Artykuł poświęcamy błędom, jakie pojawiają się przy realizacji inwestycji mających na celu wymianę i montaż źródeł ciepła i energii, zwłaszcza na etapie przygotowania postępowania przetargowego związanego z wyborem urządzeń korzystających z odnawialnych źródeł energii (OZE) – pomp ciepła, kolektorów słonecznych czy paneli fotowoltaicznych. Potencjalne wady projektu technicznego lub opisów (technicznych) przedmiotu zamówienia, niewłaściwy dobór kryteriów oceny ofert, ale też niedociągnięcia wykonawcze czy logistyczne – to problemy, z którymi nadal borykają się samorządy. Dlatego warto sprawdzić, co na ten temat mają do powiedzenia inżynierowie z branży instalacji, biorący udział w wielu postępowaniach przetargowych i programach związanych z montażem urządzeń OZE. O wskazanie konkretnych błędów, z jakimi się spotkali, poprosiliśmy przedstawicieli kilku dużych firm zrzeszonych w stowarzyszeniach branży instalacji, promujących najwyższe standardy jakościowe: Polskiej Organizacji Rozwoju Technologii Pomp Ciepła, Stowarzyszeniu Producentów i Importerów Urządzeń Grzewczych i Polskiej Korporacji Techniki Sanitarnej, Grzewczej, Gazowej i Klimatyzacji.

Zacznijmy od kryteriów

Znowelizowane prawo zamówień publicznych (PZP) daje gminom szerokie pole do działania: wyboru kryteriów oceny składanych ofert i nadawania im stopnia ważności. Do niedawna cena stanowiła główne kryterium wyboru ofert, jednak od 2016 r. znowelizowana ustawa PZP pozwala, a wręcz wymaga uwzględnienia także innych kryteriów – waga ceny nie powinna obecnie wynosić więcej niż 60%. Wciąż jednak istnieje wiele pytań związanych z tym, jakie kryteria przyjąć, aby zagwarantować odpowiednią jakość realizacji i wyeliminować nierzetelnych wykonawców? Co zrobić, aby urządzenia były jak najlepszej jakości i aby inwestycja/instalacja mogła służyć gminie, mieszkańcom i środowisku nie tylko przez okres trwałości projektu, ale również w następnych latach.
Z obserwacji naszych respondentów wynika, że obecnie w przetargach, głównie tych już rozstrzygniętych, gminy coraz lepiej zabezpieczają interesy swoje i mieszkańców. Sięgają po rozbudowane kryteria pozacenowe, eliminując z rynku szczególnie „firmy w walizce" – z referencjami, gwarancjami bankowymi i finansowaniem, jednak bez wiedzy i zaplecza technicznego oraz ludzkiego. Oznacza to, że coraz częściej stawiane są istotne pytania:
– czy firma, która prawie w 100% polega na podwykonawcach, jest wiarygodna i rzetelna?
– czy przy realizacji dużych projektów OZE gmina nie powinna wymagać od wykonawcy kluczowej kadry zatrudnionej na umowę o pracę?
Z drugiej strony, niestety, w polskich realiach nadal wiele przetargów jest tak konstruowanych, że wybór ukierunkowany jest na najtańszą ofertę. Czynnik cenowy to wciąż przeważające kryterium wyboru. I dotyczy to nie tylko wykonawców robót, ale także np. projektantów opracowujących dokumentację na cele realizacji instalacji. Trudno się później dziwić przypadkom ogłaszania upadłości przez wykonawców, którzy wygrali w przetargach, lub braków projektowych czy wykonawczych w realizacjach za rażąco niskie ceny.
Warto też pamiętać, że przy wyborze urządzeń, których praca w instalacji obliczona jest na długie lata – bo przecież takie są założenia inwestycji publicznych z wykorzystaniem środków zewnętrznych – niezmiernie ważną sprawą jest zwrócenie uwagi na potwierdzoną wysoką jakość i trwałość produktów. Czasem, dla niektórych dostawców działających na naszym rynku, oferowane przez nich w przetargu urządzenia stanowią jedynie przejściową formę działalności... Brak zaplecza badawczo- -rozwojowego może świadczyć, że firma (oferent) niekoniecznie myśli perspektywicznie. Ponadto, przy formułowaniu zapisów SIWZ, należy mieć na uwadze warunki gwarancji (zarówno na wykonawstwo, jak i na urządzenia). Zgodnie z warunkami gwarancji oraz obowiązującymi przepisami prawa, urządzenia grzewcze powinny podlegać okresowym przeglądom eksploatacyjnym wykonywanym przez uprawnione do tego osoby. Regularnie wykonywane przeglądy mają wpływ na żywotność, ekonomikę pracy urządzeń, a przede wszystkim – na bezpieczeństwo ich eksploatacji.
I jeszcze kilka wskazówek: na etapie składania ofert przetargowych warto wymagać symulacji pracy instalacji w celu potwierdzenia efektu ekologicznego. Dobrą praktyką są też wstępne inwentaryzacje projektowe w celu oceny możliwości montażowych instalacji. Obowiązkowy powinien być natomiast monitoring wszystkich wykonanych instalacji.

Błędy w opisach przedmiotów zamówień w zakresie wymogów technicznych

1. Nieuzasadnione techniczne zastrzeżenie wyboru jednego rodzaju technologii, np. pompa typu „monoblok", i wykluczenie pomp ciepła typu „split", pomimo wielu korzyści rozwiązania typu „split" w danych warunkach oraz na odwrót.

2. Ograniczenia względem rozwiązań technicznych zamiast postawienia bezpośredniego wymogu określonych funkcji, jakie powinna realizować pompa ciepła, np. chronić wodę przed zamarznięciem w przypadku braku zasilania dłużej niż przez 24 h.

3. Ograniczenia tylko do jednego typu sprężarki, np. typu „scroll", z pominięciem sprężarki podwójnej rotacyjnej, pomimo równoważności eksploatacyjnej obydwu rozwiązań. W tym wypadku decydujące powinny być dane eksploatacyjne, np. z kart produktów (wymogi ekoprojektu), a nie sama technologia sprężarki.

4. Wymaganie potwierdzenia parametrów pompy dowolnymi dokumentami zamiast oficjalnymi dokumentami, jak np. kartą produktu czy etykietą produktu, zgodnymi z rozporządzeniami Komisji Europejskiej.

5. Wymóg przedstawiania certyfikatu na znak EHPA Q, który nie jest obowiązkowym oznakowaniem europejskim, a w przyszłości zostanie zastąpiony innym certyfikatem.

6. Brak zwracania uwagi na aspekty naprawdę istotne dla użytkownika, takie jak roczne zużycie energii według etykiety energetycznej lub karty produktu czy możliwość zdalnej kontroli pompy ciepła z dowolnego urządzenia mobilnego z dostępem do internetu.

7. Wymaganie parametrów technicznych, które nie odpowiadają rzeczywistym warunkom pracy urządzenia, zarówno po stronie źródła ciepła, jak i instalacji grzewczej, co może prowadzić do tego, że wybrana pompa ciepła będzie miała niezadawalającą sprawność w czasie użytkowania i będzie droższa w eksploatacji.
Przykład: powietrzna pompa ciepła do przygotowania c.w.u., dla której wymagane jest COP w punkcie pracy A12/W10-35 ≥ 3,0. Prawidłowo powinno być wymagane COP w punkcie pracy A7/W10-55 ≥ 3,0 – tak sformułowane wymaganie odpowiada dużo bardziej rzeczywistym warunkom klimatycznym naszego kraju oraz niezbędnej do uzyskania temperaturze w instalacji ciepłej wody użytkowej.
8. Przy wskazywaniu wymaganej projektowanej mocy grzewczej (kW) pompy ciepła nie są podawane informacje, przy jakiej temperaturze i zgodnie z jaką normą ta moc ma być określona. Przykładowy, wadliwy zapis z SIWZ: pompa ciepła o mocy 40 kW i o wartości COP = 4,5. Nie jest to pełna informacja, ponieważ moc pompy ciepła i współczynnik efektywności są mierzone w pewnym punkcie pracy (określona temperatura dolnego i górnego źródła ciepła, np. B0/W35 dla gruntowej pompy ciepła czy A2W35 dla powietrznej pompy ciepła), zgodnie z odpowiednimi normami. Brak określenia punktu pracy i normy skutkuje tym, że stający do przetargu może zaoferować pompę ciepła o niższej mocy grzewczej i sprawności. Wystarczy, że poda, iż wymagana moc czy sprawność COP są osiągnięte w innym punkcie pracy, np. B10/W35 – w tym przypadku w punkcie projektowym B0/W35 pompa ta nigdy nie osiągnie wymaganej sprawności i mocy 40 kW (przy niższej temperaturze dolnego źródła, moc i sprawność pompy ciepła będą niższe). Poprawny zapis powinien zatem wyglądać następująco:

pompa ciepła typu solanka-woda o mocy 40 Kw i COP = 4,5 przy B0/W35, wg PN-EN 14511. W przypadku innych typów pomp ciepła należy stosować normy i punkty pracy jak w tabeli 1 i 2.
9. Wymaganie zbyt wysokich współczynników sprawności COP, określonych na poziomie konkretnej wartości osiąganej tylko przez jednego producenta (w dodatku niekoniecznie potwierdzonej badaniami).
Przykładowy, wadliwy zapis z SIWZ: pompa ciepła o współczynniku sprawności COP > 5,2 przy B0/W35, wg PN-EN 14511. – Do określenia w dokumentacji minimalnego, wymaganego poziomu współczynnika sprawności COP lepiej posługiwać się wartościami podanymi w rozporządzeniu Komisji Europejskiej w sprawie oznakowania ekologicznego (z 2007 r.), wymaganymi również przez EHPA do wydania certyfikatu jakości EHPA Q, np.: pompa ciepła solanka-woda o współczynniku sprawności COP > 4,3 przy B0/W35, wg PN-EN 14511. Warto też wiedzieć, że bardziej miarodajnym współczynnikiem niż COP jest SCOP. Każdy producent ma wymóg określenia SCOP w etykiecie energetycznej produktu i karcie produktowej. Wartość SCOP można określić na podstawie podanej wartości ηs (SCOP ≈ ≈ ηs x 2,5). W tabeli 4 pokazane są przykładowe wymogi min. SCOP dla klimatu umiarkowanego.

• ograniczenia względem powierzchni kolektora, zarówno od dołu, jak i od góry, pomimo sformułowania innych parametrów charakteryzujących wydajność;
• ograniczenia względem temperatury stagnacji;
• ograniczenia względem technologii wykonania obudowy kolektora;
• ograniczenia względem wewnętrznej budowy kolektora, np. względem absorbera, izolacji, szyby etc;
• ograniczenia względem wagi kolektora.

2. Jeżeli wymaga się certyfikatu jakości Solar Keymark lub równoważnego, to równoczesne formułowanie jakichkolwiek dodatkowych wymagań w powyższym zakresie stanowi ograniczenie uczciwej konkurencji, ponieważ nie wynika z obiektywnej potrzeby zamawiającego względem jakości czy wydajności urządzeń. Wydajność kolektorów najpełniej charakteryzuje ich moc, dlatego wszelkie wymogi w zakresie odpowiedniej wydajności kolektora powinny sprowadzać się do określenia minimalnego wymaganego poziomu mocy kolektora.

3. Wskazywanie niewłaściwych norm i przepisów prawa przy precyzowaniu wymogów względem kolektorów słonecznych.
W zakresie kolektorów słonecznych najwłaściwsze jest wymaganie certyfikatu Solar Keymark lub równoważnego oraz sprawozdania z badań według normy PN-EN12975-1, uwzględniającego badanie odporności na gradobicie. Pozostałe normy wskazywane w opisach przedmiotu zamówień, tj. PN12975-2 oraz ISO 9806, są normami podrzędnymi względem normy PN12975-1 i nie wnoszą żadnych dodatkowych wymogów względem urządzeń.

4. Nieodpowiedni dobór wielkości zestawów do potrzeb danego obiektu, a najczęściej przewymiarowanie instalacji, powodujące późniejsze problemy eksploatacyjne, włącznie z uszkodzeniami instalacji.Prawidłowy dobór to 0,8-1 m2 powierzchni kolektora na 50 l wody w podgrzewaczu na 1 mieszkańca.

5. Wymaganie podgrzewaczy ze stali nierdzewnej z pominięciem podgrzewaczy emaliowanych, które często przy znacznie niższej cenie zapewniają wyższą jakość, a nawet odporność na korozję.

6. Ograniczenia względem technologii grup pompowych, np. jednodrogowe lub dwu- drogowe, zamiast w zakresie funkcjonalności w postaci alarmów o nieprawidłowym ciśnieniu lub przepływie w instalacji.

7. Wprowadzanie drogich, skomplikowanych i bezużytecznych rozwiązań informatycznych, jak np. centralnego monitorowania pracy prywatnych instalacji, zamiast udostępnienia użytkownikom indywidulanie możliwości zdalnej kontroli parametrów instalacji z dowolnego urządzenia mobilnego z dostępem do internetu.

8. Stosowanie urządzeń podtrzymujących zasilanie, tzw. UPS'ów, zamiast wymaganej ochrony instalacji przed skutkami braku zasilania. Urządzenia podtrzymujące zasilanie nie nadają się do instalacji solarnych z racji swojej niskiej efektywności – podtrzymują pracę zazwyczaj kilkadziesiąt minut, a także krótkiej żywotności wynikającej z długich odstępów czasu między użyciem akumulatorów.

9. Brak weryfikacji liczby potencjalnych użytkowników instalacji ciepłej wody użytkowej – liczba osób podawana we wstępnych ankietach doborowych przez mieszkańców może być weryfikowana z danymi podanymi w deklaracjach dotyczących wywozu odpadów komunalnych.

1. W projektach/opisach technicznych instalacji fotowoltaicznych bardzo często spotyka się niespójne, nieefektywne rozwiązania, świadczące o niewielkim doświadczeniu i wiedzy autorów. Są to np. próby jednoczesnego zasilania z instalacji odbiorników po stronie AC i DC.

2. Projektowanie niepotrzebnych elementów instalacji, np. zabezpieczeń nadprądowych strony DC o wielkości znacznie przekraczającej wielkość prądu, jaki może wystąpić w jednym szeregu modułów. Zgodnie z uznaną praktyką instalacyjną, zabezpieczenia nadprądowe stosuje się wyłącznie w przypadku połączeń równoległych między wieloma szeregami modułów.

3. Niedopasowanie mocy instalacji do potrzeb zasilanego obiektu, jak też z drugiej strony: do jego możliwości technicznych, np. zbyt duża liczba modułów na danej połaci dachowej, panele leżące na częściowo lub całkowicie zacienionej połaci, np. północno-wschodniej lub zachodniej etc.

4. Ograniczanie wyboru technologii paneli do monokrystalicznych lub polikrystalicznych, które w praktyce nie różnią się między sobą w jakikolwiek istotny sposób choćby z eksploatacyjnego punktu widzenia.

5. Wymaganie wysokiej sprawności modułów w sytuacji nadpodaży miejsca na ich zainstalowanie – powoduje to nieuzasadnione obiektywnymi potrzebami zwiększenie kosztów inwestycyjnych i wydłużenie czasu zwrotu poniesionych nakładów. Innym słowy: nie ma ekonomicznego uzasadnienia do stosowania drogich paneli o najwyższej dostępnej na rynku sprawności, jeżeli dysponujemy dużą powierzchnią zabudowy.

6. Odwoływanie się do wymogów, które nie stanowią o jakości ani trwałości paneli. Na przykład panele typu szkło-szkło, bezramkowe w żadnym aspekcie użytkowym nie są lepsze od paneli z ramką, podobnie jak panele cienkowarstwowe nie są lepsze niż panele poli- lub monokrystaliczne. Z kolei panele „samoodśnieżające się" zużywają na odśnieżenie zdecydowanie więcej energii elektrycznej niż są w stanie wyprodukować w okresie zimowym. Ramka ułatwiająca drenaż wody również jest chwytem reklamowym, gdyż na żadnym rynkowym panelu nie zalega woda opadowa.

7. Wymaganie certyfikatów w zakresie odporności na warunki, które nie występują w trakcie eksploatacji. Przykładowo: potwierdzona odporność paneli na mgłę solną jest przydatna tylko w pasie nadmorskim lub bezpośrednio przy drogach posypywanych solą. Z kolei odporność na amoniak – wyłącznie wtedy, gdy instalacja pracuje w bezpośrednim otoczeniu oczyszczalni ścieków, biogazowni, gospodarstwa rolnego itp. Potwierdzona odporność na kurz i pył jest istotna jedynie w przypadku paneli montowanych na terenach nieosłoniętych szatą roślinną, pustynnych etc. W każdym innym przypadku odporność na ww. warunki będzie wymogiem nieadekwatnym do rzeczywistych potrzeb inwestora.

8. Inne przykłady wymogów nieadekwatnych do rzeczywistych potrzeb:

• nierealna wręcz wytrzymałość mechaniczna, np. wytrzymałość na oddziaływania sił wiatru na poziomie 8 000 Pa dla instalacji nie narażonych na ostre porywy wiatru, montowanych na dachu skośnym lub płaskim, w dodatku w gęstej zabudowie;
• wymaganie większej liczby bus-barów – jest to parametr techniczny producenta, niemający jakiegokolwiek znaczenia z użytkowego punktu widzenia;
• wymaganie określonych współczynników napięciowych i prądowych, które są istotne tylko w projektowaniu;
• wymaganie konkretnych wartości prądów zwarcia, napięć jałowych, prądu lub napięcia w danym punkcie pracy;
• określanie minimalnego poziomu tolerancji mocy, np. 5 W lub 3%;
• ograniczenia względem wymiarów paneli, np. „nie mniejsze niż..." lub „nie większe niż", w tym wysokości/grubości ramki;
• wymaganie standardów sieci, które w Polsce nie obowiązują; powinny obowiązywać wymogi lokalnego operatora systemu dystrybucyjnego, podobnie jak w przypadku konkretnego współczynnika mocy cosφ;
• wymaganie jednoczesnej obsługi wielu standardów komunikacji, podczas gdy do osiągnięcia kontroli wystarcza jeden, tj. ten, z którego korzysta dany producent inwertera i wykonawca;
• wymaganie parametrów napięciowych, które w praktyce nie będą występować w instalacji, np. nierzeczywistego napięcia wejściowego lub prądu wejściowego, którego instalacja nigdy nie osiągnie;
• operowanie sprawnością maksymalną, zamiast sprawnością europejską – średnioroczną, bardziej miarodajną;
• wymaganie wbudowanych zabezpieczeń lub elementów, które zazwyczaj montuje się oddzielnie, m.in. ze względu na wysoką jakość takich podzespołów oraz łatwiejsze serwisowanie;
• nieodpowiedni dobór mocy inwertera do paneli; stosunek mocy inwertera do paneli powinien mieścić się w pewnych zakresach dla każdej instalacji w zależności od orientacji, nachylenia i zacienienia.

Błędy projektowe - logistyczne - wykonawcze

1. Brak obliczeń zapotrzebowania cieplnego budynków (OZC), a w efekcie przewymiarowanie mocy pompy ciepła, co wiąże się często ze znacząco wyższymi kosztami inwestycyjnymi, zarówno związanymi z samą pompą ciepła, jak i z dolnym źródłem ciepła.

2. Brak analizy wartości współczynnika SCOP (sezonowego współczynnika efektywności systemu), co naraża inwestorów (i użytkowników) nie tylko na konieczność poniesienia wysokich kosztów inwestycyjnych, ale w późniejszym czasie także i eksploatacyjnych.

3. Brak analizy lokalizacji zewnętrznej jednostki pompy ciepła typu split powietrze-woda (A/W) pod względem generowanego hałasu. Może to być niezgodne z obowiązującymi przepisami w tym zakresie, a ponadto może narazić użytkownika i jego sąsiadów na uciążliwy hałas podczas pracy urządzenia, a w konsekwencji – konieczność zmiany lokalizacji jednostki ze względu na interwencje sąsiadów.

4. Brak analizy mocy przyłączeniowej sieci energetycznej pod względem możliwości przyłączenia dodatkowych urządzeń lub zwiększenia mocy (przy istniejącym przekroju przewodu). W konsekwencji zastosowanie pompy ciepła może okazać się niemożliwe.

5. Brak zbiornika buforowego w projektach systemów grzewczych biwaletnych (czyli takich, w których pompa ciepła ma współpracować z dodatkowym źródłem ciepła, np. kotłem), wyposażonych w grzejniki (o małej pojemności). Skutkuje to brakiem wymaganego, nominalnego przepływu wody grzewczej, ochrony pompy ciepła przed zbyt wysoką temperaturą pracy oraz zbyt dużą wartością ΔT (różnicą temperatury zasilania i powrotu) wody grzewczej. Efektem są awaryjne wyłączenia pompy ciepła, duże zużycie tego urządzenia na skutek większej liczby załączeń i jego krótsza żywotność, niższy współczynnik sprawności COP, niższy współczynnik średniorocznej efektywności systemu SCOP oraz wyższe koszty eksploatacyjne.

6. Nieprawidłowo dobrana powierzchnia wężownicy w zasobniku ciepłej wody użytkowej (c.w.u.) współpracującym z pompą ciepła. Wynikające z tego problemy eksploatacyjne to: nieuzyskiwanie odpowiednio wysokiej temperatury c.w.u., uruchamianie się systemu zabezpieczeń przed wysokim ciśnieniem czynnika (WC), zwiększone zużycie urządzenia, krótsza żywotność pompy ciepła.

7. Nieprawidłowe wartości temperatury eksploatacji systemu centralnego ogrzewania (np. temperatura pomieszczenia znacząco wyższa niż normatywne 20°C) i ciepłej wody użytkowej (np. temperatura wyższa niż 50°C). Konsekwencją są bardzo wysokie koszty eksploatacji pompy ciepła, duże zużycie urządzenia i jego krótsza żywotność. Możliwe jest także zamrożenie dolnego źródła dla gruntowych pomp ciepła typu solanka-woda (S/W).

8. Błędny dobór dolnego źródła ciepła do gruntowych pomp ciepła typu solanka-woda (S/W), co może skutkować obniżeniem temperatury dolnego źródła (a nawet w konsekwencji jego zamrożeniem i uszkodzeniem), istotnym zmniejszeniem realnej wartości współczynnika efektywności COP oraz zwiększeniem kosztów eksploatacyjnych.

9. Podczas realizacji inwestycji brak „wypełnienia" masą wypełniającą górotworu wokół sondy pionowej stanowiącej dolne źródło ciepła dla pompy ciepła. Pomijając fakt, że w ten sposób nie spełnia się wymogów obowiązujących aktów prawnych, to może generować to konkretne problemy eksploatacyjne: obniża się wydajność dolnego źródła pompy ciepła (wyższe koszty użytkowania), możliwe jest również uszkodzenie sondy pionowej.

10. Wadliwy dobór średnic instalacji górnego źródła ciepła (czyli tej części instalacji, która jest w budynku). Powoduje to nieprawidłowy przepływ wody grzewczej i w efekcie praca urządzenia charakteryzuje się nieprawidłową wartością ΔT, niższym niż zakładany współczynnikiem COP, niższym współczynnikiem SCOP, wyższym kosztami eksploatacyjnymi.
Następuje zwiększone zużycie pompy ciepła i możliwe jest poważne jej uszkodzenie.

11. Dla systemów solanka-woda (gruntowe pompy ciepła) – zastosowanie nieodpowiednich materiałów po stronie dolnego źródła ciepła. Istnieje wówczas ryzyko uszkodzenia instalacji, awaryjnego wyłączenia pompy ciepła i braku ogrzewania budynku.

12. Dla systemów solanka-woda z dolnym źródłem ciepła w postaci sond pionowych – brak analizy możliwości wjazdu i operowania sprzętu ciężkiego (wiertnicy) na działkę. Zdarza się wówczas, że np. zostaje uszkodzona napowietrzna linia energetyczna albo roboty się komplikują, bo nie ma możliwości zastosowania sprzętu.

1. Brak inwentaryzacji projektowej w inwestycjach parasolowych typu „zaprojektuj i wybuduj", co niesie zagrożenie braku możliwości montażowych przy realizacji projektu.

2. Brak uzyskania przed przetargiem pisemnej interpretacji urzędu skarbowego dotyczącej wymaganych stawek VAT dla konkretnej inwestycji parasolowej – obecnie największy problem dotyczy oceny ofert w postępowaniu, postępowania są obarczone błędem i uniemożliwiają wybór oferty.

3. Niedoszacowanie budżetu w celu osiągnięcia maksymalnego efektu kosztowego.

4. Brak podpisanych wstępnych umów z mieszkańcami w inwestycjach parasolowych przed zawarciem umowy na realizację z wykonawcą, a także błędy w umowach z mieszkańcami. W wielu przypadkach w umowach nie są sprecyzowane kwestie odpowiedzialności za zakres robót między mieszkańcem a wykonawcą, np. w sprawie przygotowania gniazdek elektrycznych, usunięcia istniejącego zbiornika c.w.u., zabezpieczenia instalacji elektrycznej, podłączenia grzałki elektrycznej lub innego, drugiego źródła ciepłej wody. Efektem są opóźnienia i utrudnienia w realizacji.

5. Przewymiarowanie instalacji kolektorów słonecznych względem realnych potrzeb w zakresie poboru c.w.u. – instalacja nie jest dobierana przy uwzględnieniu rzeczywistego zużycia ciepłej wody, ale pod kątem wielkości normowych w zakresie zużycia c.w.u.

6. W inwestycjach związanych z montażem fotowoltaiki najczęściej pojawiający się błąd jest związany z ochroną przepięciową i odgromową, w której stosowane są aparaty niezgodne z obowiązującymi normami. Ponadto często nie zachowane wymagane odległości izolacyjne lub błędnie są dobierane materiały.

7. Inne częste błędy projektowe i wykonawcze przy realizacji instalacji fotowoltaicznych to:

• zła konfiguracja łańcuchów;
• błędnie dobrany inwerter – poza zakresem optymalnej pracy, a także niewłaściwy montaż inwertera lub jego nieprawidłowa konfiguracja (niedopasowanie do obowiązującej normy);
• źle dobrane przekroje kabli;
• niepotrzebnie stosowane układy akumulatorowe (źle zinterpretowano potrzeby inwestora/ użytkownika);
• brak uziemienia modułów fotowoltaicznych;
• stosowanie nieodpowiednich konstrukcji wsporczych dla instalacji na dachach (niedostosowanych do możliwych obciążeń);
• błędy montażu konstrukcji wsporczych, w tym przede wszystkim montaż niezgodny z instrukcją oraz stosowanie nieodpowiednich materiałów, które powodują korozję;
• brak monitoringu instalacji również należy uznać za błąd.

Na podstawie zebranych opinii opracowała: Joanna Jankowska