,5–0,8,
• temperatury wody chłodzącej 25/40°C,
• temperatury wody lodowej 6–7/12–14°C.

Zastosowanie instalacji trójgeneracji, składającej się ze zintegrowanych systemów kogeneracji oraz urządzenia chłodniczego, możliwe jest wszędzie tam, gdzie występuje równoczesne zapotrzebowanie na energię elektryczną, ciepło i chłód, czyli w wielu procesach przemysłowych, a także w budynkach, np. hotelach lub biurowcach.

Podstawowym problemem, jaki należy rozwiązać przed przystąpieniem do inwestycji, jest dobór urządzeń i konfiguracja układu. Największy wpływ na jego końcową postać mają wyniki analizy ekonomicznej, uzależnionej głównie od takich czynników, jak:

• wielkość i zmienność zapotrzebowania na nośniki energii,
• wymagane parametry nośników energii,
• obecny stan systemów zaopatrzenia budynku w te nośniki,
• charakterystyki techniczne urządzeń,
• wymagane nakłady inwestycyjne,
• ceny zakupu oraz sprzedaży poszczególnych nośników energii.

Analiza zapotrzebowania na ciepło, energię elektryczną oraz chłód

Przedmiotem niniejszego artykułu jest wykonawstwo projektu systemu trójgeneracji dla budynku sanatorium „Rolnik” w Nałęczowie. Czterokondygnacyjny budynek powstał w latach 80. XX w. Znajdują się w nim 94 pokoje mieszkalne dla kuracjuszy, basen, kuchnia, stołówka, sala gimnastyczna, pokoje zabiegowe oraz część przeznaczona dla dyrekcji i personelu. Całkowita powierzchnia użytkowa budynku wynosi 6508 m². Ma on własną kotłownię zasilaną gazem ziemnym (GZ-50), a w niej znajdują się trzy kotły gazowe Vitoplex 200 – dwa o mocy znamionowej 270 kW, trzeci 350 kW. Łączna moc cieplna zainstalowana w kotłowni wynosi 890 kW. Moc zamówiona w gazie wynosi obecnie 711 kWh/h. 

W budynku znajduje się pięć oddzielnych obiegów ciepła, są to:

• basen – ciepło do podgrzania wody basenowej,
• ciepła woda użytkowa,
• centralne ogrzewanie,
• centralne ogrzewanie rehabilitacja – do ogrzania urządzeń służących do rehabilitacji,
• ciepło techniczne – ciepło do podgrzania powietrza wentylacyjnego na basenie.

W obiegu c.w.u. znajdują się dwa zbiorniki o pojemności 0,75 m³ każdy. Temperatura wody w zbiornikach utrzymywana jest na poziomie 60°C. 

W obiegu c.o. znajdują się dwa zbiorniki buforowe o pojemności 1,25 m³ każdy.

Analizy zużycia ciepła dokonano na podstawie faktur za gaz ziemny. Otrzymane w ten sposób dane przeliczono na rok standardowy, korzystając z wieloletnich danych meteorologicznych dla stacji Lublin. Otrzymany w ten sposób przebieg zużycia pokazano na rys. 2.

Całkowite średnie roczne zużycie ciepła w przeliczeniu na rok standardowy wynosi 2 188 629,54 kWh, co przekłada się na jednostkowe roczne zużycie ciepła na poziomie 325,54 kWh/(m²rok).

Budynek zasilany jest w energię elektryczną linią kablową niskiego napięcia z transformatora znajdującego się poza działką i będącego własnością dystrybutora energii elektrycznej.

Dane dotyczące zużycia energii elektrycznej pochodzą z dwóch źródeł:

• dane o zużyciu miesięcznym pozyskano z faktur wystawionych przez dostawcę energii elektrycznej,

• dane 15-minutowe uzyskano dzięki zdalnemu odczytowi z licznika energii elektrycznej.

Moc zamówiona wynosi 130 kW.

Roczny przebieg zużycia energii elektrycznej pokazano na rys. 3, a średni dzienny przebieg poboru mocy na rys. 4. Roczne zużycie energii elektrycznej wynosi 329 052 kWh i jest siedem razy mniejsze od rocznego zużycia ciepła.

Obecnie budynek nie posiada systemu klimatyzacji. Chcąc zwiększyć komfort termiczny w części hotelowej budynku, administracja rozważa montaż instalacji klimatyzacji. System ten obejmować ma jedynie pokoje kuracjuszy, sale do rehabilitacji, salę gimnastyczną oraz pokoje biurowe. Wszystkie te pomieszczenia znajdują się w budynku głównym. Stołówka i basen pozostaną nieklimatyzowane.

Na potrzeby projektu systemu trójgeneracji wyznaczono godzinowe zapotrzebowanie na chłód metodą uproszczoną, zgodną z normą PN-EN ISO 13790:2009. Wyniki przeprowadzonych obliczeń przedstawiono na rys. 5 i rys. 6. Łączne roczne obliczeniowe zapotrzebowanie na chłód wynosi 61 188,76 kWh.

Dobór chłodziarki absorpcyjnej i agregatu kogeneracyjnego

Przy doborze chłodniczego agregatu absorpcyjnego kierowano się następującymi parametrami: moc chłodnicza ok. 145 kW, zasilanie gorącą wodą o parametrach 90/70°C. Dobrano agregat SAB-HW005-G1 – jego parametry pracy scharakteryzowano w tab. 1.

Z kolei dobierając agregat kogeneracyjny, założono, że chwilowy pobór ciepła podczas normalnej pracy sanatorium może się wahać od 126,9 do 890 kW. Pobór energii elektrycznej jest znacznie mniejszy i wynosi od ok. 18 do 130 kW.

W związku z tak dużą różnicą w zapotrzebowaniu na ciepło i energię elektryczną zdecydowano się dobrać agregat, który w pełni pokryje zapotrzebowanie budynku na energię elektryczną, a w części zapotrzebowanie na ciepło. Nadmiar wyprodukowanej energii elektrycznej zostanie odsprzedany do sieci. Pozostałe zapotrzebowanie na ciepło pokryją działające obecnie w budynku kotły na gaz ziemny.

Aby wybrać jak najlepsze rozwiązanie, przeprowadzono analizę porównawczą dwóch modułów kogeneracyjnych tej samej serii, zasilanych gazem ziemnym. Wybór tego paliwa wynika z dostępu do sieci gazowej.

Do analizy porównawczej wybrano jednostki z agregatem prądotwórczym typu MTU 6R400 GS oraz silnikami E3066 D4 i E3066 L9. Szczegółowe informacje na ich temat przedstawiono w tab. 2.

Moc cieplna obu modułów kogeneracyjnych zapewnia pokrycie minimum zapotrzebowania na ciepło.

• Moduł o mocy cieplnej 204 kW zapewnia całkowite pokrycie zapotrzebowania na ciepło przez 3067 h w roku, co stanowi 35% łącznego czasu.
• Moduł o mocy cieplnej 266 kW zapewnia całkowite pokrycie zapotrzebowania na ciepło przez 4226 h w ciągu roku, co stanowi 48,24% łącznego czasu.

Aby zmaksymalizować wykorzystanie energii produkowanej przez moduł, będzie on pracował tak, by nigdy nie produkował nadmiaru ciepła. Dostosowując swoją pracę do aktualnego godzinowego zapotrzebowania na ciepło:

• pierwszy z modułów wyprodukuje rocznie 1 622 483,37 kWh ciepła, co stanowi 73,55% całkowitego rocznego zapotrzebowania. Przez 5693 godzin (64,99% czasu) będzie on pracował z obciążeniem nominalnym.
• Drugi z modułów wyprodukuje 1 937 390,91 kWh ciepła w ciągu roku, co stanowi 87,83% rocznego zapotrzebowania na ciepło. Przez 4534 godzin (51,76% czasu) będzie on pracował z obciążeniem nominalnym.

Łączna roczna ilość energii elektrycznej wyprodukowanej przez moduł o mocy 135 kWe będzie wynosiła 1 035 087,07 kWh, dla modułu o mocy 182 kWe zaś 1 281 304,41 kWh. Moduł pierwszy ma znacznie wyższą średnią roczną sprawność, wynoszącą 90,68%, przy 87,90% dla modułu drugiego.

Roczne zużycie gazu przez poszczególne moduły wynosi odpowiednio 2 925 434,95 kWh oraz 3 652 701,10 kWh. Najważniejsze wartości dotyczące rocznych parametrów pracy modułów kogeneracyjnych zebrano w tab. 3. Wykonano również schemat poglądowy obrazujący system trójgeneracji (rys. 7).

Analiza ekonomiczna

Aby wybrać korzystniejszy ekonomicznie wariant, należy się posłużyć analizą ekonomiczną planowanej inwestycji. Na jej potrzeby przyjęto następujące stawki:

• opłata zmienna za paliwo gazowe (dystrybucja + sprzedaż): 0,13321 zł/kWh,
• opłata zmienna za energię elektryczną (sprzedaż + dystrybucja): 0,4467 zł/kWh,
• średnia cena sprzedaży energii elektrycznej na rynku konkurencyjnym: 0,16783 zł/kWh,
• cena świadectw pochodzenia energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (żółte certyfikaty): 0,117 zł/kWh [4].

Dodatkowo założono, że zamówione moce energii elektrycznej oraz gazu nie zmienią się. Wartości przyjęte do analizy pochodzą z końca 2017 roku i mogą się różnić od tych obserwowanych obecnie. Policzono opłacalność inwestycji, uwzględniając dochód ze sprzedaży certyfikatów oraz bez ich udziału. Oba omawiane warianty zestawiono z wariantem, w którym do stanu istniejącego dokłada się jedynie sprężarkową wytwornicę wody lodowej o średniorocznym współczynniku wydajności chłodniczej równym 3,5. Będzie to wariant 0.

Wariantem I nazwano wykorzystanie modułu E3066 D4, a wariantem II modułu E3066 L9. Założono również, że nadmiar wyprodukowanej energii będzie w całości sprzedawany do sieci. Ponieważ po modernizacji zmieni się sposób zaopatrzenia budynku w energię elektryczną oraz ciepło, a dodatkowo produkowany i zużywany będzie chłód, postanowiono policzyć wszystkie koszty związane ze zużyciem nośników energii. Dla wariantu 0 będą to energia elektryczna oraz gaz.

Opisane wcześniej zużycie energii elektrycznej zostanie powiększone o zużycie energii elektrycznej na cele wytworzenia chłodu w chłodniczym agregacie sprężarkowym. Zużycie gazu na cele grzewcze pozostanie takie, jak dotychczas. W wariantach I oraz II zużywane będą również energia elektryczna oraz gaz. Zużycie energii elektrycznej zostanie całkowicie pokryte przez moduł kogeneracyjny. Nadmiar wyprodukowanej energii elektrycznej zostanie sprzedany do sieci i stanowić będzie dochód. Zwiększeniu ulegnie zużycie gazu, który oprócz celu grzewczego będzie zużywany również na produkcję energii elektrycznej oraz chłodu. Wszystkie podane kwoty są kwotami netto.

W tab. 4 zestawiono roczne zużycie surowców dla poszczególnych rozwiązań, w tab. 5 zaś koszty ponoszone z tego tytułu.

W opcji bez dopłat z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia energii elektrycznej większe oszczędności generuje wariant I. Wynoszą one 87 848,89 zł i stanowią 20,10% kosztów ponoszonych przez właściciela w wariancie 0.

W wariancie II oszczędności te wynoszą 74 241,25 zł i stanowią 16,99% kosztów z wariantu 0.

Uwzględniając przychody ze sprzedaży świadectw pochodzenia, większe oszczędności generuje wariant II. Wynoszą one 185 490,31 zł rocznie i stanowią 42,45% kosztów całkowitych. Drugie rozwiązanie daje roczne oszczędności na poziomie 170 290,52 zł, co stanowi 38,97% kosztów całkowitych.

W tab. 6 przedstawiono szacowane koszty inwestycyjne każdego z wariantów.

W analizie opłacalności nie uwzględniono kosztów systemu wody lodowej, który zarządca budynku będzie musiał wykonać niezależnie od wariantu. Systemy wody lodowej w poszczególnych wariantach nie będą się od siebie różniły. Poziomem odniesienia, do którego porównywany będzie system trójgeneracji, jest rozwiązanie oparte na chillerze sprężarkowym.

W cenie agregatu absorpcyjnego uwzględniono cenę wieży chłodniczej. Aby wyznaczyć wskaźniki ekonomiczne potrzebne do oceny inwestycji, niezbędne jest oszacowanie wydatków ponoszonych przez właściciela instalacji na poczet działań mających na celu podtrzymanie prawidłowej pracy układu. Należą do nich m.in.: przeglądy techniczne, konserwacja urządzeń oraz koszty związane z ewentualnymi naprawami usterek czy wymianą starych podzespołów.

W obliczeniach uwzględniono również gwarancję producenta, która w przypadku agregatu absorpcyjnego wynosi 3 lata, dla modułów kogeneracyjnych 2 lata, a dla chillera sprężarkowego rok. Obliczeń dokonano dla perspektywy 10-letniej. Koszty eksploatacyjne zebrano w tab. 7.

Porównując szacunkowe roczne oszczędności z kosztami eksploatacyjnymi oraz inwestycyjnymi, widać, że opłacalność inwestycji uzależniona jest od wsparcia w postaci sprzedaży świadectw (żółtych certyfikatów). W dalszej części artykułu skupiono się zatem jedynie na tym przypadku.

Aby móc oszacować potencjał ekonomiczny inwestycji, policzono łączne roczne koszty związane z zakupem mediów oraz z kosztami eksploatacyjnymi dla wszystkich trzech wariantów. Założono przy tym, że ceny energii elektrycznej, gazu oraz świadectw pochodzenia nie zmienią się na przestrzeni najbliższych dziesięciu lat. Otrzymane wyniki zebrano w tab. 8.

Aby oszacować stopień opłacalności inwestycji, obliczono kilka wskaźników ekonomicznych, takich jak: NPV, IRR, IP i zdyskontowany czas zwrotu inwestycji. Wszystkie obliczane wskaźniki liczone były w stosunku do wariantu 0 uznanego za referencyjny. Przebieg wskaźnika NPV w kolejnych latach pokazano na rys. 8.

Zdyskontowany czas zwrotu obu wariantów inwestycji to ok. 7 lat. Wartość bieżąca inwestycji po dziesięciu latach wynosi: 349 657,51 zł dla wariantu I oraz 363 789,80 zł dla wariantu II. Kolejnym wskaźnikiem pomocnym w ocenie ekonomicznej inwestycji jest wewnętrzna stopa wzrostu IRR (Internal Rate of Return). Wskazuje on stopę dyskonta, dla którego wartość NPV równa jest zeru. Jej wartość jest miarą opłacalności inwestycji.

Przy finansowaniu inwestycji z kredytu ważne jest, by IRR przekraczało wartość jego oprocentowania. Wartości IRR dla obu wariantów zebrano w tab. 9.

Wewnętrzna stopa zwrotu inwestycji jest dodatnia dla obu wariantów dopiero w siódmym roku inwestycji. Po dziesięciu latach stopa zwrotu wariantu I wynosi 9,58%, a wariantu II 9,24%.

Przedstawione powyżej wskaźniki nie rozstrzygają jednoznacznie o wyborze wariantu, należy zatem przeprowadzić dodatkowe analizy. Jedną z nich może być obliczenie współczynnika rentowności PI (Profitability Index). Gdy wskaźnik rentowności jest większy od jedności, inwestycję uznaje się za opłacalną. Im większa wartość wskaźnika PI, tym bardziej zyskowna wydaje się inwestycja.

Rozpatrywany czas eksploatacji to 10 lat. Dla powyższych założeń obliczone wartości PI wynoszą 1,264 dla wariantu I oraz 1,251 dla wariantu II. Oznacza to, że pod tym względem oba warianty są opłacalne, a bardziej wariant I.

Aby sprawdzić, w jaki sposób na opłacalność inwestycji wpływa zmiana cen energii, dokonano analizy scenariuszowej. Wynika z niej, że przy proporcjonalnym wzroście cen gazu oraz energii elektrycznej opłacalność inwestycji jest coraz większa. Wraz ze wzrostem cen energii elektrycznej w stosunku do ceny gazu opłacalność inwestycji rośnie. Jedynym zagrożeniem związanym ze zmianą cen jest spadek cen energii elektrycznej przy braku spadku cen gazu.

Podsumowanie

Opłacalność inwestycji w systemy trójgeneracyjne małej wielkości uzależniona jest mocno od wsparcia systemowego. Z takim wsparciem inwestycja ta może być opłacalna w perspektywie 10-letniej. Atrakcyjność inwestycji rośnie wraz ze wzrostem cen energii elektrycznej, utrzymanie się obecnych cen gazu bądź ich spadek również zwiększa jej opłacalność.

Zgodnie z raportem IEA (International Energy Agency) [18] w najbliższych latach ceny gazu w Polsce powinny się kształtować na podobnym poziomie jak obecnie. Od początku 2018 roku ceny energii elektrycznej na TGE wzrosły o ok. 40%. Przyczyną podwyżek jest między innymi wzrost cen uprawnień do emisji CO2 (od początku roku wzrosły one prawie trzykrotnie) oraz cen węgla.

Zgodnie z raportami publikowanymi przez instytucje takie, jak IEO czy Komisja Europejska, ceny energii elektrycznej do 2030 roku będą w Polsce coraz wyższe. Szacuje się, że już w 2019 roku średniej wielkości przedsiębiorstwa zapłacą za prąd o 20% więcej. Można zatem domniemać, że w kolejnych latach inwestycje takie będą coraz częściej rozpatrywane jako alternatywa dla dotychczasowych standardowych rozwiązań.

Literatura

1. Chorowski M., Trigeneracja – zalety i ograniczenia, Politechnika Wrocławska, 2014.
2. Chwieduk D., Some aspects of energy efficient building envelope in high latitude countries, „Solar Energy” 133 (2016), p. 194–206.
3. Cyklis P., Duda R., The control system of the ecological hybrid two stages refrigerating cycle, 1st International Conference on The Sustainable Energy and Environment Development (SEED 2016), E3S Web of Conferences 10 (2016), DOI: 10.1051/e3sconf/20161000018.
4. Gagan J., Smierciew K., Lukaszuk M., Butrymowicz D., Investigations of thermal performance of ejection refrigeration system driven by low grade heat 130, 2018, p. 1121–1138, DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2017.11.093.
5. Grzebielec A., Rusowicz A., Szelągowski A., Air purification in industrial plants producing automotive rubber components in terms of energy efficiency, „Open Engineering” 7 (1) (2017), p. 106–114, DOI: 10.1515/eng-2017-0015.
6. Jędrzejuk H., Dybiński O., The influence of a heating system control program and thermal mass of external walls on the internal comfort in the Polish climate, 6th International Building Physics Conference (IBPC 2015), „Energy Procedia” 78 (2015), p. 1087–1092, DOI: 10.1016/j.egypro.2015.11.058.
7. Kalina J., Skojarzone wytwarzanie ciepła, zimna i energii elektrycznej w systemach trójgeneracyjnych aspekty techniczne i ekonomiczne, „Kogeneracja w energetyce przemysłowej i komunalnej”, s. 225–244, seminarium, Instytut Techniki Cieplnej Politechniki Śląskiej, Gliwice 2003.
8. Kiciński J., Lampart P., Kogeneracja w dużej i małej skali, „Acta Energetica” 2 (2009), s. 21–28.
9. Kuczyński W., Charun H., Bohdal T., Modeling of temperature instabilities during condensation of R134a refirgerant in pipe minichannels, „International Journal of Heat and Mass Transfer” 111 (2017), p. 83–93, DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2017.03.001.
10. Mohammadi K., McGowan J.G., Thermodynamic analysis of hybrid cycles based on a regenerative steam Rankine cycle for cogeneration and trigeneration, „Energy Conversion and Management” 158 (2018), p. 460–475, DOI: 10.1016/j.enconman.2017.12.080.
11. Nikolaidis P., Poullikkas A., A comparative review of electrical energy storage systems for better sustainability, „Journal of Power Technologies” 97 (3) (2017), p. 220–245.
12. Rashidi J., Yoo C., A novel Kalina power-cooling cycle with an ejector absorption refrigeration cycle: Thermodynamic modelling and pinch analysis, „Energy Conversation and Management” 162 (2018), p. 225–238, DOI: 10.1016/j.enconman.2018.02.040.
13. Reszewski S., Rowiński S., Instalacje chłodnicze do celów klimatyzacji z wykorzystaniem akumulacyjnej chłodni wody, „Chłodnictwo” 53 (1) (2018), s. 36–43, DOI: 10.15199/8.2018.1.4
14. Ruciński A., Rusowicz A., Rucińska K., Identyfikacja spektralna gazowych i stałych odpadów z przetwórstwa gumy, „Przemysł Chemiczny” 7 (2016), s. 1325–1329, DOI: 10.15199/62.2016.7.9.
15. Sikora M., Bohdal T., Modeling of pressure drop during refrigerant condensation in pipe minichannels, „Archives of Thermodynamics” 38 (4) (2017), p. 15–28, DOI: 10.1515/aoter-2017-0022.
16. Szelągowski A., Aspekty prawne i techniczne stosowania czynnika CO2 w instalacjach chłodniczych, „Aparatura Badawcza i Dydaktyczna” 22 (2017), s. 269–276.
17. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 kwietnia 2017 r. w sprawie sposobu obliczania danych podanych we wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia z kogeneracji oraz szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzania danych (DzU 2017, poz. 834).
18. International Energy Agency, LCOE Calculator – Methodology, assumption and guideline.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!