Wyniki egzaminu

Nowy egzamin

Informacje o egzaminie:

Zawód: Technik urządzeń i systemów energetyki odnawialnej
Kwalifikacja: ELE.11 - Eksploatacja urządzeń i systemów energetyki odnawialnej
Data rozpoczęcia: 8 grudnia 2025 14:38
Data zakończenia: 8 grudnia 2025 14:54

Egzamin zdany!

Wynik: 22/40 punktów (55,0%)

Wymagane minimum: 20 punktów (50%)

Pochwal się swoim wynikiem!

Facebook

X.com

Szczegółowe wyniki:

Pytanie 1

Pomimo braku rozbioru ciepłej wody, zbiornik ciepłej wody użytkowej zasilany niezależnie z instalacji słonecznej w nocy traci ciepło. Najbardziej prawdopodobnym powodem tego zjawiska jest w obiegu kolektorów słonecznych

A. uszkodzony zawór zwrotny

B. zbyt niskie ciśnienie

C. zapowietrzenie

D. brak działania pompy

Pompa bez zasilania to ciekawy pomysł na to, czemu zasobnik mógłby się wychłodzić, ale w przypadku systemu solarnego to nie ma sensu. No bo w nocy, jak nie świeci słońce, pompa zazwyczaj nie działa, ale brak cyrkulacji wody nie powoduje, że ciepło znika. Faktycznie, zapowietrzenie może utrudniać cyrkulację, ale to nie znaczy, że woda od razu staje się zimna. A za niskie ciśnienie? To też nie działa na temperaturę w zasobniku, jeśli nie ma aktywnej cyrkulacji. Kluczowy błąd to myślenie, że te rzeczy mają bezpośredni wpływ na ciepło w zasobniku. Prawda jest taka, że to uszkodzenie zaworu zwrotnego sprawia, że ciepło się traci, i to skutkuje brakiem stabilności temperatury w zasobniku. Dlatego trzeba zrozumieć, jak ważny jest ten zawór dla prawidłowego działania systemu solarnego i dla jego wydajności.

Pytanie 2

Który z komponentów systemu fotowoltaicznego nie jest obecny w instalacji off-grid?

A. Regulator.

B. Licznik dwukierunkowy.

C. Inwerter.

D. Akumulator.

Licznik dwukierunkowy jest elementem instalacji fotowoltaicznych, który służy do pomiaru energii elektrycznej, zarówno tej pobieranej z sieci, jak i tej oddawanej do sieci. W systemach off-grid, które nie są podłączone do ogólnej sieci energetycznej, taki licznik nie jest potrzebny, ponieważ energia generowana przez instalację jest wykorzystywana na miejscu, a nadmiar energii jest magazynowany w akumulatorach. W instalacjach off-grid kluczowe są elementy takie jak inwerter do przekształcania prądu stałego w prąd zmienny oraz akumulatory, które zapewniają dostęp do energii elektrycznej w nocy lub w przypadku niskiego nasłonecznienia. Regulator ładowania również odgrywa istotną rolę, kontrolując proces ładowania akumulatorów i zapobiegając ich przeładowaniu. W praktyce, zrozumienie działania tych elementów jest kluczowe dla efektywnego zaprojektowania i eksploatacji instalacji fotowoltaicznej off-grid, co przyczynia się do zwiększenia jej wydajności i trwałości, zgodnie z najlepszymi praktykami inżynieryjnymi.

Pytanie 3

Umowa przyłączeniowa oraz warunki przyłączeniowe są kluczowe dla sprzedaży energii z systemu fotowoltaicznego do sieci elektroenergetycznej. Od momentu ich dostarczenia inwestor ma najwyżej

A. 3 lata

B. 1 rok

C. 4 lata

D. 2 lata

Wybór krótszych okresów, takich jak rok, trzy lata czy cztery lata, opiera się na błędnych założeniach dotyczących regulacji związanych z przyłączaniem instalacji energii odnawialnej do sieci. Wiele osób może myśleć, że rok to wystarczający czas na realizację projektu, co często prowadzi do niedoszacowania złożoności formalności i prac budowlanych związanych z instalacjami fotowoltaicznymi. Często nie uwzględniają oni czasochłonnych procesów, takich jak uzyskiwanie wymaganych zezwoleń, a także czas potrzebny na dostarczenie i montaż paneli słonecznych oraz podzespołów. Z drugiej strony, wybór okresu trzech lub czterech lat może prowadzić do błędnego przekonania, że inwestorzy mają zbyt dużo czasu na zrealizowanie projektu, co z kolei może skutkować opóźnieniami i w konsekwencji utratą aktualnych warunków przyłączeniowych. W praktyce, dłuższe terminy mogą prowadzić do niepewności na rynku, co wpływa na stabilność finansową inwestycji. To zrozumienie czasu realizacji projektów jest istotne w kontekście efektywności działania przyłączonych instalacji i ich wpływu na sieć energetyczną, co powinno być kluczowym punktem w strategii inwestycyjnej w energię odnawialną.

Pytanie 4

Wiskozymetr jest urządzeniem, które umożliwia pomiar

A. natężenia oświetlenia

B. wartości opałowej peletu

C. prędkości wiatru

D. lepkości kinematycznej płynów

Wiskozymetr to urządzenie wykorzystywane do pomiaru lepkości kinematycznej płynów, co jest kluczowe w wielu branżach, takich jak chemia, przemysł spożywczy, farmaceutyczny czy naftowy. Lepkość kinematyczna to miara oporu, jaki płyn stawia podczas przepływu, a jej pomiar jest istotny dla oceny właściwości reologicznych substancji. Na przykład, w przemyśle spożywczym, lepkość kinematyczna sosów i napojów wpływa na ich konsystencję i smak, co ma bezpośrednie znaczenie dla jakości produktu. Istnieją różne typy wiskozymetrów, takie jak wiskozymetry rotacyjne czy wiskozymetry kapilarne, z których każdy znajduje swoje zastosowanie w zależności od specyfikacji i wymagań testu. Stosując wiskozymetr, można również określić wpływ temperatury na lepkość, co jest zgodne z normami ASTM D445, które dostarczają wytycznych dotyczących pomiarów lepkości kinematycznej.

Pytanie 5

Jakie będzie natężenie przepływu medium grzewczego wyrażone w dm³/s, jeśli wskazanie na rotametrze wynosi 10,8 m³/h?

A. 0,003 dm3/s

B. 1,080 dm3/s

C. 3,000 dm3/s

D. 10,800 dm3/s

Wybór błędnych wartości natężenia przepływu nośnika ciepła może wynikać z nieprawidłowego przeliczenia jednostek. Odpowiedzi sugerujące wartości takie jak 1,080 dm³/s, 10,800 dm³/s czy 0,003 dm³/s są efektem niepoprawnych obliczeń. Na przykład, odpowiedź 1,080 dm³/s mogłaby być wynikiem błędnego podziału lub mnożenia wartości, co pokazuje typowy błąd myślowy związany z pomijaniem kluczowej konwersji jednostek. Natomiast wartość 10,800 dm³/s sugeruje, że osoba odpowiadająca pomyliła się w skali jednostek, myśląc, że 10,8 m³/h bezpośrednio przelicza się na dm³/s bez uwzględnienia przelicznika godzin na sekundy. Również odpowiedź 0,003 dm³/s świadczy o fundamentalnym błędzie w zrozumieniu przeliczeń, co może prowadzić do poważnych konsekwencji w aplikacjach inżynieryjnych, gdzie precyzyjne pomiary są kluczowe. Takie błędy mogą skutkować nieodpowiednim doborem urządzeń, co z kolei może prowadzić do niewłaściwego działania systemów oraz marnotrawstwa energii. W zastosowaniach przemysłowych i projektowych, dokładna konwersja jednostek jest niezbędna, aby zapewnić efektywność oraz bezpieczeństwo procesów.

Pytanie 6

Zanieczyszczenie absorbera w systemie kolektorów słonecznych prowadzi do

A. przegrzania wody w zbiorniku buforowym

B. zatykania instalacji, w której krąży glikol

C. zmniejszenia efektywności cieplnej kolektora

D. zatrzymania działania pompy obiegowej w instalacji

Zanieczyszczenie absorbera kolektora słonecznego ma bezpośredni wpływ na jego wydajność cieplną, ponieważ zmniejsza efektywność absorbcji promieniowania słonecznego. Zanieczyszczenia, takie jak kurz, brud czy osady, mogą pokrywać powierzchnię absorbera, co prowadzi do obniżenia ilości energii słonecznej, którą kolektor jest w stanie przekształcić w ciepło. W praktyce, kolektory powinny być regularnie czyszczone, aby zapewnić optymalną wydajność. Dobrą praktyką jest przeprowadzanie inspekcji stanu technicznego oraz czyszczenie powierzchni absorpcyjnych przynajmniej raz w roku, a w przypadku zanieczyszczeń atmosferycznych w trudnych warunkach (np. w obszarach przemysłowych) nawet częściej. Zgodnie z normami branżowymi, aby zapewnić maksymalną wydajność kolektorów, zaleca się stosowanie filtrów, które mogą ograniczać zanieczyszczenia przedostające się do systemu. W związku z tym, regularne monitorowanie i utrzymanie kolektora w czystości jest kluczowe dla jego efektywności i długowieczności.

Pytanie 7

Czyszczenie powierzchni modułów PV powinno odbywać się poprzez mycie

A. detergentami, w pełnym słońcu, w godzinach porannych

B. alkoholem, w pochmurną pogodę, w godzinach popołudniowych

C. czystą wodą o średniej twardości, w bezchmurną pogodę, w godzinach popołudniowych

D. czystą wodą o niskiej twardości, w pochmurną pogodę, w godzinach porannych

Usuwanie zabrudzeń z powierzchni modułów fotowoltaicznych (PV) powinno być przeprowadzane przy użyciu czystej wody o niskiej twardości, w godzinach porannych oraz przy pochmurnej pogodzie. Woda o niskiej twardości jest zalecana, ponieważ nie zawiera dużej ilości minerałów, co minimalizuje ryzyko powstawania osadów na panelach. Mycie modułów w porannych godzinach pozwala uniknąć wysokich temperatur, które mogą prowadzić do szybszego odparowywania wody, co z kolei może powodować zasychanie zabrudzeń i trudności w ich usunięciu. Pochmurna pogoda zmniejsza ryzyko, że woda zasycha zbyt szybko i pozwala na dokładniejsze czyszczenie. Przykładem praktycznego zastosowania jest regularne czyszczenie paneli w okresach, kiedy ich wydajność może zostać obniżona z powodu zanieczyszczeń, takich jak kurz, pyłki czy ptasie odchody, co potwierdzają normy branżowe dotyczące konserwacji systemów fotowoltaicznych.

Pytanie 8

Co się stanie z mocą fotoogniwa, gdy jego temperatura wzrośnie przy stałym nasłonecznieniu?

A. wzrośnie

B. będzie wynosić zero

C. pozostanie bez zmian

D. zmniejszy się

Jak wiadomo, wzrost temperatury w fotoogniwach prowadzi do spadku ich wydajności. To zjawisko, które nazywamy efektem temperaturowym, jest naprawdę ciekawym, ale też ważnym tematem. Materiały półprzewodnikowe, z których robimy ogniwa słoneczne, zachowują się różnie w różnych temperaturach. Wyższa temperatura zwiększa liczbę nośników ładunku, ale niestety wiąże się to też z większymi stratami energii, które uciekają w postaci ciepła. Dlatego, przy tym samym nasłonecznieniu, moc generowana przez ogniwa może maleć. Gdy projektujemy systemy fotowoltaiczne, musimy pamiętać o temperaturze i uwzględniać ją w naszych obliczeniach efektywności. Powinno się też myśleć o wentylacji i materiałach odpornych na wysokie temperatury, żeby zminimalizować negatywny wpływ ciepła na wydajność. Fajnie jest również monitorować temperaturę ogniw, bo dzięki temu można podjąć różne działania, jak chociażby stosowanie systemów chłodzenia czy odpowiednie ustawienie paneli, żeby poprawić ich wydajność.

Pytanie 9

Jednym z kluczowych czynników powodujących uszkodzenia mechaniczne próżniowego kolektora rurowego może być

A. duża różnica temperatur

B. gradobicie

C. intensywne nasłonecznienie

D. silny wiatr

Gradobicie to zjawisko atmosferyczne, które może powodować znaczne uszkodzenia mechaniczne różnych obiektów, w tym próżniowych kolektorów rurowych. Kolektory te są zazwyczaj wykonane z delikatnych rur szklanych, które, mimo że są zaprojektowane do pracy w trudnych warunkach, mogą zostać łatwo uszkodzone przez uderzenia kul lodu o dużej masie. W przypadku gradobicia, siła uderzenia i energia kinetyczna lodowych kul mogą prowadzić do pęknięć, złamań lub innych form uszkodzeń, co skutkuje obniżeniem efektywności kolektora i zwiększonymi kosztami jego naprawy. Praktyczne przykłady obejmują instalacje w regionach, gdzie gradobicie jest częste, co powinno skłonić projektantów do stosowania bardziej odpornych materiałów lub dodatkowych osłon. Ważne jest, aby projektując systemy solarne, uwzględniać lokalne warunki klimatyczne i stosować się do standardów, takich jak normy EN czy ISO, które określają wymagania dotyczące wytrzymałości materiałów na różne czynniki atmosferyczne.

Pytanie 10

Dokumenty wymagane do prawidłowego użytkowania kotłów na biomasę powinny być sporządzone na podstawie

A. dokumentacji techniczno-ruchowej urządzenia

B. specyfikacji technicznej urządzenia

C. faktury VAT lub innego dowodu zakupu urządzenia

D. certyfikatu jakości urządzenia

Dokumentacja techniczno-ruchowa urządzenia jest kluczowym elementem, który zapewnia prawidłową eksploatację kotłów na biomasę. Zawiera informacje niezbędne do bezpiecznego i efektywnego użytkowania, w tym instrukcje montażu, obsługi, konserwacji oraz zasady bezpieczeństwa. Dzięki takiej dokumentacji operatorzy mogą w pełni zrozumieć działanie urządzenia oraz wymagania eksploatacyjne, co ma znaczenie dla minimalizacji ryzyka awarii i zapewnienia optymalnej wydajności. Na przykład, dokładne przestrzeganie instrukcji dotyczących regularnej konserwacji pozwala na przedłużenie żywotności kotła oraz zwiększenie efektywności jego pracy, co jest zgodne z najlepszymi praktykami w branży. Warto również zauważyć, że takie dokumenty są wymagane w kontekście przepisów prawnych i norm, takich jak normy EN dotyczące bezpieczeństwa urządzeń i ochrony środowiska.

Pytanie 11

W trakcie inspekcji instalacji solarnej do ogrzewania, należy ocenić wartość pH cieczy solarnej. Ciecz solarna powinna być wymieniona, gdy jej pH spadnie poniżej

A. 8

B. 7

C. 10

D. 9

Odpowiedź 7 jest prawidłowa, ponieważ pH płynu solarnego powinno wynosić między 7 a 8, by zapewnić optymalne działanie systemu grzewczego. Wartość pH mniejsza niż 7 wskazuje na środowisko kwaśne, co może prowadzić do korozji elementów instalacji, w tym rur i wymienników ciepła. Wymiana płynu solarnego jest zatem niezbędna, gdy jego pH spadnie poniżej 7, aby uniknąć uszkodzeń i zapewnić efektywność energetyczną całego systemu. W praktyce, regularne monitorowanie pH płynu jest kluczowe dla długowieczności instalacji. Dobre praktyki zalecają przeprowadzanie tej kontroli co najmniej raz w roku, a także po każdej większej awarii systemu. Zgodnie z normami branżowymi, odpowiedni dobór płynów solarnych, które mają stabilne pH oraz dodatki przeciwkorozyjne, jest niezbędny do utrzymania systemu w dobrym stanie.

Pytanie 12

Podczas przeprowadzania próby szczelności instalacji F-gazów w pompie ciepła przy użyciu podwyższonego ciśnienia, wykorzystuje się

A. azot techniczny

B. tlen

C. wodór

D. dwutlenek węgla

Azot techniczny jest odpowiednim gazem do wykonywania nadciśnieniowej próby szczelności instalacji F-gazów w pompie ciepła, ponieważ jest gazem obojętnym, który nie reaguje z innymi substancjami chemicznymi i nie powoduje korozji elementów instalacji. Użycie azotu ma na celu wykrycie ewentualnych nieszczelności w systemie, które mogą prowadzić do utraty czynnika chłodniczego. Praktyka ta jest zgodna z normami branżowymi, takimi jak ISO 5149, które zalecają stosowanie azotu jako medium do testowania szczelności. Również w kontekście ochrony środowiska, azot nie przyczynia się do efektu cieplarnianego, co czyni go bardziej odpowiednim wyborem w porównaniu do innych gazów. Przykładowo, w procesie serwisowania pomp ciepła, technicy często używają azotu do wstępnego ciśnienia instalacji przed napełnieniem jej czynnikiem chłodniczym, co pozwala na zminimalizowanie ryzyka awarii oraz zapewnienie efektywności energetycznej urządzenia.

Pytanie 13

Z fototermicznego kolektora o powierzchni 2 m2 i efektywności przekazywania energii cieplnej wynoszącej 70% przy natężeniu światła 1000 W/m2 możliwe jest uzyskanie mocy równej

A. 2000 W

B. 14000 W

C. 700 W

D. 1400 W

Aby zrozumieć, dlaczego inne odpowiedzi są błędne, ważne jest przyjrzenie się zasadom działania kolektorów fototermicznych. Niektóre z niepoprawnych wartości wynikają z pomyłek w obliczeniach lub z niepełnego rozumienia roli sprawności w tym kontekście. Na przykład, odpowiedzi sugerujące moc rzędu 2000 W lub 14000 W mogą wynikać z nieprawidłowego pomnożenia powierzchni kolektora przez nasłonecznienie bez uwzględnienia sprawności. W rzeczywistości, jeśli nie uwzględnimy sprawności, otrzymalibyśmy 2000 W (2 m² * 1000 W/m²), co jest wartością maksymalną teoretyczną, a nie rzeczywistą mocą dostępną do wykorzystania. Z kolei odpowiedź sugerująca 14000 W całkowicie pomija kontekst powierzchni kolektora, co jest błędnym podejściem. Takie pomyłki wskazują na typowy błąd logiczny, polegający na braku uwzględnienia wszystkich istotnych zmiennych w obliczeniach. Zrozumienie, jak sprawność wpływa na efektywność systemu, jest kluczowe w projektowaniu instalacji solarnych oraz w ocenie ich wydajności, szczególnie w kontekście rosnącego zainteresowania odnawialnymi źródłami energii i zrównoważonym rozwojem.

Pytanie 14

Jaką temperaturę osiąga się podczas twardego lutowania przy naprawie instalacji solarnych z miedzianych rur?

A. 300-450°C

B. 100-150°C

C. 450-800°C

D. 150-300°C

Lutowanie twarde, znane również jako lutowanie z użyciem stopów lutowniczych o wyższej temperaturze topnienia, wymaga osiągnięcia temperatur w przedziale 450-800°C. W tym zakresie temperatura jest wystarczająco wysoka, aby stopić lut, który tworzy trwałe połączenie pomiędzy rurami miedzianymi. W przypadku instalacji solarnych, gdzie stosowane są rury miedziane ze względu na ich doskonałe właściwości przewodzenia ciepła i odporność na korozję, odpowiednie lutowanie jest kluczowe dla zapewnienia długoletniej i wydajnej pracy systemu. Przykładem może być lutowanie połączeń w kolektorach słonecznych, gdzie utrzymanie szczelności i wytrzymałości połączeń jest niezbędne dla maksymalizacji efektywności energetycznej. W branży często stosuje się materiały lutownicze, które spełniają normy, takie jak EN 1045, co zapewnia nie tylko wysoką jakość połączeń, ale również zgodność z przepisami bezpieczeństwa. Zastosowanie odpowiednich technik lutowania i kontrola temperatury są kluczowe w procesie, aby uniknąć uszkodzenia materiałów i zapewnić trwałość instalacji.

Pytanie 15

Podczas inspekcji systemu solarnego sprawdza się temperaturę zamarzania cieczy solarnej. Wymiana jest konieczna, gdy zamarza w temperaturze

A. -40°C

B. -20°C

C. -28°C

D. -33°C

Poprawna odpowiedź to -20°C, ponieważ większość płynów solarnych stosowanych w instalacjach ogrzewania słonecznego jest zaprojektowana tak, aby ich punkt zamarzania wynosił właśnie około -20°C. Płyny te, zazwyczaj na bazie glikolu, są używane do transportu ciepła z kolektorów słonecznych do zbiorników pamięci ciepła. W przypadku, gdy temperatura otoczenia spada poniżej tego poziomu, płyn może zamarzać, co prowadzi do uszkodzenia instalacji. Aby zabezpieczyć system przed zamarzaniem, zaleca się regularne monitorowanie temperatury oraz, w razie potrzeby, przeprowadzenie wymiany płynu na nowy, o lepszych właściwościach termicznych. Zgodnie z normami branżowymi i dobrymi praktykami, szczególnie w regionach o niskich temperaturach, ważne jest, aby instalacje solarne były projektowane z uwzględnieniem warunków klimatycznych, co pozwala na uniknięcie kosztownych uszkodzeń. Przykładem może być zastosowanie płynów o niższym punkcie zamarzania, które są przystosowane do trudnych warunków atmosferycznych w danym regionie.

Pytanie 16

Głównym urządzeniem ochronnym w agregacie biogazowni, które zabezpiecza przed szkodliwym działaniem substancji, jest wychwytywacz

A. związków siarki

B. związków azotu

C. związków węgla

D. zanieczyszczeń stałych

Wybór związków siarki jako kluczowego elementu zabezpieczającego biogazownię jest uzasadniony. Głównym zagrożeniem w biogazowniach jest siarkowodór (H2S), który jest nie tylko toksyczny, ale także silnie korodujący. Jego obecność w instalacji może prowadzić do poważnych uszkodzeń elementów metalowych, co z kolei zwiększa ryzyko awarii oraz podnosi koszty eksploatacji. Wychwytywacz związków siarki pozwala na skuteczne monitorowanie i usuwanie H2S z biogazu, co jest zgodne z najlepszymi praktykami branżowymi. Przykładem zastosowania tego typu urządzeń są nowoczesne biogazownie, które implementują systemy detekcji i usuwania siarkowodoru, aby zapewnić dłuższy czas bezawaryjnej pracy oraz minimalizację kosztów serwisowych. Warto także wspomnieć, że zgodnie z normami, takimi jak ISO 14001, zarządzanie ryzykiem związanym z substancjami szkodliwymi jest kluczowe dla efektywności i bezpieczeństwa operacyjnego biogazowni.

Pytanie 17

Pompy ciepła osiągają najwyższą efektywność energetyczną, gdy różnica między temperaturą odbiornika podgrzewanego na skraplaczu a temperaturą źródła dostarczanego do parownika jest

A. nieważna.

B. jak największa.

C. jak najmniejsza.

D. wynosi 0°C.

Różne podejścia do zrozumienia efektywności energetycznej pomp ciepła mogą prowadzić do mylnych wniosków. Wybór opcji, w której zakłada się, że różnica temperatur powinna być jak największa, jest nieprawidłowy, ponieważ sugeruje, że większe różnice temperatur prowadzą do lepszej wydajności. W rzeczywistości, im większa różnica temperatur między źródłem a odbiornikiem, tym więcej energii będzie wymagać system do transportu ciepła, co znacząco obniża jego efektywność, a także prowadzi do wyższych kosztów eksploatacyjnych. Ponadto wybór opcji mówiącej o tym, że różnica temperatur nie ma znaczenia, ignoruje fundamentalne zasady termodynamiki, które sterują działaniem pomp ciepła. W przemyśle i przy projektowaniu systemów grzewczych niezwykle ważne jest, aby uwzględniać te różnice, ponieważ ich zrozumienie pozwala na optymalizację wydajności energetycznej. Typowym błędem myślowym jest postrzeganie pomp ciepła jako prostych urządzeń, które mogą pracować w każdych warunkach bez wpływu na ich wydajność. Dlatego kluczowe jest, aby projektanci i użytkownicy systemów grzewczych zwracali uwagę na różnice temperatur, co pozwoli nie tylko na zwiększenie efektywności energetycznej, ale także na przedłużenie żywotności urządzeń oraz minimalizację ich wpływu na środowisko.

Pytanie 18

Podczas włączania klimatyzatora typu Split z troski o zdrowie, temperatura na pilocie powinna być ustawiona niżej niż temperatura w pomieszczeniu

A. 5-6°C

B. 1-2°C

C. 13-14°C

D. 9-10°C

Ustawienie temperatury klimatyzatora na 1-2°C, 9-10°C lub 13-14°C poniżej wartości panującej w pomieszczeniu może prowadzić do szeregu problemów, zarówno zdrowotnych, jak i technicznych. W przypadku pierwszej propozycji, różnica temperatury jest zbyt mała, co skutkuje niewystarczającą efektywnością chłodzenia. Klimatyzator może nie być w stanie schłodzić pomieszczenia do komfortowego poziomu, co skutkuje niezadowoleniem użytkowników oraz zwiększonym zużyciem energii, ponieważ urządzenie będzie działać dłużej i intensywniej, aby osiągnąć zamierzony efekt. Co więcej, przy zbyt dużej różnicy temperatur, jak w przypadku ustawienia na 9-10°C, można narazić się na ryzyko wystąpienia tzw. "szoku termicznego". Przechodzenie z gorącego pomieszczenia do bardzo zimnego powietrza może negatywnie wpływać na zdrowie, prowadząc do przeziębień, bólu głowy, a nawet problemów z oddychaniem. Ustawienie klimatyzatora na 13-14°C poniżej temperatury otoczenia jest nie tylko niezdrowe, ale także nieefektywne energetycznie. Tego typu podejście generuje nadmierny koszt eksploatacyjny, a także przyspiesza zużycie urządzenia. W branży HVAC (ogrzewanie, wentylacja, klimatyzacja) zaleca się unikanie ekstremalnych ustawień, które mogą prowadzić do uszkodzenia systemu oraz niekomfortowych warunków dla użytkowników. Właściwe podejście do ustawienia temperatury klimatyzacji to klucz do zachowania równowagi między komfortem a efektywnością energetyczną.

Pytanie 19

Do zadań instalacji wentylacyjnej w kotłowni nie należy

A. dostarczanie powietrza do spalania.

B. usuwanie gazów spalinowych z kotła.

C. zmniejszanie temperatury powietrza w kotłowni.

D. zapewnienie odpowiedniej jakości powietrza w pomieszczeniu.

Wentylacja w kotłowni pełni szereg kluczowych funkcji, które są niezbędne dla prawidłowego funkcjonowania systemów grzewczych. Doprowadzenie powietrza do procesu spalania to podstawowy aspekt, który gwarantuje, że kocioł może efektywnie przetwarzać paliwo. Jednak obniżenie temperatury powietrza w kotłowni jest koncepcją, która może być myląca. Celem wentylacji nie jest bezpośrednie chłodzenie pomieszczenia, lecz zapewnienie odpowiedniej ilości świeżego powietrza, co może w rzeczywistości prowadzić do obniżenia temperatury poprzez usuwanie ciepłego, zużytego powietrza i zastępowanie go chłodniejszym. Utrzymanie jakości powietrza w pomieszczeniu to kolejny istotny aspekt, który wspiera zdrowie i komfort użytkowników, ale nie jest to funkcja wentylacji w kontekście usuwania gazów spalinowych. Przykładem błędu myślowego jest przekonanie, że wentylacja sama w sobie rozwiąże problemy z jakością powietrza, podczas gdy w rzeczywistości, niezależne systemy odprowadzania spalin są wymagane do usuwania niebezpiecznych substancji, takich jak tlenek węgla czy inne produkty uboczne spalania. Dobrze zaprojektowana wentylacja powinna pracować w synergii z systemami odprowadzania spalin, aby zapewnić kompleksowe zarządzanie powietrzem w kotłowni, jednak ich funkcje są od siebie wyraźnie oddzielone oraz rozróżnione według aktualnych norm i regulacji budowlanych.

Pytanie 20

Histereza regulatora temperatury grzałki w zbiorniku wynosi 2°C, a temperatura docelowa została ustawiona na 40°C. Regulator wyłączy grzałkę i ponownie ją włączy przy temperaturach wody w zbiorniku odpowiednio:

A. wyłączenie 42°C, załączenie 40°C

B. wyłączenie 40°C, załączenie 38°C

C. wyłączenie 38°C, załączenie 40°C

D. wyłączenie 42°C, załączenie 38°C

W przypadku wskazania wyłączenia grzałki przy 38°C oraz załączenia przy 40°C, pojawia się fundamentalny błąd w zrozumieniu zasad działania regulatorów z histerezą. Regulator temperatury działa w oparciu o różnice między ustawioną temperaturą a rzeczywistą temperaturą otoczenia. Gdy grzałka się załącza przy 40°C, to nie powinno być sytuacji, w której wyłącza się ona przy temperaturze poniżej tej wartości, w tym przypadku przy 38°C. W rzeczywistości, jego wyłączenie powinno następować przy wartości powyżej temperatury zadanej, co zapobiega ciągłemu włączaniu i wyłączaniu urządzenia, co mogłoby prowadzić do uszkodzeń i zmniejszonej efektywności energetycznej. Dodatkowo, wyłączenie przy 40°C i ponowne załączenie przy 38°C stwarzałoby ryzyko niestabilności temperatury w systemie, co mogłoby powodować częstsze cykle pracy grzałki, a tym samym zwiększenie kosztów eksploatacji oraz ryzyko awarii. Takie podejście jest sprzeczne z dobrymi praktykami stosowanymi w automatyzacji, gdzie celem jest nie tylko zarządzanie temperaturą, ale również minimalizacja zużycia energii oraz zapewnienie długotrwałej pracy urządzeń. W systemach grzewczych stosuje się różne metody, aby unikać tego typu problemów, a zrozumienie zasady histerezy jest kluczowe dla efektywnego projektowania i zarządzania systemami grzewczymi.

Pytanie 21

Koszty związane z instalacją rur polibutylenowych w poziomym wymienniku gruntowym rosną wraz z głębokością. Aby uniknąć wysokich wydatków na prace ziemne oraz jednocześnie spełnić wymaganie ułożenia rur poniżej strefy przemarzania, powinny być one umieszczone na głębokości

A. 1,2-2,0 m

B. 0,5-1,0 m

C. 3,0-4,2 m

D. 2,2-3,0 m

Wybór odpowiedzi z zakresu 1,2-2,0 m jest poprawny, ponieważ głębokość, na której należy ułożyć polibutylenowe rury gruntowego wymiennika poziomego, powinna być dostosowana do wymogów związanych z przemarznięciem gruntu. W Polsce, granica przemarzania wynosi zazwyczaj około 1,2 m, w związku z czym umiejscowienie rur na tej głębokości zapewnia ich właściwe funkcjonowanie oraz minimalizuje ryzyko uszkodzenia w wyniku niskich temperatur. Praktyczne zastosowanie tego rozwiązania można zaobserwować w projektach budowlanych, gdzie systemy geotermalne są instalowane w celu wykorzystania energii odnawialnej. Umiejscowienie rur poniżej granicy przemarzania pozwala na efektywne pozyskiwanie ciepła z gruntu, co jest zgodne z normami dotyczącymi efektywności energetycznej. Dodatkowo, należy zwrócić uwagę na koszty związane z pracami ziemnymi, które wzrastają wraz z głębokością. Optymalne umiejscowienie rur pozwala na oszczędność kosztów oraz zwiększa żywotność systemu. Dlatego wybór tej odpowiedzi jest kluczowy dla prawidłowego działania instalacji geotermalnej.

Pytanie 22

Na jakiej długości przewodu połączeniowego między panelami fotowoltaicznymi a inwerterem wystąpią najmniejsze straty energii?

A. 10 m i żyła o przekroju 2,5 mm2

B. 5 m i żyła o przekroju 4 mm

C. 5 m i żyła o przekroju 2,5 mm

D. 10 m i żyła o przekroju 4 mm2

Odpowiedź 5 m i przekroju żyły 4 mm jest prawidłowa, ponieważ długość i przekrój przewodu mają kluczowe znaczenie dla minimalizacji strat mocy w systemach fotowoltaicznych. Krótsze przewody zmniejszają opór, a przez to również straty energii. W przypadku długości 5 m straty mocy będą znacznie mniejsze w porównaniu do 10 m. Przekrój żyły 4 mm2 jest wystarczający, aby zminimalizować efekt spadku napięcia, co jest istotne w kontekście połączeń z inwerterem, ponieważ zapewnia optymalną wydajność systemu. Zgodnie z normą PN-IEC 60364, właściwy dobór przekroju przewodów przyczynia się do bezpieczeństwa i efektywności instalacji. W praktyce, stosowanie odpowiednich przekrojów i minimalizowanie długości przewodów to kluczowe zasady projektowania instalacji fotowoltaicznych, które mogą znacznie wpłynąć na ogólną wydajność oraz żywotność systemu. Przykładowo, w instalacjach domowych często zaleca się stosowanie przewodów o większym przekroju, zwłaszcza w dłuższych odcinkach, aby zredukować straty energetyczne.

Pytanie 23

Możliwość poprawnego działania czujnika Pt1000 można zweryfikować poprzez zmierzenie jego rezystancji w danej temperaturze. Jak dokonuje się tego pomiaru?

A. watomierzem

B. woltomierzem

C. amperomierzem

D. omomierzem

Wybierając odpowiedzi, które nie są omomierzem, można napotkać na szereg błędnych koncepcji dotyczących pomiarów elektrycznych. Amperomierz, który mierzy natężenie prądu, nie dostarcza informacji o rezystancji czujnika; aby obliczyć rezystancję, konieczne jest zastosowanie prawa Ohma, które wymaga pomiaru zarówno napięcia, jak i natężenia. Z kolei watomierz mierzy moc, co w kontekście oceny czujnika Pt1000 również nie jest przydatne, ponieważ moc jest funkcją napięcia i prądu, a nie bezpośrednio rezystancji. Woltomierz, który mierzy napięcie, również nie pozwala na bezpośrednie określenie rezystancji, chyba że połączony jest z pomiarami natężenia, co znowu wyklucza prostotę i precyzję, jaką oferuje omomierz. Użytkownicy często popełniają błąd, myśląc, że inne urządzenia pomiarowe mogą zastąpić omomierz, jednak każda z tych opcji ma swoje ograniczenia i nie dostarczy oczekiwanych wyników w kontekście oceny czujnika Pt1000. Kluczowe jest zrozumienie, że czujniki temperatury muszą być oceniane w oparciu o ich rezystancję, a omomierz jest najlepszym narzędziem do realizacji tego zadania.

Pytanie 24

Jak można usunąć śnieg z paneli fotowoltaicznych?

A. używając ciepłej wody

B. za pomocą ciepłego powietrza

C. przepuszczając prąd w odwrotnym kierunku

D. przy pomocy odkurzacza przemysłowego

Próba usunięcia śniegu z paneli fotowoltaicznych za pomocą odkurzacza przemysłowego to koncepcja, która niestety nie zrozumie mechaniki i właściwości tych systemów. Odkurzacze przemysłowe nie są przystosowane do radzenia sobie z lodem czy śniegiem, a ich użycie mogłoby prowadzić do uszkodzeń paneli. Panele solarne są zazwyczaj delikatne i niewłaściwe traktowanie ich powierzchni może spowodować mikropęknięcia, co z kolei obniży ich wydajność. Co więcej, ciepłe powietrze, choć teoretycznie mogłoby pomóc w topnieniu śniegu, w praktyce byłoby mało efektywne, ponieważ wymagałoby znacznego zużycia energii i odpowiedniego skierowania strumienia powietrza, co jest trudne do osiągnięcia. Użycie ciepłej wody w celu usunięcia śniegu również nie jest zalecane, ponieważ może to prowadzić do szoku termicznego, a także do gromadzenia się lodu w miejscach, gdzie woda spływa, co może stwarzać dodatkowe problemy. Użytkownicy powinni zatem zwracać uwagę na najlepsze praktyki w konserwacji paneli fotowoltaicznych, co obejmuje nie tylko monitorowanie ich stanu, ale także odpowiednie metody czyszczenia, które minimalizują ryzyko uszkodzeń i maksymalizują ich efektywność oraz żywotność.

Pytanie 25

Jakimi jednostkami wyraża się moc znamionową pieców kominkowych?

A. kW

B. kJ

C. J

D. kWh

Moc znamionowa pieców kominkowych jest opisana w kilowatach (kW), co jest jednostką miary mocy w układzie SI. Kilowat to jednostka odpowiadająca 1000 watom i jest powszechnie stosowana do określenia mocy urządzeń grzewczych, w tym pieców kominkowych. Moc znamionowa informuje nas, ile energii cieplnej piec jest w stanie wygenerować w jednostce czasu, co jest kluczowe przy doborze odpowiedniego urządzenia do danego pomieszczenia. Przykładowo, dobierając piec do salonu o powierzchni 40 m², ważne jest, aby jego moc wynosiła od 4 do 6 kW, w zależności od izolacji budynku, co zapewni komfort cieplny. Dzięki stosowaniu kW w praktyce, użytkownicy mogą łatwo porównywać różne urządzenia i dobrać odpowiednie do swoich potrzeb, co jest zgodne z najlepszymi praktykami w branży grzewczej i wentylacyjnej.

Pytanie 26

System fotowoltaiczny typu off-grid jest wyposażony w akumulatory do przechowywania energii elektrycznej. Ich minimalny okres eksploatacji, przy odpowiednim użytkowaniu oraz serwisowaniu, wynosi:

A. od 5 do 7 lat

B. od 10 do 12 lat

C. od 15 do 18 lat

D. od 2 do 3 lat

Wybór odpowiedzi niepoprawnych, takich jak 'od 5 do 7 lat', 'od 15 do 18 lat' czy 'od 2 do 3 lat', wynika z pewnych nieporozumień dotyczących żywotności akumulatorów w instalacjach off-grid. Akumulatory, które posiadają żywotność od 5 do 7 lat, to zazwyczaj tańsze modele o niższej jakości, które nie są przeznaczone do intensywnego użytkowania w systemach fotowoltaicznych. Użytkownicy często błędnie zakładają, że wszystkie akumulatory mają podobne parametry, co prowadzi do niewłaściwego wyboru. Dla akumulatorów Li-Ion, które są bardziej nowoczesne i efektywne, żywotność może wynosić nawet do 15 lat, lecz wymaga to odpowiednich warunków eksploatacji i zaawansowanego systemu zarządzania energią. Z kolei twierdzenie, że akumulatory mogą działać tylko przez 2 do 3 lat, jest całkowicie mylne i może wynikać z niewłaściwego ich użytkowania lub braku konserwacji. Często spotykanym błędem jest także nieuwzględnianie cykli ładowania i rozładowania – głębokie rozładowanie akumulatora znacząco wpływa na jego trwałość. Zrozumienie tych aspektów jest kluczowe dla każdej osoby planującej inwestycję w instalacje fotowoltaiczne.

Pytanie 27

Kotły na biomasę są połączone z kominem dymnym. N accumulation of soot may result in improper combustion and carbon monoxide emissions. Czyszczenie komina powinno być realizowane

A. 7-8 razy w roku

B. 3-4 razy w roku

C. 5-6 razy w roku

D. 1-2 razy w roku

Czyszczenie komina dymowego może wydawać się kwestią mniej istotną, jednak odpowiedzi sugerujące 1-2 razy w roku lub 5-6 razy w roku nie uwzględniają specyfiki kotłów na biomasę oraz ich wpływu na bezpieczeństwo eksploatacji. Odpowiedź sugerująca 1-2 razy do roku jest niewystarczająca, ponieważ nie odzwierciedla rzeczywistego tempa nagromadzania się sadzy, które może być znaczne, zwłaszcza w okresach intensywnego użytkowania. Z kolei propozycja czyszczenia 5-6 razy do roku może być przesadnie zbyt częsta i niepraktyczna, co wiąże się z niepotrzebnymi kosztami i przestojami w użytkowaniu urządzenia. Ważne jest, aby wziąć pod uwagę czynniki takie jak jakość używanego paliwa, sposób użytkowania kotła oraz lokalne warunki atmosferyczne, które mogą wpływać na tempo gromadzenia się osadów. Muł powstający w wyniku nieefektywnego spalania może w krótkim czasie zablokować komin, co zagraża bezpieczeństwu użytkowników poprzez wzrost ryzyka emisji tlenku węgla. Ponadto, ignorowanie regularnej konserwacji może prowadzić do poważnych uszkodzeń systemu grzewczego, co w dłuższej perspektywie wiąże się z dużymi kosztami napraw. Dlatego niezwykle istotne jest stosowanie się do sprawdzonych zaleceń dotyczących częstotliwości czyszczenia komina, aby uniknąć nieprzewidzianych sytuacji i zapewnić bezpieczne oraz efektywne działanie kotła na biomasę.

Pytanie 28

Największy wpływ na procesy korozji i powstawania żużla w elementach kotła podczas spalania biomasy pochodzącej z rolnictwa wywiera

A. ziarno typu owies

B. słoma żółta

C. słoma szara

D. ziarno typu kukurydza

Odpowiedzi wskazujące na inne rodzaje biomasy, takie jak słoma szara, owies czy kukurydza, są niepoprawne z kilku powodów. Przede wszystkim, różne rodzaje biomasy mają zróżnicowany skład chemiczny, co przekłada się na ich zachowanie podczas procesu spalania. Słoma szara, z uwagi na jej skład, może nie generować tak dużych ilości żużlu, jak słoma żółta, ponieważ zawiera mniejsze ilości krzemionki. Owies, z kolei, jest bardziej wartościowym zbożem, które wykazuje inny profil spalania i nie dostarcza tyle popiołu, co słoma. Ziarno kukurydzy, mimo że jest popularnym paliwem, także nie charakteryzuje się właściwościami, które prowadziłyby do intensywnego procesu korozji w kotłach. W kontekście korozji i żużlowania istotne jest zrozumienie, że różne rodzaje biomasy mogą mieć różny wpływ na urządzenia spalarnicze, a to, co jest kluczowe to nie tylko rodzaj materiału, ale także jego czystość oraz sposób przetwarzania przed spalaniem. Często zdarza się, że użytkownicy nie uwzględniają tych różnic, co prowadzi do nieprawidłowych wniosków dotyczących wpływu różnych paliw na procesy korozji i żużlowania. Zrozumienie istoty składu chemicznego biomasy oraz jego wpływu na eksploatację kotłów jest fundamentem dla efektywnego i bezpiecznego użytkowania biomasy jako źródła energii.

Pytanie 29

Jak należy postępować, aby usunąć śnieg oraz zamarznięty lód z paneli fotowoltaicznych?

A. podgrzać panele, wykorzystując strumień pary pod ciśnieniem

B. zeskrobać lód z powierzchni paneli słonecznych

C. zgarnąć tylko miękką szczotką sypkie i luźne zanieczyszczenia

D. podgrzać panele przy pomocy palnika gazowego, aby stopić lód

Stosowanie strumienia pary pod ciśnieniem do ogrzewania paneli fotowoltaicznych w celu usunięcia śniegu i lodu jest ryzykowne i może prowadzić do poważnych uszkodzeń. Tak wysoka temperatura oraz ciśnienie mogą osłabić kleje używane do mocowania paneli, co w dłuższej perspektywie może wpłynąć na ich szczelność i funkcjonalność. Oprócz tego, delikatne elementy elektroniczne znajdujące się wewnątrz paneli mogą ulec awarii na skutek nagłych zmian termicznych. Zeskrobywanie lodu z powierzchni paneli jest kolejnym nieodpowiednim podejściem, które może prowadzić do porysowania szkła oraz uszkodzenia powłok antyrefleksyjnych, co znacząco obniża ich wydajność. Ogrzewanie paneli palnikiem gazowym to stwarzanie dodatkowego ryzyka pożarowego oraz uszkodzenia materiałów z których wykonane są panele, które mogą nie wytrzymać ekstremalnych warunków temperaturowych. W każdej z tych sytuacji można zauważyć typowy błąd myślowy polegający na niewłaściwym oszacowaniu ryzyka i korzyści, co prowadzi do wybrania metod, które mogą zaszkodzić instalacji. Dobrze jest pamiętać, że skuteczne usuwanie śniegu i lodu wymaga podejścia punktualnego i odpowiedzialnego, a nie agresywnych technik, które mogą zagrażać integracji paneli.

Pytanie 30

Na podstawie tabeli, określ wymagane natężenie przepływu czynnika w dolnym źródle dla pompy ciepła o mocy 7 kW.

Parametr	J. m.	4 kW	5 kW	7 kW	8,5 kW
Ilość czynnika chłodniczego (R407C)	kg	1,4	1,7	2,2	2,4
Przepływ czynnika w dolnym źródle	l/s	0,2	0,3	0,5	0,6
Opory przepływu w parowniku	kPa	22	21	23	23
Ciśn. pracy w inst. dolnego źródła	kPa	45	40	58	53
Maks. ciśnienie w inst. dolnego źródła	bar	3
Temp. pracy instalacji dolnego źródła	°C	-10 - +20
Przepływ czynnika w ukł. grzewczym	l/s	0,10	0,13	0,18	0,22
Opory przepływu w skraplaczu	kPa	2,7	2,6	3,4	3,2

A. 1,8 l/s

B. 0,5 l/s

C. 3,4 l/s

D. 2,2 l/s

Odpowiedź 0,5 l/s jest poprawna, ponieważ w tabeli przedstawiono natężenie przepływu czynnika chłodniczego dla różnych mocy pomp ciepła. Dla pompy o nominalnej mocy 7 kW, zgodnie z normami branżowymi, takich jak EN 14511, wartość przepływu wynosi właśnie 0,5 l/s. Tego typu obliczenia są istotne, ponieważ odpowiednie natężenie przepływu czynnika chłodniczego wpływa na efektywność działania pompy ciepła oraz na osiąganie pożądanej wydajności systemu grzewczego. Przy zbyt niskim natężeniu przepływu, pompa może nie być w stanie dostarczyć wystarczającej mocy, co prowadzi do obniżenia jej efektywności i wydajności energetycznej. Z kolei zbyt wysokie natężenie może powodować nadmierne zużycie energii oraz zwiększone ryzyko uszkodzenia komponentów systemu. Dlatego ważne jest, aby na etapie projektowania instalacji grzewczych dokładnie obliczyć wszystkie parametry, a zgodne z tabelą natężenie przepływu czynnika pozwala na optymalizację kosztów eksploatacyjnych oraz wydajności systemu.

Pytanie 31

Jaki powinien być spad w elektrowni wodnej, aby uzyskać moc czynną 100 kW, przy sprawności 90%, jeżeli objętość strumienia przepływającej wody to 1,0 m³/s?

Wzór do obliczenia maksymalnej mocy elektrowni w zależności od jej spadu
P = ρ · g · Q · H · η [W]
ρ – gęstość wody, ρ =1000 [kg/m³]
g – przyspieszenie ziemskie, g=9,81 [m/s²]
Q – objętość strumienia przepływającej wody tzw. przełyk [m³/s]
H – spad wody [m]
η - współczynnik sprawności elektrowni wodnej [-]

A. 8,8 m

B. 11,3 m

C. 25,0 m

D. 30,0 m

Wybór niepoprawnej odpowiedzi może wynikać z niepełnego zrozumienia zależności między mocą, sprawnością, objętością strumienia a wysokością spadu w elektrowni wodnej. Wiele osób może uważać, że moc elektrowni wodnej można uzyskać przy znacznie większym spadzie, jednak nie biorą pod uwagę, że przy wzroście spadu rosną również koszty budowy i eksploatacji takiej elektrowni. Odpowiedzi takie jak 8,8 m, 25,0 m czy 30,0 m mogą wydawać się rozsądne, jednak przy zastosowaniu poprawnych wzorów matematycznych ujawnia się nieprawidłowość w tych obliczeniach. Na przykład, wybierając 25,0 m, można mylnie przyjąć, że większy spad zapewni większą moc, co jest błędnym założeniem, jeśli nie uwzględnia się sprawności i objętości przepływu. Typowym błędem jest również nieprzemyślane zakładanie, że moc można osiągnąć tylko poprzez zwiększenie wysokości spadu, bez uwzględnienia kluczowych parametrów, takich jak przepływ czy sprawność systemu. To pokazuje, że w projektach związanych z energetyką wodną, cały proces wymaga zrozumienia złożonych interakcji między różnymi zmiennymi, aby podejmować odpowiednie decyzje inżynieryjne. Przy projektowaniu elektrowni wodnej, nie tylko wysokość spadu jest istotna, ale również sprawność oraz charakterystyka używanych turbin, co wpływa na końcową efektywność systemu. Brak uwzględnienia tych aspektów prowadzi do nieodpowiednich wniosków i wyborów, co skutkuje nieoptymalnym działaniem elektrowni.

Pytanie 32

Podczas przeglądu instalacji słonecznego systemu grzewczego przeprowadzono analizę cieczy solarnej, która wykazała, że jej kolor jest ciemnobrązowy. Co to może sugerować?
osad.

A. Glikol funkcjonował w bardzo niskich temperaturach przez długi czas.

B. Glikol przeszedł zmiany termiczne i nie może zapewniać ochrony przed zamarzaniem

C. Instalacja była przepłukiwana po zakończeniu działań montażowych i została zanieczyszczona przez

D. Zachodziła dyfuzja tlenu przez ściany rur, co doprowadziło do korozji elementów metalowych.

Barwa ciemnobrązowa płynu solarnego, w kontekście instalacji grzewczej, jest sygnałem, że glikol mógł ulec zmianom termicznym, co prowadzi do jego degradacji. Glikol, używany w instalacjach solarnych, ma za zadanie nie tylko transportować ciepło, ale również chronić przed zamarzaniem. Zmiana koloru na ciemnobrązowy wskazuje na proces utleniania, w którym dochodzi do rozkładu inhibitorów korozji i stabilizatorów, co może negatywnie wpływać na właściwości fizykochemiczne płynu. W przypadku długotrwałego narażenia na wysokie temperatury, glikol może tracić swoje właściwości, co prowadzi do jego nieefektywności w ochronie przed zamarzaniem. Przykładem zastosowania tej wiedzy jest regularne monitorowanie stanu płynu solarnego oraz jego wymiana po przekroczeniu zalecanych okresów eksploatacji, co stanowi standard w branży, aby zapewnić efektywność i bezpieczeństwo pracy instalacji."

Pytanie 33

Jakie urządzenie służy do określania stężenia glikolu etylenowego oraz temperatury jego zamarzania?

A. aerometr

B. wakuometr

C. refraktometr

D. flusostat

Refraktometr jest instrumentem optycznym, który służy do pomiaru współczynnika załamania światła w cieczy, co pozwala na określenie jej stężenia. W przypadku glikolu etylenowego, który jest powszechnie stosowany jako środek przeciwdziałający zamarzaniu, refraktometr umożliwia dokładne określenie jego stężenia w roztworze. Pomiar ten jest kluczowy w przemyśle motoryzacyjnym, gdzie glikol etylenowy jest używany jako składnik płynów chłodzących. Dzięki zastosowaniu refraktometru, inżynierowie mogą precyzyjnie monitorować stężenie glikolu, co zapewnia optymalne działanie układów chłodzenia w różnych warunkach temperatury. Metoda ta jest zgodna z normami ASTM D7511, które definiują procedury pomiarowe dla cieczy. Refraktometry są również wykorzystywane w laboratoriach chemicznych do analizy jakości i czystości substancji chemicznych, co czyni je niezwykle uniwersalnym narzędziem w pracach analitycznych.

Pytanie 34

Okres gwarancji na wydajność (minimum 80% mocy znamionowej) modułów fotowoltaicznych wynosi

A. 35 lat

B. 25 lat

C. 40 lat

D. 15 lat

Każda z pozostałych odpowiedzi, które nie wskazują na 25-letnią gwarancję wydajności, jest myląca i nie odzwierciedla aktualnych standardów branżowych. Warto zauważyć, że gwarancje krótsze niż 25 lat, tak jak 15, 35 czy 40 lat, wprowadzają w błąd co do rzeczywistych możliwości technologii. Gwarancja 15-letnia nie zapewnia wystarczającego zabezpieczenia dla inwestycji w panele słoneczne, ponieważ wiele modułów osiąga swoją maksymalną wydajność dopiero po kilku latach użytkowania, a ich degradowanie wymaga dłuższego okresu czasu. Ponadto, deklaracje dotyczące 35 lub 40-letniej gwarancji mogą prowadzić do nieporozumień, ponieważ obecne technologie nie zapewniają takiej trwałości, a ich długoterminowa wydajność nie jest jeszcze potwierdzona przez odpowiednie testy. W praktyce oznacza to, że wybierając moduły z gwarancjami dłuższymi od standardowego 25-letniego okresu, inwestorzy mogą być narażeni na ryzyko, ponieważ takie deklaracje mogą nie być poparte rzetelnymi danymi. Warto również podkreślić, że normy takie jak IEC 61215 dotyczące testowania modułów fotowoltaicznych wskazują, że 25-letnia gwarancja stała się standardem z powodu konieczności zapewnienia długoterminowej efektywności i wydajności, co jest kluczowe dla stabilności i rentowności inwestycji w energię odnawialną.

Pytanie 35

Jak długo trwa okres rękojmi na wady fizyczne inwertera w systemie fotowoltaicznym?

A. 2 lata

B. 1 rok

C. 3 lata

D. 4 lata

Czas rękojmi za wady inwerterów w instalacjach fotowoltaicznych to zazwyczaj 2 lata. W sumie to ważne, żeby klienci wiedzieli, że producenci muszą dbać o jakość swoich wyrobów, bo w razie awarii, można zgłosić reklamację. Jeżeli inwerter się popsuje w tym okresie przez jakąś fabryczną wadę, to masz prawo do naprawy czy wymiany. Warto też zauważyć, że niektóre firmy oferują dłuższą rękojmię, co moim zdaniem, jest super opcją, zwłaszcza że inwestycje w energię odnawialną to zazwyczaj długi okres. Dobrze jest też regularnie serwisować inwerter i monitorować jego działanie, ponieważ to może pomóc mu dłużej działać i być bardziej efektywnym. Zachowanie dokumentacji serwisowej i dbanie o instalację są bardzo ważne, żeby skorzystać z rękojmi. Na przykład, jeśli po 18 miesiącach inwerter się zepsuje, to możesz złożyć reklamację, ale zazwyczaj musisz mieć dowód zakupu i dokumenty serwisowe.

Pytanie 36

Ocena zużycia elementów mechanicznych turbiny wiatrowej (np. łożysk, przekładni) opiera się na przeprowadzeniu pomiaru

A. prędkości obrotowej wirnika

B. luzów przy użyciu szczelinomierza

C. drgań oraz wibracji

D. mocy elektrycznej

Pomiar prędkości obrotowej wirnika, mocy elektrycznej i luzów za pomocą szczelinomierza jest ważny, ale nie daje nam pełnego obrazu stanu kluczowych elementów turbiny, jak łożyska czy przekładnie. Prędkość obrotowa mówi o wydajności, ale nie o tym, jak naprawdę mają się mechanizmy w środku. Moc elektryczna też nie jest jednoznaczna, bo może zmieniać się z różnych powodów, na przykład przez warunki wiatrowe, a niekoniecznie przez zużycie części. Pomiar luzów z użyciem szczelinomierza przydaje się w pewnych sytuacjach, ale nie zawsze dostarcza informacji o dynamicznych problemach, które mogą sygnalizować wczesne awarie. To może prowadzić do mylnych wniosków, że wszystko jest w porządku, gdy w rzeczywistości wibracje mogą już wskazywać na problemy, które wymagają szybkiej reakcji. Takie podejście do monitorowania może sprawić, że zarządzanie konserwacją będzie mało efektywne i może zwiększyć ryzyko poważnych awarii, co nie jest zgodne z najlepszymi praktykami w branży OZE.

Pytanie 37

Podczas eksploatacji pompy ciepła technik serwisowy dostrzegł wyciekające krople wody z króćca oznaczonego "Odpływ kondensatu". Co może być przyczyną tego zjawiska?

A. uszkodzona sprężarka, którą należy bezzwłocznie wymienić

B. zbyt wysoka temperatura dolnego źródła ciepła

C. awaria zaworu bezpieczeństwa

D. skraplająca się para wodna ze schłodzonego powietrza

Skraplająca się para wodna ze schłodzonego powietrza to naturalny proces występujący w systemach grzewczych, w tym w pompach ciepła. W momencie, gdy powietrze, będące nośnikiem energii, przechodzi przez wymiennik ciepła, jego temperatura może spaść poniżej punktu rosy. W rezultacie para wodna zawarta w powietrzu skrapla się, tworząc wodę, która odprowadza się przez króciec oznaczony "Odpływ kondensatu". Jest to zjawisko normalne i pożądane, które świadczy o prawidłowym działaniu systemu. Ważne jest, aby system odprowadzania kondensatu był odpowiednio zaprojektowany i utrzymywany, aby uniknąć zalania lub uszkodzenia innych elementów instalacji. W praktyce, aby zapewnić skuteczne odprowadzanie kondensatu, często wykorzystuje się odpowiednie rury i kraniki, które odpowiadają obowiązującym normom budowlanym oraz standardom branżowym. Świadomość tego procesu jest kluczowa dla serwisantów, którzy powinni umieć różnicować pomiędzy normalnym funkcjonowaniem systemu a poważniejszymi problemami, takimi jak zatory w odpływie czy uszkodzenia podzespołów.

Pytanie 38

Jaką różnicę między dopływem a wypływem z cieczowego dolnego źródła ciepła powinna mieć pompa ciepła?

A. od 2 K do 5 K

B. od 0 K do 1 K

C. od 1 K do 2 K

D. od 7 K do 9 K

Odpowiedź "od 2 K do 5 K" jest poprawna, ponieważ określa optymalny zakres różnicy temperatur pomiędzy dopływem a wypływem z cieczowego dolnego źródła ciepła w systemach pomp ciepła. Właściwa różnica temperatur jest kluczowa dla efektywności energetycznej pompy ciepła, ponieważ umożliwia optymalne wykorzystanie energii cieplnej z dolnego źródła. W praktyce, przy zbyt małej różnicy temperatur, pompa może pracować w nieefektywnym zakresie, co prowadzi do obniżenia jej wydajności oraz zwiększenia kosztów eksploatacji. Z drugiej strony, zbyt duża różnica temperatur może wskazywać na problemy z dolnym źródłem, takie jak niewystarczająca wymiana ciepła. W standardach branżowych, takich jak normy EN 14511 dotyczące pomp ciepła, często podkreśla się znaczenie tego parametru dla osiągnięcia wysokiej efektywności energetycznej. Utrzymanie tej różnicy w granicach 2-5 K pozwala na osiągnięcie optymalnego COP (Coefficient of Performance), co jest kluczowe dla efektywności całego systemu grzewczego, zwłaszcza w kontekście zrównoważonego rozwoju i zmniejszenia emisji CO2.

Pytanie 39

Miedziany absorber w płaskim kolektorze słonecznym w stanie stagnacji może osiągnąć maksymalną temperaturę równą

A. + 300°C

B. + 80°C

C. + 50°C

D. + 150°C

Odpowiedzi +300°C, +80°C oraz +50°C wskazują na nieprawidłowe zrozumienie zjawisk zachodzących w kolektorach słonecznych. Maksymalna temperatura +300°C znacznie przekracza granice, w których miedziane absorbery mogą funkcjonować bez ryzyka uszkodzenia. Przy takiej temperaturze występuje ryzyko nie tylko uszkodzenia materiału, ale także powstawania niebezpiecznych sytuacji, takich jak wybuchy czy uwalnianie toksycznych substancji. Z kolei odpowiedź +80°C, mimo że może być uznana za bardziej realistyczną, nie wykorzystuje pełnego potencjału technologii kolektorów słonecznych. Wiele nowoczesnych systemów potrafi efektywnie pracować przy wyższych temperaturach, a wartość ta jest zbyt niska w kontekście maksymalnych osiągów, które można uzyskać w sprzyjających warunkach. Odpowiedź +50°C jest jeszcze bardziej mylna, ponieważ nie uwzględnia rzeczywistych warunków pracy kolektorów słonecznych, które często przekraczają tę granicę nawet w umiarkowanych warunkach słonecznych. Zrozumienie tych wartości jest kluczowe, aby uniknąć błędów w projektowaniu i eksploatacji instalacji solarnych. W praktyce, skuteczne zarządzanie temperaturą w instalacjach solarnych polega na zastosowaniu odpowiednich technologii oraz materiałów, które są w stanie wytrzymać wysokie temperatury i zapewnić długowieczność systemu.

Pytanie 40

Aby uzyskać moc modułów fotowoltaicznych na poziomie 2 kWp w warunkach STC (Standardowe Warunki Badań), przy zakładanej sprawności 12,5%, jaką powierzchnię należy przeznaczyć?

A. 36 m2

B. 24 m2

C. 4 m2

D. 16 m2

Aby obliczyć wymaganą powierzchnię modułów fotowoltaicznych do osiągnięcia mocy 2 kWp przy sprawności na poziomie 12,5%, należy zastosować odpowiednią formułę. Moc (P) uzyskana z modułu fotowoltaicznego jest zależna od jego sprawności (η) oraz powierzchni (A). Można to ująć w równaniu: P = η * A * G, gdzie G to wartość promieniowania słonecznego w Standardowych Warunkach Badań (STC), wynosząca przybliżone 1000 W/m². W tym przypadku, przy założeniu mocy 2 kWp, mamy: 2000 W = 0,125 * A * 1000. Przekształcając równanie, otrzymujemy A = 2000 / (0,125 * 1000) = 16 m². Oznacza to, że do instalacji modułów fotowoltaicznych o sprawności 12,5% potrzebna jest powierzchnia 16 m², co jest istotne w kontekście planowania i optymalizacji instalacji PV. W praktyce, znajomość tych obliczeń pozwala na efektywne projektowanie systemów fotowoltaicznych, co jest kluczowe dla osiągnięcia maksymalnej wydajności oraz rentowności inwestycji.

Rozpocznij nowy egzamin

Powrót do strony głównej