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PROYECTO FIN DE CARRERA Estudio del comportamiento de un sistema solar híbrido PVT en distintas condiciones de funcionamiento Autor: Carlos Meseguer Sánchez Director: Amaya Martínez Gracia Especialidad: Ingeniería técnica industrial, mecánica Convocatoria: Marzo 2014 1 Índice Página 1.- Introducción .............................................................................. 2 Energía solar .......................................................................... 2 El panel pvt ............................................................................ 4 2.- Metodología ............................................................................... 8 Panel PVT .............................................................................. 8 Método f-chart ....................................................................... 12 Método de cálculo dinámico ................................................. 16 3.- Objeto del proyecto ................................................................... 18 4.- Datos de partida ........................................................................ 19 5.- Consideraciones previas ........................................................... 19 Perdidas por orientación y sombras .................................... 21 6.- Configuración optima de la instalación .................................. 24 Protección contra congelación ............................................. 24 Protección contra congelamiento ......................................... 25 Fluido caloportador .............................................................. 26 Cálculo mediante f-chart ...................................................... 28 Cálculo mediante método horario ....................................... 39 7.- Análisis fotovoltaico .................................................................. 45 Análisis comportamiento panel Ecomesh ........................... 46 Análisis comportamiento panel A-240P .............................. 49 Estudio comparativo de ambos paneles .............................. 51 8.- Conclusiones del estudio .......................................................... 56 2 1. Introducción Energía solar La energía procedente del Sol es la mayor fuente de energía existente sobre La Tierra, gracias a la cual es posible la existencia de vida. La mayor parte de la energía utilizada por los seres vivos procede del Sol, es la fuente de alimentación de las plantas, la causa de los flujos atmosféricos y del agua, además de proporcionar el calor que hace posible el desarrollo de la vida en nuestro planeta. Durante toda su existencia, el ser humano ha aprovechado la energía solar, de forma indirecta o indirectamente, natural o artificialmente para sus estructuras agrícolas, urbanas, industriales, etc. ya que toda la energía utilizada por la humanidad, incluso la basada en combustibles fósiles proviene del sol, pues estos combustibles se formaron a partir de restos de organismos que vivieron hace millones de años gracias a la energía solar. Este tipo de energía brindada por el sol, se presenta en la naturaleza en una elevada cantidad de formas, de tal forma que actualmente es inagotable a escala humana. En la figura 1 se puede observar la clasificación de las energías renovables procedentes del sol La principal dificultad asociada al aprovechamiento de este tipo de energía es precisamente la variabilidad con la que esta energía se distribuye en la Tierra como consecuencia de aspectos geográficos, climáticos y estacionales, lo cual nos obliga a disponer de otros sistemas de suministro, como los combustibles fósiles, que no son más que enormes cantidad de energía solar transformada por organismos prehistóricos, almacenadas en la corteza terrestre. Es el abuso de estos combustibles fósiles durante los siglos XX y XXI lo que actualmente está degradando el medio ambiente, produciendo un calentamiento a escala global. Sin embargo, este abuso es la razón por la que se están tratando de desarrollar políticas energéticas materializadas en diferentes planes de actuación a nivel europeo, nacional y regional con el fin de mitigar el calentamiento global. 3 Figura 1.- Clasificación de las energías renovables Dentro de las clases de energía solar cabe destacar la energía solar térmica y la energía solar fotovoltaica, cuya captación y aprovechamiento se realiza de forma directa, gracias a la radiación solar. Dentro de la energía solar térmica, sus aplicaciones son numerosas:  Agua caliente sanitaria (ACS): Estas instalaciones aportan agua caliente para el consumo humano en viviendas unifamiliares, bloques vecinales, hoteles, residencias, industrias, campings, centros deportivos, etc.  Calefacción de viviendas: La captación de energía solar se realiza con el fin de calentar edificios mediante los tradicionales radiadores o la calefacción por suelo radiante.  Climatización de piscinas: Se utiliza para calentar el agua para piscinas climatizadas o para alargar la temporada de baño en piscinas exteriores  Refrigeración: La energía solar también se puede utilizar para la refrigeración mediante máquinas de absorción Sol Energía solar indirecta Efecto sobre la atmósfera Eólica Efecto sobre la hidrosfera Hidráulica Olas Energia solar directa Efecto Térmico Energia solar termica Pasiva Activa Calor baja temperatura Calor media temperatura Calor alta temperatura Efecto fotónico Biomasa Energia solar fotovoltaica 4  Usos agrícolas e industriales: Secaderos de frutos, invernaderos, ganadería, procesos industriales, purificación y desalinización de agua donde el calor se utiliza para evaporar y destilar el agua, etc. De la misma forma, la energía solar fotovoltaica tiene infinidad de aplicaciones, ya que produce energía eléctrica aprovechable tanto para el uso doméstico como a nivel industrial Sin embargo, pese a que ambas están basadas en el mismo principio (la captación de radiación solar mediante captadores solares) no utilizan una tecnología común, pues la solar térmica capta esta radiación para el aprovechamiento térmico y la solar fotovoltaica se basa en el efecto fotovoltaico que produce la radiación sobre materiales como el Silicio para producir electricidad. Es en estos tipos de energía en las cuales se centra el presente proyecto, estudiando su captación y aprovechamiento conjunta mediante paneles solares híbridos, los cuales combinan ambas tecnologías. El panel PVT El panel fotovoltaico-térmico (PVT: photovoltaic-thermal panel) consiste en un panel solar fotovoltaico refrigerado por un fluido, mediante el cual se refrigeran las células fotovoltaicas, aumentando su rendimiento y obteniendo energía térmica útil mediante este proceso En el panel PVT se distinguen los siguientes componentes: - Cubierta transparente. - Láminas fotovoltaicas. - Absorbedor. - Circuito hidráulico. - Carcasa aislante. 5 Figura 2.- Partes de un panel solar híbrido La cubierta transparente del PVT suele ser de vidrio, y tiene la función de dejar pasar la radiación del sol hacia el interior del panel, e impedir que la radiación de una longitud de onda mayor emitida por la lámina fotovoltaica, producida por el aumento de su temperatura, salga al exterior creando así el llamado efecto invernadero. Mientras que un colector térmico tiene como absorbedor una placa plana de cobre, normalmente cubierta por una superficie selectiva para que tenga una alta capacidad de absorción y bajo emisividad para longitudes de onda infrarroja; en el panel PVT la encargada de absorber la luz del Sol es la lámina fotovoltaica, y dado que está unida al absorbedor de calor, se extrae la energía térmica de las células fotovoltaicas para su posterior aprovechamiento. La red de tuberías se encuentra soldada a la parte posterior del absorbedor, y pueden estar dispuestas en serie o en paralelo. En el primer caso todo el fluido térmico circula por una única tubería, mientras que cuando lo hace en paralelo el caudal se divide entre por las diferentes ramificaciones. El fluido que circula por las tuberías y que es el encargado de absorber y transportar la carga térmica suele ser aire o agua. La carcasa aislante aloja todos los componentes anteriormente mencionados. Su función más importante es la de asegurar, junto con la cubierta, la estanqueidad del panel. Y reducir lo máximo las pérdidas por transferencia de calor al exterior. 6 Las ventajas que ofrece este panel solar frente paneles solares térmicos y fotovoltaicos por separado, serán estudiadas y analizadas en este proyecto. La principal ventaja que pretende este dispositivo es el aumento de la eficiencia energética de los paneles solares fotovoltaicos, gracias a la refrigeración que produce el fluido térmico que reduce la temperatura de operación de la célula lo cual hace que aumente la producción de energía eléctrica. Otra ventaja es la reducción del área necesaria para la instalación, ya que produce energía eléctrica y térmica en un único panel, mientras que por separado se necesitaría mucha mayor área, lo que además conllevaría una reducción de costes en la instalación. Tipos de paneles PVT - Colectores PVT refrigerados por aire: Produce generación eléctrica y aire caliente. Se utilizan en caso de demanda de aire caliente a baja temperatura (<30ºC) o a alta temperatura (30-90ºC) como posible fuente para una bomba de calor - Colectores PVT refrigerados por liquido: Similares a los paneles térmicos solares, un absorbedor con una red de tuberías en serpentín o en paralelo en su parte posterior transfieren calor a un fluido caloportador el cual transporta la energía térmica desde los captadores a un sistema de acumulación para su posterior uso - Colectores PVT con concentrador: Igualmente refrigerados por líquido, tienen un sistema de captación por concentración para conseguir mayor generación eléctrica. La mayoría de estos paneles se han desarrollado basándose en colectores solares térmicos comercializados, que han sido modificados incluyendo láminas fotovoltaicas en la superficie del absorbedor. El rendimiento térmico es similar al rendimiento de un absorbedor no selectivo. La eficiencia eléctrica es aproximadamente del 10%, dependiendo del tipo de células fotovoltaicas usadas. Algunos ejemplos de productos desarrollados e intentos de mercados son los siguientes:  Millennium Electric, que ha comercializado un panel PVT sin cubierta.  PVTWINS, spin‐off de ECN, produce colectores PVT con cubierta. Esto es una continuación del trabajo hecho por ECN con ZEN Solar y Shell Solar.  Batec & Racell llevó a cabo un gran desarrollo de los paneles PVT durante 1998‐2001.  Solon desarrolla un PVT sin cubierta para fabricación comercial. Es una continuación del trabajo realizado por Solarwerk en paneles PVT cubiertos. 7  Zenit fabricó un prototipo de panel PVT en 1997, pero la comercialización no se llevó a cabo.  Solarwatt llevó a cabo un proyecto de desarrollo de un colector PVT durante 1996‐1997.  La compañía Powerlight llevó a cabo un proyecto de un panel PVT, en el que usaban una lámina fotovoltaica flexible. Figura 3.- (a) Paneles flexibles de Powerlight, (b) Módulo PVT de PVTWINS, (c) Módulo PVT de Millennium Electric, (d) Sistema demostración de ECN, Shell Solar y ZEN Solar, (f) Colector PVT de Solarwatt. El PVT analizado en este proyecto es refrigerado por agua mezclada con propilenglicol mediante un absorbedor colocado en la parte posterior del conjunto de células fotovoltaicas, y al que van adheridos tuberías de cobre por donde circula el fluido de refrigeración. 8 2. Metodología En este apartado se expone la formulación y métodos de cálculo seguidos en la simulación y cálculo de la instalación solar. Puede dividirse en 3 apartados: 1. Formulación paneles solares 2. Método de cálculo instalaciones solares: f-chart 3. Método de cálculo instalaciones solares: Método dinámico o cálculo horario El panel PVT RENDIMIENTO El rendimiento óptico, también llamado factor de transmisión‐absorción, de un panel híbrido, al igual que el de un colector plano, es definido por: Donde  τ es la transmitancia de las capas superiores del panel.  α es el factor de absorción de las capas superiores del panel  ρ es el factor de reflexión para toda la geometría de las capas superior, capa de aire y de la lámina fotovoltaica. El rendimiento térmico del panel fotovoltaico‐térmico es definido como el cociente entre el calor útil cedido al fluido (qu) y la radiación incidente sobre el panel. Se puede expresar con la siguiente expresión: Donde Igl es la radiación global incidente por unidad de área [W/m2]. El rendimiento eléctrico, al igual que para los paneles fotovoltaicos, es definido como el cociente entre la potencia de salida del panel y la radiación incidente sobre el panel. Como la potencia de salida para una condición de trabajo está dada por el producto de la tensión (V) y la corriente (I) correspondiente, el rendimiento eléctrico se expresa de la siguiente manera: 15 9. Calculo del parámetro X El parámetro X expresa para cada mes, la relación entre las pérdidas de energía en el captador para una determinada temperatura y la carga calorífica de calentamiento durante un mes Donde: Δtiempo : Numero de segundos total del mes considerado K1 : Factor de corrección por el almacenamiento K2 : Factor de corrección para temperaturas tref : Temperatura de referencia (fijada en 100ºC) ta : Temperatura ambiente 10. Calculo de f-chart La fracción <<f>> de la carga calorífica mensual aportada por el sistema de energía solar, puede determinarse por medio de la siguiente ecuación: La ecuación es válida siempre que los parámetros X e Y calculados previamente se encuentren dentro de los siguientes rangos: 0<Y<3 0<X<18 11. Calculo de la energía útil mensual La energía útil Qu captada cada mes se calcula a partir de la siguiente expresión: X=Energía perdida porel captador Cargacaloríficamensual X=FR ⋅UL×(F 'R/FR)×(tref −ta)×Δtiempo×S Qa ×K1×K2 f=1,029⋅Y−0,065⋅X−0,245⋅Y2+0,0018⋅X2+0,0215⋅Y3 Qu=f⋅Qa 16 La cobertura mensual calculada anteriormente, f es truncada a 1, pues no se pueden considerar como energía útil los excedentes: f>1 12. Cálculo de la cobertura solar anual % Método de cálculo dinámico Al contrario que con el método f-chart, el cálculo dinámico horario realiza una simulación de los procesos térmicos que ocurren en la instalación a lo largo de todas las horas del día. El método f-chart sin embargo, realiza la simulación con los datos de radiación media diaria, sin diferenciar la hora en que tienen lugar dichos procesos. La utilidad principal del método horario es la estimación de resultados de los procesos que tienen lugar en la instalación solar debido al crítico cambio de radiación que tiene lugar a lo largo del día. Este cambio puede ser debido a la variación de temperatura ambiente o a los pronunciados cambios de temperatura que tienen lugar en el colector debidos a las características de la carga térmica que fluye a través de él. Esta simulación se hace con potentes herramientas o software de cálculo, como TRNSYS de los cuales se pueden obtener básicamente dos tipos de datos de las simulaciones. En primer lugar, se puede determinar el comportamiento a largo plazo o para periodos de tiempo extensos, como un año. El periodo anual es el que normalmente se toma como referencia durante el cual se representan todas las condiciones climáticas medias que tendrán lugar a lo largo de la vida de la instalación. Estos datos se obtienen a partir de la integración de las diferentes variables de funcionamiento en el cálculo, como las características térmicas de los colectores, tanque de acumulación, caudal del fluido caloportador, eficiencia del intercambiador de calor, cantidad de energía auxiliar requerida, etc. En segundo lugar, también se obtiene información del proceso dinámico que tiene lugar en la instalación. Los materiales de fabricación de cada uno de los elementos de la instalación pueden ser afectados por los cambios de temperatura a los cuales Coberturaanual=∑Qunecesaria ∑Qanecesaria 17 estos se ven sometidos ya sea en condiciones normales o extremas. La presión del sistema de circulación del fluido caloportador viene determinada por las temperaturas en las distintos partes del circuito primario, pudiendo haber gran diferencia de temperatura entre por ejemplo el colector solar y el tanque de almacenamiento. Es por este motivo, por los diferentes niveles de temperatura que se alcanzan en cada elemento del sistema por lo que el cálculo dinámico es más preciso que el fchart, pues tiene en cuenta todos los elementos, calculando el comportamiento de cada elemento en base a la radiación horaria. Para la realización de este proyecto se han utilizado como métodos de cálculo:  F-chart: CENSOL 5.0 Figura 6.- Programa Censol 5.0  Calculo dinámico: Excel calculo dinámico proporcionada en el master propio de energías renovables europeo impartido por la universidad de Zaragoza y CIRCE 18 Figura 7.- Programa cálculo horario 3. Objeto del proyecto El propósito de este proyecto es estudiar el comportamiento de los paneles híbridos termo-fotovoltaicos ECOMESH bajo distintas configuraciones y diferentes métodos de cálculo (f-chart y método de cálculo horario). Para ello se supone el caso del proyecto, una instalación térmica y fotovoltaica mediante dichos paneles, con preferencia de la captación de energía térmica para ACS de una vivienda unifamiliar situada en María de Huerva. Los paneles Ecomesh montan un panel fotovoltaico de la marca Atersa, concretamente el modelo A-240P. El estudio comprende de: 1. Selección configuración optima de la instalación para el posterior análisis. 2. Cálculo componentes del circuito hidráulico de la instalación solar térmica mediante el método f-chart 3. Análisis de rendimiento y comportamiento térmico de los paneles ECOMESH mediante el método de cálculo horario 4. Análisis de rendimiento y comportamiento fotovoltaico de los paneles ECOMESH en función de la temperatura de célula 5. Comparación paneles ECOMESH y A-240P de Atersa 19 4. Datos de partida Para el estudio y simulación del comportamiento de los paneles ECOMESH, se toma como referencia una instalación para una vivienda unifamiliar, situada en una urbanización de la población María de Huerva.  Dicha vivienda dispone de una orientación 45º SE con una inclinación de tejado de 25º, cochera y sistema de calefacción y suministro de acs mediante gas natural.  María de Huerva se encuentra en zona climática III según el documento de apoyo al CTE, DA DB-HE/1 en el cual se indican las zonas climáticas en función de la radiación solar global media anual correspondientes a cada municipio.  Para el método f-chart se considera que el consumo se realiza de forma más o menos uniforme y repartido a lo largo del día y se estiman unas pérdidas globales de la instalación solar del 15%  La casa cuenta con 3 habitaciones. La ocupación media según la tabla 4.2 del CTE, será de 4 personas Tabla 1. Valores mínimos de ocupación de cálculo en uso residencial privado 5. Consideraciones previas  Puesto que las viviendas cuentan con conexión a la red eléctrica y siguiendo las directrices del real decreto 1699/2011 por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de poca potencia; en su artículo 11, punto 4 se establece que “En el circuito de generación hasta el equipo de medida no podrá intercalarse ningún elemento de generación distinto del de la instalación autorizada, ni de acumulación”, y por ello no es posible la instalación de baterías para la acumulación de energía eléctrica para su posterior consumo Numero de dormitorios 1 2 3 4 5 6 >6 Número de personas 1,5 3 4 5 6 6 7 20  Las viviendas cuentan con una instalación de suministro de agua caliente sanitaria y calefacción mediante caldera de gas natural. Dicha instalación pasará a ser auxiliar en el caso de que la instalación solar no sea capaz de suministrar la demanda energética requerida  La orientación óptima es la orientación Sur, y la inclinación óptima para una demanda constante anual, es la latitud geográfica: 41º para María de Huerva. La inclinación de la estructura de las viviendas es de 25º. Dado que el diseño de la instalación solar está orientada a la captación y aprovechamiento térmico en los meses de invierno, según el CTE se debe dotar los paneles de una inclinación 10º mayor que la latitud geográfica. Por lo cual, mediante una estructura soporte sobre la cubierta inclinada, se dotará a los paneles de una inclinación de 50º sobre la horizontal.  Para la realización del proyecto, según la tabla 4.1 de la sección DB HE4 del código técnico de edificación (CTE), se ha supuesto un consumo medio de 28 litros por persona y día, a una temperatura de acumulación de 60º C. Es decir, 112 litros por vivienda (4 personas) Sin embargo, dado que la temperatura de acumulación es de 45ºC, la demanda de A.C.S. se ve modificada mediante la fórmula: Donde: D(T) : Demanda de agua caliente sanitaria anual a la temperatura T elegida; Di(T) : Demanda de agua caliente sanitaria para el mes i a la temperatura T elegida Di(60 ºC): Demanda de agua caliente sanitaria para el mes i a la temperatura de 60 ºC T : Temperatura del acumulador final Ti : Temperatura media del agua fría en el mes i Así pues, la demanda media de agua caliente sanitaria diaria en litros, será: Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio 154 155,08 157,41 160 161,41 162,91 Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 164,5 162,91 161,41 160 157,41 154 Tabla 2. Demanda media de agua caliente diaria (litros) 21 Se deberá comprobar que el diseño propuesto permite cumplir con el aporte solar mínimo establecido en el CTE, por la tabla 2.1 del DB HE 4, contribución solar mínima para ACS Perdidas por orientación y sombras El cálculo de pérdidas por orientación se puede hallar mediante el siguiente diagrama. Conociendo la orientación e inclinación de los captadores, el diagrama indica el porcentaje de pérdidas a tener en cuenta Para una orientación de -45º y 50º de inclinación, las pérdidas por orientación están comprendidas alrededor del 10 - 15% Figura 8.- Pérdidas por orientación 22 Para calcular las pérdidas por sombras, es necesario representar el perfil de obstáculos en el siguiente diagrama. La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1. El perfil de obstáculos puede hallarse mediante el plano 1, que representa el ángulo más desfavorable de sombras proyectado (5º) Por otro lado, el perfil de sombras debido a la línea del horizonte puede verse en el siguiente diagrama: Figura 9.- Perfil de sombras del horizonte 23 En el siguiente diagrama puede apreciarse la combinación de sombras dada por el horizonte y los obstáculos: Figura 10. Pérdidas por sombras La tabla más parecida a la configuración de los colectores es la tabla 5-H del pliego de condiciones en el que se especifica el cálculo de pérdidas por sombras Mediante la tabla 5-H y superponiendo el perfil de obstáculos sobre el diagrama de trayectorias del sol, se calcula las perdidas por sombreado Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual)= La pérdida de irradiación por sombreado es del 0,1% anual. Con estos valores, de un máximo de pérdidas del 10 % por orientación y un 0,1% por sombreado, se cumple con lo estipulado en el CTE 0,25⋅D13+0,5⋅B11+0,5⋅A10+0,5⋅B12+0,25⋅D14=0,1 24 6. Configuración optima Dada la climatología de la zona, con una media de 25 días de helada al año, 1 de nevada y una temperatura mínima histórica de -11,4 ºC (fuente: agencia estatal de meteorología), es necesario añadir anticongelante al sistema por lo cual se ha optado por un sistema forzado. La instalación consta de:  Circulación del circuito primario forzada mediante un electrocirculador  Circuito primario cerrado  Acumulador principal, en el cual se acumula el calor proveniente de los captadores  Sistema auxiliar de gas natural que solo entra en funcionamiento cuando el sistema solar es incapaz de suministrar el agua a una temperatura mínima de 35ºC Protección contra congelación Durante la noche, las instalaciones solares están paradas por la ausencia de energía solar. Por este motivo, en zonas donde se registren bajas temperaturas existe riesgo de congelación durante el invierno, que obligara a adoptar medidas de protección. Según el CTE, todas las partes del sistema expuestas al exterior deben ser capaces de soportar la mínima temperatura que se fije para el sistema. Además cualquier componente que vaya a instalarse en el interior de un recinto donde la temperatura pueda caer por debajo de 0ºC debe estar protegido contra las heladas En todos estos casos, la instalación debe protegerse contra la congelación con un producto químico no toxico capaz de soportar una temperatura 5ºC por debajo de la mínima histórica registrada. No obstante se pueden utilizar otros sistemas contra heladas siempre que garanticen el mismo nivel de protección. Si la instalación se ubica en una zona con alto riesgo de congelación donde se alcanzan durante varios días temperaturas por debajo de 0ºC, se utilizarán métodos de protección que conlleven un bajo consumo de energía. Estos métodos son:  Paro total y vaciado de la instalación durante el invierno Si la instalación no se usa durante el invierno, es recomendable vaciar la instalación durante estos meses. El inconveniente principal es que los circuitos vacíos presentan mayor riesgo de corrosión 31 - En los puntos altos de la salida de baterías de captadores se colocarán sistemas de purga constituidos por botellines de desaireación y purgador manual o automático. - En el trazado del circuito se evitan en lo posible los sifones invertidos y caminos tortuosos que faciliten el desplazamiento del aire atrapado hacia los puntos altos de la instalación. - Los trazados horizontales de tubería tendrán siempre una pendiente mínima del 1 % en el sentido de la circulación. - Las tuberías y accesorios se aislarán y protegerán con materiales que cumplan las normas especificadas.  Elementos del circuito hidráulico o Tuberías Según el CTE, el caudal del fluido portador se debe determinar de acuerdo con las especificaciones del fabricante del electrocirculador como consecuencia del diseño de su producto. En su defecto, su valor estará comprendido entre 43,2 y 72 litros por hora y por m2 de colector instalado. En las instalaciones en las que los captadores estén conectados en serie, el caudal de la instalación se obtendrá dividiendo el ratio anterior entre el número de captadores conectados en serie. Para el caso de esta instalación (2 colectores en paralelo), el caudal estará comprendido entre 43,2 y 72 litros por hora y m2. En la práctica, se suele adoptar un caudal de 50 litros por hora y m2 de colector instalado en el caso de que el fluido caloportador sea agua. Si el fluido caloportador no es agua, sino una mezcla agua y anticongelante, el caudal deberá ser algo superior dentro del rango expuesto anteriormente. Por ello se estima que el caudal necesario es de 60L/hora por cada m2 de superficie captadora. El material utilizado para las tuberías será el cobre tanto en el circuito primario como en el secundario. Para calcular el diámetro de las tuberías utilizaremos la siguiente expresión: Donde: D = Diámetro en cm D=j⋅C0.35 32 C = Caudal en m3/h J = 2.2 para tuberías metálicas Se estima que el caudal necesario es de 60L/hora por cada m2 de superficie captadora. El caudal mínimo será: C= 60 x 3,26 = 195,6 L/h = 0,1956 m3/h Entonces, el diámetro mínimo de las tuberías: D =2,2 x 0,1956 0,35 =1,243 cm D=12,43 mm Se debe comprobar que: La pérdida de carga por metro lineal de tubo no supere los 40 mmca La velocidad de circulación del líquido ha de ser inferior a 2 m/s Figura 14.- Perdida por rozamiento en tubería de cobre Con una tubería normalizada de 15x1 (13 mm de diámetro interior) se produce una pérdida de carga aproximada de 17 mm de columna de agua por metro de longitud. 33 La velocidad de circulación del líquido es menor de 2 m/s Dada la disposición del acumulador y el sistema de tuberías mostrado en el plano nº 2, se estima una longitud de 15 metros de tubería Para estimar la perdida de carga de las singularidades, en primer lugar es necesario saber si el régimen del fluido en la tubería es laminar o turbulento. Donde: ρ : Densidad del fluido, (ρ=1,01g/cm3 para propilenglicol al 35%) μ : Viscosidad del fluido (μ=1,7 cP para propilenglicol al 35% y 45ºC) v : Velocidad del fluido (0,41 m/s) D : Diámetro interior de la tubería (13mm) Así pues, Re= 3166, lo cual indica un régimen turbulento. Se supone que la velocidad del fluido es siempre constante en todas las singularidades Para un régimen turbulento, el coeficiente de rozamiento es: ; que en este caso vale λ=0,04266 Una vez conocido el coeficiente de rozamiento, se puede calcular para cada singularidad su longitud equivalente mediante la fórmula: Seccion tubería=π⋅D2 4=132,73mm2=0,00013273m2 velocidad=caudal seccion= 0,1956[m3 h] 0,00013273[m2]=1473,66[m h]=0,41[m s] Re=ρ⋅v⋅D μ λ=0,32 Re 0,25 34 LE=KD/λ Elemento K Long equivalente (m) Nº TOTAL (m) Válvula antirretorno 12 3,65 3 10,95 Válvula de seguridad 125 38,1 1 38,1 Codo 90º 0,4 0,12 12 1,44 Derivación en T 1,4 0,43 3 1,29 Válvula de esfera 0,5 0,15 10 1,5 Entrada al deposito 1,6 0,49 1 0,49 Salida del deposito 1,2 0,37 1 0,37 Tabla 3.- Longitud equivalente elementos instalación La suma de la longitud equivalente de todas estas singularidades es de 55 m aproximadamente, que sumándolos a los 15m de tubería de la instalación (estimados mediante el plano nº 2) hacen un total de 70 m aproximadamente. Como el fluido utilizado es diferente al agua se ha de aplicar un factor corrector igual a la raíz cuarta del cociente entre la viscosidad de la disolución y la del agua a la temperatura considerada, en nuestro caso 45 grados. Sin embargo, dado que el cálculo de coeficiente de rugosidad y longitud equivalente se ha realizado suponiendo el fluido de agua con propilenglicol al 35%, no es necesario aplicar ningún factor corrector La pérdida por metro lineal anteriormente calculada es de 17 mmca Perdida de carga en la instalación= 70 x 17 = 1190 mmca Según los fabricantes: - La pérdida de carga en los colectores es de 18 mmca. Con 2 captadores que cuenta la instalación, esto hace una pérdida de carga de 36 mmca - En el intercambiador de calor, se produce una pérdida de carga de 200 mbar (20000 Pa) MODELO Pérdidas de carga (mbar) 35 MRVE 150 80 MRVE 200 110 MRVE 300 200 MRVE 400 220 MRVE 500 270 MRVE 750 350 MRVE 1000 400 Tabla 4.- Perdida de carga en depósito acumulador (fuente: aquaflex.es) La pérdida de carga total será de: Perdida carga total= 3266 mmca Se ha comprobado que: La pérdida de carga por metro lineal de tubo no supera los 40 mmca La velocidad de circulación del líquido es inferior a 2 m/s La tubería normalizada de cobre a utilizar de diámetro 15x1 mm es válida o Bomba de circulación Siendo conocido el caudal necesario, la potencia mínima de la bomba de circulación viene dada por la fórmula: Para calcular la potencia eléctrica del electrocirculador hay que dividir el valor resultante de la expresión anterior entre el factor de rendimiento correspondiente a la transformación de energía eléctrica en energía mecánica, y de energía mecánica a energía hidráulica. Si no se dispone de datos de rendimiento, o curvas características caudal-presión del fabricante, conviene estimar el rendimiento de los pequeños electrocirculadores (hasta 100 W) en torno al 25 % 1190mmca+36mmca+20000Pa⋅1mmca 9,8Pa P=Caudal⋅Pérdidadecargadela instalacion P=C⋅Δp P=0,1956 m3 h⋅1h 3600s⋅ 3266mmca⋅9,8 N m2 1mmca =1,73W 36 En la práctica las bombas de circulación se identifican por la presión que son capaces de vencer y por el caudal que pueden suministrar. Para este tipo de instalaciones es recomendable que la presión mínima de funcionamiento sea de 1 bar para el circuito primario El equipo hidráulico elegido es el SST25 de solar energy, que cuenta con un caudal variable de 1 a 10 l/min y una presión máxima de funcionamiento de 6 bares Figura 15.- Equipo hidráulico SST25 Dado que el caudal de la instalación es de 60L/h y la presión máxima de funcionamiento es mayor que la presión mínima exigida, dicho equipo hidráulico cumple con los requisitos necesarios. El equipo hidráulico SST25 de Solar energy está provisto de una bomba de circulación variable con una potencia absorbida comprendida entre 36 (fase 1) y 49 W (fase 3). A falta de datos de rendimiento del fabricante, se supone un rendimiento del 25%. De esta manera, la potencia nominal de la bomba está comprendida entre: 36*0,25= 9 W y 49*0,25=12,25 W o Vaso de expansión 37 Un vaso de expansión es un elemento utilizado en circuitos de calefacción de edificios para absorber el aumento de volumen que se produce al expandirse el fluido caloportador por efecto del calentamiento Su función es compensar los cambios de volumen del fluido de trabajo ocasionados por la dilatación térmica, evitando el escape del fluido de trabajo a través de la válvula de seguridad. Al calentarse el circuito primario, una parte del fluido entra en el vaso de expansión, regresando al circuito cuando se enfría, manteniendo así la presión en el circuito dentro del rango de presiones admisibles y siempre por encima de la atmosférica, impidiéndose la introducción de aire en el circuito cuando vuelve a enfriarse. Existen dos tipos de vasos de expansión:  Vaso de expansión abierto: recipiente que debe de estar colocado en la parte más alta de la instalación para recoger el agua sobrante de la expansión y devolverla cuando se enfría el caloportador. Es importante que el agua contenida en este depósito tenga el menor contacto posible con el aire, puesto que si se oxigena produciría oxidación de los componentes de la instalación al reintroducirse  Vaso de expansión cerrado: El vaso de expansión cerrado está formado por dos zonas: una en contacto con el circuito primario de calefacción y por tanto llena de agua y una segunda zona llena de aire o gas nitrógeno en su caso. Estas zonas están separadas por una membrana impermeable. Cuando el agua se expande, aumentando de volumen, la membrana cede comprimiendo el aire y logrando una presión de funcionamiento estable. Este tipo de vaso produce una sobrepresión en el circuito, cuestión que debe de estar prevista para que no dañe sus componentes. Su ventaja es que puede estar en el mismo local que las calderas y por lo tanto al abrigo de las heladas. En las instalaciones solares se utilizan vasos de expansión cerrados, ya que son de fácil montaje, no requieren de aislamiento, no absorbe oxigeno del aire y no tiene pérdidas por evaporación del fluido Emplearemos pues en la instalación un vaso de expansión cerrado, que dimensionaremos mediante la siguiente expresión: Siendo: Vt = Capacidad total circuito primario h= diferencia de altura entre el punto más alto del campo de colectores y del vaso de expansión V=Vt⋅(0,2+0,01⋅h) 38 La capacidad del circuito primario viene dada por:  Tuberías: el volumen por metro de tubería es el volumen de un cilindro de diámetro el diámetro interior de la tubería y longitud un metro. Para este caso de 0,201 litros/m, y siendo 15m la longitud de la instalación: 0,201 x 15 = 3,016L  Captadores: el fabricante nos indica que cada captador tiene 2,3 litros de capacidad. Si hay 3 captadores: 3 x 2,3 = 6,9 L  Intercambiador: el fabricante indica que la capacidad del intercambiador es de 13,3 L La capacidad total (Vt) es de 3,016+6,9+13,3=23,216 litros Figura 16 . Esquema instalación vaso de expansión Al estar el vaso de expansión en la cochera y los captadores en el tejado, el punto más alto de la instalación, en lo alto de los captadores, se encuentra 6,9 metros del vaso de expansión (h=6,5) Se debe instalar un vaso de expansión con una capacidad mayor de 6,24 L El modelo de membrana fija de 8 Litros 8 SMF cumple con los requisitos V=23,216⋅(0,2+0,01⋅6,9)=6,24L 39 Figura 17.- Catálogo vasos de expansión o Purgadores y desairadores El sistema dispondrá de un sistema de purga de aire en la parte más elevada de la batería de colectores. El volumen útil del botellín de desaireación será de 15 cm3 por cada m2 de colector. Para esta instalación será de: 15 x 4,89 = 73,75 cm3 Se instalara 1 purgador automático de al menos 75 cm3  Cálculo método horario Una vez establecido mediante el método f-chart que son 2 los captadores necesarios, el volumen de acumulación y la potencia del electrocirculador, se procede a un cálculo más detallado de los procesos que tienen lugar en la instalación, mediante el cálculo horario: Datos de partida: Latitud población: 41,6º N Orientación -45º Inclinación 50º Nº de captadores: 2 Nº personas en vivienda: 4 Consumo ACS por persona y día: 28 Consumo ACS día (L/d): 112 Caudal colectores: 60 l/h m2 40 U deposito W/m2 K= 0,15 Litros acumulación/supf. Colector= 92 Para esta configuración de partida, la cobertura solar es: Mes Demanda mensual energética (kWh) Energía aportada por colectores (kWh) Cobertura necesidad (%) Enero 210 98 46,8 Febrero 180 125 69,6 Marzo 176 155 87,8 Abril 143 142 99,5 Mayo 124 124 100 Junio 99 99 100 Julio 89 89 100 Agosto 92 92 100 Septiembre 103 103 100 Octubre 132 132 99,7 Noviembre 165 107 64,7 Diciembre 212 68 32,2 ANUAL 1725 1334 77,4 Tabla 5.- Cobertura solar y demanda energética Figura 18.- Demanda energética y cobertura mensual 47 Figura 24.- Potencia máxima horaria La energía producida por un panel fotovoltaico viene dada por: E=Potencia*tiempo*PR Donde PR es factor de rendimiento característico de los paneles fotovoltaicos, con un valor de 0,75 De esta manera, el cálculo de la potencia y producción eléctrica horaria para el mes de enero seria: Enero HORA Rad (W/m2) TCélula (ºC) P(Wp) E(Wh) 0,5 0 21,2 0,0 0,0 1,5 0 21,0 0,0 0,0 2,5 0 20,9 0,0 0,0 3,5 0 20,9 0,0 0,0 4,5 0 20,9 0,0 0,0 5,5 0 20,9 0,0 0,0 6,5 0 21,0 0,0 0,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 200,0 0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,511,512,513,514,515,516,517,518,519,520,521,522,523,5 Wp Hora Pcelula enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre 48 HORA Rad (W/m2) TCélula (ºC) P(Wp) E(Wh) 7,5 11,5 22,5 2,8 2,1 8,5 292,75 23,6 70,7 53,0 9,5 436,25 24,3 105,0 78,8 10,5 503,75 26,2 120,3 90,2 11,5 509,5 28,1 120,6 90,5 12,5 464 29,6 109,2 81,9 13,5 376 30,1 88,2 66,2 14,5 256,5 28,3 60,7 45,5 15,5 124,25 26,8 29,6 22,2 16,5 33 25,9 7,9 5,9 17,5 0 25,6 0,0 0,0 18,5 0 25,1 0,0 0,0 19,5 0 24,4 0,0 0,0 20,5 0 23,3 0,0 0,0 21,5 0 22,4 0,0 0,0 22,5 0 21,8 0,0 0,0 23,5 0 21,3 0,0 0,0 TOTAL 536,2 Tabla 7.- Cálculo potencia y producción fotovoltaica horaria Análogamente se repite el proceso de cálculo para los 12 meses del año. (Anexo1 Cálculos, tabla1) y de esta manera se calcula la producción energética anual total ENERGIA PRODUCIDA MES DIAS PRODUCCION MEDIA DIARIA (Wh) PRODUCCIÓN MENSUAL (kWh) ENERO 31 536,2 16,62 FEBRERO 28 710,4 19,88 MARZO 31 850,1 26,35 ABRIL 30 922,4 27,67 MAYO 31 946,2 29,33 JUNIO 30 988,6 29,65 JULIO 31 1006,9 31,21 AGOSTO 31 935,9 29,01 SEPTIEMBRE 30 874,4 26,23 OCTUBRE 31 726,1 22,51 NOVIEMBRE 30 583,7 17,51 49 MES DIAS PRODUCCION MEDIA DIARIA (Wh) PRODUCCIÓN MENSUAL (kWh) DICIEMBRE 31 535,9 16,61 TOTAL 292,62 Tabla 8.- Producción eléctrica mensual de 1 panel Ecomesh Este es el comportamiento de los paneles ECOMESH, los cuales en su componente fotovoltaica montan el panel fotovoltaico A-240P de Atersa. Análisis de rendimiento y comportamiento fotovoltaico de los paneles A240P en función de la temperatura de célula A continuación se analiza el rendimiento y comportamiento de los paneles A240P, que pese a tener las mismas características eléctricas de los paneles ECOMESH, no tienen refrigeración. El procedimiento de cálculo es similar, el cual se puede observar en el anexo 3, pero la temperatura de célula viene dada en este caso por la temperatura ambiente y por la fórmula 𝑇𝐶= 𝑇 𝑎+ 𝑇𝑂𝑁𝐶 − 20 800 × 𝐺 Donde: TONC es la temperatura nominal de operación (conocida por el fabricante, 47ºC) Ta es la temperatura ambiente G es la irradiancia global incidente en la superficie del módulo fotovoltaico Una vez calculada la temperatura de célula, se procede forma análoga al caso anterior, calculando la potencia máxima que ofrece el panel hora a hora De esta manera, la potencia de célula y producción eléctrica para el mes de enero es: 50 Enero HORA Rad (W/m2) TCélula (ºC) P(Wp) E(Wh) 0,5 0 3,1 0,0 0,0 1,5 0 2,6 0,0 0,0 2,5 0 2,3 0,0 0,0 3,5 0 2,3 0,0 0,0 4,5 0 2,6 0,0 0,0 5,5 0 3,1 0,0 0,0 6,5 0 3,8 0,0 0,0 7,5 11,5 5,1 3,0 2,2 8,5 292,75 15,6 73,1 54,8 9,5 436,25 21,4 106,3 79,7 10,5 503,75 24,7 121,1 90,8 11,5 509,5 25,8 121,9 91,4 12,5 464 25,0 111,4 83,5 13,5 376 22,5 91,2 68,4 14,5 256,5 18,7 63,2 47,4 15,5 124,25 14,3 31,2 23,4 16,5 33 10,9 8,4 6,3 17,5 0 9,3 0,0 0,0 18,5 0 8,6 0,0 0,0 19,5 0 7,7 0,0 0,0 20,5 0 6,7 0,0 0,0 21,5 0 5,7 0,0 0,0 22,5 0 4,7 0,0 0,0 23,5 0 3,8 0,0 0,0 TOTAL 548,1 Tabla 9.- Cálculo potencia y producción fotovoltaica horaria Análogamente se repite el proceso de cálculo para los 12 meses del año. (ANEXO 4) y de esta manera se calcula la producción energética anual total 51 ENERGIA PRODUCIDA MES DIAS PRODUCCION MEDIA DIARIA (Wh) PRODUCCIÓN MENSUAL (kWh) ENERO 31 548,1 17 FEBRERO 28 733,9 20,6 MARZO 31 895,1 27,7 ABRIL 30 987,6 29,6 MAYO 31 1034,5 32,1 JUNIO 30 1098,9 33 JULIO 31 1138,2 35,3 AGOSTO 31 1066,5 33,1 SEPTIEMBRE 30 956,1 28,7 OCTUBRE 31 774,3 24 NOVIEMBRE 30 604,3 18,1 DICIEMBRE 31 530,4 16,4 TOTAL 316 Tabla 10.- Producción eléctrica mensual de 1 panel A-240P Estudio comparativo de ambos paneles Se puede deducir pues a través de los gráficos y las tablas de producción anual, que el panel Ecomesh genera un 7,6% de energía eléctrica menos que los paneles fotovoltaicos convencionales (1-292,62/316)*100= 7,6 En el siguiente grafico puede compararse la producción fotovoltaica de ambos paneles: 52 Figura 25.- Comparación producción mensual A priori puede observarse que el rendimiento de los paneles Ecomesh es menor que a los módulos fotovoltaicos sin refrigeración. Esto se debe a que el diseño de esta instalación está dirigido al aprovechamiento térmico para ACS. Con lo cual la temperatura de célula de los PVT es mayor en los meses de verano. Figura 26.- Temperatura de célula mes de agosto 0 5 10 15 20 25 30 35 40 kWh Mes Producción mensual A-240P ecomesh 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5 6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5 12,5 13,5 14,5 15,5 16,5 17,5 18,5 19,5 20,5 21,5 22,5 23,5 Temperatura ºC Hora Temperatura de celula A-240P ECOMESH 53 Hay que tener en cuenta sin embargo, que el panel ECOMESH no solo produce energía eléctrica, sino que además produce energía térmica. La producción energética total del panel ECOMESH será: 1310 kwh térmicos anuales (2 paneles) (tabla 6) 292,62 kwh eléctricos anuales (1 panel) (tabla 8) Lo cual supone un total de: 1310+292,62*2 = 1895,24 kwh Por otro lado, 2 paneles A-240P producen una energía total de: 316*2= 632 kwh De esta manera, (1895,24/632)*100=299,93, el panel Ecomesh genera el 299,93% de la producción total de un panel fotovoltaico convencional. Es decir, con los paneles ECOMESH se obtiene una producción energética 3 veces mayor que con los paneles fotovoltaicos convencionales con la misma superficie de captación Aumentando el caudal de la instalación se obtiene mayor nivel de refrigeración, incrementando la producción fotovoltaica en detrimento de la producción térmica. El cálculo se ha efectuado desde los 65 L/h m2 que es el caudal mínimo o caudal base a partir del cual no se produce sobrecalentamiento hasta los 180 L/h m2 o caudal máximo que puede aportar la bomba. (ANEXOS 2, 5-10)  Rango de caudales del electrocirculador: 1-10 L/min (60-600 L/h)  Con 2 paneles, la superficie de captador es de 3,26 m2  Así pues, 180 x 3,26 = 586,8 L/h En los siguientes gráficos se puede ver como varia la producción energética mensual y anual en función del caudal. Se puede observar que la producción aumenta en mayor medida en los meses de verano y menos significativamente en los meses invernales 54 Figura 27Producción fotovoltaica mensual del panel Ecomesh Figura 28.- Producción fotovoltaica anual del panel Ecomesh en función del caudal 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 65 80 100 120 140 160 180 kWh Caudal l/h m2 Energía mensual kWh ENERO JUNIO JULIO AGOSTO NOVIEMBRE DICIEMBRE 290,00 300,00 310,00 320,00 330,00 340,00 350,00 65 80 100 120 140 160 180 kWh Caudal l/h m2 Producción fotovoltaica anual ECOMESH A240P 55 Figura 29.- Producción térmica anual de la instalación en función del caudal Figura 30.- Variación en la producción de energía de la instalación en función del caudal En la siguiente tabla puede observarse como a pesar de que la producción fotovoltaica aumenta con el incremento de caudal, la producción térmica decrece en mayor medida, resultando el menor caudal el que mayor producción energética total da. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 65 80 100 120 140 160 180 kWh Caudal L/h m2 Producción térmica anual 500 550 600 650 700 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 65 80 100 120 140 160 180 kWh FV kWh termicos Caudal L/h m2 Producción energégica Producción termica Producción electrica 56 Caudal L/h m2 65 80 100 120 140 160 180 Producción FV (kwh) 585,2 595,3 610,0 625,6 647,6 672,3 686,9 Producción térmica (kwh) 1309,7 1209,04 1017,8 855,9 608,6 314,3 165,5 Total (kwh) 1959,9 1884,3 1727,9 1601,6 1396,2 1146,6 1032,5 Tabla 11.- Producción energética total de la instalación en función del caudal 8.- Conclusiones del estudio 1. Si tenemos en cuenta la producción térmica y fotovoltaica por separado, el rendimiento de los paneles Ecomesh es menor en comparación con otros paneles térmicos y fotovoltaicos de similares características. 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16 Rendimiento (Tm-Ta)/I Rendimiento térmico ECOMESH SCV 2.3 EURO L20 AR