Modernizacja źródła ciepła z wykorzystaniem OZE

Opis analizowanego budynku

Budynek Centrum Integracji Caritas powstał w latach 1859–65 w technologii tradycyjnej, jest murowany i częściowo podpiwniczony. Położony jest w IV strefie klimatycznej, w województwie podlaskim. W budynku prowadzona jest obecnie terapia zajęciowa, zatrzymują się też w nim na noc pielgrzymi.

Obiekt jest zabudowany w kształcie litery U o długości 59,70 m i szerokości 39,83 m. Wysokość kondygnacji w świetle: parter 4,14 m, piętro 3,79 m. Kubatura pomieszczeń ogrzewanych wynosi 7240,4 m3, a powierzchnia zabudowy to 1306 m².

W budynku znajduje się kotłownia olejowa. Budynek wyposażony jest w instalację wodno-kanalizacyjną, centralnego ogrzewania i instalację elektryczną.

Przed termomodernizacją współczyn­ni­ki przenikania ciepła poszczególnych przegród znacznie przekraczały aktualnie wymagane wartości [10] (tabela 1).

W celu zmniejszenia energochłonności budynku na cele grzewcze i wentylację należy poprawić izolacyjność termiczną poszczególnych przegród budowlanych, dopiero potem zmienić istniejące źródło ciepła na inne, wykorzystujące odnawialne źródła energii.

W budynku przeprowadzono szereg prac, m.in. docieplenie ścian zewnętrznych kondygnacji nadziemnych warstwą izolacji termicznej metodą BSO z warstwą styropianu gr. 14 cm o λ = 0,040 W/(m·K) oraz ścian fundamentowych budynku styropianem ekstrudowanym na głębokość do strefy przemarzania.

Docieplono ściany zewnętrzne piwnic budynku warstwą izolacji termicznej metodą BSO oraz ściany zagłębione w gruncie na ok. 1 m metodą BSO warstwą styropianu gr. 14 cm, λ = 0,032 W/(m·K).

Stropodach docieplono matami z wełny mineralnej o grubości min. 15 cm i współczynniku λ = 0,040 W/(m·K). Wymieniono okna na nowe szczelne o współczynniku przenikania ciepła U = 1,30 W/(m²·K) oraz stare drzwi [1].

W tabeli 2 przedstawiono współczynniki przenikania ciepła U przegród budowlanych po dociepleniu.

Po przeprowadzeniu termomodernizacji bryły budynku zmniejszeniu uległo jego projektowe obciążenie cieplne na cele grzewcze i sezonowe zapotrzebowanie na ciepło do ogrzania. Przystąpiono wówczas do modernizacji źródła ciepła.

Charakterystyka cieplna obiektu

Obliczone projektowe obciążenie cieplne budynku przed termomodernizacją wynosiło 222,61 kW, sezonowe zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania w sezonie standardowym bez uwzględnienia sprawności systemu grzewczego – 1707,5 GJ/rok, a z uwzględnieniem tej sprawności – 2299,18 GJ/rok [1].

Po przeprowadzeniu prac termomodernizacyjnych projektowe obciążenie cieplne budynku zmniejszyło się o blisko 100 kW i wynosi obecnie 127,36 kW.

Wartość wskaźnika rocznego zapotrzebowania na ciepło do ogrzewania budynku bez uwzględnienia sprawności systemu grzewczego wynosiła przed termomodernizacją 218,30 kWh/(m²·a), a po dociepleniu bryły budynku 112,90 kWh/(m²·a) [1].

Obliczeniowe zapotrzebowanie na ciepło do przygotowania c.w.u. wynosi 103,44 GJ/rok, a maksymalna moc 10,44 kW.

Koszt produkcji energii cieplnej wytwarzanej w istniejącym źródle ciepła z uwzględnieniem sprawności kotłowni olejowej to 106,39 zł/GJ, przy cenie oleju opałowego lekkiego 3,66 zł/dm3 brutto.

Sezonowe zapotrzebowanie na ciepło do ogrzewania budynku w sezonie standardowym określono z zależności:

 (1)

gdzie:

Q_c.o. – moc cieplna na cele grzewcze, po termomodernizacji budynku Qc.o. = 127,36 kW;

Sd (m) – liczba stopniodni w danym miesiącu;

ΔT – różnica między średnią temperaturą w budynku a temperaturą zewnętrzną dla danej strefy klimatycznej, K.

Zapotrzebowanie na energię cieplną na cele c.w.u. określono z zależności:

 (2)

gdzie:

Q_c.w.(sr) – średnie zapotrzebowania na moc cieplną na cele c.w.u., kW;

τ – liczba godzin wykorzystywania instalacji c.w.u. w ciągu doby, τ = 10 h;

L (m) – liczba dni w danym miesiącu.

Zapotrzebowanie na energię cieplną w poszczególnych miesiącach roku przedstawiono w tabeli 3.

Celem analizy techniczno-ekonomicznej jest znalezienie rozwiązań technicznych modernizacji istniejącej kotłowni olejowej (w bardzo złym stanie technicznym) z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii oraz najkorzystniejszego pod względem kosztów eksploatacyjnych i nakładów inwestycyjnych sposobu dostarczania ciepła do budynku na cele c.o. i c.w.u.

Dane wyjściowe do analizy:

• obliczeniowe zapotrzebowanie mocy na cele c.o. po termomodernizacji budynku: 127,36 kW,
• roczne zużycie ciepłej wody (na podstawie kilkuletnich pomiarów): 365 m³/rok,
• maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie mocy na cele c.w.u.: 10,44 kW,
• średnie obliczeniowe zapotrzebowanie mocy na cele c.w.u.: 2,91 kW,
• zapotrzebowanie na ciepło na cele c.o.: 308 940 kWh/rok,
• zapotrzebowanie na ciepło na cele c.w.u.: 28 734 kWh/rok.

Analizowane rozwiązania modernizacji kotłowni olejowej

Analizie techniczno-ekonomicznej poddano pięć rozwiązań technicznych wykorzystujących odnawialne źródła energii:

• wariant I – kolektory słoneczne wspomagane przez kocioł olejowy,

• wariant II – kolektory słoneczne wspomagane kotłem gazowym,

• wariant III – kolektory słoneczne wspomagane pompą ciepła typu solanka/woda z pionowym wymiennikiem gruntowym,

• wariant IV – kolektory słoneczne wspomagane kotłem na drewno.

W celu znalezienia optymalnego kąta i ustawienia kolektorów względem strony świata dla rozpatrywanych wariantów przeanalizowano wartości całkowitego miesięcznego promieniowania słonecznego dla miejscowości, w której mają być one zamontowane przy różnych kątach ustawienia kolektorów.

Sprawdzono ustawienie pod kątem 30, 45 i 60° w kierunku S, SW i SE. Optymalny w tym przypadku, biorąc pod uwagę kryterium maksymalnego uzysku natężenia promieniowania słonecznego kolektorów słonecznych skierowanych na południe, jest kąt pochylenia 30°.

We wszystkich analizowanych wariantach przyjęto ustawienie kolektorów pod kątem 30° w kierunku południowym, powierzchnię absorbera jednego kolektora p = 4,913 m² i powierzchnię apertury p* = 4,712 m².

Dobrano 18 kolektorów słonecznych.

Ilość energii pozyskiwanej z promieniowania słonecznego za pomocą tej liczby kolektorów w rozpatrywanych wariantach wyznaczono na podstawie zależności:

(3)

gdzie:

η_kol – sprawność kolektora słonecznego, %;
n – liczba kolektorów, n = 18 szt.;
p* – powierzchnia apertury kolektora słonecznego, p* = 4,712 m²;
I_sol – suma miesięcznego całkowitego promieniowania słonecznego dla stacji meteo­rologicznej Białystok przy kącie 30° nachylenia płaszczyzny kolektora w kierunku południowym [7], kWh/(m² m-c).

Stopień miesięcznego pokrycia zapotrzebowania na energię cieplną na cele c.w.u. przy użyciu 18 kolektorów słonecznych o powierzchni absorbera p = 4,913 m² przedstawiono na rys. 1. Przeprowadzono również dokładne obliczenia w celu doboru pozostałych urządzeń technologicznych i zabezpieczających.

Wariant I – kocioł olejowy i kolektory

Na rys. 2 przedstawiono rozwiązanie technologiczne zakładające wykorzystanie kotła olejowego współpracującego z kolektorami słonecznymi do pokrycia zapotrzebowania na ciepło na cele c.w.u. Kocioł olejowy o mocy 130 kW w sezonie grzewczym będzie również pokrywał potrzeby cieplne budynku.

W każdym z wariantów (I–IV) dobrano 18 płaskich cieczowych kolektorów słonecznych o powierzchni absorbera 4,913 m², ustawionych pod kątem 30° oraz dwa podgrzewacze wody.

Dodatkowe urządzenia wymagane w instalacji solarnej to: rozdzielacz, w skład którego wchodzi pompa obiegu solarnego, przepływomierz (rotametr), zawory odcinające, zawory zwrotne, termometry, solarne naczynie wzbiorcze, regulator solarny, odpowietrznik umieszczony w najwyższym punkcie instalacji oraz armaturę do napełniania, płukania i opróżniania instalacji.

Włączenie pompy obiegu solarnego następuje, jeżeli różnica temperatury między mierzoną przez czujnik w kolektorze oraz w podgrzewaczu jest większa od temperatury różnicowej włączania. Układ regulacji temperatury wody w podgrzewaczu z czujnikiem temperatury wody regulatora obiegu kotła włącza pompę obiegową podgrzewacza.

Wariant II – kocioł gazowy i kolektory

Na rys. 3 przedstawiono rozwiązanie technologiczne zakładające wykorzystanie kotła gazowego współpracującego z kolektorami słonecznymi do pokrycia zapotrzebowania na ciepło na cele c.w.u.

Do produkcji energii na cele c.o. przyjęto kocioł gazowy kondensacyjny o mocy 43–142 kW z modulowanym palnikiem cylindrycznym oraz regulatorem pogodowym. Kocioł wyposażony jest w termiczny zawór bezpieczeństwa, który zadziała przy zewnętrznym obciążeniu cieplnym przekraczającym 100°C. Zapobiega to tworzeniu się mieszanki wybuchowej w przypadku pożaru.

Wariant III – pompy ciepła i kolektory

Dla pokrycia zapotrzebowania na moc cieplną na cele c.o. przyjęto dwie pompy ciepła typu solanka/woda o łącznej mocy 137,2 kW (znamionowa moc cieplna pojedynczej pompy wynosi 68,8 kW).

Podwójna sprężarka w pompie ciepła zmniejsza długość cyklu włączania i wyłączania urządzania.

Przez większą część roku, gdy do ogrzewania obiektu wystarcza połowa mocy grzewczej, pracuje tylko jedna sprężarka. Druga dołączana jest automatycznie w okresach niższej temperatury zewnętrznej, czyli w czasie maksymalnego zapotrzebowania na ciepło.

Dla osiągnięcia optymalnej długości cyklu pracy pompy i związanego z tym lepszego wskaźnika pracy rocznej dobrano trzy zbiorniki buforowe. Zapewniają one odsprzężenie hydrauliczne strumieni objętościowych w obiegu pompy ciepła i obiegu grzewczym, a tym samym bardziej wyrównaną pracę pomp w momentach, gdy ich moce grzewcze nie będą identyczne z chwilowym zapotrzebowaniem.

Pompa ciepła dostarcza ciepło nie tylko do ogrzania budynku, ale również na cele c.w.u. Jeżeli ilość energii z kolektora słonecznego będzie niewystarczająca, to aby osiągnąć wymaganą temperaturę ciepłej wody, wykorzystywane jest ciepło zgromadzone w zbiornikach buforowych.

Podgrzew c.w.u. realizowany jest w sposób priorytetowy, co oznacza, że po osiągnięciu żądanej temperatury ciepłej wody w zasobnikach pompa ciepła przełączana jest do pracy na cele grzewcze.

Włączenie pompy obiegu solarnego następuje, jeżeli różnica temperatury między mierzoną przez czujnik w kolektorze oraz w podgrzewaczu jest większa od temperatury różnicowej włączania.

Jeżeli na czujniku temperatury wody grzewczej w podgrzewaczu buforowym zmierzona temperatura rzeczywista jest niższa od temperatury wymaganej ustawionej na regulatorze, uruchomiona zostaje pompa ciepła, pompa pierwotna i pompa wtórna. Dzięki regulatorowi możliwa jest regulacja temperatury wody na zasilaniu obiegu grzewczego.

W zależności od zapotrzebowania woda grzewcza jest tłoczona przez pompę wtórną do podgrzewacza buforowego wody grzewczej lub przez pompę obiegową podgrzewacza do pojemnościowego podgrzewacza wody.

Pompa obiegu grzewczego transportuje wymaganą ilość wody z podgrzewacza buforowego do obiegu grzewczego. Ciepło, które nie zostało przyjęte przez obieg grzewczy, zostaje zmagazynowane w podgrzewaczu buforowym.

Gdy temperatura zmierzona przez czujnik w podgrzewaczu buforowym spadnie poniżej dolnej wymaganej wartości, pompa ciepła zostaje ponownie włączona. Zgłoszenie zapotrzebowania na ogrzewanie wody użytkowej odbywa się przez czujnik temperatury wody w podgrzewaczu i regulator pompy ciepła, który steruje pracą wszystkich pomp obiegowych zamontowanych w tej instalacji.

Na rys. 4 przedstawiono rozwiązanie technologiczne zakładające wykorzystanie pompy ciepła typu solanka/woda z dolnym źródłem w postaci sond pionowych, współpracującej z kolektorami słonecznymi do pokrycia zapotrzebowania na ciepło na cele c.w.u.

Pompa ciepła w sezonie grzewczym będzie również pokrywała zapotrzebowanie na ciepło na cele c.o.

Zaprojektowane pompy ciepła typu solanka/woda zasilane są z dolnego źródła – gruntu, poprzez pionowe gruntowe wymienniki ciepła.

Obliczenia doboru sond pionowych GWC przeprowadzono, zakładając, że podłożem jest wilgotna glina i że wydajność dolnego źródła wynosi 40 W/m długości sondy.

W celu zapewnienia wymaganej mocy dolnego źródła ciepła należy wykonać 26 odwiertów pionowych o głębokości 100 m każdy, odstęp między sondami gruntowymi powinien wynosić 10 m. Przyjęto sondy pionowe wykonane z polietylenu sieciowanego PE-Xa o średnicy 40×3,7 mm. Po wprowadzeniu sondy otwory wiertnicze należy wypełnić mieszanką o wysokim współczynniku przewodzenia ciepła λ_w = 2,0 W/(m·K).

Wariant IV – kocioł na drewno i kolektory

W wariancie IV dla pokrycia zapotrzebowania na energię na cele c.o. i wspomagania podgrzewu c.w.u. zaproponowano kocioł zgazowujący do spalania drewna opałowego o mocy 35–140 kW lub kocioł 151 kW na szczapy drewna.

Znamionowa moc cieplna kotła osiągana jest tylko przy stosowaniu drewna suchego o maksymalnej wilgotności 20%. Kocioł ma wbudowaną wężownicę schładzającą, a więc przystosowany jest do pracy w układzie zamkniętym.

W układzie przygotowania c.w.u. zastosowano dwa podgrzewacze (rys. 5).

W przypadku pracy w systemie grzewczym zamkniętym należy zastosować termiczne zabezpieczenie odpływu i podłączyć je do wymiennika ciepła w kotle.

Kocioł musi być też wyposażony w moduł podwyższania temperatury wody na powrocie, żeby uniknąć kondensacji gazów spalinowych, a tym samym korozji powierzchni grzewczych. Stanowi on zabezpieczenie przed przekroczeniem minimalnej temperatury wody na powrocie poniżej 60°C.

Moduł składa się z pompy obiegowej, zaworu zwrotnego, dwóch zaworów odcinających, termometrów oraz termicznego zaworu regulacyjnego.

Zawór mieszający stale reguluje przepływy objętościowe, pompa obiegowa włącza się po osiągnięciu temperatury wody w kotle 60°C.

Określenie nakładów inwestycyjnych i kosztów eksploatacyjnych poszczególnych wariantów

Nakłady inwestycyjne

Nakłady inwestycyjne dotyczą wykonania kotłowni, nie uwzględniają kosztów wykonania istniejących instalacji wewnętrznych w budynku, tj. instalacji c.o. i c.w.u. Nakłady zestawiono w oparciu o aktualne cenniki producentów urządzeń i armatury.

W tabeli 4 i tabeli 5 zestawiono nakłady inwestycyjne wariantu I zakładającego wykorzystanie kotła olejowego współpracującego kolektorami słonecznymi.

W tabeli 6 i tabeli 7 zestawiono nakłady inwestycyjne wariantu II zakładającego wykorzystanie kotła gazowego na gaz ziemny współpracującego z kolektorami słonecznymi.

W tabeli 8 i tabeli 9 zestawiono nakłady inwestycyjne wariantu III zakładającego wykorzystanie pompy ciepła typu solanka/woda z dolnym źródłem w postaci sond pionowych, współpracującej z kolektorami słonecznymi.

W tabeli 10 i tabeli 11 zestawiono nakłady inwestycyjne wariantu IV zakładającego wykorzystanie kotła zgazowującego drewno współpracującego z kolektorami słonecznymi.

Na rys. 6 porównano całkowite nakłady inwestycyjne wszystkich analizowanych wariantów. Najniższe koszty poniesione zostaną przy zastosowaniu kotła kondensacyjnego na gaz ziemny jako źródła ciepła współpracującego z kolektorami słonecznymi, czyli w wariancie II, a najwyższe przy wyborze kotłowni z pompą ciepła – wariant III.

Szacunkowe koszty eksploatacyjne

Koszty eksploatacyjne w poszczególnych wariantach stanowią:

• wariant I – zużycie oleju opałowego na cele c.o.,

• wariant II – zużycie gazu ziemnego na cele c.o.,

• wariant III – zużycie energii elektrycznej na cele c.o.,

• wariant IV – zużycie drewna na cele c.o.

Do analizy przyjęto ceny brutto paliw podane przez lokalnych dystrybutorów: olej opałowy lekki 3,66 zł/dm³; gaz ziemny sieciowy wg taryfy W-4 1,9234 zł/m³ brutto, opłata abonamentowa 286,70 zł/m-c; energia elektryczna grupa taryfowa C-11 0,7182 zł/kWh, opłata za moc z przesyłem 4391,10 zł/MW/m-c, abonament 25,56 zł/m-c; drewno (brzoza) 220 zł/m.p.

Przyjęte wartości opałowe paliw: olej opałowy lekki 42 000 kJ/kg; gaz ziemny 34 430 kJ/m3; drewno (brzoza) 15 600 kJ/kg.

Przyjęte sprawności eksploatacyjne źródła ciepła: kocioł olejowy 86%; kocioł gazowy kondensacyjny 98%; kocioł na drewno 76%; pompa ciepła typu solanka/woda średnia wartość eksploatacyjna COP= 3,5 zgodnie z [12].

Koszty stałe związane z obsługą lub serwisem w poszczególnych kotłowniach: kotłownia olejowa – 1500 zł serwis roczny; kotłownia gazowa – 1500 zł serwis roczny; pompa ciepła – 1500 zł opłata serwisowa; kotłownia na biomasę (drewno) – 18 000 zł roczny koszt obsługi.

Na rys. 7 zestawiono obliczone koszty eksploatacyjne w poszczególnych wariantach.

Najdroższy w eksploatacji jest wariant I, w którym zastosowano kocioł na olej opałowy jako źródło ciepła, gdyż zużywa on najdroższe paliwo z analizowanych.

Natomiast najniższe koszty eksploatacyjne zostaną poniesione przy zastosowaniu kotłowni na drewno (wymagającej obsługi) z kolektorami słonecznymi w wariancie IV.

Biorąc pod uwagę kotłownie bezobsługowe, najefektywniejszym przedsięwzięciem, zarówno pod względem korzyści inwestycyjnych, jak i eksploatacyjnych,  jest wariant II – kotłownia gazowa na gaz ziemny z kolektorami słonecznymi.

Dobrana liczba kolektorów słonecznych (18 szt.) ma umożliwić pokrycie całkowitego zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową w okresie letnim. Zimą liczba ta jest jednak niewystarczająca, dlatego podgrzew ciepłej wody użytkowej jest realizowany priorytetowo. Główną zaletą tego rozwiązania jest możliwość wykorzystania nadwyżek energii cieplnej uzyskiwanych przez kolektory słoneczne do wspomagania instalacji grzewczej.

Również w ocenie nakładów inwestycyjnych ten rodzaj sytemu grzewczego jest jednym z najtańszych spośród rozważanych. Natomiast główną wadą tego wariantu jest konieczność dostępu do gazu ziemnego sieciowego, a jego brak wiąże się z koniecznością wykorzystania droższych paliw, tj. oleju opałowego czy gazu płynnego (propanu), a to już nie będzie rozwiązanie optymalne ekonomicznie.

W przypadku kotłowni gazowej trzeba ponieść także dodatkowe koszty wykonania przyłącza gazowego wraz z dokumentacją.

Korzystnym rozwiązaniem okazało się także wykorzystanie kolektorów słonecznych z kotłem na drewno – wariant IV. Jest to jednak rodzaj kotłowni, w której wymagana jest obsługa, a jej koszt zwiększa nakłady eksploatacyjne. Minusem jest także potrzeba posiadania dodatkowego pomieszczenia na magazynowanie paliwa oraz konieczność jego dowozu.

Największe koszty inwestycyjne związane są z wariantem III, w którym zastosowano dwie pompy ciepła i kolektory słoneczne.

Znaczącą pozycję w koszcie całej inwestycji stanowi wykonanie dolnego ujęcia.

Realizacja odwiertów pionowych wymaga zatrudnienia wyspecjalizowanej firmy. Dużą zaletą jest jednak to, że zwarta budowa pompy oraz pełna automatyczna regulacja instalacji grzewczej umożliwia jej bezobsługową pracę, konieczne są jedynie okresowe przeglądy.

Zaletą współpracy pompy ciepła i instalacji solarnej jest zmniejszenie obciążenia źródła pierwotnego, co niesie za sobą jego lepszą regenerację i przyczynianie się do ograniczenie pracy pompy w okresie letnim.

Zastosowanie w układzie zbiornika buforowego pozwala gromadzić wytwarzane ciepło, na które akurat nie ma zapotrzebowania.

Koszty eksploatacyjne tego wariantu są porównywalne z kosztami przy kotłowni gazowej (przy rozliczeniu za zużyte paliwo wg grupy taryfowej gazowej W-4).

Dodatkowo korzystanie z niższej taryfy opłat za energię elektryczną dostarczoną do zasilania pompy ciepła może obniżyć koszty eksploatacji – analizę wykonano dla taryfy elektrycznej C-11. Wariant ten można brać pod uwagę w przypadku braku dostępu do gazu ziemnego sieciowego oraz jeśli inwestor zakłada wyłącznie kotłownię bezobsługową.

Należy pamiętać, że rozwiązania z zastosowaniem pomp ciepła i kolektorów słonecznych czy też z wykorzystaniem biomasy mogą liczyć na pozyskanie dotacji do inwestycji z funduszy ekologicznych oraz tanie kredyty.

Uwzględnienie tej możliwości wyrównuje szanse i zwiększa konkurencyjność tego rozwiązania pod względem wymaganych nakładów inwestycyjnych w stosunku do tradycyjnych, pozornie tańszych źródeł ciepła.

Niższe koszty inwestycyjne poniesione byłyby przy zastosowaniu tańszych urządzeń, mniej renomowanych producentów. Trzeba jednak mieć w tym aspekcie na uwadze znacznie mniejsze sprawności zastosowanych urządzeń, gorsze parametry techniczne, co w konsekwencji znacznie pogorszyłoby efektywność ekonomiczną ich wykorzystania [6].

Należy podkreślić znaczenie wspomagania instalacji c.o. przez kolektory słoneczne. Powoduje to obniżenie kosztów eksploatacyjnych dzięki wykorzystaniu darmowej energii promieniowania słonecznego.

Najdroższy pod względem eksploatacyjnym jest wariant I – kotłownia olejowa z kolektorami słonecznymi.

Najwygodniejszą i najtańszą eksploatację, biorąc pod uwagę tylko kotłownie bezobsługowe, mamy przy kotłowni z kotłami zasilanymi gazem ziemnym, ale konieczny jest dostęp do gazu sieciowego.

Niższe koszty ogrzewania wiążą się jedynie z wykorzystaniem paliw stałych, np. drewna.

W kotłowniach na paliwa stałe wymagana jest obsługa i ciągły dozór, co dla pracy zmianowej wymusza konieczność utrzymania trzech etatów palaczy przy dużych jednostkach mocy kotłowni – jest to już znaczne obciążenie finansowe dla inwestora.

Z analizy wynika, że przy zastosowaniu pompy ciepła i kolektorów słonecznych poniesione zostaną najniższe koszty eksploatacyjne związane z funkcjonowaniem budynku w przypadku braku dostępu do gazu ziemnego sieciowego oraz jeśli inwestor bierze pod uwagę tylko kotłownie bezobsługowe. Należy się jednak liczyć z najwyższymi kosztami inwestycyjnymi.

Praca finansowana w ramach prac statutowych Politechniki Białostockiej S/WBIŚ/4/2014

Literatura

1. Piotrowska-Woroniak J., Audyt energetyczny budynku Centrum Integracji w Sokołowie Podlaskim, Narodowa Agencja Poszanowania Energii, Białystok 2011.
2. Poskrobko B., Zarządzanie środowiskiem, teraźniejszość i przyszłość, Białystok 2003.
3. Rubik M., Pompy ciepła w systemach geotermii niskotemperaturowej, Multico, Warszawa 2011.
4. Rubik M., Pompy ciepła. Poradnik, Ośrodek Informacji „Technika instalacyjna w budownictwie”, wydanie II, Warszawa 1999.
5. Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (DzU nr 64/1997, poz. 348, z późn. zm.).
6.  Łukaszuk I., Analiza techniczno-ekonomiczna wykorzystania niekonwencjonalnych źródeł energii dla zabezpieczenia potrzeb cieplnych w Domu Miłosierdzia im. Jana Pawła II, praca dyplomowa, promotor J. Piotrowska-Woroniak, 2013.
7.  https://www.transport.gov.pl/2-48203f1e24e2f-1787735-p_1.htm
8. Materiały własne autorów.
9. PN-EN ISO 6946:2008 Komponenty budowlane i elementy budynku. Opór cieplny i współczynnik przenikania ciepła. Metoda obliczeń.
10. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (DzU nr 75, poz. 690, ze zmianami od 1.01.2014).
11. Piotrowska-Woroniak J., Bukłacha K., Załuska W., Szczepaniak R., Rozwiązania techniczne modernizacji źródła ciepła w budynku służby zdrowia z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii, „Instal” nr 3/2014.
12. Wytyczne w sprawie metodologii obliczania planowanego efektu energetycznego i ekologicznego projektu, obliczania efektywności ekonomicznej projektu oraz opisu technicznego projektu wraz z uproszczonym przedmiarem. Oszczędzanie energii i promowanie odnawialnych źródeł energii, Iceland Liechtenstein Norway Eea Grants, Warszawa 2013.