Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas
Abstract
Departamento de Ingeniería Eléctrica
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UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIERIAS INDUSTRIALES Grado en Ingeniería Eléctrica Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas. Autor: Rodríguez González, Daniel Tutor: Alonso Ripoll, Francisco Javier Departamento de Ingeniería Eléctrica Valladolid, junio, 2021.
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Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 3 Agradecimientos Me gustaría agradecer profundamente a mi padre, madre y hermana todo el apoyo y ánimo recibido durante el trascurso del grado y de mi vida. Sin ellos nada hubiera sido posible, sin duda. Así mismo, también agradezco enormemente la labor y esfuerzo de cada uno de los profesores que me han ayudado a formarme durante esta etapa. Y por supuesto, a Javier, mi tutor de este trabajo, por ser siempre un gran docente y una gran persona que siempre está en disposición de ayudar. A todos, GRACIAS.
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Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 5 Resumen En este trabajo se va a explicar, dimensionar y justificar la implantación diferentes medidas para la renovación energética de un edificio con la ayuda de diferentes programas. Concretamente, se dimensionarán dos instalaciones solares de diferente tecnología, térmica y fotovoltaica. Se explicará cada una de las dos tecnologías y se analizará paso por paso los diferentes elementos de cada una de las instalaciones, así como las pautas para proceder a un correcto dimensionado. Como es lógico, se analizará su coste y con ello, su viabilidad o no. Por último, se obtendrá le certificación energética del edificio con las nuevas medidas implementadas, viendo el efecto que otorgan instalaciones procedentes de energías renovables en un edificio existente. Palabras clave Instalación solar fotovoltaica, módulos, inversor, autoconsumo, ACS, instalación solar térmica, captadores. Abstract This paper will explain, size and justify the implementation of different measures for the energy renovation of a building with the help of differents programs. Specifically, two solar installations of different technology, thermal and photovoltaic will be dimensioned. Each of the two technologies will be explained and the different elements of each of the installations will be analyzed step by step, as well as the guidelines to proceed to a correct dimensioning. As is logical, its cost will be analyzed and with it, its viability or not. Finally, the energy certification of the building will be obtained with the new measures implemented, seeing the effect that grant installations from renewable energy in an existing building. Keywords Photovoltaic solar installation, modules, inverter, self-consumption, ACS, solar thermal installation, solar collector.
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Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 7 Índice 1 Introducción y objetivos ...................................................................................................... 17 1.1 Objetivos ..................................................................................................................... 17 1.2 Justificación ................................................................................................................. 17 2 Datos del emplazamiento ................................................................................................... 19 2.1 Introducción ................................................................................................................ 19 2.2 Ubicación ..................................................................................................................... 19 2.3 Datos climáticos .......................................................................................................... 19 2.4 Características constructivas ....................................................................................... 22 3 Tecnología solar fotovoltaica .............................................................................................. 23 3.1 Introducción ................................................................................................................ 23 3.2 Componentes principales ............................................................................................ 24 3.3 Tipos de instalaciones ................................................................................................. 27 3.4 Evolución de la energía solar fotovoltaica en España ................................................. 29 3.5 Marco normativo y regulatorio ................................................................................... 34 3.5.1 Legislación hasta el RD 900/2015 ........................................................................ 34 3.5.2 Legislación específica del autoconsumo ............................................................. 38 3.6 Autoconsumo en España ............................................................................................. 45 3.7 Ventajas y desventajas de la tecnología solar fotovoltaica ........................................ 46 3.7.1 Ventajas ............................................................................................................... 46 3.7.2 Desventajas ......................................................................................................... 46 4 Dimensionado de la instalación solar fotovoltaica ............................................................. 46 4.1 Introducción ................................................................................................................ 46 4.2 Dimensionado del emplazamiento ............................................................................. 47 4.3 Selección de módulos e inversor ................................................................................. 50 4.4 Selección del autoconsumo ........................................................................................ 63 4.5 Análisis del sombreado ............................................................................................... 64 4.6 Configuración de las pérdidas detalladas ................................................................... 68 4.7 Cálculo de secciones .................................................................................................... 70 4.7.1 Cálculos tramo de corriente continua ................................................................. 73 4.7.2 Cálculos tramos de corriente alterna .................................................................. 75 4.8 Cálculo de protecciones .............................................................................................. 76 4.8.1 Tramo de corriente continua .............................................................................. 78
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 8 4.8.2 Tramo de corriente alterna ................................................................................. 79 4.9 Puesta a tierra ............................................................................................................. 80 4.10 Estructura de soporte .................................................................................................. 82 4.11 Contador bidireccional (Smart Meter) ........................................................................ 84 4.12 Resultados de la simulación ........................................................................................ 84 5 Balance energético .............................................................................................................. 89 6 Balance económico ............................................................................................................. 92 7 Tecnología solar térmica ..................................................................................................... 98 7.1 Introducción ................................................................................................................ 98 7.2 Instalaciones solares térmicas .................................................................................... 98 7.2.1 Generalidades ..................................................................................................... 98 7.2.2 Configuraciones en edificios ............................................................................. 100 7.2.3 Subsistemas ....................................................................................................... 103 8 Dimensionado de la instalación solar térmica .................................................................. 118 8.1 Ubicación y emplazamiento ...................................................................................... 118 8.2 Parámetros de radiación y temperatura ................................................................... 118 8.3 Sistema de captación ................................................................................................ 122 8.3.1 Características del sistema de captación. ......................................................... 122 8.3.2 Pérdidas debido a la disposición de los captadores .......................................... 123 8.3.3 Pérdidas de carga en los captadores ................................................................. 126 8.4 Cálculo de la demanda .............................................................................................. 127 8.5 Fracción cubierta de la demanda .............................................................................. 130 8.6 Simulación CHEQ4 ..................................................................................................... 137 8.7 Sistema de acumulación ............................................................................................ 140 8.8 Sistema de transferencia de energía ......................................................................... 140 8.9 Sistema de circulación ............................................................................................... 142 8.9.1 Introducción ...................................................................................................... 142 8.9.2 Refrigerante ....................................................................................................... 143 8.9.3 Red de tuberías ................................................................................................. 146 8.9.4 Bombas .............................................................................................................. 148 8.9.5 Vaso de expansión ............................................................................................. 150 9 Normativa aplicable a la instalación solar térmica. .......................................................... 151 10 Presupuesto .................................................................................................................. 152
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 9 11 Certificación energética ................................................................................................ 153 11.1 Introducción .............................................................................................................. 153 11.2 Procedimiento de certificación ................................................................................. 154 11.3 Obtención de resultados ........................................................................................... 154 12 Planos ............................................................................................................................ 156 13 Bibliografía .................................................................................................................... 157
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Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 17 1 Introducción y objetivos 1.1 Objetivos Se pretende explicar las tecnologías a implantar en el edificio objeto de estudio. Así como explicar de manera didáctica el dimensionado de los dos tipos de instalaciones objetos de este trabajo. Analizar el impacto que tienen las instalaciones en el ciudadano que va a aprovecharse de ella, en este caso, la comunidad de vecinos. Conseguir un impacto económico positivo que suponga beneficios a la comunidad. Concienciar y explicar de la importancia y eficacia de un buen uso de las energías renovables limpias evidenciándolo a través de la mejora del nivel de certificación energética del edificio. Realizar un ejemplo de aplicación o implantación de las energías renovables a un edificio existente. 1.2 Justificación Las energías renovables cada vez están más presentes en la edificación a cualquier escala, desde grandes edificios a pequeñas viviendas unifamiliares. Ya sea planteando el diseño del edificio en base a la implantación de sistemas de ahorro y eficiencia energética o implementándolas posteriormente tras la construcción. Se tiene próximo el edificio IndUVa como ejemplo de edificio sostenible, solamente que es un edificio de nueva construcción. Pero es un ejemplo claro de la búsqueda de independencia energética en la edificación. Y es por ello por lo que se plantea la elaboración de un ejemplo de aplicación didáctico para que cualquier ciudadano que pueda leerlo, se pueda intrigar a solicitar la ejecución de una instalación de origen renovable en su entorno, ya que este trabajo no es un proyecto de ejecución ya que no se dispone de mediciones ni de pliego de condiciones. En este trabajo se va a dimensionar con fines didácticos la aplicación de diferentes instalaciones en un edifico ya construido. Con el fin de que conlleven a un ahorro en las facturas, reducción de emisiones y con ello contribuir a un mundo libre de emisiones. Y todo ello, sin realizar una inversión enorme que no pueda ser abordada por una comunidad de vecinos dispuesta a ser independiente energéticamente. Se realiza con el objetivo de que cualquier estudiante pueda servirle como ejemplo, así como sepan algo más de la existencia de programas como PVSyst, CHEQ4 y CE3X, que son fundamentales en el sector energético. Así como también les puede servir a gestores, asesores de comunidades o incluso a los propios vecinos como fuente para interesarse por acometer estos proyectos en sus propias viviendas/comunidades.
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Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 19 2 Datos del emplazamiento 2.1 Introducción En primer lugar, se ha escogido este edificio por las buenas condiciones que se dan para implementar mejoras en cuanto a su eficiencia energética. Ya que dispone de una buena cubierta con ausencia de sombras cercanas en la que ubicar las instalaciones, así como una envolvente térmica abarcable para poderse mejorar. También tiene gran relevancia a la hora de la elección, la posibilidad de contar con datos de consumos eléctricos, lo que hace posible un completo análisis de viabilidad de las medidas adoptadas al edificio. 2.2 Ubicación El edificio en el que se van a llevar a cabo las diversas actuaciones es un edificio residencial localizado en el municipio de la provincia de Palencia, Venta de Baños. Municipio Venta de Baños Localización Calle Fray Luis de León, 21 Longitud -4.4948278° Latitud 41.9163368° Tabla 1. Ubicación del emplazamiento. Fuente: Elaboración propia 2.3 Datos climáticos La provincia de Palencia, por lo general, es un provincia fría en invierno y calurosa y seca en verano. Así como también destaca la irregularidad de las precipitaciones, que no suelen ser muy abundantes. Venta de Baños se encuentra clasificado por el CTE como zona climática II. Cada zona climática del país tiene una serie de requisitos mínimos que cumplir a la hora de ejecutar una instalación solar. En concreto, se ha de cumplir un porcentaje determinado de aporte solar a través de la instalación solar. Si ese factor de demanda cubierta no supera o iguala el mínimo, la instalación no sería viable, y por lo tanto, no sería aprobada.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 20 Figura 1. Zonas climáticas. Fuente: [1] Las temperaturas medias históricas de los emplazamientos en los que se va a dimensionar una instalación son parámetros importantes ya que influye en el funcionamiento de los módulos fotovoltaicos. A mayor temperatura en el emplazamiento, menor potencia de salida y eficiencia en los módulos. En la siguiente tabla se va a mostrar la temperatura media mensual de nuestro emplazamiento (Venta de Baños, Palencia) según la base de datos de la NASA en el programa PVSyst. Mes Temperatura media (°C) Enero 3.02 Febrero 2.88 Marzo 8.97 Abril 8.24 Mayo 16.05 Junio 18.75 Julio 20.88 Agosto 22.10 Septiembre 17.36 Octubre 13.17
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 21 Noviembre 9.39 Diciembre 3.36 Anual 12.08 Tabla 2. Temperatura media mensual Venta de Baños. Fuente: Elaboración propia El siguiente parámetro climático que influye considerablemente en la generación de los paneles solares es la irradiancia. La irradiancia es la intensidad de la radiación electromagnética solar incidente en una superficie de 1 metro cuadrado. A más intensidad lumínica que reciba un módulo, mayor va a ser su producción. Por lo que habrá que intentar situar los paneles en lugares donde esa irradiancia sea adecuada para satisfacer las necesidades para las cuales se plantea la instalación. De manera que se va a mostrar en la siguiente tabla la irradiación global horizontal del emplazamiento. Mes Irradiación global horizontal (𝒌𝑾𝒉 𝒎𝟐) Enero 49.1 Febrero 93.9 Marzo 150.1 Abril 124.9 Mayo 217.7 Junio 227.4 Julio 245.7 Agosto 199.4 Septiembre 153.2 Octubre 100.7 Noviembre 64.2 Diciembre 55 Sumatorio anual 1681.4 Tabla 3. Irradiación global horizontal del emplazamiento. Fuente: Elaboración propia
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 22 2.4 Características constructivas Es un edificio ejecutado en 1977 que ocupa una parcela de 254 𝒎𝟐 que se puede apreciar en la siguiente imagen del catastro. Figura 2. Parcela del edificio. Fuente: [3] Es un edificio de uso exclusivamente residencial, albergando 8 viviendas y dos almacenes-estacionamientos de 158 y 96 𝒎𝟐 respectivamente. En cuanto a las viviendas, cuatro de ellas tienen una superficie de 111 𝒎𝟐 y las restantes 141 𝒎𝟐. Figura 3. Edificio de interés. Fuente: Elaboración propia
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 23 En cuanto a la parte superior o cubierta, hay una caseta de acceso a las antenas y al tejado, la cual puede tener importancia en el estudio de sombras que se realizará posteriormente, ya que puede tener influencia y sombrear nuestros paneles y captadores solares. La no presencia de edificios próximos de mayor altura es un aspecto positivo de gran importancia, ya que en nuestra cubierta no se producirán sombras por ello. De manera, que con un estudio adecuado de sombras de la caseta de acceso a la cubierta y una ubicación adecuada de nuestros paneles, se puede lograr una superficie 100% aprovechable. Figura 4. Cubierta del edificio. Fuente: [4] La envolvente térmica del edificio es mejorable, lo que ha derivado en diversos problemas como por ejemplo humedades y falta de aislamiento en las viviendas. Por ello, entre el año 2015 y 2016 se llevó a cabo la colocación de paneles de chapa de acero en los laterales del edificio, con lo que mejoró mucho la situación. El combustible empleado en la calefacción y uso de agua caliente es gas natural, teniendo picos de consumo en invierno bastante altos debido a las deficiencias de aislamiento recién comentado, lo que conlleva facturas elevadas para una comunidad bastante pequeña y modesta. En cuanto al consumo eléctrico, no es particularmente elevado, ya que algunas viviendas en verano se encuentran vacías un mes de promedio, bajando en julio y agosto los consumos. 3 Tecnología solar fotovoltaica 3.1 Introducción La tecnología solar fotovoltaica se basa en la transformación de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún tipo de conversión intermedia. Se realiza por medio de generadores fotovoltaicos, formados por módulos fotovoltaicos compuestos a su vez de células fotovoltaicas de materiales semiconductores que mediante el efecto fotovoltaico generan energía eléctrica.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 24 Esta tecnología trabaja en corriente continua por lo que se hace necesario el empleo de elementos que transformen esa corriente continua en alterna, este elemento es el inversor. Según el tipo de instalación que se quiere ejecutar, se acoplarán otros elementos a la instalación, como las baterías, muy habituales en instalaciones de autoconsumo puro en viviendas unifamiliares. Pero concretamente en este trabajo no se van a emplear ya que la instalación a dimensionar va a ser de autoconsumo conectada a red, como corresponde a la siguiente imagen. Figura 5. Esquema instalación de autoconsumo conectada a red. Fuente: Elaboración propia 3.2 Componentes principales Los componentes principales de una instalación fotovoltaica genérica son los siguientes: Módulos fotovoltaicos: los módulos o paneles solares son los generadores fotovoltaicos de la instalación. Son los encargados de captar la radiación solar gracias a sus células, y convertirla en energía eléctrica.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 25 Figura 6. Composición de un generador fotovoltaico. Fuente: [5] Normalmente los paneles tienen entre 36-96 células conectadas en serie, aunque también se pueden dar conexiones en paralelo dentro del mismo módulo. Por lo que los módulos están formados a su vez por los siguientes elementos: Cubierta frontal Encapsulante Cubierta posterior Marco Bornes de conexiones Células Figura 7. Componentes de un módulo fotovoltaico. Fuente: [18]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 32 Figura 15. Generación en GWh de la tecnología solar fotovoltaica en España entre 2007-2011. Fuente: [11] Figura 16. Generación en GWh de la tecnología solar fotovoltaica en España entre 2011-2015. Fuente: [11]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 33 Figura 17. Generación en GWh de la tecnología solar fotovoltaica en España entre 2016-2020. Fuente: [11] Figura 18. Comparación generación de energías renovables y no renovables durante el año 2020. Fuente: [11]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 34 Figura 19. Comparación generación de energías renovables y no renovables durante el año 2007. Fuente: [11] 3.5 Marco normativo y regulatorio 3.5.1 Legislación hasta el RD 900/2015 En este apartado se va a desglosar la evolución de los diferentes decretos y leyes que regulan las instalaciones eléctricas y fotovoltaicas desde su inicio hasta la publicación del RD 900/2015 que empezó a regular las instalaciones con modalidad de suministro en autoconsumo. RD 2818/1998: real decreto por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. De manera que se reconoce por primera vez en el ámbito legislativo que las instalaciones solares se podían conectar a la red y bajo qué condiciones. Consideradas en el régimen especial se encontraban las siguientes instalaciones con potencia instalada igual o inferior a 50MW: Instalaciones que utilizaran cogeneración Instalaciones que utilizaran energías renovables no consumibles, biomasa, biocombustibles, etc. Instalaciones que utilizaran residuos urbanos u otros residuos. Instalaciones de tratamiento y reducción de residuos agrícolas, ganaderos y servicios. Instalaciones solares fotovoltaicas. De manera que al estar vinculadas al régimen especial, tenían prioridad absoluta en la producción de electricidad, así como estaban sujetas a una
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 35 regulación económica (primas) y jurídica beneficiosa con respecto al otro régimen, el régimen ordinario, en el que se clasifican el resto de fuentes de energía convencionales. RD 436/2004: en este real decreto declara la clasificación de instalaciones que pueden acogerse al régimen especial. Significa un gran impulso que provoca la confirmación de la energía solar en España, estableciendo una tarifa regulada en el año 2004 de 7,2072 𝒄€ 𝒌𝑾𝒉. También determina el régimen económico de las instalaciones incluidas en el régimen especial, es decir, las primas. Siendo por ejemplo en las instalaciones con potencia instalada menor de 100 𝒌𝑾 de un 575% de la tarifa regulada los primeros 25 años. Esto, como es lógico, provoco un “boom” en la ejecución de centrales solares fotovoltaicas, lo cual provocó un gran desajuste económico en el sistema ya que las muy beneficiosas condiciones económicas de esas plantas solares había que pagarlas. RD 661/2007: en este decreto se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Se modifican las cifras establecidas en el anterior decreto, regulando un nuevo régimen económico que se componía de lo siguiente: 𝑷𝒐𝒕𝒊𝒏𝒔𝒕 ≤𝟏𝟎𝟎 𝒌𝑾 𝑷𝒐𝒕𝒊𝒏𝒔𝒕 >𝟏𝟎𝟎 𝒌𝑾 Entre 1-25 años 44.0381 𝒄€ 𝒌𝑾𝒉 41.7500 𝒄€ 𝒌𝑾𝒉 A partir del año 25 35.2305 𝒄€ 𝒌𝑾𝒉 33.4000 𝒄€ 𝒌𝑾𝒉 Figura 20. Régimen económico RD 661/2007. Fuente: [12] RD 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida del sistema eléctrico. RD 1578/2008: real decreto de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del RD 661/2007, del 25 de mayo, para dicha tecnología.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 36 Este decreto pone límite a la potencia máxima que se puede instalar anualmente en esta tecnología. Ya que se estaba produciendo una burbuja en la instalación de plantas solares, que se confirmó años más tarde. Se procedió a clasificar las instalaciones según el suelo en el que se ubican, así como a limitar las primas por kilovatio hora generado y regular la tarifa eléctrica. Se procedió a la siguiente división: Instalaciones de Tipo I: instalaciones en edificios A. Tipo I.1: instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW. B. Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con una potencia superior a 20 kW. Instalaciones de Tipo II: instalaciones no incluidas en el tipo I anterior. RD 1565/2010: RD por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Se procede a modificar las tarifas de las instalaciones de tipo I y tipo II. RD Ley 14/2010: RD por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Se procede a limitar las horas equivalentes según el tipo de instalación fotovoltaica (Fija, Seguimiento a 1 eje, Seguimiento a doble eje) y según la zona climática en la que se encuentren (I, II, III, IV, V) para limitar la sobreproducción que estaba originando la burbuja de este tipo de instalaciones. RD 1699/2011: RD por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia (P<100KW). Además, era el primer RD en el que se regulaba o contemplaba la modalidad del autoconsumo. RD Ley 1/2012: RD por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energías renovables y residuos. Es decir, se retiran las enormes ventajas económicas de las llamadas instalaciones de régimen especial, y con lo cual, se produjo un descenso en la ejecución de instalaciones solares fotovoltaicas que se vio reflejado en los años posteriores.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 37 Figura 21. Potencia fotovoltaica instalada en España hasta 2012. Fuente: [5] Figura 22. Potencia fotovoltaica anual instalada en España hasta 2012. Fuente: [5] Figura 23. Potencia fotovoltaica anual instalada en España hasta el año 2019. Fuente: [5]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 38 Ley 24/2013, del 26 de Diciembre, del Sector Eléctrico pretende garantizar el suministro al conjunto de los consumidores y ajustarlo adecuadamente a sus necesidades. Además se determinan los siguientes puntos: Se abandonan los conceptos diferenciados de régimen ordinario y especial, y se procede a una regulación unificada de la producción de energía eléctrica. Se sustituye el concepto de “régimen especial” por el de “instalaciones de producción con retribución específica”. Todas las unidades de producción, incluidas las del extinto “régimen especial”, deben realizar ofertas de venta al Operador del Mercado. Se establecen ciertas particularidades, en cuanto a su retribución, para algunas instalaciones en función de la tecnología empleada. Esta retribución específica adicional debe permitir a las tecnologías beneficiarias competir en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado, permitiéndolas recuperar los costes y obtener una rentabilidad adecuada. Las instalaciones se clasificarán, mediante orden ministerial, en instalaciones tipo, obteniendo cada instalación la retribución concreta a partir de los parámetros retributivos de la instalación tipo que le corresponda. RD 413/2014: RD en el que se esclarecen los siguientes aspectos: Se regula el régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos. Quedando determinadas en el Subgrupo b.1.1 las instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primara mediante la tecnología fotovoltaica. RD 960/2020, del 3 de Noviembre por el que se establece que en 2050 toda la energía eléctrica sea 100% renovable. Así como se determinan los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, que implica la instalación de 5000MW/año de nueva capacidad. También se regula el régimen económico de energías renovables (REE) para instalaciones de producción de energía eléctrica. 3.5.2 Legislación específica del autoconsumo Tras esta breve exposición de la legislación que se ha ido aplicando a las instalaciones de energías renovables, tecnología fotovoltaica en concreto, desde su inicio en España, ahora se procede a comentar la legislación aplicable actualmente a la modalidad de autoconsumo, que es la que se trata en este trabajo fin de grado. Los Reales Decretos involucrados que se van a comentar son los que tras años de dificultades para relanzar el autoconsumo, lo impulsan nuevamente para conseguir un futuro limpio y libre de emisiones.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 39 RD 900/2015, del 9 de Octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo. En este decreto se define inicialmente lo que es el autoconsumo. Se define como el consumo de energía eléctrica a través de instalaciones de generación conectadas en el interior de la red de un consumidor o a través de las líneas eléctricas entrantes a los consumidores. Amplía conceptos que en el RD 1699/2011 no se tenían en cuenta, y que con este RD ya se consideran. Uno de estos conceptos nuevos de este RD es la implementación de un impuesto o peaje por la potencia de la instalación si la misma superaba los 10 kW con el fin de contribuir al coste del mantenimiento de la red de transporte y distribución nacional. Se confirma la desaparición de los beneficios económicos desmesurados para los propietarios de las instalaciones fotovoltaicas. Además, se estipula que los excedentes de generación no conllevan beneficios extra. Se inicia una tendencia legislativa que prioriza un correcto beneficio energético y económico a aquellas instalaciones correctamente diseñadas y ejecutadas, y no exclusivamente por el hecho de pertenecer a un grupo de tecnología limpia, los beneficios han de ser mayores para promoverlo más. RD Ley 15/2018, del 5 de Octubre, de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores origina una profunda regulación del autoconsumo en España. El objetivo es que los consumidores y la sociedad se beneficie del autoconsumo y con ello tener una mayor independencia energética y de la red, así como reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Este decreto modifica los artículos 9, 64, 66 y 67 del Título II de la Ley 24/2013 del 26 de Diciembre del Sector Eléctrico. Las novedades más importantes son las siguientes: Se determinan las siguientes modalidades de autoconsumo. A. Autoconsumo sin excedentes: no se inyecta ese excedente de energía en la red. De manera que el beneficiario de la instalación solo figura como consumidor. B. Autoconsumo con excedentes: se puede inyectar a la red la energía excedentaria producida generada. Ahora el propietario de la instalación no solo es consumidor, sino también productor. La energía autoconsumida estará exenta de todo tipo de cargos y peajes.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 40 En el caso en que se produzca transferencia de energía a través de la red de distribución en instalaciones próximas a efectos de autoconsumo se podrán establecer las cantidades que resulten de aplicación por el uso de dicha red de distribución. Se podrán implementar mecanismos de compensación simplificada entre déficits de los autoconsumidores y excedentes de sus instalaciones de producción asociadas, que en todo caso estarán limitados a potencias de estas no superiores a 100 kW. Se establecerán las condiciones administrativas y técnicas para la conexión a la red de las instalaciones de producción asociadas al autoconsumo. Las instalaciones en modalidad de suministro con autoconsumo si excedentes de hasta 100 kW se someterán exclusivamente a los reglamentos técnicos respectivos. RD 244/2019, de 5 de Abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. Este Real Decreto es una actualización del anterior. Por lo que este RD 244/2019 es el que nos va a proporcionar las normativas vigentes para la instalación de autoconsumo que se va a dimensionar en este trabajo. El real decreto está compuesto por 23 artículos divididos en 7 capítulos, dos disposiciones adicionales, nueve disposiciones transitorias, una disposición derogatoria y dos disposiciones finales. Objetivos del real decreto. A. Las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. B. La definición de instalaciones próximas a efectos de autoconsumo. C. El desarrollo del autoconsumo individual y colectivo. D. El establecimiento de un sistema de compensación simplificada entre los déficits de los consumidores y los excedentes de sus instalaciones de autoconsumo. E. La organización, inscripción y comunicación de datos al registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica. Ámbito de aplicación. También se determina el ámbito de aplicación del mismo. De manera que se aplicará este decreto a las instalaciones y sujetos de cualquiera de las modalidades de autoconsumo definidas en la Ley 24/2013 y quedarán
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 41 exentas las instalaciones aisladas y los grupos de generación de emergencias en caso de falta de alimentación de energía eléctrica. Definición del autoconsumo. Consumo de uno o varios consumidores de energía eléctrica procedente de instalaciones de producción próximas a las de consumo y asociadas a los propios consumidores. Configuraciones y formas de conexión de las instalaciones de generación. Se definen por primera vez diferentes configuraciones para el aprovechamiento de la energía generada: A. Instalaciones individuales: se dice que una instalación es individual cuando existe un único consumidor asociado a la misma B. Instalaciones colectivas: se dice que una instalación es colectiva cuando existen varios consumidores asociados a la misma instalación de generación. Propietarios de las instalaciones. Cabe destacar que el propietario de la instalación no tiene por qué ser el titular de la misma, pues esto es un término novedoso que se incluye por primera vez en este RD. Por lo que puede aparecer la figura del propietario-promotor de la obra de la instalación, siendo el responsable de su financiación y ejecución, y posteriormente poniéndola al servicio del consumidor acordando una serie de contratos privados entre las dos partes. Estos pueden ser de la siguiente manear: A. Contrato de compraventa de energía generada tipo PPA (Power Purchase Agreement). B. Contrato por prestación de servicios y mantenimiento. C. Contrato con una empresa de servicios energéticos por el ahorro de energía. Tipos de conexión a red. A. Instalaciones próximas en red interior. B. Instalaciones próximas a través de red. Modalidades de autoconsumo. A. Instalaciones de autoconsumo sin excedentes: comprenden las instalaciones de generación que a pesar de estar conectadas a la red de transporte o distribución, no inyectan en ningún
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 48 Figura 28. Panel de control PVSyst. Fuente: [2] En esta pantalla aparecen los diferentes cuadros de mandos con los que se dimensiona la instalación. En el cuadro “Proyecto”, se da nombre al archivo, se elige la base de datos y se guarda el proyecto. Y en el cuadro “Variante” se van diseñando los parámetros de la instalación. Por lo que se procede a dimensionar la orientación e inclinación de los paneles. Figura 29. Esquema general instalación FV. Fuente: [2] Se van a instalar los paneles en un plano inclinado fijo de 20°y orientados a un acimut de -38°, como se puede ver en la siguiente imagen.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 49 Figura 30. Selección de la orientación e inclinación en PVSyst. Fuente: [2] El propio programa nos va mostrando en las dos gráficas de la imagen el Factor de Transposición y las Pérdidas según la inclinación y orientación del panel. El Factor de Transposición es la relación existente entre la irradiancia que incide en el plano y la irradiancia que incide en el plano horizontal. Por lo tanto, al tener un FT de 1.12, nos indica que está 0.12 desviado del óptimo, y con lo cual, deriva en pérdidas. Estos valores son lógicos, ya que los paneles no están orientados en el ángulo óptimo ni con la inclinación ideal. Por lo que se ha elegido situar los paneles con un plano inclinado fijo por cuestión de precio y evitar cargas excesivas en la cubierta. Pero el programa ofrece diferentes opciones como las siguientes: Varias orientaciones Esta posibilidad es para el caso en el que se tengan superficies con diferente inclinación y por lo tanto hay que establecer un subcampo fotovoltaico para cada inclinación. De manera que se pueden establecer tantos subcampos como diferentes inclinaciones que tengan los planos en los que se quiere situar la instalación. Ajuste de inclinación estacional En este caso el programa varía automáticamente la inclinación de los paneles según la estación del año, de manera que se optimiza la instalación y por lo tanto se obtendrá más energía. Tiene el inconveniente que son instalaciones más caras.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 50 Seguimiento mono-eje y doble-eje También ofrece la posibilidad de controlar la orientación e inclinación de los módulos según el eje x de los mismos, así como según el eje X-Y. Estos seguidores varían la posición de los módulos cada día según el movimiento del sol. También hay sistemas de seguimiento que se mueven u orientan según las direcciones Norte, Sur, Este y Oeste. Funcionan gracias a unas células fotoeléctricas a las que se asocia una variable interna. Esta variable interna manda señales a los motores que modifican la trayectoria de los paneles para optimizar en todo momento la producción de energía. Los sistemas de seguimiento de doble eje son evidentemente más caros que los de mono-eje, y también que los que no tienen sistema de seguimiento, como es lógico. Mayores prestaciones, mayor precio. De cobertizos ilimitados En este tipo de instalaciones, los paneles son sujetos gracias al entramado metálico que determina la orientación de los mismos. El programa deja configurar la distancia entre paneles y el ancho de banda según si la colocación de los paneles es horizontal o vertical, lo que determinará la distancia a la que se podrá colocar otra fila de paneles sin que la de delante sombree a la posterior. 4.3 Selección de módulos e inversor Tras introducir la inclinación e orientación de los paneles solares, en la pestaña “Sistema” se permite configurar la instalación fotovoltaica, es decir, determinar la potencia pico que se va a instalar y la superficie que va a ocupar, y con ello los módulos fotovoltaicos y el inversor o inversores. El propio programa automáticamente dimensiona la potencia o la superficie según se haya introducido una opción de las dos antes. Si se ha elegido la opción de “Varias orientaciones”, en “Sistema” se tendrán que configurar los diferentes subcampos. En nuestro caso, se ha elegido un plano inclinado fijo ya que es la inclinación de la cubierta disponible. Por lo que introducimos la superficie que queremos que ocupen nuestros módulos y a partir de ahí elegimos el módulo y el inversor.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 51 Figura 31. "Sistema" PVSyst. Fuente: [2] Se eligen 50 𝑚2como superficie de albergue de los módulos, y el propio programa dimensiona la instalación para 10.6 kWp. Para elegir correctamente un módulo concreto, hay que tener en cuenta los parámetros característicos más importantes. Estos parámetros eléctricos son los siguientes: Tensión en circuito abierto (𝑉𝑂𝐶): tensión máxima de los módulos entre los bornes positivo y negativo del módulo cuando no circula corriente través de ellos. Es decir, tensión de salida del módulo cuando está sin carga a una irradiancia y temperatura determinadas. Corriente de cortocircuito (𝑰𝒔𝒄): corriente de salida del módulo cuando se cortocircuita la célula uniendo sus regiones P y N (bornes semiconductores) con un conductor exterior de resistencia nula a una temperatura y irradiancia determinadas. La intensidad de cortocircuito apenas varía con la temperatura. 𝑰𝒔𝒄(𝑨)=𝑮∗𝑰𝒔𝒄(𝑺𝑻𝑪) 𝟏𝟎𝟎𝟎 Siendo:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 52 𝑰𝒔𝒄: Intensidad de cortocircuito para una irradiación determinada. 𝑰𝑺𝑪(𝑺𝑻𝑪): Intensidad de cortocircuito en condiciones estándar G: Irradiancia ( 𝑾 𝒎𝟐) Tensión en el punto de máxima potencia (𝑉𝑀𝑃𝑃𝑇): tensión a la que trabaja el módulo para entregar su máxima potencia al estar conectado con un receptor o red. Corriente en el punto de máxima potencia (𝐼𝑀𝑃𝑃𝑇): intensidad correspondiente a la potencia máxima de salida del módulo. Potencia máxima(𝑃𝑀𝐴𝑋): responde a la máxima potencia que el módulo va a entregar a los receptores. 𝐏𝐌𝐀𝐗 (𝐖) =𝐕𝐌𝐏𝐏𝐓∗𝐈𝐌𝐏𝐏𝐓 Siendo: 𝑰𝑴𝑷𝑷𝑻: Intensidad máxima de la célula. 𝑽𝑴𝑷𝑷𝑻: Tensión máxima de la célula. Factor de forma (FF): cociente entre la potencia máxima y el producto de la tensión a circuito abierto y la corriente de cortocircuito. Es un factor sin unidades y siempre es inferior a uno. Representa la calidad de la célula del módulo, es decir, cuanto más próximo a uno, de más calidad serán sus células: 𝑭𝑭=𝑽𝑴𝑷𝑷𝑻∗𝑰𝑴𝑷𝑷𝑻 𝑽𝑶𝑪∗𝑰𝑺𝑪 =𝑷𝑴𝑨𝑿 𝑽𝑶𝑪∗𝑰𝑺𝑪 Eficiencia: este parámetro es un porcentaje que representa la relación de la cantidad de energía producida a partir de la energía solar que incide en las células fotovoltaicas. Se halla en condiciones estándar de medida (STC). 𝜼(%)= 𝑷𝑴𝑨𝑿 𝑮∗𝑨𝒄∗𝟏𝟎𝟎 Siendo: 𝑨𝑪: Área superficial de la célula Una vez tenidos en cuenta estos parámetros eléctricos generales, lo siguiente sería estudiar los catálogos técnicos de los fabricantes de los módulos elegidos. Para hacer el último filtro a la hora de elegir definitivamente el módulo.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 53 Ya que no todos los módulos se comportan igual antes las variaciones de irradiancia y temperatura. Estos parámetros de las hojas de fabricantes que hay que tener en cuenta son los siguientes: Temperatura de trabajo de las células: cuanto menor sea la temperatura de trabajo de las células, más energía eléctrica se producirá y mayor eficiencia tendrán los módulos. La temperatura de las células está sujeta a la temperatura ambiente y la irradiancia, expresada en la siguiente fórmula. 𝑇𝐶=𝑇𝑎+𝐺∗𝑇𝑂𝑁𝐶−20 800 Siendo: 𝑇𝐶(°𝐶): Temperatura de trabajo de la célula. 𝑇𝑎(°𝐶): Temperatura ambiente. TONC (°C): temperatura de operación nominal de la célula. El valor común ampliamente utilizado suele ser 45ºC. Coeficiente intensidad-temperatura (α): representa la variación de la intensidad de cortocircuito para cada valor de temperatura en las células. Sus unidades en valor absoluto son (𝑚𝐴/°𝐶) y en valor absoluto (% °𝐶). Obedece a la siguiente expresión: 𝐼𝑠𝑐(𝑇𝑐)=𝐼𝑠𝑐 +𝛼∗(𝑇𝑐−𝑇𝑐′) Coeficiente de tensión-temperatura (β): representa la variación de la tensión a circuito abierto para cada valor de temperatura de las células de los módulos. La expresión es la siguiente: 𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑐)=𝑉𝑜𝑐 +𝛽∗(𝑇𝑐−𝑇𝑐′) Coeficiente de potencia-temperatura (Ƴ): representa la variación de la potencia máxima del módulo según a la temperatura que se encuentran sus células. 𝑉𝑚𝑝𝑝𝑡(𝑇𝑐)=𝑉𝑚𝑝𝑝𝑡 +Ƴ∗(𝑇𝑐−𝑇𝑐′) Tras tener en cuenta estos parámetros, se comparan diversos fabricantes y modelos de módulos fotovoltaicos. Finalmente se elige un módulo de LG Electronics, cuyas características son las siguientes.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 54 Figura 32. Módulo fotovoltaico elegido. Fuente: [15] Marca LG Electronics Tipo LG365Q1C-A5 Categoría Monocristalino Potencia nominal (Wp) 365 Corriente MPPT (A) 9,95 Tensión MPPT (V) 36,7 Corriente de cortocircuito (A) 10,8 Tensión circuito abierto (V) 42,8 Voltaje máximo (V) 1000 Longitud (mm) 1700 Ancho (mm) 1016 Espesor (mm) 40 Peso (Kg) 18,5 Tabla 5. Características del módulo. Fuente: Elaboración propia Curvas características del módulo: I (V) curvas de irradiancia.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 55 Figura 33. Curvas de irradiancia. Fuente: [2] I (V) Curvas de temperatura.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 56 Figura 34. Curvas de temperatura. Fuente: [2] Curva P/V:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 57 Figura 35. Curvas P\V. Fuente: [2] El siguiente paso es la elección del inversor, lo cual es fundamental, ya que será el elemento encargado de convertir la corriente generada por los paneles para poder suministrar a las cargas. PVSyst dimensiona automáticamente la instalación según la potencia elegida para el inversor o inversores. Dicha potencia total del inversor o inversores, tendrá que ser algo menor que la del campo fotovoltaico.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 64 Un factor que será muy importante en el posterior análisis será el tanto por ciento de uso de la energía producida por los paneles, ya que si se tiene un perfil de consumo nocturno, esa energía tendrá que ser absorbida de la red y por lo tanto va a tener un precio mayor que si se produjera en los paneles. Y la energía que produzcan los paneles si no se consume en ese momento, tendrá que ser inyectada a red, pudiéndose obtener ingresos por ella según al tipo de autoconsumo al que nos hayamos acogido, pero este precio de venta será bastante menor que el de compra. De ahí la importancia de tener un perfil de consumo que siga a las horas de generación de los paneles para obtener un adecuado rendimiento energético y económico de la instalación. 4.5 Análisis del sombreado En este apartado hay que estudiar la influencia de las sombras que podrían aparecer en nuestra instalación. Para ello se representa en 3D el edificio con sus medidas perimetrales, así como los elementos que puedan ejercer algún tipo de sombra sobre el campo FV. En primer lugar está el horizonte, en el caso de que existan edificios cercanos que nos puedan sombrear el edificio. Horizonte En este apartado se introducen puntos de sombras en el horizonte del plano solar. En nuestro caso no se tiene ninguna sombra, como podría ser un edificio en frente, pero en nuestro emplazamiento no hay ninguna sombra significativa en el horizonte próximo. Figura 42. Horizonte solar. Fuente: [2] El siguiente paso será analizar el sombreado inmediatamente cercano al campo FV.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 65 Sombreado cercano. Esta opción que ofrece el programa es para conocer la influencia de las sombras cercanas, como podría ser alguna estructura saliente del propio edificio, cornisas, edificios cercanos o árboles que puedan sombrear la instalación fotovoltaica. En nuestro caso, hay que estudiar la influencia que tiene la caseta de acceso al tejado para tareas de mantenimiento y telecomunicaciones. En primer lugar, se representa las medidas exteriores del edificio en el apartado de dibujo 3D del programa, en ancho y alto, así como el tejado y el plano fotovoltaico. Posteriormente se sitúa la caseta con sus dimensiones respectivas. Una vez hecho esto, se sitúa al edificio según sus coordenadas y orientación respecto del sol. Para ello, se seleccionan los tres componentes (edificio, caseta y plano FV) y se lleva el edificio al plano Norte-Este para poder orientar al edificio fielmente respecto al Sur. El edifico está orientado hacia al Sur-Este, por lo que se orienta el edificio con un acimut de -38°. Figura 43. Entorno 3D emplazamiento. Fuente: Elaboración propia Una vez dimensionado el entorno 3D de manera adecuada, se obtiene la tabla de factores de sombreado y su diagrama correspondiente.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 66 Figura 44. Tabla de factores de sombreado. Fuente: [2] Se puede observar, que a pesar de no tener casi ninguna sombra, o ninguna, para ángulos cada vez más alejados del ángulo óptimo, el factor de sombreado es mayor. Figura 45. Factor de sombreado. Fuente: [2] Posteriormente, para estudiar el efecto en los paneles de las sombras que pueda producir la caseta, procedemos al cálculo eléctrico detallado del factor de sombreado según la disposición de los módulos. Es decir, a variar la colocación de las cadenas para que, en el caso de que se sombreen los módulos, modificar la configuración de las cadenas para que las sombras solo afecten a una de ellas.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 67 Ya que en cuanto se sombrea a un panel, produce el mismo efecto en los paneles en serie con él, bajando considerablemente la producción. Esto es así debido a que en cuanto se sombrea la célula de un panel, las que están en serie con ella automáticamente trabajarían como si estuvieran también sombreadas, pese a no estarlo. Conllevando una pérdida importante en la generación. Esto se configurará en el apartado del programa “Diseño de módulos”. Tras elegir como opción “cálculo eléctrico detallado”, se procede al estudio exacto de las sombras. Se decide colocar cada cadena en disposición horizontal, de abajo a la izquierda en modo de relleno “Yendo y viniendo”, quedando de la siguiente manera. Figura 46. Situación de las cadenas. Fuente: [2] Se simula y se obtiene la gráfica de pérdidas dando como resultado que no se produce ninguna pérdida debido a la caseta de acceso. Por lo que la distribución de módulos se queda tal y como refleja la imagen anterior, en dos cadenas de 14 módulos cada una.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 68 Figura 47. Tabla de pérdidas por sombreado de los módulos. Fuente: [2] Figura 48. Curvas I\V en día despejado. Fuente: [2] 4.6 Configuración de las pérdidas detalladas En este apartado se establecen en el programa las pérdidas que puede tener la instalación para acercar lo máximo posible las simulaciones a la realidad. Las diferentes pérdidas son las siguientes: Envejecimiento: engloba la disminución del rendimiento de los módulos a medida que aumenta su tiempo de uso. El programa considera por defecto una degradación básica del 0,40% por cada año que pasa, eliminando en el año 25 la garantía del módulo.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 69 Pérdidas por indisponibilidad: este tipo de pérdidas engloba la parada de la instalación para tareas de mantenimiento o reparación. Se han establecido tres periodos de indisponibilidad con una duración de 40 horas cada uno de ellos. Corrección espectral: en este aspecto se han elegido los valores por defecto del programa de simulación, respetando la corrección espectral que proporciona el fabricante de los módulos FV. Parámetro térmico: estas pérdidas representan la disminución de rendimiento de los módulos según qué temperaturas. Cuanta más temperatura, menor rendimiento tendrá la instalación ya que los paneles generarán menos. Así como se reduce la vida útil de los mismos. Se han elegido los valores por defecto que ofrece el programa para el tipo de montaje de módulos libres con circulación de aire. En la siguiente imagen se puede comprobar las curvas características de eficiencia/irradiancia según la temperatura, cumpliéndose el patrón recientemente comentado. Figura 49. Curvas eficiencia\irradiancia del módulo elegido. Fuente: [2] Pérdidas óhmicas: este tipo de pérdidas tiene vital importancia ya que la sección del cableado juega un papel muy importante en la instalación, así como la máxima caída de tensión en ambos lados del inversor, ya que el lado de corriente continua tendrá diferentes parámetros que el de continua. Cabe
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 70 resaltar, que en el cableado que hay que emplear en este tipo de instalaciones, siempre tiene que ser de intemperie. Se han elegido un factor de pérdidas del 1,5% respecto a las condiciones estándar de funcionamiento, que es lo que el programa nos ofrece por defecto según las características de nuestra instalación. Calidad del módulo- LID –Desajuste: se eligen los valores por defecto. Pérdida de suciedad: se estipulan 4 días de pérdida como período de mantenimiento por suciedad. Pérdidas IAM: se han elegido los valores por defecto. Pérdidas auxiliares: se han elegido los valores por defecto. 4.7 Cálculo de secciones Según la potencia pico del generador y muchos otros factores, hay que calcular el cableado que va a transportar la electricidad que se ha de generar. Para ello, se hace uso del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) y sus respectivas instrucciones técnicas. Para garantizar el correcto funcionamiento de la instalación, se eligen las secciones de los conductores en base a los dos criterios tipificados: el criterio de la máxima caída de tensión y el criterio térmico o de máxima intensidad admisible. Para realizar los cálculos pertinentes hay que sacar los diferentes datos de los catálogos de los fabricantes de los paneles (lado de corriente continua) y del inversor. En el lado de corriente continua (módulos-inversor) habrá que determinar la caída de tensión límite permitida para el dimensionamiento de su cableado. El valor máximo permitida de caída de tensión es un 1,5% de la tensión de servicio de los generadores fotovoltaicos. Es decir, puede ser dos valores diferentes según si la instalación dispone de reguladores o entradas en el inversor que implementen el seguimiento del punto de máxima potencia, o los que no lo tengan. Por ello, en los que tienen dicho sistema, la tensión de servicio será la del punto de máxima potencia, y los que no lo tengan, dicha tensión será la tensión a la que operan los módulos según la temperatura a la que estén sometidos. En nuestro caso, el inversor posee dos entradas para el seguimiento del punto de máxima potencia, una para cara cadena, por lo que esa caída de tensión será a partir de 𝑉𝑀𝑃𝑃𝑇.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 71 Figura 50. Tramo en corriente continua de la instalación. Fuente: Elaboración propia Sabiendo esto, habrá que determinar las secciones y demás valores según los datos que se tienen. Según la ITC-BT-40 para instalaciones generadoras de baja tensión, los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador y la caída de tensión entre el generador y el punto de interconexión a la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior del 1,5%, para la intensidad nominal. Es decir, existirá una caída de tensión máxima permitida del 1,5% de la tensión entre el inversor y la instalación interior. Considerándose ya como inicio de la instalación el cuadro de protección y maniobra de la instalación fotovoltaica. Figura 51. Tramo corriente alterna de la instalación. Fuente: Elaboración propia Por lo que habrá que aplicar el 1.5% a ambos lados del inversor, tanto en el tramo de corriente continua como de alterna. Cabe reseñar también que las diferentes de cálculo de secciones y caídas de tensión son las que se muestran en la siguiente tabla: Corriente Sección Caída de tensión Conocida la intensidad
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 72 Continua (fdp=1) y monofásica 𝑆=2∗ƿ∗𝐿∗𝐼∗𝑐𝑜𝑠𝜑 ∆𝑉∗𝑉 ∆𝑉=2∗ƿ∗𝐿∗𝐼∗𝑐𝑜𝑠𝜑 𝑆∗𝑉 Conocida la potencia 𝑆=2∗ƿ∗𝐿∗𝑃 ∆𝑉∗𝑉 ∆𝑉=2∗ƿ∗𝐿∗𝑃 𝑆∗𝑉 Trifásica Conocida la intensidad 𝑆=√3∗ƿ∗𝐿∗𝐼∗𝑐𝑜𝑠𝜑 ∆𝑉∗𝑉 ∆𝑉=√3∗ƿ∗𝐿∗𝐼∗𝑐𝑜𝑠𝜑 𝑆∗𝑉 Conocida la potencia 𝑆=ƿ∗𝐿∗𝑃 ∆𝑉∗𝑉 ∆𝑉=ƿ∗𝐿∗𝑃 𝑆∗𝑉 Tabla 11. Fórmulas de interés. Fuente: Elaboración propia Siendo: S: sección del conductor en 𝑚𝑚2. I: intensidad de corriente en amperios. V: tensión de servicio en voltios. P: potencia transportada en vatios. L: longitud del conductor en metros. ∆V: caída de tensión desde el principio hasta el final de la línea en voltios. V: máxima caída de tensión permitida Ƿ: resistividad eléctrica, para el cobre 56. A continuación se van a diferenciar dos apartados diferentes para calcular de manera separada los datos en el tramo de corriente continua y alterna para una mejor comprensión y orden del dimensionamiento.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 73 4.7.1 Cálculos tramo de corriente continua En este tramo se procede a calcular las secciones de los conductores entre los módulos y el inversor. Al ser ambas cadenas del mismo números de módulos conectados en serie, 14, con dimensionar los de una cadena vale para la segunda. Por lo que primeramente se halla la intensidad corregida en base al criterio de máxima tensión admisible: 𝐼𝑏=𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔 =𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 ∏𝑓𝑐 Siendo: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 (𝐴): Intensidad admisible por los módulos. 𝑓𝑐: Factores de corrección. Una vez sabidos los factores de corrección involucrados, se halla la intensidad corregida prevista: 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔 =𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒 ∏𝑓𝑐=10.8 0.89∗0.9∗0.95=14.19 𝐴>24 𝐴 Tras esto, se entra en la tabla que se muestra a continuación teniendo en cuenta que el aislamiento de nuestros cables de XLPE2 y su sujeción y canalización sigue el método de instalación E.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 80 El calibre del magneto térmico elegido será de 𝐼𝑁=16 𝐴. 4.9 Puesta a tierra La instalación de puesta a tierra es obligatoria en toda instalación eléctrica para limitar la tensión que se puedan presentar en momentos puntuales en las masas metálicas con el fin de suprimir cualquier tipo de riesgo ante posibles contactos. La instalación de puesta a tierra se encarga de limitar la tensión de contacto, la cual puede ser de 50 V para locales secos o de 24 V para locales húmedos. Se seleccionaría la opción de 24 V en nuestra instalación ya que se sitúa en el exterior. El factor más importante es elegir unos conductores de tierra adecuados para que tengan suficiente resistencia para limitar la tensión máxima de contacto. La fórmula que rige esto es la siguiente: 𝑈𝑎𝑑𝑚 ≥𝑅𝐴∗𝐼𝐴 Siendo: 𝐼𝐴: Intensidad máxima de defecto. 𝑅𝐴: Resistencia conductores tierra. 𝑈𝐴𝑑𝑚: Tensión máxima de contacto. La conexión a tierra se realiza sin fusibles ni protecciones, es una conexión eléctrica directa. Se deben obligatoriamente conectar a tierra los siguientes componentes de la instalación fotovoltaica: Entramado metálico de soporte. Inversor Canalizaciones metálicas Cableado (PE) Una instalación eléctrica de puesta a tierra debe contar obligatoria con los siguientes componentes según la ITC-BT 18: Tomas de tierra Conductores de tierra Bornes de puesta a tierra Conductores de protección PE. Cajas de registro metálicas (en desuso) y protección. En este caso, la instalación fotovoltaica dimensionada es considerada según el REBT una instalación de tipo C1 [18], es decir, es una instalación interconectada
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 81 generadora con punto de conexión en la red de distribución de baja tensión en la que hay otros circuitos e instalaciones de baja tensión conectados a ella, independientemente de que la finalidad de la instalación sea tanto vender energía como alimentar cargas, en paralelo con la red. De manera que aparte de conectar a tierra la totalidad de masas de la instalación, hay que determinar la sección de los conductores de protección. El criterio de selección de secciones es el siguiente: Figura 55. Secciones conductores de fase y protección. Fuente: [16] Quedando las siguientes secciones para nuestros tramos de la instalación El esquema de distribución que se tiene es el esquema TT, y si apareciera una intensidad de defecto grande que pudiera originar una tensión importante, un correcto dimensionamiento de la resistencia abortaría cualquier tipo de peligro. Figura 56. Bucle de defecto esquema TT. Fuente: [20] Como se ve en la siguiente imagen, si se elige la correcta resistencia de los conductores de tierra según la intensidad de corte del diferencial, el defecto no sería peligroso. En nuestro caso la 𝐼𝐴=30 𝑚𝐴 ya que la instalación generadora no es para
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 82 finalidades industriales. Por lo que la resistencia de tierra para la instalación sería como mínimo 𝑅𝐴=800 𝛺. Figura 57. Resistencia según la intensidad de corte diferencial. Fuente: [20] 4.10 Estructura de soporte El entramado metálico que sustenta a los módulos fotovoltaicos es el elemento prácticamente más importante de la instalación. Su correcta posición y fijación a la cubierta permite que los módulos realicen su cometido. Una falla en la estructura podría provocar fatales consecuencias si se desprendiera del edificio en el que está situado e invadiera la vía pública. Es por ello que este tipo de estructuras tienen que cumplir una serie de normativas desarrolladas en el Pliego de Condiciones técnicas del IDEA. En nuestro caso, al situarse el campo fotovoltaico coplanario con la cubierta, no hace falta colocar los módulos con un soporte independiente inclinado. De manera que al tener la cubierta 20º de inclinación, los paneles tendrán la misma.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 83 Figura 58. Colocación módulos fotovoltaicos coplanarios a la cubierta. Fuente: [18] Se ha elegido el fabricante Sunfer Estructuras S.L para nuestra instalación. La instalación del soporte coplanario sobre cubierta de tejas sería de la siguiente manera. Figura 59. Colocación módulos fotovoltaicos coplanarios a la cubierta. Fuente: [21] Y en el caso de una situación real, también con la misma marca de soportas, la situación sería la siguiente. (Ilustración cedida por ENERDISA S.L)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 84 Figura 60. Imagen real de módulos fotovoltaicos en una cubierta. Fuente: [22] 4.11 Contador bidireccional (Smart Meter) Según el RD 244/2019, una instalación fotovoltaica de autoconsumo con excedentes ha de contar con un contador o sistema de medida bidireccional para medir el flujo de energía entre la instalación fotovoltaica y la red. De manera que se ha de situar entre el punto frontera de las viviendas y la red de distribución. Este contador debe estar correctamente homologado para poder comercializarse, ya que debe contabilizar de manera exacta y precisa los kWh que la instalación fotovoltaica inyecta a la red y que la vivienda absorbe de la red. 4.12 Resultados de la simulación Tras relatar estos siete apartados de los que consta el programa, nos disponemos a ejecutar la simulación del programa y a visualizar los resultados de la misma. Producción del sistema La producción del sistema es la energía eléctrica producida a lo largo del año. El programa la calcula multiplicando la producción media cada 24 horas por 365 d/a. 𝑃𝑟𝑜𝑑.𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎=𝑃𝑟𝑜𝑑.𝑀𝑒𝑑𝑖𝑎[𝑘𝑊ℎ 𝑑]∗365 𝑑 𝑎=16025[𝑘𝑊ℎ 𝑎] La producción media diaria de nuestra simulación viene reflejada en la siguiente imagen:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 85 Figura 61. Diagrama entrada/salida diaria entre la irradiancia y la energía generada. Fuente: [2] Producción específica. En este caso se está dividiendo energía anual obtenida entre potencia de la instalación, dando como resultado horas anuales, o lo que es lo mismo, horas equivalentes en las que la instalación está trabajando a las condiciones óptimas o estándar. 𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠= 𝑃𝑟𝑜𝑑.𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙[𝑘𝑊ℎ 𝑎] 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 [𝑘𝑊𝑝]=16025 10.22 = =1568ℎ Producción normalizada. Este factor significa la energía media diaria por kWp instalado obtenida. El programa nos proporciona además el valor de la producción normalizada por meses. Así como también proporciona las pérdidas normalizadas del inversor y los módulos. En la siguiente imagen se podrá ver muy fácilmente:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 86 Figura 62. Producción normalizada. Fuente: [2] El color morado refleja las pérdidas producidas en el campo fotovoltaico debido a indisponibilidades, suciedad y sombreado. El color verde refleja las pérdidas ocasionadas por el inversor de la instalación, el cual no tiene un rendimiento ideal y provocará una pequeña pérdida. Finalmente, en color rojizo se representa la energía obtenida realmente por la instalación a la salida del inversor. En cuanto a los resultados obtenidos, se puede apreciar que la energía producida por el campo FV en los meses de verano (Mayo-Septiembre) es mayor que en el resto de meses, así como las pérdidas debido a la mayor temperatura en esos meses. Los valores de generación no son especialmente elevados debido a la orientación e inclinación de los módulos. El estar inclinados 20 grados y desplazados 38 grados del ángulo óptimo hace que, evidentemente, no sea una instalación ideal, pero posteriormente se analizará si estos datos de generación permiten un estudio de rentabilidad favorable y un “payback” temprano, o todo lo contrario. Performance ratio PR:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 87 Figura 63. Resultado performance ratio PR. Fuente: [2] Resultados principales: Figura 64. Resultados principales. Fuente: [2] Pérdidas globales. Las pérdidas totales de la instalación vienen reflejadas en el siguiente diagrama.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 88 Distribución potencia de salida del sistema. Figura 65. Diagrama de pérdidas. Fuente: [2]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 89 Figura 66. Diagrama de potencia de salida del sistema. Fuente: [2] 5 Balance energético En este apartado se van a mostrar los resultados mensuales de la energía generada por la instalación, y la energía que se inyecta y absorbe de la red. Energía generada por la instalación fotovoltaica. Energía que demanda el edificio. 0 500 1000 1500 2000 2500 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ag Sept Oct Nov Dic KWH MES Generación (kWh)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 96 En el estudio, aportado en los anejos, estas tablas vendrán desglosadas en la hoja de “Precios” y tendrán el siguiente aspecto, continuando hasta el final del año natural. Cabe resaltar que los precios se han obtenido de “essios.ree.es”. Figura 68. Tabla de precios. Fuente: [23] Posteriormente, los siguientes datos de interés para acometer el estudio de rentabilidad son otros datos económicos como el IPC y el incremento del precio de la energía, ambos obtenidos en la web del INE (Instituto Nacional de Estadística). IPC (%) 0,2 (IPC Diciembre 2020) Incremento precio de la energía 1,2 (IPC+1%) Tabla 14. IPC e incremento del precio de la energía. Fuente: Elaboración propia Los siguientes datos de interés serán los datos de la instalación FV:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 97 Potencia instalada (kWp) 10,22 Coste por Wp (€/Wp) 1,3 Coste instalación (€) 13286 Disminución anual de rendimiento (%) 1 Tabla 15. Datos de interés. Fuente: Elaboración propia Tras esto, se procede a la construcción de la tabla para el análisis de rentabilidad cruzando los diferentes datos. El estudio está formado por las siguientes columnas: Año: duración estimada de uso o ciclo de vida de la instalación. Cada uno de los restantes parámetros tendrá resultados anuales. Inversión: importe que cuesta ejecutar la instalación en euros. Se pretende recuperar con los ahorros que proporcionará haber acometido la instalación a las facturas anuales. Potencia panel respecto la nominal: disminución del rendimiento de las células del panel a lo largo del ciclo de vida de la instalación. Este valor va a parte del rendimiento del inversor y el resto de pérdidas, las cuáles se tienen en cuenta en la simulación y vienen plasmados en los datos de generación anteriormente expuestos. Factura sin FV: factura anual por el uso de energía eléctrica sin estar en posesión de la instalación fotovoltaica dimensionada. Factura FV sin compensación (Factura_FV_SC): factura anual por el uso de energía eléctrica estando en posesión de la instalación fotovoltaica dimensionada, pero acogida a la modalidad de autoconsumo sin compensación de excedentes. Factura FV con compensación (Factura_FV_CC): factura anual por el uso de energía eléctrica estando en posesión de la instalación fotovoltaica dimensionada, pero acogidos a la modalidad de autoconsumo con compensación de excedentes. Ahorros factura: diferencia entre los importes de la factura anual sin tener la instalación fotovoltaica y los importes estando en posesión de la instalación para cada modalidad de autoconsumo. Flujos de caja: balance que se realiza mediante el sumatorio de inversión y beneficios (ahorros). Siendo el primer año el único año en el que interviene la inversión en el sumatorio. El resto de años el único flujo de caja son los beneficios. Flujos de caja acumulada: balance neto de la inversión y los diferentes beneficios anuales. El año que el flujo de caja acumulado adquiera valor positivo, indicará que se ha recuperado la inversión y a partir de ahí se obtienen ingresos netos por el ahorro que supone la instalación. (Año en el que se produce el retorno de lo invertido) TIR: tasa interna de retorno que indicará la rentabilidad del proyecto.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 98 Como resultado se obtiene lo siguiente en cada modalidad: Modalidad de autoconsumo con compensación de excedentes. TIR: 9% Flujo de caja acumulado: 17379.3€ Modalidad de autoconsumo sin compensación de excedentes. TIR: 0% Flujo de caja acumulado: 436.98€ Las tablas completas con los resultados desglosados están en “TFG_01816_anejos.zip”, “Estudio_economico_FOTOVOLTAICA”. 7 Tecnología solar térmica 7.1 Introducción En los últimos años se ha producido un aumento en la ejecución de instalaciones solares térmicas en edificios existentes debido a la confianza que se ha generado en la sociedad gracias a los cada vez mayores conocimientos que hay en la materia. Se ha conseguido dejar atrás los pensamientos negativos acerca de la estética de estas instalaciones en las cubiertas de los edificios. Porque, aparte de que no es algo antiestético sino todo lo contrario, un adecuado diseño conlleva beneficios muy importantes, como el ahorro en las facturas e independencia energética. Esta tecnología deriva en parte de la tecnología solar fotovoltaica, ya que la fuente de energía sigue siendo el sol. Lo que cambia es la morfología de funcionamiento de los captadores solares, ya que no tienen que transformar esa radiación en energía eléctrica, sino aprovecharla para calentar el fluido circulante por ellos. Y como consecuencia de tratar con otro fluido, el resto de componentes de las instalaciones solares térmicas son totalmente diferentes a los de las instalaciones fotovoltaicas. 7.2 Instalaciones solares térmicas 7.2.1 Generalidades La configuración y situación de los diferentes elementos de una instalación de ACS lleva a diferentes tipos de diseño y dimensionado. En este apartado se van a explicar
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 99 los diferentes elementos y sistemas de los que está compuesto este tipo de instalaciones. En las siguientes imágenes se pueden apreciar las diferentes partes de una instalación tipo de ACS con sus diferentes componentes: Figura 69. Esquema instalación solar térmica. Fuente: [24] Toda instalación solar térmica consta de los siguientes subsistemas: Sistema de captación Sistema de transferencia de energía Sistema de acumulación Sistema de circulación Sistema de control Sistema de apoyo Así como también están integradas por tres circuitos: Circuito primario: engloba los captadores solares y las tuberías que los unen. El fluido de trabajo adquiere la energía térmica generada en los captadores y se transfiere al circuito secundario mediante un intercambiador. Circuito secundario: recibe la energía captada en el circuito primario y se entrega a los acumuladores. Circuito de consumo: tuberías encargadas de llegar a las ubicaciones de consumo. Este circuito dispone de los elementos de regulación necesarios para corregir la temperatura del fluido en el caso que supere los 60º.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 100 Figura 70. Esquema instalación solar térmica. Fuente: [25] 7.2.2 Configuraciones en edificios Sistema de captación y apoyo centralizados. En esta configuración todo está centralizado, desde la captación, acumulación, apoyo y distribución. El ACS destinada a consumo se suministra a cada vivienda ya en condiciones óptimas de preparación. Para controlar el consumo individual de cada vivienda, es obligatorio situar un contador en la llave de entrada de cada vivienda. Es la configuración empleada en el presente trabajo, con la diferencia de que el acumulador y el intercambiador externo de la foto siguiente se sustituyen en el trabajo por un interacumulador.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 101 Figura 71. Instalación solar y sistema de apoyo centralizados. Fuente: [26] Sistema de captación centralizado y sistema apoyo distribuido. En esta configuración el sistema de apoyo encargado de preparar el ACS recibido del sistema de acumulación lo realiza la caldera individual de cada consumidor. También es obligatorio la presencia de contadores individuales de consumo en la acometida de cada vivienda. Figura 72. Instalación solar centralizada con sistema de apoyo distribuido. Fuente: [26]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 102 Sistema con acumulación distribuida. Esta configuración no precisa de contador individual a la entrada de cada vivienda, ya que a la salida del sistema de transferencia de energía alimentado por los captadores salen circuitos cerrados individuales a cada una de las viviendas. Estos circuitos entran en interacumuladores, que es lo siguiente que se diferencia de las anteriores configuraciones, ya que el sistema de acumulación ahora es individual en cada vivienda, lo que provoca que el agua de red o agua fría que entra en cada interacumulador sea agua de cada vivienda y no comunitaria, esa es la diferencia entre acumulación centralizada y distribuida. Figura 73. Instalación solar con acumulación distribuida. Fuente: [26] Sistema solar centralizado con intercambio distribuido. En esta configuración, el agua fría o de red sale de la acometida de cada vivienda. Esta agua se transporta a un acumulador centralizado, y de ahí mediante circuitos de descarga a cada vivienda. Esta ACS que se dirige a cada vivienda sirve como precalentador del agua de red saliente de cada vivienda. Se realiza colocando un intercambiador externo individual en cada vivienda. El apoyo es distribuido.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 103 Figura 74. Instalación solar centralizada con intercambio distribuido. Fuente: [26] 7.2.3 Subsistemas El funcionamiento final de la instalación es gracias al papel diferente e interconectado que realizan los subsistemas anteriormente nombrados. En el caso que concierne a este trabajo, se va a dimensionar una instalación para la producción de agua caliente sanitaria (ACS) para consumo múltiple con acumulación solar centralizada, intercambiador de calor externo, con acumulación y apoyo centralizado. 7.2.3.1 Sistema de captación Es el sistema encargado de transformar la radiación solar incidente en energía térmica para transferírsela al fluido portador o de trabajo (fluido caliente). Formado por los captadores solares que calientan el fluido del circuito primario. Sus componentes principales son los siguientes: Captadores solares. Elemento principal de la instalación que realiza la transformación de la radiación solar en energía térmica, aumentando la temperatura del fluido circulante por él. Es un elemento que debe diseñarse para garantizar su funcionamiento y resistencia en condiciones adversas de nieve, lluvia, granizo, etc. En la siguiente tabla se exponen las características más importantes de los captadores solares, dividido en los dos tipos más comúnmente utilizados.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 104 Figura 75. Principales parámetros de los tipos de captadores. Fuente: [26] En nuestro caso se han elegido captadores planos, y no los de tubos de vacío. Este tipo de captador basa su funcionamiento en el llamado “efecto invernadero”, el cual se basa en el paso de la radiación solar a través de la cubierta mientras incide en la superficie del absorbedor. Esto es, la radiación solar de onda corta que atraviesa la cubierta del captador, incide sobre el absorbedor, aumentando su temperatura y también la del fluido circulante. A su vez, el absorbedor emite una radiación de onda larga que no puede atravesar la cubierta opaca y por lo tanto esto es lo que produce el llamado efecto invernadero de este tipo de captador. Figura 76. Componentes de un captador solar. Fuente: [26] Esto genera que el fluido circulante a través del captador, se caliente. Elementos que componen un captador solar plano:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 105 Cubierta transparente: elemento de vidrio que asegura la estanqueidad del captador protegiendo los componentes internos del mismo. Así mismo, tiene los siguientes objetivos: A. Reducir la velocidad del aire. B. Reducir las pérdidas por convección ya que permite que no haya un contacto directo del absorbedor con el propio ambiente. También reduce las pérdidas de conducción al estar la cara externa de la misma a una temperatura menor que la del absorbedor. C. Reducir las pérdidas térmicas del absorbedor haciendo que la radiación incide sobre el absorbedor, y que la radiación que éste emite no salga al exterior. Absorbedor: elemento plano constituido por una o varias láminas metálicas (aluminio, cobre o acero) que se sitúa junto al circuito hidráulico por el que circula el fluido de trabajo para transferirle la energía que se ha captado. Es el componente encargado de transformar la energía solar incidente en energía térmica. Debe proporcionar un adecuado contacto entre su superficie y el circuito hidráulico para lograr la mayor transmisión de energía posible al fluido. Su rendimiento depende fundamentalmente de su tratamiento superficial, ya que va a ser éste quién determine su absortancia, reflectancia y emisividad. Los tratamientos más comunes son los tratamientos negros y selectivos, los cuáles garantizan un adecuado revestimiento y asilamiento de los diferentes tubos. Sus diseños más comunes son los siguientes: A. Absorbedor en forma de parrilla de tubos: absorbedor formado por diversas tuberías paralelas conectados entre sí por dos colectores. Esta configuración tiene la ventaja de presentar pequeñas pérdidas de carga, pero a su vez, tiene la desventaja de un difícil equilibrio hidráulico.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 112 En las instalaciones de circulación forzada, ésta se realiza gracias a la acción de bombas, cómo es el caso de nuestra instalación. Ésta bomba se activa o desactiva según la diferencia de temperaturas entre una sonda a la salida de los captadores y entre otra en el acumulador. Cuando la diferencia de temperatura entre el captador y el acumulador es mayor que los valores de referencia (5-7ºC), el sistema de control pone en funcionamiento la bomba (ON). De manera que el fluido portador transfiere la energía de los captadores al acumulador. La bomba se desactivará (OFF) cuando la diferencia de temperatura disminuya de 2-3ºC. Las instalaciones con este tipo de circulación consumen energía eléctrica para alimentar a las bombas. La normativa indica que la potencia eléctrica parásita para la bomba no debe superar los 50W o el 2% de la mayor potencia generada por los captadores en sistemas pequeños. Siendo el 1% para sistemas grandes. Circulación natural. En este tipo de instalaciones el fluido circula por si propias fluctuaciones de densidad (efecto termosifón). Estas variaciones son debido a cambios de temperatura. Estos cambios se producen debido al calentamiento del fluido cuando la radiación solar incide sobre los captadores, aumentando la temperatura del fluido pasante por los captadores y en consecuencia, disminuyendo su densidad. Este fluido, al ser más ligero y caliente que el fluido frío del acumulador, asciende a través de él originando el movimiento deseado en el circuito. La ventaja de este tipo de instalaciones es la no necesidad de utilizar válvulas anti retorno como en el caso de instalaciones con circulación forzada. La misión de este tipo de válvulas es la de evitar flujos inversos. Los componentes predominantes en este subsistema son los siguientes: Tuberías. Las tuberías son los conductos que transportan el fluido por la instalación. Deben soportar presiones y temperaturas muy altas, por ello se recomienda que sean de material metálico en el circuito primario de la instalación. También han de ser resistentes a la corrosión, tener resistencia mecánica y por supuesto conservar bien la temperatura del fluido circulante.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 113 Figura 86. Infografía tubería de cobre. Fuente: [18] En el circuito primario solo podrán utilizarse tuberías de cobre y acero inoxidable debido a las condiciones extremas que tiene que soportar. En cambio, en el circuito secundario o de servicio de ACS podrán utilizarse, aparte de cobre y acero, materiales plásticos autorizados por el organismo competente con el objetivo de abaratar la instalación. El RITE establece una serie de diámetros de las tuberías en función de la temperatura del fluido. Es especialmente importante seguir estrictamente la normativa, ya que en el circuito primario se puede dar temperaturas muy elevadas y si no se eligen bien los diámetros, puede afectar a la durabilidad de la instalación. En las siguiente tablas se reflejan los diámetros correspondientes a las tuberías con una conductividad genérica de 0.04 W/ (m*k). Figura 87. Diámetros del aislamiento en tuberías del interior de edificios. Fuente: [26]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 114 Figura 88. Diámetros del aislamiento en tuberías del exterior de edificios. Fuente: [26] Bombas de circulación. Se emplean únicamente en las instalaciones con circulación forzada. Se han de situar en las zonas “frías” del circuito hidráulico, es decir, en la tubería que entra hacia los captadores en el circuito primario. En el circuito secundario se emplean cuando la instalación está diseñada para producir agua caliente por acumulación. En el caso de que en la instalación haya sistema de recirculación, también será necesario el empleo de una bomba de recirculación. Por lo que es fundamental situar a las bombas en las zonas frías del circuito y evitar la cavitación, la cual puede tener efectos devastadores en la instalación. Según la normativa del CTE-HE4, en el caso de instalaciones con una superficie de captación mayor de 50m2, se han de situar dos bombas idénticas en paralelo, dejando una reserva en el circuito primario y secundario. Vaso de expansión. El vaso de expansión tiene la función de proteger a la instalación absorbiendo los aumentos de presión que se producen cuando la temperatura del agua aumenta. El funcionamiento se basa en que el fluido de la instalación se sitúe en la parte superior del vaso, y el gas en la parte inferior para disminuir la temperatura del fluido cuando entra en contacto con la membrana del vaso. Normalmente se emplean vasos de expansión cerrados y se instalan en la parte fría del circuito y en las zonas de aspiración de la bomba para absorber las pequeñas variaciones de volumen que se producen en esos momentos.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 115 Figura 89. Infografía vaso de expansión. Fuente: [18] Válvulas. Hay que prestar especialmente atención a las condiciones de temperatura y presión para la colocación del tipo de válvula en un determinado tramo de la instalación. De manera que en la siguiente tabla se muestran las válvulas elegidas en función de la misión que vayan a realizar: Función Tipo Aislamiento Válvulas de esfera Equilibrado de circuitos Válvulas de asiento Vaciado Válvulas de esfera o de macho Llenado Válvulas de esfera Purga de aire Válvulas de esfera o de macho Válvulas de seguridad Válvulas de resorte Retención Válvulas de disco doble compuerta Figura 90. Tipos de válvulas según su función. Fuente: Elaboración propia Así como de manera genérica en una instalación térmica convencional suelen utilizarse los siguientes tipos de válvulas: Válvulas de corte: se emplean en el sistema de captación para independizar las diferentes agrupaciones y poder realizar las tareas de mantenimiento sin parar toda la instalación. Válvulas de regulación: válvulas que regulan el flujo de caudal de los diferentes circuitos de la instalación. Se puede situar a la entrada y salida de las bombas de circulación, en los sistemas de llenado y vacío y previas al vaso de expansión.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 116 Válvulas de retención: válvulas que evitan que se produzcan flujos inversos o de retorno. Se suelen situar entre el acumulador y los captadores controlando los grupos de bombeo. Válvulas de seguridad: válvulas que se emplean en los acumuladores y en las agrupaciones de captadores para independizar allá donde se producen condiciones de estancamiento. Válvulas termostáticas: válvulas que protegen los materiales y a los usuarios cuando no se limita la temperatura en el acumulador de salida hacia el consumo. Sistemas de purga de aire. En el trazado hidráulico de los circuitos hay sifones invertidos que pueden llegar a retener bolsas de aire, especialmente cuando se ha abierto el circuito para realizar tareas de mantenimiento. De manera que se hace necesario purgar el sistema. Figura 91. Infografía de un purgador automático. Fuente: [26] Los purgadores se suelen situar en los puntos altos de salida de los captadores, así como en otros puntos en los que sea susceptible la acumulación de aire. Los mecanismos de purgado son botellines de desaireación y purgadores manuales o automáticos. El volumen de los botellines por normativa ha de ser superior a 100cm3, a no ser que se instalen a la salida del sistema de captación y antes del intercambiador un desaireador con purgador automático. En el caso de utilizar purgadores automáticos, se han de colocar obligatoriamente los elementos necesarios para poder realizar también un purgado manual. Sistemas de llenado. Sistema crucial que mantiene el sistema lleno y presurizado. Lo más complejo de estos sistemas es que en el circuito primario, al estar compuesto de anticongelante en disolución con agua, si se produce una fuga, ha de reponerse con el mismo fluido. Por lo que el sistema de llenado deberá contar con anticongelante y permitir la
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 117 reposición manual por normativa, ya que no se aconseja emplear válvulas automáticas. 7.2.3.5 Sistema de control El sistema de control de la instalación es crucial para su correcto funcionamiento, ya que debe controlar desde la temperatura de los fluidos, hasta el proceso de descarga térmica. Se lleva a cabo por medio de los diferentes elementos: Control diferencial mediante centralita. Termostatos. Sistemas de medida (Termómetros y manómetros). Figura 92. Centralita de regulación solar térmica. Fuente: [26] 7.2.3.6 Sistema de apoyo Subsistema alternativo de la instalación encargado de preparar el agua para su utilización. Ha de dimensionarse partiendo de la premisa de que el sistema sea capaz de proporcionar toda la demanda que requiera la instalación. Estos sistemas pueden clasificarse en instantáneos y acumulativos, e incluso por el tipo de energía que emplean para la obtención de la energía térmica aprovechable. Pero la clasificación más característica de estos sistemas es la siguiente: Sistemas de apoyo centralizados: en estos sistemas el agua caliente se prepara en instalaciones comunes y después se distribuye a los diferentes puntos de consumo individuales. El combustible combustible del sistema de apoyo evidentemente es común al serlo también las instalaciones de preparación del ACS. Sistemas de apoyo individuales: en estos sistemas, al contrario que en los anteriores, cada sistema de apoyo prepara el agua caliente de su punto de consumo asignado, sin tener en cuenta que la instalación de ACS sea común
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 118 o individual. Entre los sistemas empleados más comunes destacan los termos eléctricos, calderas o calderas mixtas. 8 Dimensionado de la instalación solar térmica 8.1 Ubicación y emplazamiento La ubicación será la misma que para la instalación fotovoltaica, la cubierta del edificio de interés de este trabajo. Lo que variará será la orientación de los captadores respecto a la de los módulos. 8.2 Parámetros de radiación y temperatura Antes de proceder a calcular la fracción cubierta de sol, hay que obtener los datos mensuales de irradiación, temperatura mensual del agua de red y la temperatura ambiente según la localización elegida. El objetivo es calcular la irradiación sobre superficie inclinada partiendo de la irradiancia global horizontal. Se puede estimar los cálculos con la irradiancia global horizontal, de hecho así lo simula el programa PVSyst en fotovoltaica y el CHEQ4 en térmica, pero se puede obtener los valores exactos para la superficie inclinada y así decidir su viabilidad. Ya que la misión de este trabajo es una misión didáctica para poder mostrar las diferentes formas de pre-dimensionar la cantidad de radiación de la que vamos a disponer en una superficie inclinada, ya que no siempre se puede contar con programas de pago que puedan calcularlo directamente. Datos obtenidos para Palencia: Mes\Datos 𝑯𝑯𝒐𝒓𝒊𝒛 (KJ/𝒎𝟐) T.Red (°C) T.Amb (°C) Enero 6.8 6.1 4.3 Febrero 10.7 7.1 5.8 Marzo 16 8.1 7.7 Abril 19.7 10.1 9.7 Mayo 23 12.1 13.2 Junio 27 15.1 17.4 Julio 27.8 17.1 20.9 Agosto 24.3 17.1 20.5 Septiembre 18.7 15.1 18.1 Octubre 11.8 12.1 13.2 Noviembre 7.7 9.1 7.8
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 119 Diciembre 5.8 6.1 4.6 Tabla 16. Datos de radiación y temperatura. Fuente: Elaboración propia Para entender lo que se va a calcular en este apartado es preciso explicar y jerarquizar las diferentes componentes de radiación solar. En un primer escalón se encuentra la radiación solar global media mensual incidente sobre una superficie horizontal. La cual se divide en sus dos componentes de radiación directa y difusa. En segundo lugar, la radiación solar sobre una superficie inclinada, que obviamente, deriva de los componentes de la radiación solar sobre una superficie horizontal. A continuación se va a proceder a calcular la irradiación global diaria media mensual sobre una superficie inclinada a través de una serie de expresiones. Declinación (𝛿): es el ángulo originario de la línea que une el centro de la Tierra y el centro del Sol con el plano del ecuador celeste. Se procede a hallarlo mediante la aproximación de Cooper, la cual asegura un error como máximo de 1.5°, y es la siguiente: 𝛿=23,45∗𝑠𝑒𝑛(360 365∗(𝑛+284)) Siendo ‘n’ el día (en número) medio de cada mes del año, de manera que el dia 1 de enero es n=1 y el día 28 de febrero sería n=59. Una vez hallada la declinación se procede a calcular el ángulo horario de salida y puesta del sol sobre un plano inclinado (3) e horizontal (2). Cabe añadir que los valores absolutos de estas expresiones serán los mismos en el caso de una superficie horizontal. cos−1(𝜔)=−tan(ɸ)∗tan(𝛿) cos−1(𝜔)=−tan(ɸ−𝛽)∗tan(𝛿) Factor de corrección distancia Tierra-Sol (ε): factor necesario ya que a lo largo de un año natural la distancia entre la Tierra y el Sol no es siempre la misma. Este factor se aproximará mediante la fórmula de Duffie y Beckman: 𝜀=1+0.033∗cos (360∗𝑛 365 ) Irradiancia exterior a la atmósfera: 𝐺𝑒𝑎 =𝜀∗𝐶𝑠 Siendo: 𝜀 : Factor de corrección distancia Tierra-Sol
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 120 Cs: Constante solar (1353 W/𝑚2) En los cálculos se procederá a realizar el cambio de unidades en la constante solar. 𝐶𝑆=1353𝑊 𝑚2=1353 𝐽 𝑠∗𝑚2∗1𝐾𝐽 1000 𝐽∗3600 𝑠 1ℎ =4870,8 𝐾𝐽 ℎ∗𝑚2 Irradiancia exterior a la atmósfera (Ho): como dice el nombre, se va a calcular la irradiación incidente en una superficie o plano horizontal simulando que no existe la atmósfera. La fórmula es la siguiente: 𝐻𝑂=24∗1ℎ 𝜋∗𝐺𝑒𝑎 ∗( 𝜋 180∗𝜔∗𝑠𝑒𝑛(ɸ)∗𝑠𝑒𝑛(𝛿)+sen(𝜔)∗cos(𝛿)∗cos(ɸ)) Por lo que tras realizar las diferentes operaciones se obtienen los resultados que se muestran en la tabla siguiente: n Declinación δ(°) ε 𝝎𝒔𝒐𝒍𝒂𝒓(°) Ho(𝑲𝑱/ 𝒎𝟐) Enero 16 -21,09 1,032 69,74 13,772 Febrero 45 -13,62 1,024 77,43 18,792 Marzo 75 -2,42 1,009 87,83 26,267 Abril 105 9,41 0,992 98,56 33,729 Mayo 136 19,03 0,977 108,04 39,239 Junio 166 23,31 0,968 112,76 41,437 Julio 197 21,35 0,968 110,55 40,277 Agosto 228 13,45 0,976 102,4 35,754 Septiembre 258 2,22 0,991 91,99 28,932 Octubre 289 -9,97 1 80,92 20,848 Noviembre 319 -19,15 1,023 71,83 14,963 Diciembre 350 -23,37 1,032 67,17 12,243 Tabla 17. Resultados. Fuente: Elaboración propia Una vez hallado la irradiación extraterrestre (en ausencia de atmósfera), se puede calcular, siguiendo una serie de criterios, la irradiación diaria media mensual sobre una superficie inclinada. En primer lugar hay que calcular el índice de claridad mensual. Lo cual es la división entre la irradiación diaria mensual media y la irradiación extraterrestre diaria media mensual. Se expresa de la siguiente manera: 𝐾𝑇=𝐻 𝐻𝑂
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 121 En segundo lugar, se procede a hallar la fracción de radiación difusa mensual (Kd). Se calcula según los siguientes casos y fórmulas: En primavera, verano y otoño (𝜔𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 >81,4°) 𝐾𝑑=𝐻𝑑 𝐻=1,311−3,022∗𝐾𝑇+3,427∗𝐾𝑇 2−1,821∗𝐾𝑇 3 En invierno (𝑤_𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟≤81,4°) 𝐾𝑑=𝐻𝑑 𝐻=1,391−3,56∗𝐾𝑇+4,189∗𝐾𝑇 2−2,137∗𝐾𝑇 3 En tercer lugar, una vez hallada la fracción de radiación difusa, se procede a descomponer la radiación global en sus componentes difusa (𝐻𝑑) y directa (𝐻𝐷). Dicha descomposición se formula de la siguiente manera: 𝐻𝑑=𝐾𝑑∗𝐻 𝐻𝐷=𝐻−𝐻𝑑 Y por último, ya se procede a calcular la irradiación diaria media mensual sobre una superficie o plano inclinado (𝐻𝐼𝑁) a través de la siguiente expresión: 𝐻𝐼𝑁 =𝑅𝐷∗𝐻𝐷+(1+cos(𝛽) 2)∗𝐻𝑑+(1−cos(𝛽) 2)∗𝜌𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒𝑛𝑜 ∗𝐻 𝑅𝐷=cos(ɸ−𝛽)∗cos(𝛿)∗𝑠𝑒𝑛(𝑤𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 ′)+𝜋∗𝑤𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 ′ 180 ∗𝑠𝑒𝑛(ɸ−𝛽)∗𝑠𝑒𝑛(𝛿) cos(ɸ)∗cos(𝛿)∗𝑠𝑒𝑛(𝑤𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟)+𝜋∗𝑤𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 180 ∗𝑠𝑒𝑛(ɸ)∗𝑠𝑒𝑛(𝛿) Siendo: 𝛽: Ángulo inclinación captadores solares 𝜌𝑡𝑒𝑟𝑟𝑒𝑛𝑜: Es el albedo, que es la fracción de radiación global horizontal que se refleja al incidir en la superficie. 𝑊𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 ′: Valor mínimo entre el ángulo solar sobre una superficie inclinada y horizontal. 𝑤𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 ′=𝑚𝑖𝑛{cos−1(−tan(ɸ)∗tan (𝛿))||| cos−1(−tan(ɸ−𝛽)∗tan(𝛿))} Una vez realizados los cálculos, se obtienen los siguientes resultados:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 128 utilizar desde la temperatura de entrada del agua fría hasta la temperatura de utilización. Se emplea la siguiente fórmula: 𝐷𝐸𝐴𝐶𝑆 =𝑄𝐴𝐶𝑆(𝑇𝑈)∗ƿ∗𝐶𝑃∗(𝑇𝑈−𝑇𝐴𝐹) Siendo cada término: 𝐷𝐸𝐴𝐶𝑆:𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝐴𝐶𝑆 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 ( 𝐽 𝑀𝑒𝑠) 𝑄𝐴𝐶𝑆:𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 (𝐿𝑖𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑑𝑖𝑎 ) ƿ:𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 (𝐾𝑔 𝑚3) 𝐶𝑃:𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 (4190 𝐽 𝐾𝑔∗𝑇(°𝐶)) 𝑇𝑈:𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑢𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 (°𝐶) 𝑇𝐴𝐹:𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑓𝑟í𝑎 (°𝐶) Tal y como se aprecia en la fórmula, no se tienen en cuenta el número de personas, lo cual se tiene que añadir para el dimensionado. Al estar dimensionando una instalación para un edificio ya existente, el CTE (HE 4) contempla una ocupación diferente según el número de dormitorios de cada vivienda: Tabla 21. Valores mínimos de ocupación de cálculo en uso residencial privado. Fuente: [1] Por lo que en nuestro caso, al tener 8 viviendas, corresponde dimensionar según la siguiente ocupación por tipo de vivienda: Viviendas Dormitorios Personas/Vivienda Total 4 4 5 20
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 129 4 3 4 16 Total 36 Tabla 22. Cálculo de la ocupación. Fuente: Elaboración propia Una vez hecho esto, se procede al cálculo de la demanda unitaria y demanda de ACS mensual. La demanda unitaria se calcula fruto del tipo de uso del edificio para el cual se está dimensionando la instalación se halla de la siguiente forma: 𝑄𝐴𝐶𝑆 =𝐷𝑈∗𝑛=28 𝑙 𝑑∗𝑝𝑒𝑟𝑠∗36 𝑝𝑒𝑟𝑠=1008𝑙 𝑑 Siendo: 𝐷𝑈:𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑎 60°𝐶 ( 𝑙 𝑑∗𝑝𝑒𝑟𝑠) 𝑛:𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑠𝑜𝑛𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑑𝑖𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 Por lo que la demanda mensual queda de la siguiente manera según el número de días que tiene cada mes: MES 𝑻𝑨𝑭 (°C) 𝑫𝑬𝑨𝑪𝑺 (MJ/mes) Enero 6 7.07 Febrero 7 6.27 Marzo 8 6.81 Abril 10 6.33 Mayo 12 6.28 Junio 15 5.7 Julio 17 5.63 Agosto 17 5.63 Septiembre 15 5.7 Octubre 12 6.28 Noviembre 9 6.46 Diciembre 6 7.07 Tabla 23. Demanda energética mensual de ACS. Fuente: Elaboración propia
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 130 Figura 95. Representación gráfica de la demanda energética de ACS. Fuente: Elaboración propia 8.5 Fracción cubierta de la demanda Este factor hay que tenerlo muy en cuenta ya que está tipificado en la normativa. Según en la zona climática que se encuentre la ubicación tiene que cumplirse una contribución solar mínima para poder ejecutar la instalación. Es decir, que la contribución solar debe cumplir unos requisitos mínimos para poder llevar a cabo la instalación. Y por ello, un dimensionado correcto y adecuado es fundamental. El CTE-HE4 determina lo siguiente en base a la zona climática y la demanda de ACS. Tabla 24. Contribución solar mínima en %. Fuente: [1] En nuestro caso, al situarnos en Palencia (zona II) provincia y tener una demanda de ACS de 1008 l/d (sin tener en cuenta el consumo variable), el sol debe aportar al
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 131 menos el 30% de la demanda total de agua caliente del edificio mediante la contribución solar térmica de la instalación, según el CTE. Sin embargo, en el programa de simulación utilizado, CHEQ4, este factor mínimo para cumplir normativa ha de ser del 60%. Por lo que hay que lograr que el factor de demanda cubierto (f) supere el límite mínimo para cumplir la normativa, tomando el más restrictivo. Siendo f: 𝑓=𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑐𝑎𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝐴𝐶𝑆 Realizando diferentes simulaciones con CHEQ4 para estudiar la influencia del número de captadores en serie en el factor de demanda cubierta, se obtiene lo siguiente: 𝐕 𝐀=𝟓𝟓 𝐥/𝐦𝟐 Nº captadores Área (𝐦𝟐) Volumen acumulador (𝐥) f (Ns= 1) f (Ns= 2) 12 30.12 1656.6 0.63 0.57 14 35.14 1932.7 0.69 0.63 16 40.16 2208.8 0.73 0.67 18 45.18 2484.9 0.76 0.71 20 50.20 2761 0.79 0.75 Tabla 25. Simulación 1 CHEQ4. Fuente: [28]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 132 𝑽 𝑨=𝟔𝟓 𝒍/𝒎𝟐 Nº Captadores Área (𝒎𝟐) Volumen acumulador (𝒍) f (Ns= 1) f (Ns= 2) 12 30.12 1957.8 0.63 0.58 14 35.14 2284.1 0.69 0.63 16 40.16 2610.4 0.73 0.68 18 45.18 2936.7 0.76 0.71 20 50.20 3263 0.79 0.75 Tabla 26. Simulación 2 CHEQ4. Fuente: [28] 0,63 0,69 0,73 0,76 0,79 0,57 0,63 0,67 0,71 0,75 0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 12 14 16 18 20 F NÚMERO DE CAPTADORES Variación factor de cobertura de demanda f (Ns= 1) f (Ns= 2)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 133 𝑽 𝑨=𝟕𝟓 𝒍/𝒎𝟐 Nº captadores Área (𝒎𝟐) Volumen acumulador (𝒍) f (Ns= 1) f (Ns= 2) 12 30.12 2259 0.64 0.58 14 35.14 2635.5 0.69 0.64 16 40.16 3012 0.73 0.68 18 45.18 3388.5 0.76 0.72 20 50.20 3765 0.80 0.75 Tabla 27. Simulación 3 CHEQ4. Fuente: [28] 0,63 0,69 0,73 0,76 0,79 0,58 0,63 0,68 0,71 0,75 0 0,5 1 1,5 2 12 14 16 18 20 F NÚMERO DE CAPTADORES VARIACIÓN FACTOR DE COBERTURA DE DEMANDA f (Ns= 1) f (Ns= 2)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 134 𝑽 𝑨=𝟗𝟎 𝒍/𝒎𝟐 Nº captadores Área (𝒎𝟐) Volumen acumulador (𝒍) f (Ns= 1) f (Ns= 2) 12 30.12 2710.8 0.65 0.59 14 35.14 3162.6 0.70 0.64 16 40.16 3614.4 0.74 0.69 18 45.18 4066.2 0.77 0.72 20 50.20 4518 0.80 0.76 Tabla 28. Simulación 4 CHEQ4. Fuente: [28] 0,64 0,69 0,73 0,76 0,8 0,58 0,64 0,68 0,72 0,75 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 12 14 16 18 20 F NÚMERO DE CAPTADORES Variación factor de cobertura de demanda f (Ns= 1) f (Ns= 2)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 135 Tras estas tablas y simulaciones, se puede observar que establecer dos campos en serie (f(Ns=2)) conlleva una pérdida de rendimiento, así como el aumento progresivo del volumen de acumulación y la superficie de captación aumente el factor de demanda cubierta pero no cumple con las recomendaciones de la normativa de no estar más de tres meses con una fracción solar que supere el 100%, como se puede ver en el siguiente gráfico del programa y en las tablas cuyos valores están representados en rojo. Figura 96. Resultado de una simulación no válida. Fuente: [28]. En las tablas anteriores son los valores en rojo los que conllevan una fracción solar mayor al 100% durante tres meses o más. Esta recomendación para ajustar el diseño de la instalación está especificada en el apartado 2.2.2.1 del CTE-HE4. 0,65 0,7 0,74 0,77 0,8 0,59 0,64 0,69 0,72 0,76 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 12 14 16 18 20 F NÚMERO DE CAPTADORES Variación factor de cobertura de demanda f (Ns= 1) f (Ns= 2)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 136 Lo siguiente a estudiar va a ser la influencia del caudal en los circuitos. En este caso, se va a acotar al número de captadores que se ha elegido para la instalación, que son 12 captadores y dos campos en serie (Ns=2). 𝑽 𝑨=𝟔𝟔.𝟒𝟎 𝒍/𝒎𝟐 Nº captadores Área (𝒎𝟐) Volumen acumulador (𝒍) Caudal (l/h) f (Ns= 2) 12 30.12 2000 964 0.58 1150 0.59 1350 0.61 1650 0.62 2000 0.63 Tabla 29. Simulación 5 CHEQ4. Fuente: [28] Se puede observar que aumentando el caudal, y con ello el diámetro de tubería, el factor de demanda cubierta va aumentando y haciendo viable la instalación a partir de f=0.60. Finalmente, se han elegido los siguientes parámetros para nuestra instalación: 𝑽 𝑨=𝟔𝟔.𝟒𝟎 𝒍/𝒎𝟐 Nº captadores Área (𝒎𝟐) Volumen acumulador (𝒍) Caudal (l/h) f (Ns= 2) 12 30.12 2000 1350 0.61 Tabla 30. Simulación final. Fuente: [28]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 137 8.6 Simulación CHEQ4 Figura 97. Localización. Fuente: [28] Figura 98. Configuración de la instalación. Fuente: [28]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 144 Según lo mostrado en la anterior tabla, para asegurar el funcionamiento en condiciones extremas de la instalación sin que el agua se congele, tenemos que emplear una disolución de 40% de propilenglicol y 60% de agua. Lo siguiente será hallar el poder calorífico y densidad del fluido calo portador (disolución): En primer lugar, con el diagrama de congelación según la concentración en peso de propilenglicol, sacamos la temperatura de congelación. En nuestro caso al haber un 40% de propilenglicol en la disolución del fluido calo portador del circuito primario, la gráfica indica que la temperatura de congelación es de -18ºC. Figura 106. Tabla de temperatura de congelación según la concentración en la disolución. Fuente: [30] Lo siguiente será obtener su calor específico con el diagrama que se muestra a continuación. Partiendo de la temperatura mínima histórica de la localidad con la curva del punto congelación y la de concentración en peso del propilenglicol, se obtiene un 𝐶𝑃=0.88 𝑘𝑐𝑎𝑙 𝑘𝑔∗º𝐶 =3.68 𝐾𝐽 𝐾∗𝑘𝑔.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 145 Figura 107. Calor específico de una disolución de propilenglicol en función de la temperatura. Fuente: [30] Se sigue con la obtención de la densidad a través de las siguientes gráfica. El punto de interés es el corte de la concentración en peso con la temperatura mínima, llevándolo al eje de la densidad. Se obtiene una densidad de 𝜌=1.046 𝑔 𝑐𝑚3. Figura 108. Densidad de una disolución de propilenglicol en función de la temperatura. Fuente: [30]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 146 Y por último, la viscosidad del fluido, la cual se obtiene con la gráfica que se muestra a continuación. Se corta en el diagrama según la concentración de propilenglicol en la disolución y la temperatura de operación que son 60ºC. Obteniéndose una viscosidad 𝑣=1.02 𝑚𝑃𝑎∗ 𝑠. Figura 109. Viscosidad en función de la tmperatura. Fuente: [30] Con esto último se puede estimar el volumen total de anticongelante que circulará en el circuito primario. 8.9.3 Red de tuberías El diámetro de las tuberías de cobre, por normativa, ha de elegirse en función del lugar por donde transcurre la tubería. Si discurre por locales habitados ha de seleccionarse un diámetro en el que el fluido no supere la velocidad de 2m/s, y en el caso del trascurso por locales no habitados no se deben superar los 3m/s. En las siguientes tablas se muestran los diámetros normalizados para tuberías de cobre y los diámetros estimados según el caudal máximo:
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 147 𝑫𝒏𝒐𝒎𝒊𝒏𝒂𝒍(𝒎𝒎) 𝑫𝒊𝒏𝒕𝒆𝒓𝒊𝒐𝒓(𝒎𝒎) 𝑪𝒂𝒖𝒅𝒂𝒍𝒎á𝒙𝒊𝒎𝒐(𝒍 𝒉) 18 16 500 22 20 950 28 26 1900 35 33 3600 42 40 6200 Tabla 33. Diámetros en función del caudal. Fuente: [32] Dext 6 8 10 12 14 15 16 18 22 28 35 40 42 54 64 66.7 76.1 88.9 Dint 4 6 8 10 12 13 14 16 20 26 33 38 40 51 61 63.7 73 73 Tabla 34. Diámetros normalizados. Fuente: [32] Pero para seleccionar el diámetro adecuado, entra en juego otro parámetro fundamental a parte de la velocidad y el caudal, que es la pérdida de carga unitaria de las tuberías. La cual no debe exceder los 40 mm de columna de agua por metro de conducto. Estos parámetros se calculan mediante las expresiones de FLAMANT. Estas fórmulas son las que se muestran a continuación: 𝑉=0,354∗𝑄 𝐷2 ∆𝑃𝑢=378∗𝑄1,75 𝐷4,75−→ ∆𝑃𝑢=1,3∗378∗𝑄1,75 𝐷4,75 Quedando los diferentes tramos de la siguiente manera: Tramo Caudal (l/h) 𝑫𝒊𝒏𝒕(mm) Longitud (m) Velocidad (m/s) 1 1350 26 14 0.706 2 1350 26 12 0.706 3 1350 26 7 0.706 4 1350 26 5 0.706 5 1350 26 2.5 0.706 Tabla 35. Tramos instalación solar térmica. Fuente: Elaboración propia Siendo el tramo 1 el bajante del sistema de captación solar y el tramo 2 el que sube al sistema de captación y acumulación centralizado procedente de la acometida de
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 148 agua de red. El tramo 3 es el que une el tramo 2 con los primeros 6 captadores en serie. El tramo 4 une ambas series de captadores, y el 5 les une con el tramo bajante 1. Ya que a diferencia de la guía proporcionada por el IDAE, en los ejemplos de configuraciones de edificios multi-vivienda, situaba el sistema de acumulación en la azotea del edificio, en el caso que aquí compete, en la azota solo se sitúa el sistema de captación y en el sótano el sistema de acumulación para su posterior distribución. Pérdidas de carga tuberías. Tramo Pérdidas de carga (𝒎𝒎𝒄𝒂 𝒎) 1 28.08 2 28.08 3 28.08 4 28.08 5 28.08 Tabla 36. Pérdidas de carga tuberías. Fuente: Elaboración propia Una vez hallado este dato, se procede a calcular la pérdida de carga de todo el circuito de tuberías: ℎ𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 =28.08𝑚𝑚𝑐𝑎 𝑚∗1 𝑚 1000 𝑚𝑚∗9800 𝑃𝑎 𝑚𝑚𝑐𝑎 ∗40.5𝑚=14309 𝑃𝑎=11.144 𝐾𝑃𝑎. 8.9.4 Bombas Lo siguiente a dimensionar del sistema de circulación será el grupo de bombeo, que será el encargado de transportar el fluido calo portador en el circuito primario y el ACS en el circuito secundario. La normativa indica que para superficies de captación iguales o mayores a 50 𝑚2, el grupo de bombeo de cada circuito debe contar con dos bombas en paralelo y sincronizarlas entre sí, en el caso de que una dejara de funcionar, la otra fuera capaz de mantener el funcionamiento de la instalación. La instalación que compete a este trabajo consta de una superficie de 30.12 𝑚2, por lo que no será necesario colocar dos bombas en paralelo, ya que repercutiría en el precio aunque mejoraría las expectativas de fiabilidad. El dimensionado de las bombas debe realizarse para que el funcionamiento de las mismas sea capaz de contrarrestar las pérdidas de carga presentes en los circuitos. La fórmula que rige dicho dimensionamiento es la siguiente: ∆𝑃𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎𝑠 =∆𝑃𝑀𝐴𝑋 ∗𝑘
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 149 Siendo: ∆𝑃𝑀𝐴𝑋: Máxima pérdida de carga. 𝑘: Parámetro de seguridad (1.1 correspondiente a un 10% de sobredimensionado) Para determinar la máxima pérdida de carga hay que proceder a hallar las pérdidas de carga del circuito, siendo la suma de las pérdidas de los accesorios y las tuberías, así como el de los acumuladores, intercambiadores y captadores. En resumen, la pérdida de carga total. Ya que en las peores condiciones, el grupo de bombeo tiene que ser capaz de hacer circular el fluido a pesar de dichas pérdidas. Por lo tanto: ∆𝑃𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎𝑠 =(ℎ𝑐𝑎𝑝𝑡 +ℎ𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑜𝑟 +ℎ𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 +ℎ𝑝)∗𝑘=74.01 𝐾𝑃𝑎 Para este resultado, solo queda elegir la bomba adecuada que pueda hacer frente a esa pérdida y transportar el caudal del circuito primario. Se ha seleccionado la bomba de circulación SB-150 XL, del fabricante BAXI. Su curva característica es la siguiente: Figura 110. Curvas características de la bomba de circulación. Fuente: [33] Se puede apreciar que es admisible para nuestra instalación, ya que hay un punto de corte entre el punto del eje x (caudal) y eje Y (Pérdidas). El punto del eje X sería 1.35 dado que nuestro caudal es (1350 l/h), y el punto de corte con la primera curva de revoluciones se traslada al eje y. Se puede usar esta bomba porque ∆𝑃𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 =7.55 𝑚.𝑐.𝑎 y la gráfica de la bomba llega hasta ese valor y más.
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 150 8.9.5 Vaso de expansión El siguiente y último elemento del sistema de circulación que hay que dimensionar es el vaso de expansión, cuya función es absorber las presiones excesivas generadas por cierres de seguridad en válvulas o en el grupo de bombeo. El vaso de expansión es un vaso cerrado en este caso, su dimensionado se rige según el CTE y la norma UNE 100.155. En primer lugar se ha de hallar el volumen total del circuito primario, para posteriormente calcular el 6% de ese volumen, que es el valor mínimo que ha de tener el vaso de expansión. 𝑉𝑐1 =𝑉𝑐𝑎𝑝𝑡 +𝑉𝑡𝑟𝑎𝑚𝑜𝑠 +𝑉𝑎𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 Siendo: 𝑉𝑐𝑎𝑝𝑡: Volumen admisible a través de los serpentines de cada captador. 𝑉𝑡𝑟𝑎𝑚𝑜𝑠: Volumen admisible por los diferentes tramos del circuito primario. 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙: Volumen adicional de seguridad, supone el 10% de la suma de los volúmenes anteriores. 𝑉𝑐1 =1.83∗12+40.5∗𝜋∗0.0262 4∗1∗103+4.83=48.29 𝑙 Por lo que el volumen mínimo del vaso de expansión es el siguiente: 𝑉𝑉𝑎𝑠𝑜𝐸𝑥𝑝 =0.06∗58.55=2.89 𝑙 Tras hallar este parámetro, se elige el vaso de expansión Vasoflex/S 8 de la marca BAXI. Figura 111. Vaso de expansión utilizado. Fuente: [33]
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 151 8.9.6 Pérdidas de carga en los accesorios En este apartado se pretende estimar la pérdida de carga producida por las curvas, codos y válvulas del circuito primario en el conjunto de la instalación. Estas pérdidas se calculan por medio de la siguiente expresión, la cual es dependiente del coeficiente de pérdidas de cada accesorio. ℎ𝑝=𝑔∗𝜌∗(𝑘∗ 8∗𝑄2 𝜋2∗𝐷𝑡4) Siendo: 𝑔: Constante de gravedad. 𝜌: Densidad. Q (𝑚3/𝑠): Caudal del tramo. K: Coeficiente de pérdidas del accesorio. 𝐷𝑡 (𝑚): Diámetro de la tubería. Tramo Accesorios 𝒉𝒑 (𝒌𝑷𝒂) 1 válvulas y codos 8.52 2 válvulas y codos 10.65 3 válvulas y codos 5.32 4 válvulas y codos 6.39 5 válvulas y codos 5.32 Total: 36.2 Tabla 37. Pérdidas de carga por accesorios. Fuente: Elaboración propia 9 Normativa aplicable a la instalación solar térmica. La normativa aplicable para configurar esta instalación procede de los siguientes documentos y reglamentos técnicos: Reglamento de las instalaciones térmicas en la edificación. (RITE) Código Técnico de Edificación, apartado HE4. Normas UNE(94002:2005,94003:2007,100.155,)
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 152 10 Presupuesto Sistema de captación Nº Producto Cantidad Precio (€) Total 0.1 Captadores solares Viessmann Vitosol SV2F 200-FM 12 550.74 6608.88 0.2 Estructura metálica de soporte de captadores Sunfer Energy teknosolar 2 95 190 Sistema de acumulación Nº Producto Cantidad Precio (€) Total 1.1 Acumulador esmaltado BAXI AS 2000 1 5324 5324 1.2 Interacumulador Chromagen vitrificado exterior 1 898.9 898.9 Sistema de transferencia de energía Nº Producto Cantidad Precio (€) Total 2.1 Intercambiador externo de placas termosoldadas TERMICOL SL 1 246 246 Sistema de circulación Nº Producto Cantidad Precio (€) Total 3.1 Vaso de expansión BAXI 2 112 224 3.2 Bomba de circulación BAXI SB-150 XL 2 1042 2084 3.3 Purgador BAXI 4 13 52 3.4 Tubo de cobre rígido (Norma EN 12735-1-2001) 26mm 40.5 m 12 486 3.5 Aislante poliuretano - 210 210 3.6 Válvula antirretorno BAXI 2 10.40 20.80 3.7 Válvula de esfera materialescalefaccion 16 11.14 178.24
Renovación energética de edificios. Aplicación a un bloque de viviendas 153 3.8 Válvula de seguridad BAXI 2 38.4 76.8 3.9 Propilenglicol 40l 250.73 250.73 Sistema de control Nº Producto Cantidad Precio (€) Total 4.1 Manómetro 4 25 100 4.2 Termómetros 4 20 80 4.3 Centralita reguladora Sorel LTDC 1 153 153 Manufactura y montaje Nº Producto Cantidad Precio (€) Total 5.1 Mano de obra - 1000 1000 Resumen Sistema de captación 6798.88 € Sistema de acumulación 6222.9 € Sistema de transferencia de energía 246 € Sistema de circulación 3582.57 Sistema de control 333 € Manufactura y montaje 1000 € Total 18183.35 € 11 Certificación energética 11.1 Introducción En este apartado se pretende obtener la certificación energética del edificio con las medidas implementadas. El edificio sin las instalaciones dimensionadas tendría una calificación muy pobre, debido a su antigüedad y poca eficiencia energética. La etiqueta energética obtenida ronda en un rango de letras entre A-G. Siendo la letra A la asignada para los edificios más eficientes, y la G para los menos.