1. AUDYT ENERGETYCZNY LOKALNEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA

1. AUDYT ENERGETYCZNY LOKALNEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA 1. DANE IDENTYFIKACYJNE ŹRÓDŁA CIEPŁA 1.1 Nazwa źródła ciepła 1.3. Inwestor Kotłownia lokalna SPZOZ 1.2 Rok budowy 1970, 1994 Właściciel: Powiat Białystok ul. Borsucza 2 kod 15 569 Białystok województwo: podlaskie Zarządca: Samodzielny Publiczny Zakład Opieki Zdrowotnej w Łapach kod 18 100 Łapy województwo: podlaskie tel. (85) 814 24 39 2. NAZWA, ADRES I NUMER REGON PODMIOTU WYKONUJĄCEGO AUDYT: Narodowa Agencja Poszanowania Energii S.A. 00-002 Warszawa, ul. Świętokrzyska 20 Oddział w Białymstoku 15-337 Białystok ul. Pułaskiego 17 lok. U2 tel./fax./(85) 743 58 45 REGON: 010691500 1.4. Adres źródła Samodzielny Publiczny Zakład Opieki Zdrowotnej w Łapach kod 18 100 Łapy województwo: podlaskie 3. IMIĘ, NAZWISKO, ADRES AUDYTORA KOORDYNUJĄCEGO WYKONANIE AUDYTU, POSIADANE KWALIFIKACJE, PODPIS: dr inŝ. Andrzej Stempniak, 15 763 Białystok ul. Ogrodniczki 3F, Audytor KAPE nr 0008 w specjalności: ciepłownictwo i sieci cieplne (podpis) 4. WSPÓŁAUTORZY AUDYTU: IMIONA, NAZWISKA, ZAKRES PRAC Lp. Imię i nazwisko Zakres udziału w opracowaniu audytu energetycznego Posiadane kwalifikacje (w tym ew. uprawnienia) 5. MIEJSCOWOŚĆ: BIAŁYSTOK DATA WYKONANIA OPRACOWANIA: 11.03.2014 R. 6. SPIS TREŚCI: 1. Strona tytułowa audytu energetycznego lokalnego źródła ciepła... 2. Karta audytu energetycznego lokalnego źródła ciepła... 3. Wykaz dokumentów i danych źródłowych oraz wytyczne i uwagi inwestora... 4. Inwentaryzacja techniczno budowlana i technologiczna modernizowanego źródła ciepła... 4.1. Charakterystyka techniczna urządzeń technologicznych 4.2. Charakterystyka techniczna instalacji źródła ciepła.. 4.3. Charakterystyka budynku źródła ciepła. 4.4. Bilans ciepła dla modernizowanego źródła ciepła. 5. Ocena stanu technicznego instalacji oraz budynku źródła ciepła.. 6. Wyznaczenie optymalnego wariantu modernizacji źródła ciepła... 6.1. Określenie nakładów inwestycyjnych dla rozpatrywanych wariantów.. 6.2. Bilans ciepła dla rozpatrywanych wariantów modernizacji... 6.3. Wyznaczenie efektów energetycznych dla rozpatrywanych wariantów 6.4. Określenie kosztów wytwarzania ciepła dla rozpatrywanych wariantów.. 6.5. Wyznaczenie efektów ekonomicznych dla rozpatrywanych wariantów 6.6. Wybór optymalnego wariantu modernizacji źródła ciepła. 7. Opis techniczny optymalnego wariantu modernizacji źródła ciepła. Załącznik nr 1. Określenie strat ciepła w istniejących sieciach cieplnych... str. 1 str. 2 str. 3 str. 3 str. 3 str. 4 str. 4 str. 10 str. 10 str. 10 str. 11 str. 12 str. 12 str. 14 str. 17 str. 17 str. 18 str. 21 Strona 1

2. KARTA AUDYTU ENERGETYCZNEGO LOKALNEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA 1. CHARAKTERYSTYKA TECHNOLOGICZNA Stan przed Stan po Wyszczególnienie termomodernizacją termomodernizacji 1. Moc zainstalowana [kw] 870 480 2. Rodzaj paliwa i ilość paliwa: a). stałe b). ciekłe c). gazowe [t/rok] [t/rok] [Nm 3 /rok] Gaz ziemny --- --- 159664 Gaz ziemny --- --- 154342 3. Typ kotłów (urządzeń) DCN435 - szt. 2 G515 szt. 2 2. CHARAKTERYSTYKA ENERGETYCZNA 1. Zapotrzebowanie na moc cieplną odbiorców [kw] 452,3 452,3 2. Straty mocy cieplnej [kw] 18,8 18,8 3. Potrzeby własne źródła [kw] 7,7 7,7 4. Zapotrzebowanie na moc cieplną źródła 5. Obliczeniowe zuŝycie energii na ogrzewanie i c.w.u. odbiorców [kw] 478,8 478,8 [GJ/rok] 4880,7 4880,7 6. Straty przesyłania [GJ/rok] 228,7 228,7 7. Potrzeby własne źródła [GJ/rok] 76,5 76,5 8. Ilość wytwarzanego ciepła [GJ/rok] 5185,9 5185,9 9. Sprawność eksploatacyjna [%] 83,7 96,0 10. ZuŜycie energii pierwotnej [GJ/rok] 6195,8 5402,0 3. PROGNOZA BILANSU CIEPŁA Rok 0 1 2 3 4 dalsze Zapotrzebowanie na moc źródła [kw] 478,8 478,8 478,8 478,8 478,8 478,8 Obliczeniowe zuŝycie energii na ogrzewanie i c.w.u. odbiorców [GJ/rok] 5185,9 5185,9 5185,9 5185,9 5185,9 5185,9 Prognoza efektów ekonomicznych [zł/rok] --- 31962,33 31962,33 31962,33 31962,33 31962,33 4. EFEKTY TERMOMODERNIZACJI I WYNIKI ANALIZY EKONOMICZNEJ Roczne zmniejszenie zuŝycia energii [%] 12,81 Całkowity koszt wytwarzania wyjściowy [zł/rok] 384959,80 Całkowity koszt wytwarzania docelowy [zł/rok] 352997,47 Roczne oszczędności [zł/rok] 31962,33 Planowana kwota kredytu [zł] 440960 Planowane koszty całkowite [zł] 440960 Strona 2

3. WYKAZ DOKUMENTÓW I DANYCH ŹRÓDŁOWYCH ORAZ WYTYCZNE I UWAGI INWESTORA Podstawą wykonania opracowania była umowa zawarta pomiędzy Samodzielnym Publicznym Zakładem Opieki Zdrowotnej w Łapach i Narodową Agencją Poszanowania Energii S.A. Oddział w Białymstoku. Przy wykonywaniu audytu wykorzystano następujące materiały: Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 17.03.2009 r. w sprawie szczegółowego zakresu i form audytu energetycznego oraz części audytu remontowego, wzorów kart audytów, a takŝe algorytmu oceny opłacalności przedsięwzięcia termomodernizacyjnego (DZ. U. Nr 43, poz. 346, 2009 r.). Ustawa z dnia 21.11.2008 r. o wspieraniu termomodernizacji i remontów (DZ. U. Nr 223, poz. 1459, 2008 r.). P.T. Kotłowni olejowej na terenie Szpitala, Przedsiębiorstwo Projektowania i Realizacji Inwestycji Komunalnych INKOM Białystok; 1994 r.; P.T. Instalacji c.o. w kotłowni, Przedsiębiorstwo Projektowania i Realizacji Inwestycji Komunalnych INKOM Białystok; 1994 r.; Audyt energetyczny Budynku Głównego z zapleczem Samodzielnego Publicznego Zakładu Opieki Zdrowotnej w Łapach, ul. Korczaka 23, NAPE S.A. Oddział w Białymstoku, 2012r.; Audyt energetyczny budynku Poradni Specjalistycznych z częścią administracyjną Samodzielnego Publicznego Zakładu Opieki Zdrowotnej w Łapach, ul. Korczaka 23, NAPE S.A. Oddział w Białymstoku, 2011 r.; Dane zleceniodawcy - dotyczące kosztów eksploatacyjnych źródła ciepła za rok 2013. Aktualne katalogi i cenniki dystrybutorów urządzeń ciepłowniczych. Zalecenia inwestora: zastąpienie wyeksploatowanych urządzeń kotłowni wodnej przez nowe urządzenia o parametrach eksploatacyjnych dostosowanych do aktualnych potrzeb cieplnych zasilanych obiektów. Całość nakładów inwestycyjnych powinna pochodzić z kredytu - brak środków własnych. 4. INWENTARYZACJA TECHNICZNO BUDOWLANA I TECHNOLOGICZNA MODERNIZOWANEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA 4.1. Charakterystyka techniczna urządzeń technologicznych W chwili obecnej potrzeby cieplne budynków SPZOZ przy ul. Korczaka 23 pokrywane są przez kotłownię na gaz ziemny, w której znajdują się następujące urządzenia technologiczne: Strona 3

- czynnik grzewczy produkowany jest za pomocą dwóch kotłów firmy Schafer typu DCN435 wyposaŝonych w palniki gazowe; - ciepła woda uŝytkowa podgrzewana jest w trzech podgrzewaczach typu Domocell 500 o objętości 500 dm 3 kaŝdy; do wymuszenia krąŝenia czynnika grzewczego przez te podgrzewacze zastosowano trzy pompy obiegowe typu UMC 50 30; - instalacje centralnego ogrzewania zabezpieczone są przed przyrostem objętości wody za pomocą dwóch przeponowych naczyń wzbiorczych firmy Reflex typu A840; - do wymuszenia przepływu wody w instalacjach c.o. zamontowana jest pompa podwójna typu UMCD 100-60; - spaliny z kotłów odprowadzane są za pomocą czopuchów i kominów dwuściennych, zewnętrznych o średnicy Dz 300 mm; - do oczyszczania wody z zanieczyszczeń stałych zastosowano odmulacz opadowy 450/125 oraz filtr siatkowy i magnetyzer o średnicach Dn 125 mm; - dla chemicznego uzdatniania wody zastosowano stację zmiękczania wody typu ZJSU- A/360/Rp; - czynnikiem grzewczym zasilającym instalacje c.o. oraz podgrzewacze c.w.u. jest woda o parametrach obliczeniowych tz/tp = 90/70 o C, natomiast instalacja c.w.u. zasilana jest wodą o temperaturze t cwu = 55 o C. Usytuowanie kotłowni i zasilanych budynków przedstawiono na rysunku nr 1. Natomiast schemat technologiczny istniejącej kotłowni przedstawia rysunek nr 2. 4.2. Charakterystyka techniczna instalacji źródła ciepła Urządzenia techniczne takie jak: kotły, podgrzewacze c.w.u., pompy obiegowe, stacja uzdatniania wody, urządzenia zabezpieczające, regulacyjne oraz armatura i instalacja technologiczna są mocno wyeksploatowane (20 lat) i znajdują się w złym stanie technicznym. Jedynie kominy dwuścienne (ze stali nierdzewnej) są w dobrym stanie technicznym i mogą być wykorzystane w modernizowanym źródle ciepła. 4.3. Charakterystyka budynku źródła ciepła Pomieszczenia kotłowni znajdują się w odrębnym, wolnostojącym budynku będącym w dobrym stanie technicznym. Rzut głównego pomieszczenia kotłowni przedstawiono na rysunku nr 3, zaś jego przekroje na rysunku nr 4 i 5. Strona 4

Rys. nr 1. Usytuowanie kotłowni i zasilanych budynków. Strona 5

Rys. nr 2. Schemat technologiczny kotłowni. Strona 6

Rys. nr 3. Rzut głównego pomieszczenia kotłowni. Strona 7

Rys. nr 4. Przekrój A A kotłowni. Strona 8

Rys. nr 5. Przekrój B B kotłowni. Strona 9

4.4. Bilans ciepła dla modernizowanego źródła ciepła Modernizowana kotłownia zasila w ciepło następujące budynki: budynek główny Szpitala z zapleczem, budynek Poradni Specjalistycznych z częścią administracyjną, budynek portierni oraz budynek kotłowni. Zgodnie z Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 17.03.2009 r. (DZ. U. Nr 43, poz. 346, 2009 r.) zapotrzebowanie na moc cieplną i ciepło przyjęto wg Audytów energetycznych wykonanych dla tych budynków oraz udostępnionej dokumentacji technicznej. 1) Tabela nr 1. Zapotrzebowanie na moc cieplną i ciepło dla analizowanych budynków. Lp. Wyszczególnienie budynków q co [kw] Q co [GJ/rok] q cwu, śr [kw] Q cwu 1) [GJ/rok] 1 2 3 4 5 6 1 Budynek Szpitala 406,0 3429,5 116,6 984,8 2 Budynek Poradni Specjalistycznych 40,5 402,4 5,8 6,4 3 Budynek portierni 5,8 57,6 --- --- 4 Budynek kotłowni 7,7 76,5 --- --- Razem 460,0 3966,0 122,4 991,2 ZuŜycie energii cieplnej do podgrzewu c.w.u. tylko dla okresu letniego, gdyŝ w okresie grzewczym kotłownia pracuje z priorytetowym podgrzewem c.w.u. Łączne zapotrzebowania wynoszą: - na moc cieplną: Σq = 460,0 kw (tylko na cele c.o. ze względu na priorytetowy podgrzew c.w.u.); - na ciepło: ΣQ = 4957,2 GJ/rok. 5. OCENA STANU TECHNICZNEGO INSTALACJI ORAZ BUDYNKU ŹRÓDŁA CIEPŁA Budynek i pomieszczenia kotłowni oraz jej instalacje są w dobrym stanie technicznym i nie wymagają remontu. 6. WYZNACZENIE OPTYMALNEGO WARIANTU MODERNIZACJI LOKALNEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA Biorąc pod uwagę zalecenia inwestora oraz stan techniczny istniejących urządzeń zostanie rozpatrzony następujący wariant modernizacji istniejącej kotłowni: Wariant I: zastosowanie nowych kotłów, z palnikami na gaz ziemny, oraz niezbędnych urządzeń technologicznych dla nowej kotłowni o mocy cieplnej dostosowanej do obecnych potrzeb obsługiwanych budynków. Strona 10

6.1. Określenie nakładów inwestycyjnych dla rozpatrywanego wariantu Całkowite nakłady inwestycyjne, dla rozpatrywanego wariantu modernizacji kotłowni, oszacowano na podstawie wstępnego doboru podstawowych urządzeń technologicznych oraz kosztów ich zakupu, które przedstawiono w tabeli nr 2. Lp. Tabela nr 2. Zestawienie kosztów zakupu (brutto) urządzeń i armatury. Wyszczególnienie urządzeń Ilość [szt.] Cena jednostkowa [zł/szt.] Koszt całkowity [zł] 1 2 3 4 5 1 Kocioł Ŝeliwny o mocy 240 kw 2 37930 75860 2 Palnik gazowy, dwustopniowy o mocy 240 kw 2 13715 27430 3 Tablice sterujące w układzie kaskadowym z regulacją pogodową i priorytetem podgrzewu c.w.u. 1 kpl 18450 18450 4 Podgrzewacz c.w.u. o objętości 750 l 4 9720 38880 5 Naczynie przeponowe Vc = 800 dm 3 2 4920 9840 6 Magnetoodmulacz o przyłączu Dn 100 1 6000 6000 7 Filtr 600 oczek/cm 2, Dn 100 1 740 740 8 Zawór mieszający Dn 80 z siłownikiem elektr. 1 kpl 3100 3100 9 Czopuch dwuścienny Dn 250 2 kpl 3440 6880 10 Pompa kotłowa Gp = 12 m 3 /h, Hp = 1,5 m 3 8550 25650 11 Elektroniczna pompa obiegowa c.o. Gp = 21 m 3 /h, Hp = 5,5 m 12 Pompa do podgrzewu c.w.u. Gp = 9 m 3 /h, Hp = 2,5 m 2 9840 19680 2 6840 13680 13 Pompa cyrkulacyjna Gp = 0,8 m 3 /h, Hp = 3,5 m 2 1930 3860 14 Stacja uzdatniania wody 1 kpl. 12500 12500 15 Sprzęgło hydrauliczne, przyłącza Dn 100 1 2500 2500 16 Pozostała armatura, przewody i izolacje cieplne --- --- 25000 Razem (M) 290050 Robocizna (R) (20 % od M) 58010 Narzuty: - koszty pośrednie Ko (70 % od R): 40607 - zysk Z (15 % od R i Ko): 14793 Prace demontaŝowe i budowlano - adaptacyjne 20000 Dokumentacja projektowa modernizacji kotłowni 17500 Łączne nakłady inwestycyjne (brutto) 440960 Strona 11

6.2. Bilans ciepła dla rozpatrywanego wariantu modernizacji źródła ciepła Zapotrzebowanie na moc cieplną i ciepło dla analizowanych budynków (po ich termomodernizacji) przedstawia poniŝsza tabela. Lp. Tabela nr 3. Zapotrzebowanie na moc cieplną i ciepło dla analizowanych wariantów. Obiekt Stan przed termomodernizacją q [kw] Q [GJ/rok] q [kw] Okres spłaty kredytu [lata] 1 2 dalsze lata Q [GJ/rok] q [kw] Q [GJ/rok] q [kw] Q [GJ/rok] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 I Odbiorcy 1 Bud. Szpitala 406,0 4414,3 406,0 4414,3 406,0 4414,3 406,0 4414,3 2 Bud. Poradni 40,5 408,8 40,5 408,8 40,5 408,8 40,5 408,8 3 Bud. portierni 5,8 57,6 5,8 57,6 5,8 57,6 5,8 57,6 II III Straty 1) przesyłania Potrzeby własne źródła 18,8 228,7 18,8 228,7 18,8 228,7 18,8 228,7 7,7 76,5 7,7 76,5 7,7 76,5 7,7 76,5 IV RAZEM 478,8 5185,9 478,8 5185,9 478,8 5185,9 478,8 5185,9 1) Według obliczeń zamieszczonych w załączniku nr 1. 6.3. Wyznaczenie efektów energetycznych dla rozpatrywanych wariantów modernizacji źródła ciepła Zgodnie z częścią 2 załącznika nr 2 do Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 17.03.2009 r. (DZ. U. Nr 43, poz. 346) efekt energetyczny Ei (zmniejszenie strat energii pierwotnej) obliczać naleŝy ze wzoru: ( ηi η w ) ( 1 η ) Ei = 100% ηi w η - sprawność eksploatacyjna źródła dla stanu przed termomodernizacją, w η i - sprawność eksploatacyjna źródła dla rozpatrywanego wariantu przedsięwzięcia termomodernizacyjnego. Według powyŝszego rozporządzenia sprawność eksploatacyjną lokalnego źródła ciepła naleŝy wyznaczać jako stosunek ilości wyprodukowanego ciepła do energii pierwotnej, rozumianej jako energia chemiczna spalonego paliwa: ΣQ = 100 B Qi B roczne zuŝycie paliwa, przez analizowane kotły wodne, (m 3 /rok); η w % Strona 12

Qi średnia wartość opałowa stosowanego paliwa, (GJ/m 3 ); Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w Łapach ΣQ całkowite, rzeczywiste zuŝycie energii cieplnej, przez instalacje wewnętrzne zasilane z analizowanych kotłów, (GJ/rok). Z udostępnionych danych wynika, Ŝe zuŝycie gazu w 2013 roku wyniosło 159664 m 3 /rok, co przy średniej wartości opałowej gazu ziemnego Qi = 35 MJ/m 3 = 0,035 GJ/ m 3 daje energię chemiczną spalonego paliwa w wysokości: Ech = B Qi = 159664 0,035 = 5588,2 GJ / rok Natomiast całkowite, rzeczywiste zuŝycie energii cieplnej, przez instalacje wewnętrzne (ze względu na brak liczników ciepła w budynkach) naleŝy wyznaczyć w oparciu o obliczeniowe zuŝycia energii cieplnej: - łączne zuŝycie energii na cele c.o. (wg tabeli nr 1): 3966,0 GJ/rok; - łączne straty energii na przesyle (wg tabeli nr 3): 228,7 GJ/rok ΣEco(obl) = 4194,7 GJ/rok które trzeba przeszacować z warunków obliczeniowych na warunki rzeczywistego sezonu grzewczego jaki wystąpił w 2013 roku według poniŝszej zaleŝności: Sd( rz) 3601,5 Σ Qco ( rz) = ΣQco( obl) = 4194,7 = 3688,6 GJ / rok Sd( obl) 4095,4 Sd(rz) = 3601,5 liczba stopniodni rzeczywistego sezony grzewczego w 2013 roku, przy średniej temperaturze powietrza wewnętrznego w budynkach wynoszącej twew = 18 o C oraz przy średnich, miesięcznych temperaturach powietrza zewnętrznego przedstawionych w poniŝszej tabeli: Tabela nr 4. Średnie, miesięczne temperatury powietrza zewnętrznego, w 2013 r., dla Białegostoku (wg danych IMGW). Miesiąc I II III IV V IX X XI XII tzew ( o C) -5,2-1,1-3,3 6,4 14,8 8,1 8,6 4,8 1,2 Lm (dni) 31 28 31 30 10 10 31 30 31 Sd(obl) = 4095,4 liczba stopniodni obliczeniowego sezonu grzewczego, przy średniej temperaturze powietrza wewnętrznego w budynkach wynoszącej twew = 20 o C oraz przy średnich, miesięcznych obliczeniowych temperaturach powietrza zewnętrznego przedstawionych w poniŝszej tabeli: Tabela nr 5. Średnie, miesięczne obliczeniowe temperatury powietrza zewnętrznego (wg danych Ministerstwa Infrastruktury) dla Białegostoku. Miesiąc I II III IV V IX X XI XII tzew ( o C) -4,9-2,0 1,7 7,3 13,2 12,1 7,1 1,6-1,3 Lm (dni) 31 28 31 30 10 10 31 30 31 Strona 13

W celu określenia całkowitego, rzeczywistego zuŝycie energii cieplnej (w 2013 roku) do skorygowanego zuŝycia energii cieplnej na cele c.o. naleŝy dodać zuŝycie energii cieplnej na cele c.w.u. (wg tabeli nr 1), stąd: Σ Q ( rz) = ΣQco( rz) + ΣQcwu = 3688,6 + 991,2 = 4679,8 GJ / rok Stąd rzeczywista sprawność eksploatacyjna analizowanej kotłowni, w 2013 roku, wyniosła: ΣQ( rz) 4679,8 η w = 100 = 100 = 83,7 % B Qi 5588,2 Efekty energetyczne rozpatrywanego wariantu modernizacji analizowanego źródła ciepła przedstawiono w tabeli nr 6. Tabela nr 6. Bilans ciepła dla lokalnego źródła dla stanu przed termomodernizacją i wariantów przedsięwzięcia termomodernizacyjnego oraz efekty energetyczne. Lp Wyszczególnienie Stan przed termomodernizacją Wariant I 1 2 3 4 1 Zapotrzebowanie na moc cieplną źródła [kw] 478,8 478,8 2 Moc cieplna zainstalowana [kw] 870 480 3 Zapotrzebowanie na ciepło źródła [GJ/rok] 5185,9 5185,9 4 Sprawność eksploatacyjna [%] 83,7 96,0 1) 5 ZuŜycie energii pierwotnej [GJ/rok] 6195,8 5402,0 6 Efekt energetyczny Ei [%] --- 78,6 1) Przyjęto jak dla kotłów gazowych niskotemperaturowych o mocy od 120 do 1200 kw - wg Rozporządzenia Ministra Infrastruktury w sprawie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego lub części budynku stanowiącej samodzielną całość techniczno-uŝytkową oraz sposobu sporządzania i wzorów świadectw ich charakterystyki energetycznej (Dz. U. Nr 201, poz. 1240, 2008 r.). 6.4. Określenie kosztów wytwarzania ciepła dla rozpatrywanych wariantów 6.4.1. Koszty wytwarzania ciepła przed modernizacją kotłowni Z udostępnionych, przez dział księgowości SPZOZ w Łapach, danych wynika, Ŝe całkowite koszty produkcji energii cieplnej, w 2013 roku, wyniosły: Koszty stałe - wynagrodzenia z narzutami: 24187,30 zł; - amortyzacja: 30465,93 zł; - dozór techniczny i pozostałe usługi: 2681,57 Strona 14

Koszty zmienne Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w Łapach - koszty remontów i napraw (z materiałami): 18184,92 zł; - podatki i ubezpieczenia: 3152,98 zł; - koszty pozostałe: 3103,80 zł; Razem 81776,50 zł. - koszty zakupu paliwa: 269432,84 zł; - koszty zuŝycia energii elektrycznej: 4182,44 zł; Razem 273615,28 zł. Koszty ogółem: 355391,78 zł. Według części 3 załącznika nr 2 do Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 17.03.2009 r. (DZ. U. Nr 43, poz.346) koszty zmienne wytwarzania ciepła w lokalnym źródle ciepła określone dla ostatniego roku rachunkowego poprzedzającego podjęcie przedsięwzięcia termomodernizacyjnego naleŝy przeliczyć na warunki roku standardowego wg wzoru: K Sd u ( Sd Sd ) cw r s = K r [zł/rok] Sd r K s koszty zmienne w roku standardowym, zł/rok; K r = 273615,28 zł/rok koszty zmienne w roku rzeczywistym, Sd r = 3601,5 liczba stopniodni w sezonie rzeczywistym wg punktu 6.3. niniejszego audytu; Sd = 4095,4 liczba stopniodni w sezonie standardowym wg punktu 6.3. niniejszego audytu; u cw = 991,2 / 4679,8 = 0,212 udział produkcji na potrzeby ciepłej wody w całkowitej produkcji w roku rzeczywistym (2013) wg punktu 6.3. niniejszego audytu. Stąd koszty zmienne w roku standardowym wynosiłyby: ( 4095,4 3601,5) 4095,4 0,212 K s = 273615,28 = 303183,30 zł/rok 3601,5 Natomiast całkowite koszty eksploatacyjne, po przeliczeniu na warunki roku standardowego, wyniosą: 6.4.2. Koszty wytwarzania ciepła dla Wariantu I 81776,50 + 303183,30 = 384959,80 zł/rok. W rozpatrywanym wariancie modernizacyjnym nastąpi zwiększenie sprawności wytwarzania energii cieplnej dzięki zastosowaniu nowych kotłów gazowych wyposaŝonych w nowoczesny układ regulacji kaskadowej pracy kotłów z jednoczesną regulacją pogodową oraz priorytetowym podgrzewem c.w.u. W związku z tym, w dotychczasowych kosztach Strona 15

eksploatacyjnych modernizowanej kotłowni zmianie ulegną tylko koszty zmienne tj. koszty zuŝycia gazu ziemnego oraz koszty zuŝycia energii elektrycznej. W celu wyznaczenia nowych kosztów zakupu gazu ziemnego konieczne jest wyznaczenie jego godzinowego i rocznego zuŝycia. MoŜna to zrobić według poniŝszych zaleŝności: Roczne zuŝycie gazu: ΣQ 5185,9 3 Brok = = = 154342,3 m / rok Qi η 0,035 0,96 i ΣQ = 5185,9 GJ/rok całkowite, obliczeniowe zapotrzebowanie na energię cieplną dla zasilanych obiektów wg tabeli nr 3; Qi = 35 MJ/m 3 = 0,035 GJ/m 3 średnia wartość opałowa gazu ziemnego; η = 0,96 - sprawność eksploatacyjna źródła po jego modernizacji wg tabeli nr 6. i Maksymalne, godzinowe zuŝycie gazu: Σq 3600 480 3600 B max = = = 51,4 Qi η 35000 0,96 i Σq = 480 kw całkowite, obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną dla zasilanych obiektów wg tabeli nr 3; Qi = 35000 kj/m 3 średnia wartość opałowa gazu ziemnego; η = 0,96 - sprawność eksploatacyjna źródła po jego modernizacji wg tabeli nr 6. i Zmniejszenie mocy cieplnej kotłów po modernizacji kotłowni obniŝyło tzw. moc umowną (zamówioną) z 60 m 3 /h do wartości 51,4 m 3 /h, co jednak nie daje podstaw do zmiany taryfy opłat za dostawę gazu po modernizacji kotłowni. Nadal będzie stosowana dotychczasowa taryfa W-5, dla której obecne stawik opłat (wg faktury PGNiG) wynoszą: - abonament: 121 zł/m-c; - paliwo gazowe: 1,3517 zł/m 3 ; - dystrybucja stała: 0,0654 zł/( m 3 /h)*h; - dystrybucja zmienna: 0,1864 zł/m 3 ; Stąd, roczne koszty zuŝycia gazu po modernizacji kotłowni będą wynosiły: m 3 / h 121,0 12 + 154342,3 1,3517 + 51,4 0,0654 8760 + 154342,3 0,1864 = 268293,26 zł / rok W wyniku zastosowania nowych pomp obiegowych zakłada się, Ŝe przyczynią się one do 30% zmniejszenia dotychczasowych kosztów zuŝycia energii elektrycznej. Stąd koszty te będą wynosiły: 0,7 x 4182,44 = 2927,71 zł/rok Strona 16

Stąd łączne, roczne koszty zmienne (po modernizacji kotłowni) będą wynosiły: 268293,26 + 2927,71 = 271220,97 zł/rok. Natomiast całkowite koszty eksploatacyjne, po modernizacji kotłowni, będą wynosiły: 271220,97 + 81776,50 = 352997,47 zł/rok. 6.5. Wyznaczenie efektów ekonomicznych dla rozpatrywanych wariantów Zgodnie z częścią 3 załącznika nr 2 do Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 17.03.2009 r. (DZ. U. Nr 43, poz.346) zestawienie kosztów wytwarzania oraz efektów ekonomicznych przedstawiono w poniŝszej tabeli. Tabela nr 7. Zestawienie kosztów wytwarzania ciepła dla stanu wyjściowego i poszczególnych wariantów przedsięwzięcia termomodernizacyjnego oraz efektów ekonomicznych Wariant przedsięwzięcia Koszty / efekty termomodernizacyjnego [zł/rok] 1 2 3 4 5 6 7 Lp 1 Stan przed termomodernizacją 2 Wariant I Koszt wytwarzania ciepła Koszt wytwarzania ciepła 1 rok 2 rok 3 rok dalsze lata 384959,80 384959,80 384959,80 384959,80 352997,47 352997,47 352997,47 352997,47 Efekt ekonomiczny 31962,33 31962,33 31962,33 31962,33 6.6. Wybór optymalnego wariantu modernizacji źródła ciepła Prosty czas zwrotu SPBT określono z zaleŝności: N SPBT = [lata] Q t min Q tmin minimalny efekt ekonomiczny wybrany spośród efektów obliczonych dla poszczególnych lat spłaty kredytu; N planowane koszty całkowite wariantu przedsięwzięcia termomodernizacyjnego. PoniŜej zamieszczono dokumentację wyboru optymalnego wariantu przedsięwzięcia termomodernizacyjnego. Strona 17

Lp. Wariant przedsięwzięcia termomoderniz acyjnego Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w Łapach Tabela nr 8. Dokumentacja wyboru optymalnego wariantu przedsięwzięcia termomodernizacyjnego lokalnego źródła ciepła. Planowane koszty całkowite Efekt ekonomiczny Efekt energety czny Planowana kwota środków własnych i kwota kredytu Premia termomodernizacyjna 20 % kredytu 16 % kosztów 2 x roczne oszczęd. [zł] [zł/rok] [%] [zł, %] [zł] [zł] [zł] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 Wariant I (SPBT = 13,8) 440960 31962,33 12,81 0,00 (0 %) 440960 (100 %) 88192 70553,60 63924,66 7. OPIS TECHNICZNY OPTYMALNEGO WARIANTU MODERNIZACJI LOKALNEGO ŹRÓDŁA CIEPŁA Wariant I modernizacji analizowanego źródła ciepła zakłada zdemontowanie istniejących, urządzeń technologicznych i zastąpienie ich nowymi urządzeniami o parametrach pracy dostosowanych do obecnych potrzeb obsługiwanych obiektów. Ogólny schemat technologiczny zmodernizowanych źródeł ciepła przedstawiono na rysunku nr 6. Natomiast zakres niezbędnych prac do wykonania przedstawia poniŝsza tabela. Tabela nr 9. Przedmiar robót związanych z modernizacją źródła ciepła Lp. Wyszczególnienie robót Jedn. Obmiar 1 2 3 4 1 Roboty demontaŝowe 1.1 DemontaŜ kotła gazowego, z palnikiem i osprzętem szt. 2 1.2 DemontaŜ wymiennika c.w.u. szt. 2 1.3 DemontaŜ osadnika szt. 1 1.4 DemontaŜ naczynia wzbiorczego szt. 2 1.5 DemontaŜ pomp obiegowych c.o. szt. 2 1.6 DemontaŜ pomp obiegu podgrzewu c.w.u. szt. 2 1.7 DemontaŜ pomp kotłowych szt. 2 1.8 DemontaŜ pomp cyrkulacyjnych szt. 2 1.9 DemontaŜ rozdzielaczy szt. 2 1.10 DemontaŜ czopucha kpl. 2 1.11 DemontaŜ stacji uzdatniania wody kpl. 1 1.12 DemontaŜ przewodów układu technologicznego wraz z armaturą m 30 2 Roboty instalacyjne 2.1 MontaŜ kotła o mocy 240 kw, z palnikiem gazowym i automatycznym kpl. 2 sterowaniem 2.2 MontaŜ podgrzewaczy c.w.u. (750 dm 3 ) szt. 4 2.3 MontaŜ przeponowych naczyń wzbiorczych (Vc = 800 dm 3 ) szt. 2 2.4 MontaŜ czopucha dwuściennego Dn 250, L = 5 m kpl. 2 2.5 MontaŜ magnetoodmulacza Dn 100 szt. 1 2.6 MontaŜ filtra dokładnego oczyszczania Dn 100 szt. 1 2.7 MontaŜ zaworu mieszającego Dn 80 z siłownikiem elektrycznym kpl. 1 Strona 18

2.8 MontaŜ pomp kotłowych szt. 2 2.9 MontaŜ pomp obiegowych c.o. szt. 2 2.10 MontaŜ pomp obiegu grzewczego c.w.u. szt. 2 2.11 MontaŜ pomp cyrkulacyjnych szt. 2 2.12 MontaŜ sprzęgła hydraulicznego, przyłącza Dn 100 szt. 1 2.13 MontaŜ stacji uzdatniania wody kpl. 1 2.14 MontaŜ przewodów i armatury nowego układu technologicznego m 30 2.15 Wykonanie zabezpieczeń antykorozyjnych i montaŝ izolacji przewodów m 30 2.16 Wykonanie prób szczelności kotłownia 1 2.17 Wykonanie prób na gorąco i uruchomienie kotłowni kotłownia 1 Strona 19

Rys. nr 6. Schemat technologiczny zmodernizowanego źródła ciepła. Strona 20

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach ZAŁĄCZNIK NR 1 Określenie strat ciepła w istniejących sieciach cieplnych Strona 21

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach I. WKORZYSTANE ZALEśNOŚCI PRZY WYZNACZANIU STRAT CIEPŁA SIECI KANAŁOWYCH 1). Jednostkowe straty mocy cieplnej przewodu zasilającego Tz tk q z = ( 1+ β ) R1 ηizol T z temperatura czynnika zasilającego, ( o C) t k temperatura powietrza w kanale, ( o C) R 1 opór przewodzenia izolacji na przewodzie zasilającym, (mk/w) η izol sprawność izolacji w zaleŝności od jej stanu technicznego β - współczynnik uwzględniający miejscowe straty ciepła (np.: nie zaizolowane kołnierze, podpory, armatura) 2). Jednostkowe straty mocy cieplnej przewodu powrotnego Tp tk q p = ( 1+ β ) R2 ηizol T p temperatura czynnika powrotnego, ( o C) t k temperatura powietrza w kanale, ( o C) R 2 opór przewodzenia izolacji na przewodzie powrotnym, (mk/w) η izol sprawność izolacji w zaleŝności od jej stanu technicznego β - współczynnik uwzględniający miejscowe straty ciepła (np.: nie zaizolowane kołnierze, podpory, armatura) 3). Opory przewodzenia izolacji na przewodach 1 d z 1 R = ln + [mk/w] 2πλ d w πd zα λ - współczynnik przewodzenia materiału izolacyjnego, (W/mK) d z zewnętrzna średnica izolacji, (m) d w wewnętrzna średnica izolacji, (m) α - współczynnik przejmowania ciepła, (W/m 2 K) 4). Temperatura powietrza w kanale t k T1 R1 = 1 R 1 T + R 2 2 1 + R 2 + + + + T 1,...T n temperatury nośników ciepła w przewodach usytuowanych w kanale, ( o C) t o temperatura powietrza zewnętrznego stykającego się z gruntem, ( o C) Strona 22 T R n n 1 R n + R k + R k t o + R 1 + R g g [ o C]

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach R 1,...,R n jednostkowe opory przenikania ciepła od czynnika grzejnego do powietrza w kanale dla poszczególnych przewodów, (mk/w) R k, R g jednostkowe opory cieplne kanału i gruntu liczone od powietrza w kanale do powietrza zewnętrznego przy powierzchni gruntu, (mk/w) R 1 1 D z k = + ln (mk/w) αdwπ 2πλ Dw D w i D z są wewnętrzną i zewnętrzną średnicą zastępczą półcylindrycznego kanału, określane zaleŝnościami: 2 D 4F 4πr / 2 + 2ra = = w U πr + 2r + 2 a (m), Dz = Dw + 2g (m) r, a, g odpowiednie wymiary kanału, (m) h przykrycie kanału gruntem, (m). R g 1 4h = ln (mk/w) 2πλ D g z II. WKORZYSTANE ZALEśNOŚCI PRZY WYZNACZANIU STRAT CIEPŁA SIECI KANAŁOWYCH (wg metodologii firmy FINPOL ROHR) 1). Jednostkowa strata mocy cieplnej dla sieci ciepłowniczych o jednakowej grubości izolacji dla obu przewodów T z temperatura czynnika zasilającego, ( o C) T p temperatura czynnika powrotnego, ( o C) T g temperatura gruntu, ( o C) Q str ( T + T T ) k = 2 k całkowity współczynnik przenikania ciepła, (W/mK) z p g k = R r 1 + R g + R d [W/mK] 2). Opory przewodzenia rurociągu R 1 D D ln w z r = ln + [mk/w] 2πλ pur d z 2πλ pe Dw λ pur współczynnik przewodzenia materiału izolacyjnego, (W/mK) λ pe współczynnik przewodzenia płaszcza zewnętrznego, (W/mK) d z zewnętrzna średnica rury stalowej, (m) D w wewnętrzna średnica płaszcza izolacji, (m) D z zewnętrzna średnica płaszcza izolacji, (m) 1 Strona 23

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach 3). Dodatkowy opór przewodzenia wynikający z wzajemnego oddziaływania układu dwóch rurociągów R d 1 = ln 2πλ g 1+ 4 λ g współczynnik przewodzenia gruntu, (W/mK) H wysokość przykrycia gruntem, do osi rurociągów, (m) M odległość między osiami rurociągów, (m) H M 2 [mk/w] 4). Opory przewodzenia gruntu R g 1 4H = ln [mk/w] 2πλ D λ g współczynnik przewodzenia gruntu, (W/mK) H wysokość przykrycia gruntem, do osi rurociągów, (m) D z zewnętrzna średnica płaszcza izolacji, (m) g z III. CAŁKOWITE STRATY W SIECIACH CIEPLNYCH Zgodnie z 3 częścią załącznika nr 3 do rozporządzeniem Ministra infrastruktury z dnia 17.03.2009 r. (Dz. U. Nr 43, poz. 346) straty ciepła, lokalnych sieci, przez przenikanie E naleŝy określać z zaleŝności: E = E s + E l (GJ/rok) E s straty ciepła w sezonie grzewczym, obliczane wg poniŝszego wzoru, (GJ/rok); E l straty ciepła w poza sezonem grzewczym, obliczane wg poniŝszego wzoru, (GJ/rok); E s = 10 5 8,64 q Li Ds (GJ/rok) s E 10 5 l = 8,64 ql Li (365 Ds) (GJ/rok) q s średnie jednostkowe straty w sieci w sezonie grzewczym, (W/m); q l średnie jednostkowe straty w sieci poza sezonem grzewczym, (W/m); Li długość i tego odcinka sieci, (m); Ds liczba dni sezonu grzewczego (tj. działania sieci na ogrzewanie), (dni). Straty mocy cieplnej w warunkach obliczeniowych wyznacza się ze wzoru: Q o 3 = 10 q Li (kw) o Strona 24

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach IV. DANE WYJŚCIOWE I OBLICZENIA DLA SIECI KANAŁOWEJ Dane dotyczące kanałów ciepłowniczych oraz oporów cieplnych kanałów i gruntu Lp. Dn przewodów [mm] Typ kanału Wymiary kanału [m] a r g Dw [m] Dz [m Rk [mk/w] Rg [mk/w] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2 x 50 + 25/20 KŁ-3 0,09 0,490 0,07 0,591 0,731 0,076 0,126 λ g = 1,5 W/mK - współczynnik przewodzenia gruntu, h = 0,6 m - przykrycie kanału gruntem, λ = 1,163 W/mK - współczynnik przewodzenia Ŝelbetu, α = 11,6 W/m 2 K - współczynnik przejmowania ciepła, λ = 0,057 W/mK - współczynnik przewodzenia wełny mineralnej, η izol = 0,85 sprawność izolacji cieplnej ze względu na okres eksploatacji sieci cieplnej; β = 0,05 - współczynnik uwzględniający miejscowe straty ciepła na zaworach odcinających; Nr dz. Obliczenia jednostkowych strat ciepła dla analizowanych sieci kanałowych Nr dz. Tk [ o C] a). W warunkach obliczeniowych Tz = 90 o C; Tp = 70 o C; t o = -22 o C; q1 q2 q3 q4 Σq 1 2 3 4 5 6 7 1 2,7 44,7 35,0 19,7 18,8 118,2 Nr dz. Tk [ o C] b). W warunkach średnich Tz = 56 o C; Tp = 48 o C; t o = 2,5 o C; q1 q2 q3 q4 Σq 1 2 3 4 5 6 7 1 13,3 22,0 16,7 14,2 12,5 65,5 Nr dz. Tk [ o C] c). W warunkach letnich Tz = 55 o C; Tp = 45 o C; t o = 15,7 o C; q1 q2 q3 q4 Σq 1 2 3 4 5 6 7 1 19,3 0 0 12,2 10,1 22,3 Zestawienie całkowitych strat ciepła w analizowanych sieciach kanałowych Dn [mm] Li [m] qs q1 qo Qo [kw] Es [GJ/rok] El [GJ/rok] ΣE [GJ/rok] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 2x50+25/20 78,5 65,5 22,3 118,2 9,3 98,6 21,6 120,3 Strona 25

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach V. DANE WYJŚCIOWE I OBLICZENIA DLA SIECI PREIZOLOWANYCH 1. Straty jednostkowe rur preizolowanych c.o. Warunki obliczeniowe: tz = 90 tp = 70 tg = -22 λ = 0,032 W/mK izolacja λ = 0,43 W/mK płaszcz λ g = 1,5 W/mK grunt Nr Dn M dzr Dwp Dzp H Rr Rd Rg k qz + qp dz. [mm] [m] [m] [m] [m] [m] [mk/w] [mk/w] [mk/w] [W/mK] 1 125 0,37 0,133 0,218 0,225 0,6 2,471 0,130 0,251 0,351 71,5 2 20 0,23 0,0269 0,084 0,090 0,6 5,692 0,177 0,349 0,161 32,8 Warunki średnie: tz = 56 tp = 48 tg = 2,5 Nr Dn M dzr Dwp Dzp H Rr Rd Rg k qz + qp dz. [mm] [m] [m] [m] [m] [m] [mk/w] [mk/w] [mk/w] [W/mK] 1 125 0,37 0,133 0,218 0,225 0,6 2,471 0,130 0,251 0,351 35,7 2 20 0,23 0,0269 0,084 0,090 0,6 5,692 0,177 0,349 0,161 16,4 2. Sumaryczne straty ciepła rur preizolowanych c.o. E = Es + El Dni 232 133 Nr Dn Li [m] qs ql qo Qo [kw] Es [GJ/rok] El [GJ/rok] E [GJ/rok] 1 125 69,5 35,7 0,0 71,5 5,0 49,7 0,0 49,7 2 20 55,5 16,4 0,0 32,8 1,8 18,2 0,0 18,2 Razem 6,8 55,7 0,0 67,9 3. Straty jednostkowe rur preizolowanych c.w.u. Warunki obliczeniowe: tcwu = 55 tcyr = 45 tg = -22 λ = 0,032 W/mK izolacja λ = 0,43 W/mK płaszcz λ g = 1,5 W/mK grunt Nr Dn M dzr Dwp Dzp H Rr Rd Rg k qz + qp dz. [mm] [m] [m] [m] [m] [m] [mk/w] [mk/w] [mk/w] [W/mK] 1 65 0,28 0,0761 0,134 0,140 0,6 2,832 0,157 0,302 0,304 43,8 2 40 0,25 0,048 0,104 0,110 0,6 3,868 0,169 0,327 0,229 33,0 Warunki średnie: tcwu = 55 tcyr = 45 tg = 2,5 Nr Dn M dzr Dwp Dzp H Rr Rd Rg k qz + qp dz. [mm] [m] [m] [m] [m] [m] [mk/w] [mk/w] [mk/w] [W/mK] 1 65 0,28 0,0761 0,134 0,140 0,6 2,832 0,157 0,302 0,304 28,8 2 40 0,25 0,048 0,104 0,110 0,6 3,868 0,169 0,327 0,229 21,7 Warunki letnie: tcwu = 55 tcyr = 45 tg = 15,7 Strona 26

Audyt energetyczny lokalnego źródła ciepła SPZOZ w łapach Nr Dn M dzr Dwp Dzp H Rr Rd Rg k qz + qp dz. [mm] [m] [m] [m] [m] [m] [mk/w] [mk/w] [mk/w] [W/mK] 1 65 0,28 0,0761 0,134 0,140 0,6 2,832 0,157 0,302 0,304 20,8 2 40 0,25 0,048 0,104 0,110 0,6 3,868 0,169 0,327 0,229 15,7 4. Sumaryczne straty ciepła rur preizolowanych c.w.u. E = Es + El Dni 232 133 Nr Dn Li [m] qs ql qo Qo [kw] Es [GJ/rok] El [GJ/rok] E [GJ/rok] 1 65/40 69,5 25,3 18,3 38,4 2,7 35,2 5,3 40,5 5. Całkowite straty ciepła rur preizolowanych c.o. i c.w.u. Qo [kw] Es [GJ/rok] El [GJ/rok] E [GJ/rok] Sieć c.o. 6,8 67,9 0,0 67,9 Sieć c.w.u. 2,7 35,2 5,3 40,5 Razem 9,5 103,1 5,3 108,4 Strona 27