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ii i Resumen Evaluación de centrales solares térmicas con acumulación estacional para el sector residencial en España. Las estadísticas del MIEyT informan que el consumo de energía final en los hogares españoles es aproximadamente 15.000 ktep/año [1]; del cual un 19% se destina a la producción de agua caliente sanitaria (ACS) y un 47% a la producción de calefacción. Desde la entrada en vigor del Código Técnico de la Edificación (CTE) las nuevas viviendas tienen que producir una parte de sus necesidades de ACS con energía solar, pero también sería posible cubrir una parte de las necesidades de calefacción con energía solar como se está realizando en países del centro y norte de Europa. Los sistemas denominados Central Solar Heating Plants with Seasonal Storage (CSHPSS) aprovechan la radiación solar para producir energía térmica a lo largo del año, incluido el periodo de verano, para cubrir parte de las necesidades de calefacción en invierno y las de ACS durante todo el año. Estos sistemas de gran tamaño (ejemplo planta en Marstal: 17.000 m2 de captadores solares y 10.000 m3 de acumulador de agua) producen energía térmica de forma centralizada y la distribuyen a través de una red de distrito para cubrir parte de las necesidades térmicas de una comunidad que en la mayoría de los casos supera las 1000 viviendas. La centralización de estos sistemas para grandes comunidades favorece la rentabilidad económica. En la primera parte de este trabajo se presenta un estudio del desarrollo actual de los sistemas CSHPSS y de las posibilidades de integración energética que ofrecen. Como segunda parte se ha elaborado un modelo de simulación dinámica de estos sistemas con la aplicación informática TRNSYS. El modelo toma en cuenta las características específicas de la demanda de energía térmica y de los datos climatológicos en España, y es capaz de calcular sistemas CSHPSS con una fracción solar superior al 50%. Se sabe que las dimensiones más importantes, que son la superficie del campo de captadores solares y el volumen del acumulador estacional, dependen en gran medida de la ubicación geográfica. Por tanto se ha estudiado un subconjunto representativo de ciudades españolas con consumos elevados de calefacción determinando dichas dimensiones. Para cada ciudad de estudio se han utilizado datos climáticos representativos de radiación y temperatura, así como demandas de calefacción obtenidas mediante la simulación térmica de edificios que cumplen la normativa española de eficiencia energética. Los datos climáticos y de demanda se expresan hora por hora a lo largo del año. La tercera parte del proyecto consiste en la propuesta de un método simplificado de cálculo de los sistemas CSHPSS que ha sido validado con el modelo TRNSYS. Este método simple supone un avance en el desarrollo de herramientas de cálculo de estas instalaciones que no requieran la realización de simulaciones complejas. Se pretende con ello facilitar la evaluación del potencial de estos sistemas y servir como aproximación al diseño en España de sistemas CSHPSS. El método permite su estudio y pre-diseño conociendo una mínima información de la localidad de ubicación. La aplicación del modelo simple ha facilitado la evaluación del potencial económico de estos sistemas en España; se han obtenido criterios de diseño para distintas zonas geográficas en función de la fracción solar deseada, el número de viviendas atendidas, etc. Se ha elaborado un mapa en el que puede verse cómo la localización geográfica afecta a las necesidades de instalación de campos de captadores y de acumuladores estacionales para demandas de 1000 ó más viviendas, consiguiendo fracciones solares superiores al 50%. También se ha establecido en qué zonas los sistemas CSHPSS están próximos a alcanzar el umbral de rentabilidad respecto al aprovisionamiento convencional de ACS y calefacción; e incluso en qué condiciones pueden resultar económicamente viables. iii Índice Resumen ........................................................................................................................................ i Índice ........................................................................................................................................... iii Lista de Figuras ........................................................................................................................ v Lista de Tablas ........................................................................................................................ vii 1. Introducción .............................................................................................................................. 1 2. Estado del arte........................................................................................................................... 3 2.1 Grandes sistemas solares térmicos ...................................................................................... 3 2.2 Ejemplos de aplicación ....................................................................................................... 4 2.3 Componentes principales .................................................................................................... 6 2.4 Posibilidades de uso e integración energética ..................................................................... 8 2.5 Métodos de cálculo y criterios de diseño .......................................................................... 10 3. Simulación de sistemas centralizados solares con acumulación estacional ............................ 13 3.1 Descripción del modelo de simulación ............................................................................. 13 3.2 Análisis del sistema .......................................................................................................... 15 3.3 Diseño para 10 ciudades españoles ................................................................................... 18 4. Método simple de evaluación de centrales ............................................................................. 21 4.1 Descripción ....................................................................................................................... 21 4.2. Datos ................................................................................................................................ 22 4.3 Modelo matemático .......................................................................................................... 25 4.4 Resultados ......................................................................................................................... 29 4.5 Validación ......................................................................................................................... 32 4.6 Conclusiones ..................................................................................................................... 33 5. Análisis económico ................................................................................................................. 35 5.1 Efecto del volumen de acumulación sobre la economía del sistema solar. ...................... 36 5.2 Efecto de la fracción solar alcanzada sobre el coste del calor solar ................................. 37 5.3 Economías de escala ......................................................................................................... 37 5.4 Efecto de la localización sobre el coste del calor solar ..................................................... 38 6. Conclusiones ........................................................................................................................... 41 7 Nomenclatura ........................................................................................................................... 43 8 Bibliografía .............................................................................................................................. 45 ANEXO A: Grandes plantas solares térmicas. ........................................................................... 49 A.1. Sistemas solares térmicos de gran tamaño en el Mundo ................................................. 49 A.2. Sistemas solares de calefacción de distrito en Europa .................................................... 54 A.3. Plantas solares para calefacción de distrito en Dinamarca ............................................. 59 A.4. Componentes principales de las plantas solares térmicas ............................................... 64 iv A.5. Bibliografía ..................................................................................................................... 67 ANEXO B: Descripción del modelo TRNSYS sistema, componentes y demanda. ................... 69 B.1. Introducción .................................................................................................................... 69 B.2. Sistema CSHPSS............................................................................................................. 70 B.3. Componentes del modelo TRNSYS................................................................................ 73 B.4. Modelo de generación de demandas ............................................................................... 81 B.5. Nomenclatura .................................................................................................................. 94 B.6. Bibliografía ..................................................................................................................... 95 ANEXO C: Datos climáticos ...................................................................................................... 97 C.1. Introducción .................................................................................................................... 97 C.2. Datos ............................................................................................................................... 97 C.3. Temperatura del aire ....................................................................................................... 98 C.4. Radiación solar .............................................................................................................. 101 C.5. Temperatura del terreno ................................................................................................ 108 C.6. Nomenclatura ................................................................................................................ 110 C.7. Bibliografía ................................................................................................................... 111 ANEXO D: Demanda, zonas climáticas y selección de ciudades. ........................................... 113 D.1. Introducción .................................................................................................................. 113 D.2. Zonas climáticas ........................................................................................................... 113 D.3. Calificación energética de edificios .............................................................................. 115 D.4. Proyecto SECH-SPAHOSEC ....................................................................................... 119 D.5. Potencial de aplicación y selección de ciudades ........................................................... 123 D.6. Bibliografía ................................................................................................................... 127 ANEXO E: Método simple de cálculo de sistemas CSHPSS. .................................................. 129 E.1. Introducción .................................................................................................................. 129 E.2. Método simple ............................................................................................................... 132 E.3. Datos ............................................................................................................................. 134 E.4. Modelo matemático ....................................................................................................... 137 E.5. Resultados ..................................................................................................................... 141 E.6. Nomenclatura ................................................................................................................ 144 E.7. Bibliografía ................................................................................................................... 145 ANEXO F: Glosario ................................................................................................................. 147 v Lista de Figuras Figura 1: Evolución temporal del número de instalaciones en el Mundo [8] .............................. 3 Figura 2: Distribución por países de las grandes instalaciones solares de producción de calor y frio [8] .......................................................................................................................................... 3 Figura 3: Distribución de las grandes instalaciones solares y acumuladores estacionales por países [10] .................................................................................................................................... 4 Figura 4: Planta solar térmica de Marstal [12]. ........................................................................... 5 Figura 5: Esquema de composición de captador solar plano, Arcon [13] ................................... 6 Figura 6: Esquema de composición (vista lateral) de captador solar plano, Sunmark [14] ........ 6 Figura 7: Cuatro tipos de acumulación estacional, figura de Solites [15] ................................... 7 Figura 8: Coste de inversión de los sistemas de acumulación estacional [5] .............................. 8 Figura 9: Esquema del modelo TRNSYS mostrando los componentes principales del CSHPSS ................................................................................................................................................... 13 Figura 10: Variación de la temperatura en el tanque de acumulación a lo largo de dos años ... 16 Figura 11: Diagrama de flujos de energía en la central solar térmica con acumulación estacional ................................................................................................................................... 16 Figura 12: Aporte mensual solar (naranja) y auxiliar (azul) a demanda y producción mensual de los captadores........................................................................................................................ 17 Figura 13: Diagrama de flujos de un sistema CSHPSS según el método simple ...................... 21 Figura 14: Flujos de información y módulos de cálculo en el método simple. ......................... 22 Figura 16: Aporte mensual solar (naranja) y auxiliar (azul) para cubrir la demanda de calefacción y ACS y producción mensual de los captadores .................................................... 30 Figura 17: Fracción solar y calor despilfarrado en función del volumen de acumulación. ....... 31 Figura 18: Comparación de los flujos de calor mensuales Qr, Qc y Qg del caso de comparación ................................................................................................................................................... 32 Figura 19: Demanda de calefacción (HDr) y radiación solar (GSr) para capitales españolas ... 38 Figura 20: Coste unitario del calor solar (€/MWh), RAD y RVA para fracción solar del 50%.40 vii Lista de Tablas Tabla 1: Configuración de las grandes plantas solares térmicas [10] .......................................... 4 Tabla 2: Principales flujos de energía del sistema (MWh/mes, MWh/a) .................................. 17 Tabla 3: Rendimiento medio del sistema .................................................................................. 18 Tabla 4: Parámetros y ratios de diseño para conseguir un sistema CSHPSS con fracción solar aproximada del 50% .................................................................................................................. 19 Tabla 5: Flujos anuales de calor (en MWh/a) y rendimientos del sistema CSHPSS ................. 19 Tabla 6: Datos climáticos para Zaragoza. ................................................................................. 23 Tabla 7: Distribución de la demanda de calefacción y ACS para 1000 viviendas en Zaragoza [52] ............................................................................................................................................ 24 Tabla 8: Producción solar por unidad de superficie de captadores (qc en W/m2) y producción mensual del campo de captadores (Qc en MWh/mes) .............................................................. 27 Tabla 9: Balance mensual del sistema, temperatura del acumulador al finalizar el periodo y rendimiento de los equipos (MWh/a, MWh/mes, T en ºC) ....................................................... 30 Tabla 10: Evolución de los resultados del sistema al variar la ratio de acumulación RVA (Q en MWh/a) ..................................................................................................................................... 31 Tabla 11: Análisis de los resultados del sistema al varia la ratio RAD ..................................... 32 Tabla 12: Comparación de resultados entre método simple y simulación (Q en MWh/a) ........ 32 Tabla 13: Resultados económicos en función de RVA. ............................................................ 36 Tabla 14: Resultados económicos en función de la fracción solar. ........................................... 37 Tabla 15: Resultados económicos en función del número de viviendas. .................................. 37 Tabla 16: Datos climáticos y de demanda. ................................................................................ 38 Tabla 17: Resultados económicos en función de la localización .............................................. 39 6 2.3 Componentes principales Captadores solares térmicos Los captadores solares planos que se utilizan en instalaciones de gran tamaño tienen un diseño específico para estas aplicaciones. Arcon [13] y Sunmark [14] son dos empresas danesas que fabrican captadores solares de gran tamaño (Figuras 5 y 6, respectivamente). Cada captador solar tiene una superficie aproximada de 14 m2, máximo tamaño que puede transportarse en vehículos estándar. El absorbedor está compuesto por tubos de cobre conectados en los laterales y soldados a placas metálicas que hacen de aletas para aumentar la superficie de captación por tubo. La superficie de los tubos y de las aletas tiene un recubrimiento selectivo de alta absortancia. Por el interior de los tubos del absorbedor circula el fluido térmico que capta la energía solar. Este fluido puede ser agua o una mezcla de agua con glicol. Sobre el absorbedor hay una cámara de aire cubierta mediante un vidrio templado, bajo en hierro y anti reflejos. En algunos modelos se utiliza una segunda capa intermedia transparente y muy fina de etil-tetrafluoroetileno (ETFE) que genera una segunda cámara de aire reduciendo las pérdidas de calor al exterior. El fondo y los laterales del absorbedor están aislados térmicamente del exterior con una capa de lana mineral de espesor entre 30 mm y 80 mm. La carcasa del captador es de aluminio y protege al absorbedor y al aislante del exterior además de sujetar el vidrio. El absorbedor tiene holgura y se puede mover libremente para absorber las dilataciones que sufre debido a los cambios de temperatura entre el día y la noche. Los captadores tienen una conexión de entrada y otra de salida en su configuración normal y se pueden conectar en serie. Las conexiones de estos captadores son sencillas y al colocarlos en serie se minimizan las necesidades de tuberías, conexiones y tiempo de montaje. Se pueden colocar filas de hasta 14 unidades. Conectar series largas de captadores supone mayores pérdidas de presión en el circuito hidráulico y por tanto mayor consumo eléctrico, pero series cortas implican mayores costes de montaje. Figura 5: Esquema de composición de captador solar plano, Arcon [13] Figura 6: Esquema de composición (vista lateral) de captador solar plano, Sunmark [14] 7 Acumuladores estacionales Existen cuatro tipos de acumuladores estacionales [15]: i) acumuladores térmicos en tanque de agua (water tank thermal energy storage, TTES), ii) acumuladores térmicos en balsa (pit thermal energy storage, PTES), iii) acumuladores térmicos en perforaciones en tierra (borehole thermal energy storage, BTES), y iv) acumuladores térmicos en acuíferos (aquifer thermal energy storage, ATES). Los acumuladores de tanque de agua y los de balsa son los que permiten acumular una mayor cantidad de calor por unidad de volumen, entre 60 y 80 kWh/m3. Esta capacidad por unidad de volumen de almacenamiento del tanque se estima como la energía requerida para calentar 60 K el agua contenida en un volumen de 1 m3. La principal diferencia entre los acumuladores de tanque y las balsas es el tipo de construcción elegido. Los tanques son estructuras sólidas aisladas y ubicadas sobre tierra o enterradas. Las balsas se construyen con materiales impermeabilizantes que pueden (o no) tener aislamiento en el fondo pero siempre presentan una cubierta flotante que está aislada térmicamente. Cuando estos acumuladores se rellenan con una mezcla de grava y agua tiene una menor capacidad de almacenamiento, entre 30 y 50 kWh/m3. El acumulador de conductos o perforaciones en tierra requiere de un terreno perforable con alta capacidad térmica, alta conductividad térmica y baja influencia hídrica. Puede almacenar entre 15 y 30 kWh/m3 y el coste de la instalación es inferior respecto de los tanques y otros sistemas de acumulación. Drake Landing, Braedstrup y otras plantas utilizan este tipo de acumulación. Los acumuladores de energía térmica en acuíferos requieren la presencia de aguas subterráneas que no tengan caudales naturales de entrada y salida y que puedan utilizarse para acumular energía térmica. Estos acumuladores tienen una capacidad de almacenamiento de energía térmica entre 30 y 40 kWh/m3 y el coste es bajo. Figura 7: Cuatro tipos de acumulación estacional, figura de Solites [15] 8 Schmidt et al. [5] han presentado un resumen de acumuladores estacionales existentes en Alemania y otros lugares de Europa. En la Figura 8 puede verse la relación entre la inversión inicial necesaria y el volumen equivalente de los acumuladores estacionales, apreciándose una fuerte reducción de costes al aumentar el tamaño de éstos. Figura 8: Coste de inversión de los sistemas de acumulación estacional [5] 2.4 Posibilidades de uso e integración energética La integración energética de sistemas solares que aportan energía al sector residencialcomercial, consiste en utilizar del mejor modo posible los recursos disponibles para cubrir una demanda intermitente y distribuida en el tiempo con variaciones significativas hora a hora en el día, día a día en la semana y estación a estación a lo largo del año. Considerando como sistema base un sistema centralizado con aporte solar térmico y acumulación estacional, pueden darse múltiples opciones de integración energética en función de los recursos energéticos disponibles. Propuestas de integración energética pueden realizarse desde la producción y desde la demanda [16] para mejorar la eficiencia del conjunto. Se pueden combinar distintas fuentes de energía con la producción solar de forma que hagan un uso eficiente de los recursos disponibles. Desde la demanda se pueden modificar las condiciones de suministro (ej. nivel de temperatura) o acumular varias necesidades (ej. ACS, calefacción, refrigeración, etc.) y usuarios (ej. viviendas, hoteles, hospitales, centros comerciales, etc.) mejorando la eficiencia del conjunto. En cualquier caso, el objetivo perseguido es alcanzar un menor coste de los productos obtenidos. Cogeneración Para evitar el sobredimensionado de los sistemas solares térmicos es necesaria la producción auxiliar de energía para cubrir los picos de demanda. Esta necesidad puede satisfacerse con calor de cogeneración. Una planta de cogeneración que proporcione calor auxiliar puede funcionar cuando sea necesaria una demanda extra de calor o cuando sea rentable la producción de electricidad, acumulando el calor extra producido para utilizarlo cuando haya demanda térmica. Una ventaja adicional de disponer de redundancia en la producción de calor es la mayor seguridad de suministro a los usuarios. 9 Bombas de calor Para obtener un mayor rendimiento energético y uso de los captadores solares es posible producir agua caliente a baja temperatura que suministre calor al evaporador de una bomba de calor que genera energía térmica a una temperatura suficientemente alta para el servicio demandado. La combinación con bombas de calor ha demostrado ser útil en lugares donde resulta difícil generar calor mediante radiación solar a una temperatura suficiente para el servicio. Diferentes estudios han mostrado que en estos casos resulta interesante utilizar captadores sin cubierta [17]. Así por ejemplo en Suiza se ha probado este sistema consiguiendo a lo largo del año un valor del coeficiente de operación (COP) de 3 en el sistema conjunto sin necesidad de utilizar otro sistema auxiliar de apoyo [18]. Se han realizado comparaciones entre distintas combinaciones de captadores solares térmicos, bombas de calor y captadores fotovoltaicos, buscando la mejor manera de satisfacer diferentes demandas con un espacio limitado en cubierta, llegándose a la conclusión de que la configuración más adecuada depende del tipo de servicio y de la magnitud de la demanda [19]. Otra forma interesante de utilización de las bombas de calor consiste en extraer energía del acumulador estacional cuando la temperatura en el mismo es insuficiente para atender la demanda. Así se aumenta la capacidad de almacenamiento térmico con el mismo volumen de acumulación. Las bombas de calor se pueden aplicar en sistemas CSHPSS para extraer calor del acumulador descendiendo la temperatura mínima de éste hasta los 6 ºC [20]. En sistemas sin bomba de calor la temperatura mínima en el acumulador es la temperatura del agua de retorno, que superará los 30ºC con redes de suministro de baja temperatura. Captadores solares de media y alta temperatura La producción de energía térmica con radiación solar puede producirse a alta temperatura mediante captadores solares parabólicos. Varios grupos de trabajo del programa SHC de la IEA se dedican al estudio de la utilización industrial de la energía solar térmica: Task 33 "Solar Heat for Industrial Processes", Task 49 "Solar Process Heat for Production and Advanced Applications". Este tipo de captadores pueden integrarse en procesos industriales como la pasteurización de la leche [21]. El calor solar captado a alta temperatura puede utilizarse con apoyo de otra fuente de energía para la producción de electricidad en un ciclo Rankine de vapor obteniendo importantes ahorros de combustible [22]. El calor producido en estos captadores también puede utilizarse con máquinas de absorción que generen frío para el sector industrial o residencial-comercial [23]. La integración con un sistema de calefacción de distrito puede aumentar el uso efectivo de los equipos de captación térmica cuando la producción de calor solar es superior a la demanda térmica de las aplicaciones industriales. Biomasa En España la biomasa es la fuente de energía renovable con mayor aporte al sector residencial [1]. La biomasa puede utilizarse en calderas individuales o colectivas, pero las últimas sólo pueden aceptar ciertos tipos de combustible como pellets. La biomasa en general se puede utilizar como fuente auxiliar a la energía solar para alimentar una red de distrito [24]. Aprovechando la energía química de la biomasa para complementar la fracción solar puede conseguirse una fracción "renovable" del 100%. Otra ventaja es que la biomasa puede almacenarse desde la época de recolección en Abril-Mayo hasta su uso en invierno sin pérdidas de calor al ambiente y con unos costes de almacenamiento que pueden ser inferiores a los de los acumuladores térmicos. Demanda El calor solar captado puede utilizarse para alimentar a una red de calefacción de distrito. La temperatura de suministro de la red de distrito puede ser de tan sólo 50ºC si los edificios utilizan 10 sistemas de calefacción con suelo radiante u otras tecnologías de baja temperatura. Para mantener una baja temperatura en la red de distrito se puede instalar una red doble de distribución: una que distribuya ACS a temperatura de consumo y otra de baja temperatura que cubra las necesidades de calefacción [25]. Otros sistemas suministran calefacción de distrito a una temperatura de 80ºC o superior que puede utilizarse para cubrir tanto la demanda de calefacción como la de ACS. En este caso, el sistema de distrito tiene temperatura suficiente para proporcionar refrigeración a los usuarios con una máquina de absorción en el punto de demanda. También es posible la instalación de redes de distrito de refrigeración paralelas a las de calor que distribuyen frío generado con máquinas de absorción centralizadas. El uso de calor para la producción de frío en verano resulta de gran interés porque aprovecha el exceso de producción de calor solar en verano para atender otra demanda. El suministro de distintos servicios homogeneiza la demanda a lo largo del año reduciendo las necesidades de acumulación y mejorando el rendimiento. Si el proyecto de producción y de edificación se diseña de forma integrada, se pueden construir sistemas en los cuales el sistema de captación, acumulación y las viviendas aprovechen el mínimo espacio contiguo (ej. Drake Landing, Canadá [26]). 2.5 Métodos de cálculo y criterios de diseño Los sistemas de calefacción en edificios de viviendas del sector residencial comercial se dimensionan para satisfacer la máxima demanda de calefacción. El dimensionado se realiza mediante el cálculo de la potencia máxima requerida para mantener las condiciones de confort dentro del edificio ante unas condiciones ambientales determinadas. El diseño de sistemas solares térmicos es más complejo que el de las calderas convencionales puesto que la producción de energía térmica es variable a lo largo del año y del ciclo diario. La eficiencia de los captadores varía con la radiación exterior, temperatura ambiente y temperatura del acumulador haciendo necesario conocer las condiciones ambientales en cada momento y el estado del acumulador en el instante anterior para calcular el funcionamiento de los captadores. Distintos métodos se han propuesto para realizar el cálculo del funcionamiento de los captadores de manera sencilla durante periodos determinados mediante datos elaborados o correlaciones empíricas de rendimiento de captadores [27 28 y 29]. Estos métodos permiten calcular el funcionamiento del sistema en periodos mensuales de un sistema solar con acumulación estacional o dimensionar los equipos para obtener un comportamiento deseado en el sistema sin la utilización de simulaciones. En el ANEXO E: Método simple de cálculo de sistemas CSHPSS se completa información sobre métodos simples de cálculo de este tipo de instalaciones. Experiencia de proyectos y estudios anteriores La Task VII del programa SHC emitió un informe sobre plantas solares con acumulación estacional existentes en todo el mundo en los años 90 explicando los criterios generales de diseño utilizados y los resultados obtenidos [30]. La principal conclusión que se obtuvo es que estos sistemas no son adecuados para demandas inferiores a 500 MWh/a lo que implica plantas de suministro centralizadas que suministren a usuarios individuales o comunidades cuya demanda sea superior a este valor. También se dedujo que los sistemas de calefacción con aporte solar estacional tienen que ser diseñados de forma distinta a los sistemas de calefacción habituales empleando como criterio de diseño la demanda anual a suministrar (MWh/a) en vez de la potencia pico requerida por la demanda (MW). La planificación y el diseño de plantas solares con acumulación estacional es 11 más complejo que el de las instalaciones de calefacción central del sector residencial y es necesario cálculos avanzados para obtener un aprovechamiento óptimo de la elevada inversión requerida. Simulación dinámica de sistemas solares centralizados El software TRNSYS [6] permite calcular mediante simulación, los valores en el tiempo de las variables de estado (caudales, temperaturas, flujos de energía, etc.) de un sistema de producción de energía cuyo comportamiento dependa de variables temporales (demanda de calor, radiación recibida, etc.). De las simulaciones se pueden obtener resultados integrados por períodos (minuto/hora/mes/año) además del conocimiento de condiciones instantáneas del sistema (temperatura del tanque, rendimiento instantáneo). Este software para el diseño y evaluación de sistemas solares térmicos ha sido utilizado en múltiples proyectos. Numerosos artículos [22, 25, 26, 31, 32 y 33] han sido presentados en los últimos años en los cuales mediante simulaciones con TRNSYS se muestra que es posible estimar el funcionamiento de este tipo de sistemas y que además los resultados obtenidos representan el comportamiento de instalaciones reales con diferencias en los flujos energéticos anuales inferiores al 3% [31]. 13 3. Simulación de sistemas centralizados solares con acumulación estacional Como ya se ha explicado con anterioridad, un sistema solar térmico centralizado con acumulación estacional (CSHPSS) es un sistema que utiliza energía solar térmica para suministrar calor a baja temperatura a una red de distrito. Este sistema aprovecha la radiación solar que se capta a lo largo del año (en verano e invierno) y compensa los desequilibrios entre la demanda de energía térmica y la captación solar mediante un acumulador térmico de gran capacidad. Cuando entre la producción instantánea y la acumulación de energía solar no se consigue cubrir la demanda, una fuente auxiliar apoya al sistema solar. Para evaluar el funcionamiento de sistemas CSHPSS en España, se han realizado simulaciones dinámicas con el software TRNSYS [6]. En numerosos proyectos estas simulaciones han demostrado obtener resultados similares al comportamiento de instalaciones reales (ver apartado 2.5). TRNSYS es un software de manejo relativamente sencillo que simula el comportamiento de un sistema mediante la conexión de equipos y componentes ya programados. Además se pueden introducir datos por ficheros y se pueden generar resultados de cada instante así como balances en periodos más largos que el correspondiente al paso de cálculo. 3.1 Descripción del modelo de simulación Se ha desarrollado un modelo en el cual varios circuitos de agua caliente transportan la energía térmica procedente de los captadores solares hasta la red de distribución (ver Figura 9). El circuito del campo solar transporta una mezcla agua-glicol desde el campo de captadores al intercambiador de calor a través de una tubería. Después envía de vuelta el fluido a los captadores pasando por una bomba de impulsión y a través de una tubería. Los captadores utilizados en el modelo son ARCON HT-SA 28/10 [13] cuyo rendimiento óptico (k0) es 0,816 y los coeficientes de pérdidas son (k1) 2,235 W/(m2∙K) y (k2) 0,0135 W/(m2∙K2) según norma UNE 12975-2 [34]. Estos captadores tienen un área útil por unidad de 12,52 m2. Las tuberías por las que pasa el fluido tienen una longitud de 500 m y están recubiertas por 60 mm de aislante de conductividad 0,04 W/(m∙K). Los captadores solares están inclinados 45º con una desviación sur 0º. El flujo másico específico del campo de captadores por área útil del campo de captadores es 20 (kg/h)/m2. El caudal afecta tanto a la eficiencia final del campo de captadores como a la estratificación del tanque. El intercambiador de calor utilizado tiene un área de intercambio y un coeficiente de intercambio de calor que fue calculado para un caso particular con el programa de cálculo de Sedical [35] para obtener una eficacia del 95% trabajando a plena carga. El área del intercambiador se recalcula para cada caso proporcionalmente al flujo total. Las bombas se dimensionan para cubrir las pérdidas de carga del sistema al caudal requerido. El intercambiador de calor produce una pérdida de carga de 46 kPa. Figura 9: Esquema del modelo TRNSYS mostrando los componentes principales del CSHPSS La bomba de impulsión del campo de captadores es de desplazamiento fijo y envía el caudal de diseño de manera constante a los captadores con un rendimiento del motor eléctrico del 90%, 14 rendimiento térmico de la bomba del 60% y rendimiento global del 54%. Esta bomba y las demás del sistema se dimensionaron con el programa de cálculo de Sedical [35]. El controlador del campo de captadores acciona la bomba de impulsión cuando la temperatura a la salida de los captadores alcanza el valor de la temperatura del agua en la zona inferior del tanque más un valor o filtro. La bomba se para cuando la temperatura a la salida de los captadores no alcanza la temperatura de la parte inferior del tanque más un filtro de control. El controlador se ha programado con un filtro de accionamiento de 3 K y un filtro de parada de 0 K. En cualquier caso, si el controlador detecta una temperatura de la mezcla de agua y glicol a la salida de los captadores mayor que 99,9ºC desconecta la bomba para prevenir la ebullición del agua y daños en los equipos. El circuito primario del acumulador estacional conecta el intercambiador de calor del campo de captadores con el acumulador estacional. La bomba es de desplazamiento fijo y envía el caudal cuando está en operación con un rendimiento del motor del 83%, rendimiento de la bomba del 71% y rendimiento global del 59%. Esta bomba impulsa el agua fría proveniente de la parte inferior del acumulador estacional hacia el intercambiador del campo solar donde se calienta, tras lo cual es conducida a la parte superior del acumulador. Esta bomba funciona sincrónicamente con la bomba del campo de captadores y la capacidad calorífica del caudal de este circuito es igual que la del caudal que circula por el campo solar. El acumulador estacional es un tanque de agua caliente de gran tamaño ubicado bajo tierra. El tanque se supone dividido en diez nodos con distintas temperaturas para simular la estratificación térmica del agua. El tanque está aislado con 25 cm de poliestireno extruido (XPS) cuya conductividad térmica es 0,03 W/(m·K) y transfiere calor al ambiente a la temperatura del terreno. El tanque comienza a funcionar el primer año con temperatura en todos sus nodos de 30ºC. La simulación se realiza durante dos años consecutivos y se utiliza el segundo año como resultado, puesto que en el primero el acumulador térmico comienza totalmente descargado. El calor se extrae del acumulador transportando agua caliente desde la parte superior del tanque al intercambiador de calor de la red de distribución e introduciendo el agua fría de salida de este intercambiador por la parte inferior del acumulador. Este intercambiador de calor con una eficacia del 95% transfiere el calor al flujo de la red de distribución. El caudal del secundario depende de la demanda y el caudal de salida del acumulador tiene la misma capacidad calorífica que el de distribución y es impulsada por una bomba de caudal variable. La potencia normalizada consumida por la bomba del secundario depende del caudal normalizado a través de un polinomio de segundo orden cuyos coeficientes son: 0,3436, 0,9717 y -0,314. El rendimiento del motor eléctrico es del 90%, la eficiencia de la bomba es del 60% y el rendimiento global es del 54%. La bomba se dimensiona para poder satisfacer la máxima demanda a las temperaturas de suministro y retorno en la red de distribución. El agua caliente de salida del intercambiador se transfiere a un calentador auxiliar. El calentador auxiliar aporta energía térmica de un combustible con una eficiencia del 93% para alcanzar la temperatura de suministro de 50ºC. Si la temperatura de salida del intercambiador es superior a la temperatura de suministro el flujo se mezcla con agua de retorno de la red de distribución. El caudal que se envía a la red de distrito es la suma del caudal de salida del intercambiador más el caudal de realimentación a la temperatura de retorno. La temperatura de retorno de la red de distrito es 30ºC. El caudal de la red de distribución varía con la demanda de calefacción requerida. La demanda de este sistema es la demanda de calefacción de un grupo de viviendas. Esta demanda con distribución horaria proviene de la simulación de un edificio con la herramienta TRNBuild de 15 TRNSYS. El edificio simulado cumple la normativa española para edificios de nueva construcción, Código Técnico de la Edificación (CTE) [36]. El paso de cálculo utilizado para la simulación con TRNSYS es de 15 minutos, por lo que se interpolan los datos horarios de demanda y los climáticos tomados de Energy Plus [37]. Los resultados principales que se obtienen del modelo son flujos de calor y temperatura. Más información sobre datos climáticos en el ANEXO C: Datos climáticos. En el ANEXO B: Descripción del modelo TRNSYS, sistema, componentes y demanda se proporciona la descripción de los componentes utilizados en la simulación así como el valor de los parámetros de diseño utilizados para los equipos y las consignas de los controladores. También se describe el modelo desarrollado con TRNBuild para la simulación térmica de un edificio de viviendas. 3.2 Análisis del sistema Para la ciudad de Zaragoza se ha calculado la demanda hora a hora de un edificio de viviendas de 7 plantas que cumple la normativa aplicable a edificios de nueva construcción. Este edificio con una superficie de viviendas de 2520 m2 tiene una demanda anual de calefacción de 138,3 MWh. El caso de estudio que se va a realizar contempla el dimensionado y cálculo del funcionamiento de un sistema CSHPSS que cubra la demanda de una comunidad de 1000 viviendas de 100 m2 semejante a la obtenida mediante la simulación. La demanda para esta comunidad es de 5488 MWh/a y la potencia instantánea máxima requerida es de 3088 kW. El sistema CSHPSS está formado por múltiples equipos: captadores, tuberías, bombas, intercambiadores, acumulador estacional, caldera auxiliar; de los cuales hay que definir sus dimensiones: nº de unidades, diámetro, caudal, área, volumen, potencia, etc. Para el cálculo del sistema es necesario conocer las dimensiones de todos los componentes del sistema no siendo posible dejarlos como incógnita en el cálculo. Para seleccionar las dimensiones más adecuadas de cada equipo pueden realizarse análisis paramétricos variando una de las dimensiones y utilizando reglas de semejanza para el dimensionado del resto de equipos. El área del campo de captadores y el volumen del acumulador son las dos dimensiones principales del sistema. Para dimensionar el área de captadores y el volumen del acumulador y comparar entre casos se utilizan las siguientes ratios: - Ratio Área Demanda (RAD): Área de captación en m2  Demanda anual en MWh/a - Ratio Volumen Área (RVA): Volumen del acumulador en m3  Área de captación en m2 Para la ciudad de Zaragoza se calcula el funcionamiento del sistema con la ratios de diseño RAD = 0,6 y RVA = 7. Existen más parámetros de diseño que pueden modificarse y que afectan al funcionamiento y rendimiento final de la instalación. Las reglas de análisis dimensional con las que se calculan las dimensiones de los demás equipos se muestran en el ANEXO B. - Nº de captadores = 263 - Área total de captadores = 3293 m2 - Diámetro interno de tuberías del campo solar = 130 mm - Potencia de las bombas del captador solar = 17,9 kW - Área efectiva del intercambiador de calor del campo solar = 340 m2 - Potencia de la bomba de carga del acumulador = 1,69 kW - Volumen del acumulador = 23048 m3 - Potencia de la bomba de descarga del acumulador = 6,35 kW 22 El método simple se compone de cuatro módulos secuenciales de cálculo que se transfieren información. El primer módulo es opcional y transforma información simplificada en la información mensual u horaria de un día tipo necesaria (radiación sobre superficie inclinada horaria, temperatura ambiente horaria, demanda mensual…). El segundo módulo calcula la producción del campo de captadores en un mes con los valores de radiación y temperatura horaria del día tipo del mes y la temperatura del tanque al comienzo del mes. El tercer módulo realiza un balance energético entre producción, demanda y pérdidas determinando la acumulación del tanque, la energía auxiliar necesaria, la temperatura final del tanque y el despilfarro de energía en el mes de cálculo. La temperatura final del tanque se utiliza como entrada del módulo segundo para calcular el mes siguiente. El cuarto módulo elabora un informe de los resultados: rendimiento de equipos, fracción solar… Producción de captadores solares Elaboración de datos climáticos y de demanda Elaboración de resultados Balance energético del sistema Rendimiento Fracción solar Módulo 1 Módulo 2 Módulo 3 Módulo 4 Demanda Clima Ratios de diseño Temperatura del acumulador estacional en el mes anterior Qc Qb Qe Qs Qg Ql Qx Qd Qr Tacu Figura 14: Flujos de información y módulos de cálculo en el método simple Para facilitar la evaluación de distintas ciudades el método simple utiliza datos climáticos y de demanda sencillos, pero representativos de la zona climática y de las necesidades de la demanda: temperatura media mínima y máxima mensual, radiación media mensual, grados día mensuales, demanda anual, etc. Así como ratios de diseño comunes: RAD, RVA, etc. 4.2. Datos Para facilitar la evaluación de sistemas CSHPSS con el método simple se ha facilitado y simplificado la entrada de datos necesarios. Los datos de entrada mínimos necesarios que requiere el módulo 1 son: - Latitud del lugar de instalación - Demanda anual de calefacción y ACS, total ó por unidad de superficie de vivienda - Superficie útil total de las viviendas (o número de viviendas y superficie de vivienda) - Radiación media diaria sobre superficie horizontal, dato mensual - Temperatura ambiente media, mínima y máxima, datos mensuales - Grados día en base 15, dato mensual (GD15) - Temperatura del agua de red, dato mensual (Tred) Las variables libres de diseño son: - Área útil del campo de captadores (o RAD) - Volumen del acumulador estacional (o RVA) 23 Se muestran los datos utilizados para Zaragoza en la Tabla 6: Tabla 6: Datos climáticos para Zaragoza. Tmin (ºC)1 Tm (ºC)1 Tmax (ºC)1 H ((MJ/día)/m2)2 Tr (ºC)3 GD15 (K•d a)4 Enero 2,4 6,4 10,3 6,4 8 285 Febrero 3,5 8,4 13,3 9,8 9 222 Marzo 5,2 10,9 16,6 13,8 10 187 Abril 7,4 13,0 18,7 17,4 12 99 Mayo 11,2 17,2 23,2 21,5 15 26 Junio 14,8 21,3 27,7 23,8 17 1 Julio 17,6 24,5 31,5 25,3 20 0 Agosto 17,8 24,4 31,0 22,5 19 0 Septiembre 14,7 20,7 26,7 16,5 17 3 Octubre 10,3 15,5 20,7 11,6 14 52 Noviembre 5,8 10,0 14,3 7,5 10 176 Diciembre 3,5 7,1 10,7 5,7 8 286 AÑO 9,5 15,0 20,4 15,2 13 1337 1: Agencia Estatal de Meteorología (AEMET) [40]. Guía resumida del clima en España 1971-2000 [41]. 2: Norma UNE 94003 [42]. 3: Norma UNE 94002 [43]. 4: Norma UNE 100-002-88 [44]. Los parámetros del modelo que se considerarán fijos aunque pueden ser modificados se indican a continuación. Estos valores equivalen a los utilizados en el modelo TRNSYS descrito en el capitulo anterior. Los captadores solares son del modelo ARCON HT/SA 28-10 y se instalan orientados al Sur con una inclinación de 45º. El flujo másico de entrada a los captadores es 20 (kg/h)/m2. El coeficiente de reflectancia del terreno (albedo) es 0,2. El intercambiador del campo solar tiene una eficacia del 90%. La relación de aspecto del acumulador estacional cilíndrico (altura/diámetro) es 0,6. El coeficiente de transferencia de calor al ambiente del tanque es 0,12 W/(m2∙K). Este ha sido calculado considerando un aislamiento del tanque de 25 cm de XPS (poliestireno extruido) de conductividad 0,03 W/(m∙K). La caldera que aporta el calor auxiliar tiene una eficiencia del 93%. La red de distrito que provee calor a la demanda funciona a 50ºC en suministro y 30ºC en retorno. La temperatura mínima del acumulador se supone igual a la de retorno de la red de distrito y la temperatura máxima de acumulación es 90ºC. Elaboración de datos (módulo 1) Para la elaboración de los datos hora a hora de radiación sobre superficie inclinada y temperatura ambiente, se han utilizado correlaciones conocidas de radiación y temperatura, Erbs [45, 46 y 47], Cooper [48], Collares-Pereira [49], Liu & Jordan [50], Duffie & Beckman [51], y otros (ver ANEXO C: Datos climáticos) que transforman los datos mensuales en datos horarios de radiación sobre superficie inclinada y temperatura ambiente. El consumo anual de calefacción puede obtenerse de simulaciones de viviendas o de medidas reales. En España existen datos oficiales de demanda anual por superficie de viviendas de nueva construcción [52] publicados por el instituto por la diversificación y el ahorro de energía (IDAE). Más información sobre demanda en ANEXO D: Demanda, zonas climáticas y selección de ciudades. Con datos de consumo por unidad de superficie (qcal) puede estimarse la demanda de un conjunto de viviendas multiplicando por la superficie total de viviendas (4.1) Conocida la demanda anual de calefacción (QCal), esta puede distribuirse a lo largo del año en función de los grados día de cada mes en una base determinada. Para evitar que el sistema funcione en meses en los que el consumo es muy bajo se ha introducido un filtro por el cual si el valor en 24 grados día en base 15 del mes es inferior al número de días del mes el consumo de calefacción aportado por el sistema centralizado es nulo (Ecuaciones 4.2 y 4.3). * (4.2) (4.3) El consumo de ACS del conjunto de viviendas se puede estimar a partir del documento de certificación de edificios. Para realizar la distribución mensual de demanda de ACS se ha utilizado la norma UNE 94002 [43] que permite calcular la distribución de demandas de ACS a lo largo del año en función de la temperatura de suministro (TACS), temperatura de red de agua potable (Tred) y el número de días del mes (NumDias[i]). (4.4) (4.5) (4.6) La demanda mensual del sistema es la suma de la demanda de calefacción, y la de agua caliente sanitaria cada mes. El sistema puede aportar calor para satisfacer las demandas de calefacción y agua caliente o solo la de calefacción. Si la producción solar centralizada solo cubre las demandas de calefacción, la red de distrito puede dejar de funcionar durante los meses de verano. (4.7) Se calcula para Zaragoza (ejemplo base) la demanda mensual de calefacción y ACS para una comunidad de 1000 viviendas de 100 m2 en base a la demanda referencia para edificios de nueva construcción [45] y los datos de la Tabla 6. Tabla 7: Distribución de la demanda de calefacción y ACS para 1000 viviendas en Zaragoza [52] Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic GDACS 13404 1302 1148 1240 1140 1085 990 930 961 990 1116 1200 1302 QACS (MWh) 1290 125,3 110,5 119,3 109,7 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 107,4 115,5 125,3 GDcal 1337 285 222 187 99 26 1 0 0 3 52 176 286 Qcal (MWh) 4060 885,3 689,6 580,9 307,5 0 0 0 0 0 161,5 546,7 888,4 Qd (MWh) 5350 1010,6 800,1 700,2 417,2 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 268,9 662,2 1013,7 Las dimensiones del campo de captadores y el volumen del acumulador se calculan a partir de las ratios de diseño y la demanda total del sistema. (4.8) (4.9) * Z[m]: Valor de la variable mensual “Z” en el mes “m”; m=1; e nero… m=12; diciembre. 25 Para los casos de cálculo en España y con los equipos y caudales específicos de las bombas del campo de captadores se producirá agua caliente en el campo de captadores a una temperatura igual o superior a la de suministro incluso en los meses más fríos. Cuando esto sucede el tanque en vez de calentarse de forma homogénea se descarga por arriba a la temperatura de producción del campo de captadores y se renueva por abajo a la temperatura de retorno de la red. Por tanto el tanque (Tacu,min) se descarga hasta la temperatura retorno de la red de distrito (Tretorno). (4.10) Cuando el tanque se carga alcanza una temperatura media máxima de 90ºC. La energía máxima acumulable por el acumulador depende del volumen, la capacidad calorífica y la diferencia de temperatura entre la máxima y mínima. (4.11) Con un ratio RAD = 0,6 y RVA = 6 se dimensiona el campo de captadores y el acumulador para la demanda anual de Zaragoza (Datos demanda Tabla 7). Si quiere evitarse la entrada de datos climáticos a través del módulo 1, los datos climáticos necesarios para el resto de módulos son: - Radiación horaria sobre superficie inclinada de un día tipo cada mes. - Temperatura ambiente horaria de un día tipo cada mes. - Temperatura ambiente o del terreno media mensual. - Demanda mensual de calefacción y/o ACS. 4.3 Modelo matemático Producción solar (módulo 2) El campo de captadores es el responsable de la captación de energía térmica del sistema. El rendimiento del equipo depende de varios factores: radiación recibida sobre la superficie inclinada, temperatura de entrada del fluido, caudal de entrada y temperatura ambiente. Para el cálculo de la producción de calor qc[m,h]) en W/m2 se han utilizado las ecuaciones de rendimiento de captadores solares UNE-EN 12975 [8]. Estas ecuaciones utilizan datos horarios de radiación qr[m,h] en W/m2 y la diferencia de temperatura entre el captador y el ambiente. Obsérvese que sólo se considera como calor captado si el rendimiento es positivo. † ; 0) (4.12) (4.13) † Z[m,h]: Valor de la variable mensual “Z” en el mes “m” y la hora del d a tipo “h”. 26 La temperatura media del captador Tcap se calcula como la media entre la temperatura de entrada Tent y la temperatura de salida Tsal del fluido. (4.14) La temperatura de salida del captador depende de la temperatura de entrada al captador solar, el flujo másico que pasa por el captador a lo largo de una hora ms = 20 kg/(h∙m2) y el calor especifico del fluido en el campo solar cps = 4180 J/(kg∙K). (4.15) Obsérvese que si es conocida la temperatura de entrada Tent, entonces las 4 ecuaciones anteriores nos permitirán calcular las 4 incógnitas: qc, ∆T, Tcap y Tsal. El fluido que circula por el campo de captadores transfiere calor al acumulador por medio de un intercambiador de placas con disposición de flujos a contracorriente. Suponiendo que los flujos que circulan por los circuitos primario (el flujo que circula por el campo solar) y secundario (el flujo que sale del fondo del acumulador para calentarse y retornar a la cabeza del mismo) tienen la misma capacidad calorífica y que la temperatura del acumulador a lo largo del mes se mantiene constante se obtiene la ecuación (4.16) que completa el sistema que permite calcular Tent junto con las cuatro incógnitas anteriores. La estratificación del agua juega un papel importante en la eficiencia del campo de captadores. La estratificación consiste en la aparición de un gradiente de temperaturas en el tanque debido a la variación de la densidad del agua con la temperatura. Esta se favorece si se introduce el agua caliente por la parte superior y el agua fría por la parte inferior evitando la mezcla del fluido a distintas temperaturas. El gran volumen del tanque hace que la transferencia de calor de la parte inferior a la superior sea pequeña comparada con la inercia térmica del agua y el gradiente de temperaturas se mantiene en el tiempo. El gradiente de temperaturas del tanque permite incrementar su capacidad de acumulación de calor. Para valorar este efecto se tiene en cuenta el periodo de remanencia media del agua en el acumulador estacional. A lo largo de un mes el campo de captadores y las bombas de circulación funcionan 300 horas, aproximadamente. El flujo que circula por el campo de captadores es de 20 kg/(h∙m2) ~ 0.02 m3/h. Como la capacidad calorífica de los circuitos primario y secundario son iguales podemos suponer que éste es también flujo que sale del acumulador a recoger el calor captado. Suponiendo una ratio de diseño volumen del acumulador / superficie de captadores RVA = 6 m3/m2, tenemos que, en ausencia de descarga, el tiempo medio de residencia del agua en el tanque es 6/0,02 = 300 h. Así, a lo largo del mes toda el agua que ocupaba el volumen del tanque a la temperatura que estaba al finalizar el mes anterior pasará una vez a tomar calor captado. Esto permite apoyar la hipótesis considerada aquí: la temperatura media de salida del acumulador a lo largo de un mes es la temperatura del tanque al finalizar el mes anterior. La radiación mensual Qr y la producción mensual de calor del campo de captadores Qc es la suma de los valores horarios multiplicado por el área del campo de captadores A y el número de días del mes. Las ecuaciones siguientes permiten calcular su valor mensual en MWh/mes. (4.17) (4.18) 27 Para el caso de ejemplo Zaragoza la producción del día tipo por unidad de superficie se muestra en la Tabla 8. Tabla 8: Producción solar por unidad de superficie de captadores (qc en W/m2) y producción mensual del campo de captadores (Qc en MWh/mes) Hora\mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 7 0 0 0 13 46 33 8 0 0 0 0 0 8 0 41 82 116 155 146 135 86 0 0 0 0 9 91 156 202 231 274 267 270 226 126 47 0 27 10 192 273 321 342 385 379 396 359 251 170 94 126 11 276 367 416 429 471 466 494 464 352 269 184 208 12 324 421 470 479 520 515 550 523 410 327 236 255 13 327 424 474 482 524 519 554 528 414 331 239 257 14 284 376 426 439 482 478 508 478 366 282 195 215 15 204 287 338 358 402 398 418 383 274 191 111 138 16 106 176 224 253 296 292 299 257 156 74 8 43 17 10 62 106 140 180 175 168 120 30 0 0 0 18 0 0 2 36 70 60 40 0 0 0 0 0 19 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 mes 180,6 232,2 304,6 319,7 379,0 359,1 382,1 340,6 229,2 168,2 102,8 126,2 Balance mensual (módulo 3) El balance mensual del sistema requiere utilizar las condiciones de carga mínima y máxima del acumulador. Esto permite introducir los efectos de carga y descarga del tanque cumpliendo estos límites, determinar si es necesario utilizar energía auxiliar para atender la demanda ó despilfarrar parte del calor "teóricamente" captado. Todos los flujos de calor que aparecen en las ecuaciones de este módulo se expresan en MWh/mes. Se ha estimado que para los casos de cálculo en España, empleando el colector seleccionado y el caudal específico impuesto, el agua caliente producida en el campo de captadores tendrá una temperatura media igual o superior a la de suministro incluso en los meses más fríos. Se utiliza la variable Qe que expresa la cantidad de calor que se puede acumular. Se impone que el calor captado atenderá primero la demanda y sólo una vez cubierta en su totalidad quedará un remanente Qe que estará disponible para cargar el acumulador estacional. También se obtiene como resultado el valor de Qb que representa el calor captado en el mes que atiende la demanda de ese mes. (4.19) (4.20) La transferencia de calor al ambiente desde el acumulador Ql se calcula multiplicando el coeficiente de transferencia de calor del tanque Uacu en W/(m2∙K) por la superficie del tanque Aacu en m2, por la diferencia de temperatura entre el tanque y el terreno (Tter), y por el número de horas del mes. Se utiliza la temperatura del acumulador al comienzo del mes para calcular las pérdidas de calor en el tanque durante el mes. (4.21) 28 Para determinar el proceso de carga y descarga del tanque se emplea la variable intermedia Qsx que expresa la máxima cantidad de calor que puede ser descargada. (4.22) A continuación se determina la necesidad de calor auxiliar Qg a lo largo del mes. (4.23) Finalmente se calcula la cantidad de calor descargado Qs como diferencia entre la demanda y la suma de la producción directa Qb y del calor auxiliar. (4.24) El calor solar mensual producido por el sistema es suma del calor producido y consumido en el mes más el calor mensual descargado del acumulador. (4.25) La carga teórica del acumulador al final del mes EAx se calcula sin introducir el límite máximo de temperatura y la carga real EA será la calculada siempre que no supere a la máxima. (4.26) (4.27) La temperatura en el acumulador al final del mes será (4.28) El conjunto de ecuaciones anteriores permite determinar los flujos de calor del sistema durante el mes y la energía acumulada al final del mismo a partir del conocimiento de la energía inicial presente en el acumulador; es decir, de la energía acumulada con que terminó el mes anterior. Para el cálculo de las pérdidas de calor Ql también se requiere la temperatura del acumulador Tacu en dicho momento. Las instalaciones reales cuentan con sistemas de seguridad que paran las bombas cuando la temperatura en el acumulador se aproxima a los 100ºC. La parada reduce el número de horas de funcionamiento del campo de captadores y se denominan stagnament hours. La temperatura de control elegida en nuestro caso es Tmax = 90ºC. Cuando la temperatura media del tanque supera este valor se produce un rechazo de energía Qx equivalente al calor que no se habría captado por la parada de máquinas. (4.29) El cálculo de la instalación se realiza para un ciclo anual en el cual la carga y la temperatura del acumulador al finalizar el año es la misma que al comenzar el año. (4.30) (4.31) 29 No se ha incluido en el cálculo del sistema el consumo de energía eléctrica de bombas ni las posibles pérdidas de calor en las tuberías del campo de captadores, pérdidas de calor en intercambiadores de calor o pérdidas de calor en otros equipos auxiliares. Tampoco se ha incluido en el cálculo las pérdidas de calor de la red de distribución. 4.4 Resultados Elaboración de resultados del sistema (módulo 4) Al finalizar el cálculo anual del sistema se realizan una serie de operaciones para evaluar el resultado final. Lo primero que se calcula es el acumulado anual de las principales variables que corresponden con flujos de energía (Qe, Qb, Ql, Qg, Qs, Qx, Qd, Qr, Qc). El balance anual del sistema de los flujos de entrada y salida debe dar cero puesto que el cálculo se realiza para un ciclo anual. (4.32) La fracción solar del sistema y el rendimiento de los captadores se puede calcular en base mensual (4.33) (4.34) El rendimiento del acumulador estacional se calcula como la relación entre el calor solar cedido a la demanda y el calor solar producido. Este rendimiento engloba las pérdidas de calor por las stagnament hours, si el tanque no es capaz de acumular toda la producción de calor estas pérdidas se asocian al acumulador. El rendimiento del sistema se calcula como el cociente entre el calor solar y la radiación recibida (4.35) El rendimiento del sistema se calcula como: (4.36) 30 En la Tabla 9 se muestran los flujos mensuales, el rendimiento de los equipos y la fracción solar para el caso de ejemplo en Zaragoza así como la temperatura del acumulador en cada mes. Tabla 9: Balance mensual del sistema, temperatura del acumulador al finalizar el periodo y rendimiento de los equipos (Q MWh/a, MWh/mes, T en ºC, FS y η en tanto por uno) Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Qd1 5350 1010,6 800,1 700,2 417,2 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 268,9 662,2 1013,7 Qr 5458 304,8 358,9 457,9 469,9 536,1 542,8 609,8 604,8 501,0 446,2 337,8 288,4 Qc2 3124 180,6 232,2 304,6 319,7 379,0 359,1 382,1 340,6 229,2 168,2 102,8 126,2 Qb 1911 180,6 232,2 304,6 319,7 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 168,2 102,8 126,2 Qe 1213 0 0 0 0 274,5 263,9 292,6 248,1 133,9 0 0 0 Qx 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Ql 146 5,5 4,9 5,3 5,1 5,2 9,3 13,7 18,3 21,3 23,9 21,2 12,4 Qs 1067 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100,7 559,4 407,1 Qsolar 2979 180,6 232,2 304,6 319,7 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 268,9 662,2 553,3 Qg 2371 830,0 567,9 395,6 97,6 0 0 0 0 0 0 0 480,4 EA -5,5 -10,4 -15,7 -20,8 248,6 503,3 782,2 1012,0 1124,6 1000,0 419,4 0 Tacu 29,8 29,5 29,3 29,1 41,1 52,5 65,0 75,3 80,3 74,7 48,8 30,0 FS 0,557 0,179 0,290 0,435 0,766 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,526 ηcapt 0,572 0,592 0,647 0,665 0,680 0,707 0,662 0,627 0,563 0,458 0,377 0,304 0,438 ηacu 0,953 ηsis 0,546 1: Demanda obtenida en Tabla 7 2: Producción mensual obtenida en Tabla 8 Se muestra en la Figura 15 los aportes de energía mensual necesarios para cubrir la demanda del caso en Zaragoza, calefacción y agua caliente sanitaria para una comunidad de 1000 viviendas de 100 m2. Se muestra también la producción del campo de captadores Figura 15: Aporte mensual solar (naranja) y auxiliar (azul) para cubrir la demanda de calefacción y ACS y producción mensual de los captadores (Zaragoza, 1000 viviendas, RAD=0,6, RVA=6) Análisis de la variación del volumen de acumulación El método simple permite calcular el funcionamiento de un sistema CSHPSS en una ubicación determinada para distintas configuraciones (área de captadores y volumen de acumulación) de manera rápida permitiendo después seleccionar los diseños más adecuados. Un problema típico en el dimensionado de estos sistemas es la selección del volumen de acumulación óptimo. Partiendo del caso de ejemplo mostrado, cálculo para Zaragoza demanda de calefacción y ACS de 1000 viviendas de 100 m2 con ratios de diseño RAD = 0,6 m2/(MWh/a) y RVA = 6 m3/m2 se analiza el efecto de la variación de la ratio de acumulación desde 6 m3/m2 hasta 4 m3/m2 los resultados se muestran en la Tabla 10. 0 200 400 600 800 1000 1200 0 200 400 600 800 1000 1200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Qg Qsolar Qc 31 Tabla 10: Evolución de los resultados del sistema al variar la ratio de acumulación RVA RVA V (m3) Tmax (ºC) Qx (MWh/año) FS ηcapt ηacu ηsis 6,0 19260 80,3 0 0,557 0,572 0,953 0,546 5,9 18939 80,9 0 0,555 0,571 0,954 0,544 5,8 18618 81,5 0 0,554 0,569 0,954 0,543 5,7 18297 82,2 0 0,552 0,568 0,954 0,541 5,6 17976 82,9 0 0,551 0,566 0,954 0,540 5,5 17655 83,5 0 0,549 0,564 0,954 0,538 5,4 17334 84,2 0 0,548 0,563 0,954 0,537 5,3 17013 84,9 0 0,546 0,561 0,954 0,535 5,2 16692 85,7 0 0,544 0,559 0,954 0,534 5,1 16371 86,4 0 0,543 0,557 0,954 0,532 5,0 16050 87,2 0 0,541 0,556 0,954 0,530 4,9 15729 88,0 0 0,539 0,554 0,954 0,528 4,8 15408 88,7 0 0,537 0,552 0,955 0,527 4,7 15087 89,6 0 0,535 0,550 0,955 0,525 4,6 14766 90,0 7 0,533 0,548 0,953 0,522 4,5 14445 90,0 21 0,529 0,547 0,949 0,519 4,4 14124 90,0 35 0,526 0,546 0,944 0,515 4,3 13803 90,0 49 0,522 0,545 0,940 0,512 4,2 13482 90,0 62 0,519 0,544 0,936 0,509 4,1 13161 90,0 77 0,516 0,543 0,931 0,505 4,0 12840 90,0 92 0,512 0,542 0,927 0,502 La evolución de la fracción solar y el calor que se rechaza al modificar la ratio RVA se muestra en la Figura 16. Con una ratio RVA por debajo de 4,7 se produce despilfarro o rechazo de energía durante el verano (Qx > 0). Esto afecta a la fracción solar obtenible que por encima de este valor tiene un efectivo positivo menor. Figura 16: Fracción solar y calor despilfarrado en función del volumen de acumulación. El mínimo valor de RVA tal que no produzca rechazo de calor en verano puede ser un criterio de diseño a utilizar. Utilizando este criterio el acumulador se carga y descarga completamente a lo largo del año obteniendo una máxima eficacia en el acumulador estacional. Análisis de la variación de la fracción solar Se analiza la fracción solar obtenida por el sistema utilizando el criterio descrito anteriormente (máximo uso del captador solar). La RVA necesaria para cumplir este criterio varía con la ratio 4,0 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0 5,2 5,4 5,6 5,8 6,0 0,50 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 -20 0 20 40 60 80 100 RVA FS Qx [MWh/año] 38 5.4 Efecto de la localización sobre el coste del calor solar La localización geográfica afecta al rendimiento y economía de estos sistemas. Para estudiar la viabilidad de estos sistemas se comparan las prestaciones y el coste de un sistema dimensionando con los mismos criterios RAD y RVA en distintas ciudades españolas. La argumentación sobre la selección de ciudades se presenta en el ANEXO D: Demanda, zonas climáticas y selección de ciudades. La Figura 18 muestra como las 11 ciudades seleccionadas cubren el campo de aplicación razonable de los sistemas de calefacción solar. Figura 18: Demanda de calefacción (HDr) y radiación solar (GSr) para capitales españolas La Tabla 16 muestra datos característicos de las ciudades seleccionadas ordenadas según la demanda de calor. En dicha tabla SCI es la clase de severidad climática de invierno (C<D<E), TMA es la temperatura media anual en ºC, RAD la clase de intensidad de radiación solar (I<II< III<IV<V) y GSr la radiación sobre superficie horizontal en kWh/(m2·año). Estas variables definen el clima de la ciudad, pero obsérvese que no existe una correlación elevada entre la radiación solar (GSr ó RAD) y la severidad climática (TMA ó SCI). DDr (ACS) y HDr (calefacción) son los consumos en kWh/(m2·año) del bloque de viviendas utilizado como referencia en la normativa sobre eficiencia. Tabla 16: Datos climáticos y de demanda. Ciudad SCI TMA RAD GSr DDr HDr DDr + HDr Badajoz C 16,6 V 1726 12,6 27,4 40,0 Barcelona C 15,5 II 1524 12,8 28,3 41,1 La Coruña C 14,4 I 1314 13,0 30,0 43,0 Granada C 15,1 IV 1777 12,9 37,4 50,3 Zaragoza D 15,0 IV 1537 12,9 40,6 53,5 Oviedo C 12,9 I 1151 13,3 48,3 61,6 Salamanca D 11,7 III 1623 13,5 62,3 75,8 Vitoria D 11,5 I 1297 13,5 65,4 78,9 Ávila E 10,4 IV 1595 13,7 69,5 83,2 Soria E 10,6 III 1493 13,7 72,1 85,8 Burgos E 10,1 II 1433 13,8 77,1 90,9 010 20 30 40 50 60 70 80 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 HDr [kWh/(m2·año)] GSr [kWh/(m2·año)] Burgos Avila Zaragoza Lugo Vitoria Granada Albacete Oviedo Pamplona La Coruña Gerona Logroño León Madrid Barcelona Valladolid Cuenca Teruel Caceres Badajoz Guadalajara Huesca Pontevedra Orense Soria Salamanca Segovia Palencia Zamora San Sebastian Santander Bilbao Toledo Ciudad Real Lerida Jaén 39 Efecto de la localización para unos determinados ratios de diseño Se calcula el funcionamiento de un sistema que cubre la demanda de calefacción y ACS de una comunidad de 1000 viviendas de 100 m2 para unos parámetros de diseño definidos: RAD = 0,6 y RVA = 6. Esto implica para cada ciudad de estudio un reto distinto puesto que se obtendrán distintas fracciones solares. Además supone un esfuerzo de inversión diferente puesto que el dimensionado de los equipos depende de la demanda que difiere entre las ciudades del norte y el sur. La Tabla 17 muestra los resultados obtenidos con el método simple. Lo más significativo es que mientras la eficiencia del sistema ηsis se mantiene aproximadamente constante en las distintas ciudades (58%-54%), la fracción solar obtenida FS varia significativamente; entre el 45% en Oviedo y el 65% de Badajoz y Granada. Esto es consecuencia directa del nivel de radiación solar. En cuanto al coste unitario del calor solar producido también se observa una variación significativa; entre 64 y 92 €/ MWh. Las ciudades del interior con clima frío pero con radiación solar elevada (Salamanca, Ávila, Soria, Burgos) presentan costes reducidos. Las ciudades de la cornisa cantábrica (Oviedo y La Coruña) presentan el coste unitario más elevado. Tabla 17: Resultados económicos en función de la localización Ciudad Qd (MWh/año) A (m2) V (m3) Qsolar (MWh/año) FS ηsis Inv (103 €) Z (103 €/año) csolar (€/MWh) Badajoz 4000 2400 14400 2601 0,650 0,562 31901 187 72 Barcelona 4110 2466 14796 2367 0,576 0,562 3250 191 81 La Coruña 4300 2580 15480 2136 0,497 0,573 3352 197 92 Granada 5030 3018 18108 3249 0,646 0,563 3729 220 68 Zaragoza 5350 3210 19260 2985 0,558 0,546 3890 229 77 Oviedo 6160 3696 22176 2754 0,447 0,578 4283 253 92 Salamanca 7580 4548 27288 4400 0,580 0,545 4938 293 67 Vitoria 7890 4734 28404 3718 0,471 0,557 5075 301 81 Ávila 8320 4992 29952 4893 0,588 0,559 5264 313 64 Soria 8580 5148 30888 4618 0,538 0,552 5377 320 69 Burgos 9090 5454 32724 4622 0,508 0,550 5595 333 72 *: Ciudades españolas, 1000 viviendas demanda de referencia de calefacción y agua caliente (RAD= 0,6, RVA =6) Efecto de la localización para una fracción solar fija Diseñando sistemas que obtengan fracciones solares similares para distintas ciudades con unos criterios de diseño predefinidos se puede evaluar el potencial de estos sistemas para unas condiciones semejantes. Para distintas ciudades en España se ha dimensionado y calculado con el modelo TRNSYS (ver capítulo 2) un sistema tal que produce aproximadamente un 50 % de fracción solar de forma que el acumulador quede completamente cargado al finalizar el periodo de carga. En la Figura 19 se muestran la ubicación de cada ciudad y los parámetros de diseño necesarios para obtener una fracción solar del 50%, según cálculos realizados con el modelo TRNSYS considerando solo la demanda de calefacción. En las ciudades del norte de España se puede apreciar que es necesaria una mayor ratio área de captadores por unidad de demanda (RAD) dado que la radiación recibida a lo largo del año es menor en el norte que en el sur y por tanto la producción de los captadores también. Las ciudades del sur y aquellas con climas más extremos, como las del interior de la península, clima continental, tienen una distribución de la demanda de calefacción más concentrada temporalmente y por tanto 40 mayores necesidades de acumulación. Las necesidades de acumulación del sistema se pueden ver en la ratio RVA que relaciona los m3 de agua que son necesarios para acumular el calor producido por cada m2 de captador. Por el contrario las ciudades del norte y especialmente Oviedo con un clima atlántico tienen una demanda más distribuida a lo largo del año y menores necesidades de acumulación. El coste final del calor solar (Figura 19) depende del coste de producción de la energía y del coste de acumulación. Las ciudades del norte tienen una menor producción por unidad de superficie pero por el contrario los costes de acumulación son menores al tener una demanda más distribuida. Además el aumento de la demanda reduce los costes unitarios del sistema. El coste final de la energía solar depende de la capacidad de producción, de las necesidades de acumulación y de la demanda por vivienda. Figura 19: Coste unitario del calor solar (€/MWh), RAD y RVA para fracción solar del 50%. 41 6. Conclusiones Se ha realizado un estudio de sistemas CSHPSS existentes en el norte y centro de Europa donde estos sistemas se han probado de forma experimental y comercial generando calor para grandes redes de distrito a un precio competitivo. Las experiencias en estos países indican que es necesaria la centralización de demandas (más de 500 MWh/a) para que las economías de escala y la reducción de pérdidas de calor en el acumulador hagan viable técnica y económicamente estos sistemas. Se ha calculado un sistema CSHPSS en España demostrando que es posible el funcionamiento de estos sistemas para cubrir una parte importante de las necesidades de calefacción de una comunidad de viviendas. Estos cálculos se han realizado primeramente con el software de simulación TRNSYS. Los cálculos realizados en TRNSYS han utilizado un modelo que incluye los siguientes componentes: captador solar, tuberías del campo de captadores, bombas de impulsión, intercambiador de calor con el acumulador estacional, acumulador estacional con estratificación, intercambiador de calor con la red de distribución, bomba de caudal variable para distribuir el calor, caldera auxiliar para servir el calor de distrito a la temperatura de suministro y otros componentes para controlar y definir variables de contorno del sistema (datos climáticos, temperatura del terreno, demanda instantánea). Este trabajo ha utilizado demandas de calefacción generadas mediante la simulación de un edificio de viviendas para aportar al sistema una distribución de la demanda realista. Simulando el sistema en distintas ciudades de España con demandas equivalentes (1000 viviendas) obtenidas a partir de la simulación del edificio tipo se ha estudiado en qué zonas de España este tipo de sistemas puede funcionar mejor. La simulación del edificio en las distintas ubicaciones ha requerido de la modificación de sus características según la zona climática en la que se ubique para atender a los requerimientos técnicos del código técnico de la edificación. Se ha observado que las diferentes localidades requieren de distintos ratios de diseño para obtener resultados similares de fracción solar. Las ciudades con mayor radiación anual requieren de un menor dimensionado del campo de captadores para cubrir una misma demanda. Por otro lado las ciudades con inviernos más largos han mostrado tener menores necesidades de acumulación. Por tanto el dimensionado de estos sistemas depende tanto de la radiación recibida como de la distribución de la demanda y no parece que pueda realizarse mediante correlaciones experimentales que dimensionen los captadores y acumuladores solamente en función de la fracción solar objetivo y demanda anual; como sugieren algunas agencias. Al no ser adecuada la utilización de correlaciones para el prediseño y la evaluación de estos sistemas se ha propuesto un método de cálculo para el prediseño de estos sistemas con información climática sencilla y pública. Este método de cálculo, denominado método simple, se ha validado con TRNSYS obteniendo resultados muy similares tanto en rendimiento de los equipos como en fracción solar obtenida. Se ha mostrado que el método simple implantado en el software de cálculo EES puede servir para dimensionar sistemas en base a criterios de diseño complejos e indirectos puesto que se pueden realizar estudios paramétricos de variables de diseño y seleccionarlas en función de resultados deseados. Esto ha servido para calcular con el método simple sistemas con una fracción solar entre el 45 % y el 95 % siguiendo el criterio de diseño de acumular todo el calor posible en verano. 42 Utilizando este criterio la fracción solar obtenida por el sistema varía linealmente con la ratio área de captadores entre demanda anual al mantenerse la eficiencia del campo de captadores. Por contra las necesidades de acumulación han mostrado no ser proporcionales a la fracción solar elegida y estas aumentan al aumentar la fracción solar. Finalmente se ha realizado una evaluación económica de estos sistemas. La inversión inicial de este sistema es muy alta y mayor cuanto mayor sea la fracción solar. Los costes anuales del calor solar casi derivan únicamente de la amortización anual de la instalación y el coste del calor auxiliar depende de la demanda no cubierta con energía solar. Aumentar la fracción solar o el número de viviendas abastecidas disminuye el coste del calor solar. Este cálculo se ha realizado para la ciudad de Zaragoza pero se han realizado análisis económicos en otras ciudades mostrando que para cubrir una demanda equivalente (similar fracción solar) se obtienen costes más reducidos en zonas con alta demanda y bajas necesidades de acumulación. Se espera que este método simple de cálculo puede servir al desarrollo de estos sistemas del mismo modo que el método F-Chart sirvió para el desarrollo de sistemas solares para agua caliente sanitaria. 43 7 Nomenclatura ρ Densidad del agua, kg/m3 ρcs Densidad del fluido del campo solar, kg/m3 capt Rendimiento del captador solar, % cs Rendimiento del campo solar desde la salida del captador hasta el acumulador, % acu Rendimiento del acumulador, % sis Rendimiento del sistema, % cald Rendimiento de la caldera, % ∆T Diferencia de temperatura media entre el captador solar y el ambiente, K A Área total útil del campo de captadores, m2 Balanceanual Balance anual del sistema, MWh/a Cp Capacidad calor fica del agua, J/(kg∙K) Cpcs Capacidad calor fica del fluido calor portante en el campo solar, J/(kg∙K) CQsolar Coste unitario del calor solar, €/MWh d Diámetro del acumulador estacional, m EA[m] Carga del acumulador estacional, MWh EAx[m] Carga teórica del acumulador al finalizar el mes, MWh Eff Eficacia del intercambiador de calor EP1[m] Energía eléctrica aportada a la bomba del acumulador, MWh EP2[m] Energía eléctrica aportada a la bomba de caudal variables, MWh EPcs[m] Energía eléctrica aportada a la bomba del campo solar, MWh FS Fracción solar, % faux Factor de costes de equipos auxiliares del sistema find Factor de costes indirectos e imprevistos, fmant Fracción de costes de mantenimiento respecto de la inversión inicial fope Fracción de costes de operación respecto de la inversión inicial Gcald[m] Energía aportada a la caldera, MWh GD15 Grados día promedio en base 15, ºC/día GDcal Grados día utilizados para distribuir la calefacción, ºC/día GDACS Grados día mensuales utilizados para el ACS, diferencia de temperatura entre la red de distribución de agua y la temperatura de servicio h Altura del acumulador estacional, m i Interés anual, % Inv Inversión inicial del sistema, € Inv Acumulador Inversión inicial del acumulador estacional, € Inv campo solar Inversión inicial del campo sol ar, € k0 Rendimiento óptico del captador solar, adimensional k1 Primer coeficiente de pérdidas de calor del captador solar, W/(m2∙K) k2 Segundo coeficiente de pérdidas de calor del captador solar, W/(m2∙K2) ms Caudal en el campo solar por unidad de superficie de captadores, kg/(h∙m2) NumDias[m] Número de d as del mes “i” na Número de años de vida útil de los captadores, años nv Número de años de vida útil del acumulador, años qACS Demanda de agua caliente sanitaria por superficie de vivienda, kWh/m2 qcal Demanda de calefacción por superficie de vivienda, kWh/m2 QACS[m] Demanda mensual de agua caliente sanitaria, MWh Qacu,l[m] Pérdidas de calor del acumulador, MWh Qacu,o[m] Energía descargada del acumulador estacional, MWh Qb[m] Calor base solar aportado a la demanda, MWh 44 Qc[m,h] Producción horaria en una unidad de captador solar, W/m2 Qc[m] Producción de energía térmica de los captadores solares, MWh Qc,l[m] Pérdida de calor de los captadores solares, MWh Qcal [m] Demanda mensual de calefacción, MWh Qcald,l[m] Pérdida de calor de la caldera, MWh Qd[m] Demanda mensual de energía térmica, MWh Qe[m] Calor de entrada al acumulador estacional, MWh Qex1[m] Energía transferida a través del intercambiador de calor, MWh Qg[m] Calor aportado por la caldera de gas sistema auxiliar, MWh Ql[m] Calor transferido del acumulador estacional al ambiente, MWh QP1,l[m] Pérdida de calor de la bomba del acumulador, MWh QP2,l[m] Pérdida de calor de la bomba de caudal variable, MWh QPcs,l[m] Pérdida de calor de la bomba del campo solar, MWh Qr[m,h] Radiación recibida en una unidad de superficie inclinada, W/m2 Qr[m] Radiación mensual total recibida sobre el campo de captadores, MWh Qs[m] Calor descargado por el acumulador, MWh Qsolar[m] Calor solar aportado por el sistema a la demanda, MWh Qsx[m] Máxima cantidad de calor descargable del acumulador, MWh Qtube[m] Transferencia de calor al ambiente de las tuberías, MWh Qx[m] Calor rechazado por el sistema en meses de sobreproducción, MWh RAD Ratio área de campo de captadores entre demanda anual, m2/(MWh/a) RVA Ratio volumen del acumulador entre área de captadores, m3/m2 Sviv Superficie de viviendas, m2 Tacu Temperatura media del acumulador al finalizar el periodo, ºC Tcap Temperatura media del captador solar, ºC Tent Temperatura de entrada en el captador solar, ºC Tmax Temperatura máxima del acumulador estacional, ºC Tmin Temperatura mínima del acumulador estacional, ºC Tred Temperatura mensual de red, ºC Tretorno Temperatura de retorno de la red de distrito, ºC Tsal Temperatura de salida del captador solar, ºC TACS Temperatura de servicio del ACS, ºC UAacu Coeficiente de pérdidas del acumulador estacional al ambiente, W/K V Volumen del acumulador estacional, m3 Z Coste anual del sistema, € Zacumulador Coste anual del acumulador, € Zcampo solar Coste anual del campo solar, € 45 8 Bibliografía [1] IDAE. 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Sistemas solares de calefacción de distrito en Europa En Europa el interés que despierta la posibilidad de cubrir una parte importante de las necesidades de calefacción y otras necesidades energéticas de baja temperatura con energía renovable ha llevado a la creación de plataformas de trabajo en las que se alinean consultores, investigadores, proveedores de equipos y constructores de grandes sistemas solares térmicos. La plataforma Solar District Heating (SDH) [4] recoge a un gran número de empresas, profesionales y expertos del sector de la energía solar térmica de distrito para impulsar el desarrollo de estos sistemas. En la Tabla 5 puede verse una lista de participantes. Tabla A.5: Empresas e instituciones dedicadas a sistemas solares térmicos de gran tamaño [4] Logo: Empresa: Contacto: Categoria: Actividad geográfica: Ambiente Italia srl. Riccardo Battisti Tel: +39 0644340129 riccardo.battisti @ambienteitalia.it www.ambienteitalia.it  Consultoría  Educación  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad  Investigación  Italia ARCON Solar A/S Søren Elisiussen Tel: +45 9839 1477 [email protected] www.arcon.dk  Proveedor captadores  Proveedor de componentes y sistemas  Consultoría  Diseño  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad  Planeamiento  Desarrollo de proyectos  Constructor  Dinamarca  Francia  Alemania  Reino Unido  Groenlandia  Italia  España  Suecia  Tailandia ea energy Eg Andersen Tel: +45 40 90 11 33 [email protected] www.eaenergy.net  Proveedor de componentes y sistemas Educación  Proveedor de tuberías  Austria  Canada  Dinamarca  Alemania  Italia  Kenya  Ruanda  Sudáfrica  España  Sudán  Suecia  Estados Unidos  Zimbabue Energianalys AB Gunnar Lennermo Tel: +46 322 611754 [email protected] www.energianalys.net  Consultoría  Diseño  Suecia PlanEnergi Main office: [email protected] Tel: +45 9682 0400 Per Alex Sørensen: [email protected] Tel: +45 9682 0402 www.planenergi.dk  Consultoría Diseño Educación  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad Planificación Desarrollo de proyectos Asia Europa China Dinamarca Politecnico di Milano Marco Calderoni Tel: +390223993931 [email protected] www.polimi.it Investigación África Europa 55 Logo: Empresa: Contacto: Categoria: Actividad geográfica: Ramboll Denmark, Energy Flemming Ulbjerg, Solar heating expert Tel: +45 5161 5887 [email protected] Søren Skov-Thoader, Photovoltaic expert Tel: +45 5161 6337 [email protected] www.ramboll.com  Consultoría Diseño Educación  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad Planificación Chile Dinamarca Finlandia Groenlandia Dinamarca Noruega Rumania Rusia Corea del Sur Suecia Reino Unido Estados Unidos Uzbekistan Ritter XL Solar GmbH Detlev Seidler CEO Tel: +49 7202 922-254 Fax: +49 7202 922-125 [email protected] www.ritter-xl-solar.com www.ritter-gruppe.com  Proveedor captadores  Proveedor de componentes y sistemas  Consultoría  Proveedor de controladores de sistemas  Diseño  Planeamiento  Investigación en desarrollo de proyectos  Desarrollo de proyectos Constructor Africa Asia Europa Norte América Sur América Australia Austria Dinamarca Alemania Nueva Zelanda Suecia Suiza S.O.L.I.D. Gesellschaft für Solarinstallation und Design mbH Moritz Schubert R & D / project development Tel: +43 316 292840-81 Fax: +43 316 292840-28 m.schuber[email protected] www.solid.at  Proveedor captadores  Proveedor de componentes y sistemas  Consultoría  Proveedor de controladores de sistemas  Diseño y planeamiento  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad  Investigación en desarrollo de proyectos  Desarrollo de proyectos Investigación Constructor África Asia Europa Norte América Sur América Solites - Steinbeis Research Institute for Solar and Sustainable Thermal Energy Systems Thomas Pauschinger Tel: +49-711-6732000-40 pauschinge[email protected] www.solites.de  Consultor  Educación  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad  Desarrollo de proyectos Investigación Europa Dinamarca Alemania Italia Noruega España S-Solar (Sunstrip) Klas Ståhl Tel: +46 122 866 60 Fax: +46 122 866 69 [email protected] en.ssolar.com  Proveedor captadores  Proveedor de componentes y sistemas  Consultoría  Proveedor de controladores de sistemas  Diseño  Conceptos energéticos Estudios de viabilidad  Proveedor de intercambiadores de calor  Proveedor de acumuladores  Desarrollo de proyectos Investigación Asia Europa Norteamérica Sur América Tjæreborg Industri A/S Leif Hornbak Tel: +45245287887 [email protected] www.tji.dk Proveedor de components y sistemas Proveedor de controladores de sistemas Dinamarca 56 Desde la plataforma SDH se difunde material formativo y divulgativo preparado por los integrantes de la asociación para facilitar el conocimiento de estos sistemas e instalaciones. Se ha desarrollado un manual para el diseño de estas instalaciones en el cual se proponen distintas configuraciones y métodos para dimensionar instalaciones solares térmicas de gran tamaño así como sistemas de seguridad y control adecuados [5]. La plataforma SDH también dispone de una base de datos online con sistemas solares térmicos para calefacción de distrito con superficie de campo de captadores superior a 1000 m2 ubicados en Europa [6]. Del total de 86 sistemas en esta base de datos 21 de ellos cuentan con acumulador estacional. Los países con más instalaciones son Suecia, Dinamarca, Alemania y Austria (Ver Tabla 6). Tabla A.6: Descripción de las grandes instalaciones solares de distrito en Europa [6]. Ciudad País Área de captadores (m2) Tipo de captadores Tipo de acumulación Volumen de acumulación (m3) Marstal Dinamarca 18.300 FPC WTES 10.000 Ringkøbing Dinamarca 15.000 FPC Gram Dinamarca 10.073 FPC Jægerspris Dinamarca 10.000 FPC Oksbøl Dinamarca 10.000 FPC Kungälv Suecia 10.000 FPC Broager Dinamarca 9988 FPC Braedstrup Dinamarca 8012 FPC Strandby Dinamarca 8012 FPC Nykvrn Suecia 7500 FPC Crailsheim Alemania 7300 FPC BTES 37.500 Tørring Dinamarca 7284 FPC Almere Paises Bajos 7000 FPC Soenderborg/Vollerup Dinamarca 5866 FPC Neckarsulm Alemania 5670 FPC BTES 60.000 Falkenberg Suecia 5500 FPC Tistrup Dinamarca 5400 FPC Ulsted Dinamarca 5000 FPC Graz Austria 4960 FPC Ærøskøping Dinamarca 4900 FPC Lyckebo Suecia 4320 FPC WTES 10.000 Friedrichshafen Alemania 4050 FPC WTES 12.000 Graz Austria 3860 FPC Hejnsvig Dinamarca 3700 FPC Rise Dinamarca 3575 FPC WTES 5000 Ry Dinamarca 3040 FPC Hilleroed/Ulleroed Dinamarca 3007 FPC Hamburg Alemania 3000 FPC WTES 4500 Rome Italia 3000 FPC München Alemania 2900 FPC WTES 5700 2MW Paises Bajos 2900 FPC ATES Aldemar Grecia 2785 FPC Sarantis Grecia 2700 FPC Lambohov Suecia 2700 FPC WTES 10.000 Greta Candia Maris Grecia 2538 FPC Nordby Dinamarca 2500 FPC Graz Austria 2480 FPC Ingelstad Suecia 2460 FPC WTES 5000 57 Ciudad País Área de captadores (m2) Tipo de captadores Tipo de acumulación Volumen de acumulación (m3) Breda Paises Bajos 2400 FPC+DB Groningen Paises Bajos 2400 ETC BTES Anneberg Suecia 2400 FPC BTES 60.000 Augsburg Alemania 2000 FPC ATES Torvalla Suecia 2000 FPC Fränsta Suecia 1650 FPC Stuttg.Burgholzhof Alemania 1635 FPC Lisbon Portugal 1620 FPC Eggenstein Alemania 1600 FPC WGTES 4500 Polideportivo Haro España 1500 UG Arteixo (A Coruña) España 1500 FPC Czestochowa Polonia 1500 FPC Ekoviikki Finlandia 1430 FPC Gårdsten Suecia 1410 FPC Graz Austria 1407 FPC Planes-Les-Ouates Suiza 1400 UG Bo01 Suecia 1400 FPC Hannover-Kronsberg Alemania 1350 FPC WGTES 2750 Esslingen Alemania 1330 ETC Ingelstad Suecia 1320 FPC WTES 5000 Gleinstätten Austria 1315 FPC Podd_bice Polonia 1287 FPC Bilderland Austria 1284 FPC Eibiswald Austria 1250 FPC Säter Suecia 1250 FPC Lisse Paises Bajos 1200 FPC Älta Suecia 1200 FPC+R Kullavik Suecia 1185 FPC Les Salines Francia 1164 FPC Bad Mitterndorf Austria 1120 FPC Neuchatel Suiza 1120 UG WTES 1000 Rodos Place Grecia 1115 FPC Kerava Finlandia 1100 FPC BTES Kockum Fritid Suecia 1100 FPC Heleneholm Suecia 1100 FPC Fjärås Vetevägen Suecia 1095 FPC Innsbruck Austria 1080 FPC Salzburg Austria 1056 FPC Innsbruck Austria 1050 FPC Tyras Grecia 1040 FPC Tubberupvænge Dinamarca 1030 FPC WTES 1000 Åsa Suecia 1030 FPC Saltum Dinamarca 1005 FPC Le Pont du Traux Suiza 1000 UG Stuttgart Brenzstr. Alemania 1000 FPC Rostock Alemania 1000 FPC ATES 2000 Odensbacken Suecia 1000 FPC Ellös Suecia 1000 FPC * El significado de las siglas utilizadas en la tabla puede encontrarse en el Anexo F: Glosario. 58 Figura A.23: Número de instalaciones por tipo de componentes en Europa (izquierda captadores solares, derecha acumuladores estacionales) [6]. La configuración más común en estos sistemas según los datos de la plataforma SDH son los sistemas con captador solar plano y sin acumulador estacional. Dentro de los sistemas con acumulación estacional los más comunes son los tanques de agua caliente (WTES) y los de calentamiento de terreno mediante pozos (BTES). Figura A.24: Distribución en Europa de grandes instalaciones solares térmicas y de instalaciones con acumulación estacional [6]. FPC; 78 UG; 4 ETC; 2 FPC+DB; 1 FPC+R; 1 ATES; 3 BTES; 5 WTES; 11 WGTES; 2 0 5 10 15 20 25 Nº grandes instalaciones solares térmicas Nº instalaciones con acumulador estacional 59 A.3. Plantas solares para calefacción de distrito en Dinamarca Dinamarca es el país con un mayor crecimiento en este tipo de instalaciones. La asociación danesa para calefacción de distrito solar, Solvarmedata [7], ofrece datos sobre instalaciones solares que aportan calor a redes de distrito. Esta asociación muestra datos instantáneos e históricos de producción solar y radiación recibida de 25 plantas solares. También están recogidos los datos de diseño, construcción e inversión inicial de las plantas así como la producción anual estimada o el combustible auxiliar utilizado (ver Tabla 7). De las 25 plantas asociadas 23 fueron construidas en el último cuatrienio (8 en 2012, 5 en 2011, 5 en 2010 y 4 en 2009). El rápido crecimiento en instalaciones solares de calefacción de distrito muestran la viabilidad económica de este tipo de proyectos. La viabilidad comercial de estos proyectos se debe, en parte, a la posibilidad de verter calor solar a grandes redes de distrito con una fracción solar baja, inferior al 30% en todos los casos. La realización de estos proyectos requiere de una fuerte inversión inicial. Parte de la viabilidad económica se fundamenta en la facilidad que ofrecen los bancos daneses para su financiación con un bajo interés anual, 3%. De la experiencia danesa podemos inferir que para que en España se desarrolle esta tecnología resulta necesario el planeamiento previo de redes de calefacción de distrito. Con ellas se podrían atender a bajo coste las necesidades térmicas de grandes comunidades de usuarios con fuentes alternativas de calor: plantas solares, plantas de cogeneración, calderas de biomasa, centrales termoeléctricas, calor residual industrial, etc. Tabla A.7 : Descripción de plantas solares de distrito en Dinamarca [7]. Año de construcción Sistema solar utilizado Superficie útil de captadores solares m2 Superficie construida m2 Número de módulos Inclinación de los paneles solares Producción anual estimada (MWh/a) Fracción de calor solar producido en la planta (%) Combustible alternative en la planta Inversión inicial (106 DKK) Subvención (106 DKK) Marstal 2001 Sunmark Arcon 17.943 43.500 1418 40 8500 30 Biofuel 51 19 Ulsted 2006 ArconSolvarme 5012 18.100 400 33 2202 23 Pellets 8,6 1.5 Strandby 2008 Arcon Solvarme 8019 25.000 641 35 3759 18 Gas natural 14,5 3,4 Torring 2009 Sunmark 7284 21.300 525 45 3431 12 Gas natural 12 0 Gram 2009 Arcon 10.073 35.000 802 38 4857 17 Gas natural 18 Sonderborg 2009 Sunmark 7576 25.000 551 45 3400 20 Biofuel Broager 2009 Arcon 9988 39.931 794 40 5100 21,1 Gas natural 17,8 0 Ringkjobing 2010 Arcon 15.000 40.000 1200 35 7125 6.5 Gas natural 32 Tistrup 2010 Arcon 5409 20.000 432 40 2141 18 Gas natural 11,3 0 Oksbol 2010 Sunmark 10.043 30.000 732 40 5195 18 Gas natural 16 0 Jaegerspris 2010 Sunmark 10.044 31.000 730 40 5200 16 18,3 0 Aeroskobing 2010 Sunmark Arcon 7050 552 38 3000 22 Paja 11 3 Saeby 2011 Sunmark 11.866 24.000 863 30 6300 7 Gas natural 16,5 0 Ejstrupholm 2011 Sunmark 6243 7000 454 45 3000 18 Gas natural 16 0 Skovlund 2011 Sunmark 2970 216 40 1380 18,7 Gas natural 0 Hejnsvig 2011 Sunmark 3704 22.400 270 40 1770 20 Gas natural 8,7 0 Sydfalster 2011 Arcon 12.094 12.094 966 38 6050 19 Paja 19 0 Feldborg 2012 OrnhojGronbjerg 2012 ArconSolvarme 5083 30.000 406 40 2390 Braedstrup 2012 Arcon Solar 18.612 70.000 1487 33 8900 20 Gas natural 52,3 8,9 Gording 2012 Arcon 7424 10.000 593 38 3400 17 Astillas 0 Vojens 2012 Sunmark 17.500 52.500 38 10.000 Vejby 2012 8000 Helsinge 2012 ArconSolar 4733 12.000 378 25 2200 5 Gas natural 8,7 0 Grasten 2012 ArconSolar 19.024 50.000 1519 38 9700 28 Gas natural 41 0 * 1 DKK = 0,1 40 € (Febrero 201 , conversión de divisa orientativo) 60 Figura A.25: Pantalla de solvarmedata con datos y producción instantánea de plantas solares en Dinamarca [7]. Figura A.7: Datos de diseño e históricos de la planta de Ulsted [7]. 61 Marstal Una de las plantas más grandes del mundo de calefacción de distrito está ubicada en Marstal Dinamarca (Figura 8). La planta ha sufrido varias remodelaciones desde la primera instalación en 1996. Esta primera instalación contenía un campo de captadores de 8000 m2 y un tanque de acero de 2100 m3 como acumulador de energía térmica. En 1999 se amplió el tamaño de la instalación con 1000 m2 de captadores solares planos y un acumulador de 3500 m3 de agua y arena. En 2003 se añadieron 8000 m2 de captadores solares planos además de un acumulador construido como una piscina cubierta de 10.000 m3. El coste de la instalación total fue de 7,3 millones de euros. La producción real de energía solar desde Octubre de 2011 hasta Octubre de 2012 fue de 7000 MWh. Este sistema provee parte de las necesidades de calefacción de distrito de un total de 1420 usuarios con una superficie de viviendas de 209.769 m2 y cuya demanda anual es de 19.039 MWh. Figura A.8: Planta solar térmica de Marstal [8]. Figura A.9: Radiación (amarillo), producción (rojo) y eficiencia (azul) mensual de los captadores en Marstal [7]. 62 Braedstrup La red de distrito de Braedstrup atiende a 1400 edificios con una demanda anual de 40.000 MWh. La planta solar se instaló en 2007 con un campo de captadores planos de 8000 m2 y un tanque de agua de 2000 m3. Su inversión inicial fue de 1,57 millones de euros y tiene una producción anual de 4000 MWh (fracción solar del 10%). La red de suministro cuenta también con una planta de cogeneración de 7,8 MW y un conjunto de calderas de 22 MW. Figura A.10: Planta solar de Braedstrup [8]. Las ampliaciones, concluidas en 2012, han supuesto un aumento en el campo de captadores de 8600 m2 y un incremento de la producción solar hasta 8900 MWh/a. Se ha construido un tanque de agua caliente de 5500 m3 y un acumulador en terreno tipo “Borehole Thermal Energy Storage” (BTES). Este consiste en un conjunto de 48 pozos dispuestos en simetría hexagonal con un diámetro del conjunto de 24 m y una profundidad de 45 m. El volumen de terreno afectado por los boreholes es de 19.000 m3. El BTES presenta costes de inversión menores que los tanques de agua caliente, para una misma capacidad. Figura A.26: Configuración pozos de acumulación en Braedstrup [8]. 63 El sistema dispone de una bomba de calor de 1 MW que funciona produciendo calor a 85ºC. Tanto la planta de cogeneración como la bomba de calor pueden producir calor en cualquier momento del día y acumularlo en los tanques de agua caliente. Esta planta es un ejemplo interesante de integración energética utilizando varias fuentes de energía y acumulación estacional. Figura A.272: Radiación (amarillo), producción (rojo) y eficiencia (azul) mensual de los captadores en Braedstrup [7]. 70 B.2. Sistema CSHPSS Se ha desarrollado un modelo en TRNSYS (Figura 1) para simular el funcionamiento de un sistema que cubre con alta fracción solar la demanda de calefacción de un conjunto de viviendas. Este sistema está centralizado en su producción y cuenta con un acumulador de gran tamaño, capaz de almacenar la sobreproducción de calor en verano para atender parte de la demanda del invierno. En la literatura científico-técnica internacional a este tipo de sistemas se les denomina CSHPSS (Central Solar Heating Plant with Seasonal Storage). El modelo TRNSYS está compuesto por módulos ó TYPES que simulan el funcionamiento de los equipos y controladores individuales. En el modelo también hay que incluir y definir las conexiones que relacionan las salidas de unos equipos con las entradas de otros (temperatura de un fluido, caudal…) e incorporar ficheros de datos ue aporten información climática y de demanda (temperatura ambiente, radiación sobre superficie horizontal, demanda instantánea…). El modelo realizado dispone de calculadoras que dimensionan los equipos con reglas de proporcionalidad, determinan el modo de operación de los componentes, calculan la demanda horaria y realizan otras operaciones de interés. Para poder visualizar los resultados el modelo genera gráficas mostrando la respuesta del sistema a lo largo del periodo de cálculo y produce ficheros de datos con los resultados deseados (balances mensuales, horarios, anuales, etc.). Para calcular la demanda de energía térmica de estos sistemas en distintas ciudades de España, que es variable a lo largo del tiempo y con la localización geográfica, se ha generado un edificio tipo de viviendas con la herramienta TRNBuild de TRNSYS. Esta herramienta permite definir con gran detalle edificios con múltiples zonas para después poder calcular su comportamiento térmico dinámico en TRNSYS. El edificio tipo simulado cumple la normativa española para edificios de nueva construcción: Código Técnico de la Edificación (CTE) [9]. El resultado de esta simulación térmica del edificio es su demanda hora a hora en función de los datos climáticos correspondientes a su ubicación geográfica, su descripción geométrica, las características de sus cerramientos, sus cargas internas, los tipos de sistemas de ventilación, calefacción y refrigeración que incorpora, etc. Los datos climáticos utilizados en el modelo desarrollado proceden de la base de datos del programa Energy Plus [10]. En el sistema de estudio representado en la Figura 1 varios circuitos de agua caliente transportan la energía térmica procedente de los captadores solares hasta el acumulador y desde este con el apoyo de un calentador auxiliar hasta la red de distribución para satisfacer la demanda. Estos circuitos están representados mediante líneas gruesas en rojo y en azul en la Figura 1. Las líneas en rojo representan los flujos de alta temperatura y las líneas en azul los de baja temperatura. Figura B.32: Representación gráfica en TRNSYS del sistema CSHPSS 71 El circuito del campo solar transporta la mezcla agua-glicol caliente desde el campo de captadores al intercambiador de calor a través de un conducto. Tras ser enfriada en el intercambiador, la mezcla se envía de vuelta a los captadores a través de otro conducto. Una bomba de impulsión mantiene un caudal constante cuando la radiación solar es suficientemente alta para mantener el circuito activo. Los captadores utilizados en el sistema son del tipo ARCON HT-SA 28/10 [11] con rendimiento óptico 0 = 0,816 y coeficientes de pérdidas a1 = 2,235 W/(m2∙K) y a2 = 0,0135 W/(m2∙K2), calculados según norma UNE 12975-2 [12]. Las tuberías por las que pasa el fluido tienen una longitud de 500 m y están recubiertas por 60 mm de aislante de conductividad térmica  = 0,04 W/(m∙K) y transfieren calor a la temperatura de aire del ambiente. Los captadores solares están inclinados 45º y orientados al Sur. El flujo másico específico del campo de captadores por área útil del campo de captadores es 20 (kg/h)/m2. El caudal afecta tanto a la eficiencia final del campo de captadores como a la estratificación del tanque. El intercambiador de calor utilizado tiene un área de intercambio suficiente para obtener una eficacia del 95% trabajando a plena carga. La bomba de impulsión del campo de captadores envía un caudal constante a los captadores cubriendo todas las pérdidas de carga del circuito del campo solar (rendimiento del motor eléctrico 90%, rendimiento térmico de la bomba 60% y rendimiento global 54%). El dimensionado del intercambiador y la elección de la bomba para un sistema de referencia se realizó con programas de cálculo de SEDICAL [13]. El controlador del campo de captadores acciona la bomba de impulsión cuando la temperatura a la salida de los captadores alcanza el valor de la temperatura del agua en la zona inferior del tanque más un valor o filtro. La bomba se para cuando la temperatura a la salida de los captadores no alcanza la temperatura de la parte inferior del tanque más un filtro de control. El controlador se ha programado con un filtro de accionamiento de 3 K y un filtro de parada de 0 K. En cualquier caso, si el controlador detecta una temperatura superior a 99,9 ºC se desconecta la bomba para prevenir la ebullición del agua y daños en los equipos. El circuito primario del acumulador estacional conecta térmicamente el campo de captadores con el acumulador estacional. La bomba (rendimiento del motor eléctrico 83%, rendimiento térmico de la bomba 71% y rendimiento global 59%) impulsa el agua fría proveniente de la parte inferior del acumulador estacional hacia el intercambiador del campo solar donde se calienta, tras lo cual es conducida a la parte superior del acumulador. La bomba funciona sincrónicamente con la bomba del campo de captadores y la capacidad calorífica del caudal de este circuito es igual que la del caudal del campo de captadores. El acumulador estacional es un tanque de agua caliente de gran tamaño ubicado bajo tierra. El tanque se supone dividido en diez nodos con distintas temperaturas para modelar la estratificación térmica del agua. El tanque está calorifugado con 50 cm de poliestireno extruido (XPS) cuya conductividad térmica es 0,03 W/(m·K) y transfiere calor al terreno, cuya temperatura se calcula utilizando un modelo de temperaturas distribuido a lo largo del año con datos climáticos de Energy Plus [10]. El tanque comienza a funcionar el primer día del primer año con temperatura en todos sus nodos de 30ºC. La simulación se realiza durante dos años consecutivos y se utiliza el segundo año como resultado (se ha comprobado que la operación anual del sistema, supuestos iguales el clima y la demanda, se mantiene aproximadamente constante a partir del segundo año). El calor se extrae del acumulador transportando agua caliente desde la parte superior del tanque al intercambiador de calor de la red de distribución e introduciendo el agua fría de salida de este intercambiador por la parte inferior del acumulador. Este intercambiador de calor con una eficacia del 95% transfiere el calor al flujo de la red de distribución. El caudal que circula por el secundario 72 se ajusta con una bomba de velocidad variable de modo que tenga la misma capacidad calorífica que el proveniente del circuito de distribución. La potencia normalizada consumida por la bomba del secundario depende del caudal normalizado a través de un polinomio de segundo orden cuyos coeficientes son 0,3436; 0,9717 y -0,314 (rendimiento del motor eléctrico 90%, rendimiento térmico de la bomba 60% y rendimiento global 54%). El dimensionado del intercambiador y la elección de la bomba para un sistema de referencia se realizo con programas de cálculo de SEDICAL [13]. Estos equipos permiten satisfacer la máxima demanda a las temperaturas de suministro y retorno en la red de distribución, cuando el acumulador estacional esta cargado. El flujo de agua calentado en el intercambiador con calor solar se transfiere a un calentador auxiliar de eficiencia 93%. Este le aporta energía térmica, en caso necesario para alcanzar la temperatura de suministro a la red de distrito que se impone en 50ºC. Si la temperatura de salida del intercambiador supera los 50ºC, dicho flujo se mezcla con agua de retorno de la red de distribución. El caudal que se envía a la red de distrito (suma del caudal de salida del intercambiador y del caudal de recirculación) viene impuesto por la demanda a satisfacer, teniendo en cuenta una temperatura de retorno de la red de distrito impuesta en 30 ºC. Así el caudal de la red de distribución varía proporcionalmente con la demanda de calefacción requerida. El dimensionamiento de los equipos del sistema en el modelo TRNSYS se lleva a cabo mediante reglas de proporcionalidad en función de ratios seleccionadas, número de viviendas del cálculo, demanda anual de calefacción y la potencia máxima de calefacción. Por defecto, el cálculo de la simulación se realiza en periodos de 15 minutos interpolando datos horarios climáticos y de demanda. Los resultados que se obtienen del modelo son flujos de calor y temperaturas anuales, mensuales y horarias del sistema. 73 B.3. Componentes del modelo TRNSYS En la Tabla 1 se recoge el listado de los componentes del modelo TRNSYS representado en la Figura 1 indicando su nombre, el TYPE utilizado para representarlo y una breve descripción de su función. Tabla B.19: Componentes del modelo TRNSYS del sistema CSHPSS. Nombre TYPE Descripción Captador Type 1a Simula el comportamiento de un captador solar. Tubería caliente Type 709 Simula el comportamiento de una tubería que transporta el fluido desde los captadores hasta el acumulador. Tubería fría Type 709 Simula el comportamiento de una tubería que transporta el fluido desde el acumulador hasta los captadores. Pcs Type 3b Simula el comportamiento de la bomba del campo solar. Intercambiador 1 Type 5b Simula el comportamiento del intercambiador de calor que conecta térmicamente el campo de captadores y el acumulador. P1 Type 3b Simula el comportamiento de la bomba que mueve el fluido del acumulador hasta el intercambiador del campo solar. Tanque Type 4c Simula el comportamiento de un acumulador con varios niveles de temperatura. P2 Type 110 Simula el comportamiento de una bomba que impulsa un caudal variable desde el tanque hasta el intercambiador de la red de distrito. Intercambiador 2 Type 5b Simula el comportamiento de un intercambiador de calor que transfiere calor desde el acumulador a la red de distrito. Caldera Type 6 Simula el comportamiento de una caldera que aporta calor a un fluido hasta una temperatura de control Válvula T Type 11h Simula el comportamiento de una válvula que junta el caudal del intercambiador con el de bypass dando la temperatura de suministro. BYPASS Type 11b Simula el comportamiento de una válvula que deriva parte del caudal de retorno de la red de distrito para dar la temperatura de suministro. Condiciones ambiente Type 15 Lector de fichero de datos climáticos y editor de la radiación para generar la radiación sobre superficie inclinada. Condiciones terreno Type 77 Generador de condiciones de temperatura en el terreno a partir de datos climáticos. Controlador Type 2b Controlador con histéresis que genera señal de funcionamiento para las bombas del campo solar. Control solar Equation Ecuación que genera la señal de control de arranque/parada de las bombas Pcs y P1. Control calefacción Equation Calculadora que activa el funcionamiento de la caldera auxiliar y determina los caudales variables del circuito de calefacción. Calculo demanda Equation Calculadora que determina la demanda instantánea en función del número de viviendas y de la distribución temporal impuesta. Condiciones demanda Type 9a Lector de ficheros de datos que lee la distribución temporal de la demanda en el edificio tipo en la localidad de interés. INPUT Equation Calculadora en la que se introducen las ratios de diseño RVA y RAD así como la demanda anual del sistema. Equipos Equation Calculadora que dimensiona los equipos del sistema a partir de las ratios de diseño y reglas de proporcionalidad. Integrador Type 24 Operador que integra los valores de una o varias variables a lo largo de un periodo. OUTPUT Type 25 Generador de ficheros con los resultados de la simulación. Gráficas Type 65 Generador de gráficos representando la variación temporal a lo largo de un periodo. 74 A continuación se realiza una descripción más detallada de los componentes del modelo TRNSYS y los parámetros utilizados en cada componente así como las reglas de semejanza utilizadas para dimensionar los equipos con las ratios de diseño y parámetros seleccionados. Equipos, calculadora para dimensionar equipos (Equation) Para dimensionar los equipos se utilizan reglas de semejanza. Estas reglas consisten en un conjunto de ecuaciones que calculan el tamaño de los equipos en función de las ratios de diseño y de otros parámetros. En esta calculadora se introducen las características de los fluidos utilizados en el cálculo y se calculan las dimensiones de los equipos. ρcs = 1021,99 kg/m3 densidad del fluido del campo solar mezcla agua glicol ρagua = 980 kg/m3 densidad del agua fluido del acumulador y red de distribución Cpcs = 3,84 kJ/(kg∙K) calor especifico a presión constante de la mezcla agua-glicol Cpagua = 4,19 kJ/(kg∙K) calor especifico a presión constante del agua Sedificio = 2240 m2 superficie a calentar en el edificio tipo Svivienda = 100 m2 superficie de la vivienda tipo Nviviendas = 1000 número de viviendas tipo que atiende el sistema CSHPSS RMA = 20 kg/(m2∙h) flujo másico especifico por área de captadores RHD = 0,6 m/m aspecto del acumulador cilíndrico (H/D) Idemanda = Svivienda ∙ Nviviendas / Sedificio número de edificios tipo que atiende el sistema CSHPSS Dedificio MWh/a demanda anual de1 edificio calculada con TRNSYS Danual = Dedificio Idemanda MWh/a demanda anual que atiende el sistema CSHPSS Acaptadores = RAD ∙ Danual m2 área total del campo de captadores Vacumulador = RVA ∙ Acaptadores m3 Volumen del acumulador estacional Dacumulador = (4∙Vacumulador / (RHD ∙ π)(1/ ) m diámetro del acumulador estacional Hacumulador = Diamacumulador ∙ RHD m altura del acumulador estacional msf = RMA ∙ Acaptadores kg/h flujo másico total que atraviesa el campo de captadores Qsf = ρsf ∙ msf m3/h caudal total del campo de captadores Pmax = Máxima demanda edificio ∙ Idemanda kW potencia de la caldera necesaria Captador (Type 1a) Este componente modela el comportamiento térmico de un captador solar plano. Los captadores solares pueden estar conectados en serie o en paralelo. El comportamiento térmico de la serie de captadores está determinado por el número de captadores conectados en serie y las características de técnicas del captador instalado. El usuario provee los resultados del test estándar de eficiencia del captador. Para el cálculo de las pérdidas de calor utiliza la temperatura media del fluido. El Type 1a no considera efectos de la incidencia no normal de la radiación. Parámetros: o = 0,816 rendimiento óptico del captador solar a1 = 2,2 5 W/(m2∙K ) primer coeficiente de pérdidas del captador solar a2 = 0,01 5 W/(m2∙K2) segundo coeficiente de pérdidas del captador solar Orientación = 0º (Sur) orientación normal de los captadores solares instalados Inclinación = 45º inclinación de los captadores solares instalados Número de captadores en serie = 1 número de captadores instalados en serie Tubería caliente / Tubería fría (Type 709) Este componente modela el comportamiento del fluido en un conducto usando segmentos de tamaño variable. La masa de entrada al segmento es igual al flujo multiplicado por la duración del paso de simulación. La temperatura del segmento es la temperatura del fluido entrante. La salida de 75 esta tuber a se calcula como resultado de los elementos ue son “empujados” por el fluido entrante. No se consideran efectos de mezcla o conducción entre segmentos adyacentes en la tubería. Se introducen para la tubería y el aislamiento dimensiones y características físicas del material. El resultado del cálculo de este componente son las pérdidas de calor en la tubería y la temperatura del fluido a la salida de la tubería. Parámetros: Longitud = 500 m Conductividad térmica tubería = 3 kJ/(h∙m2∙K) Conductividad térmica aislante = 0,04 W/(m2∙K) Diámetro interno tubería = 0,037∙((Qsf/3600)/(ρcs / ρagua))0.38 Número de nodos = 5 Diámetro externo tubería = Diámetro interno tubería + 4 mm Espesor de aislamiento térmico = 0,060 m Coeficiente de transferencia de calor externo = 10 kJ/(h∙m2∙K) Pcs (Type 3b) Este modelo de bomba calcula el flujo de masa a partir del flujo máximo, especificado por el usuario, y una función de control que toma un valor entre 0 y 1. La potencia de la bomba puede calcularse como una función proporcional del flujo de masa o por una función polinómica definida por el usuario. Se supone que una fracción de la potencia, definida por el usuario, se transforma en energía térmica del fluido. Este componente define el caudal para el resto de componentes en el circuito multiplicando el máximo caudal por el valor de control. En este modelo las bombas trabajan con flujo másico constante. La bomba ha sido calculada y dimensionada para el caso de referencia con el programa de cálculo de SEDICAL [13] (ver Figura 2). Para el resto de casos la potencia se supone directamente proporcional al flujos másico que circula por el campo solar. Figura B.33: Hoja de características de la bomba utilizada para el campo solar (Caso de referencia). 76 Parámetros: Potencia máxima = 15 ∙ msf ∙ ρsf / 54 kW Fracción de la potencia consumida transferida al fluido como energía térmica = 0,55 Intercambiador 1 / Intercambiador 2 (Type 5b) El comportamiento de los intercambiadores de calor 1 y 2 se simula utilizando un modelo de intercambiador de calor sensible a contracorriente con capacitancia cero. Dadas las temperaturas y los caudales de entrada en el lado frio y caliente, la efectividad se calcula para un valor dado por el usuario de transferencia de calor. El intercambiador de placas se ha calculado para el caso de referencia (ver Figura 3) con el programa de cálculo de SEDICAL [13]. En el intercambiador del campo solar el área del intercambiador de placas se calcula proporcional al caudal del campo de colectores. El caudal de referencia es 54 m3/h. Para calcular el área del intercambiador 2, intercambiador de la red de distrito, se estima la máxima potencia anual requerida para el caso y el área del intercambiador respecto al valor de referencia 1823 kW. Parámetros: Coeficiente de transferencia de calor del intercambiador 1 = 3942 W/(m2∙K) Coeficiente de transferencia de calor del intercambiador 2 = 3931 W/(m2∙K) Área de transferencia del intercambiador 1 = 282 ∙ Qcs / 54 m2 Área de transferencia del intercambiador 2 = 580 ∙ Pmax / 1823 m2 Figura B.34: Hoja de características del intercambiador de calor (Caso de referencia) 77 P1 (Type 3b) Este modelo de bomba es el mismo que el utilizado para la bomba del campo solar. El caudal de este circuito se calcula proporcional al caudal de los captadores. La bomba se ha calculado y dimensionado para el caso de referencia con el programa de cálculo de SEDICAL (ver Figura 4). Para el resto de casos la potencia se calcula proporcionalmente al caudal del campo solar. Figura B.35: Hoja de características de la bomba P1 (Caso de referencia). Parámetros: Flujo másico = Flujo másico campo solar ∙ Cpagua / Cpcs kg/h Potencia máxima = 15 ∙ Flujo másico kW Fracción de la potencia consumida transferida al fluido como energía térmica = 0,55 Tanque (Type 4c) El acumulador estacional se simula como un tanque de agua caliente con estratificación térmica. El tanque consta de N segmentos de igual volumen que se suponen de temperatura uniforme (completamente mezclados). El grado de estratificación está determinado por el valor de N (con N = 1 el tanque se modela como un tanque de mezcla completa). En este Type4 se supone que los flujos entran en una posición variable y conveniente, es decir en el nodo con temperatura más próxima a la suya. El tanque transfiere calor al ambiente a la temperatura del terreno que se estima a partir del componente Condiciones terreno. El volumen del tanque se calcula en función de RVA (ratio volumen / área) y el área de captadores seleccionada. La altura del tanque (cilindro vertical) se calcula a partir de su volumen y aspecto RHD (ratio altura/diámetro). Parámetros: Número de nodos = 20 Coeficiente de transferencia de calor = 0,06 W/(m2∙K) Temperatura de ebullición = 100,1 ºC 78 Condiciones terreno (Type 77) Este componente calcula la temperatura diaria del terreno en función de la profundidad dada la temperatura media superficial del terreno y su amplitud durante el año, el día del año de mínima temperatura y las propiedades térmicas del terreno. Se utiliza la temperatura a 12 m de profundidad como temperatura ambiente para la estimación de las pérdidas de calor en el acumulador estacional. Parámetros: Temperatura media terreno = 14,76 ºC Amplitud de temperatura del terreno = 5 K Día de mínima temperatura del año = 358 Calor específico del terreno = 0,73 kJ/(kg K) Conductividad del terreno = 1,7 W/(m∙K) Densidad del terreno = 1680 kg/m3 P2 (Type 110) El Type110 modela una bomba de velocidad variable que es capaz de mantener cualquier caudal de salida requerido entre cero y un valor máximo. El caudal varía proporcionalmente con la señal de control que está comprendida entre 0 y 1. La curva de eficiencia de la bomba se ajusta con un polinomio. Las características de arranque y parada de la bomba no son modeladas. Se utilizan dos bombas en paralelo con las características mostradas en la Figura 5. La potencia de la bomba y el caudal de alimentación se calculan para cada caso en función de la demanda de calefacción. Parámetros: Coeficientes del polinomio = 0,3436 ; 0,9717 ; -0,3140 Eficiencia total = 60% Eficiencia del motor = 90% Figura B.36: Hoja de características de la bomba P2. 79 Caldera (Type 6) Se utiliza una caldera auxiliar para elevar la temperatura del fluido. El calentador añade energía térmica al fluido al ritmo necesario hasta una potencia máxima designada Pmax cuando la señal de control externo es uno y la temperatura de entrada es inferior a la temperatura de control Tset. Introduciendo un valor constante de control 1 y especificando una Pmax suficientemente alta esta rutina funciona como un calentador auxiliar doméstico de agua caliente con control interno manteniendo una temperatura de salida Tset. Se ha seleccionado un equipo de la compañia Thermital con una potencia térmica de 1950 kW para el caso base de diseño. Este equipo tiene una eficiencia del 93%. La potencia máxima se dimensiona de acuerdo con la demanda. Válvula T (Type 11h) El Type 11h consiste en un mezclador en el que dos entradas con caudal y temperatura determinados se mezclan para producir un único fluido de salida con todo el caudal y la temperatura de mezcla adiabática. BYPASS (Type 11b) Este componente (ver Válvula T, Type 11h) usa el modo 4 para modelar un derivador controlado por la temperatura del líquido (Ti) y una temperatura de control (Tset). En el modo 4 el flujo entero se envía a través de la salida 1 Tset<Ti. La función de control g ajusta el caudal de salida si desplaza la temperatura Th, la temperatura del fluido mezclado no debe exceder de Tset. Parámetros: Modo de operación de la válvula = 4 Número de oscilaciones en el cálculo = 7 Condiciones ambiente (Type 15) Este componente sirve para leer información climática generada en periodos regulares de tiempo. Esta información obtenida desde un fichero externo se interpola para periodos de tiempo menores de una hora haciéndola disponible para otros componentes de TRNSYS. El modelo calcula varios términos útiles como: radiación sobre superficie inclinada, temperatura media del agua, temperatura efectiva del cielo y funciones estacionales de calefacción y refrigeración. Este componente lee ficheros climáticos de los siguientes formatos: - Typical Meteorological Year (TMY) - Typical Meteorological Year Version 2 (TMY2) - International Weather for Energy Calculations (IWEC) - Canadian Weather for Energy Calculations (CWEC) - Energy Plus Weather (EPW) - Meteonorm files for TRNSYS (TM2) El componente calcula la radiación sobre superficie inclinada. Para ello es necesario introducir la orientación e inclinación de las superficies sobre las que se quiere obtener la radiación así como la reflectancia del terreno. El cálculo de la radiación sobre superficie inclinada puede realizarse con diferentes métodos de cálculo y depende de la reflectancia del terreno. En este trabajo se utiliza el método de Reindl, que calcula la radiación sobre una superficie inclinada de un cielo anisótropo en el cual se considera brillo en el horizonte y radiación circumsolar [14]. 86 Tabla B.24: Propiedades termofísicas relevantes de los cerramientos del edificio tipo considerado para la zona climática A. Nombre Material capas Resistencia (h∙m2∙K)/kJ Conductancia kJ / (h∙m∙K) Calor espec. kJ/(kg∙K) Densidad (kg/m3) Espesor (cm) Forjado terreno Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 3,0 Hormigón 4,068 1 1400 20 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 40 TOTAL: 0,527 W/(m2∙K) 63 Forjado plantas Madera 0,504 0,9 530 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 15 TOTAL: 1,783 W/(m2∙K) 17 Cubierta Grava 7,2 1 1800 10 Hormigón 4,068 1 1400 10 Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 5 Hormigón 4,068 1 1400 18 TOTAL: 0,457 W/(m2∙K) 43 Muro tabique Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 Hormigón 4,068 1 1400 3,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 TOTAL: 0,865 W/(m2∙K) 27 Muro exterior Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12,0 Hormigón 4,068 1 1400 4,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 5,0 Placa de yeso 0,9 0,84 750 3,0 TOTAL: 0,995 W/(m2∙K) 24,0 Tabla B.25: Propiedades termofísicas relevantes de los cerramientos del edificio tipo considerado para la zona climática B. Nombre Material capas Resistencia (h∙m2∙K)/kJ Conductancia kJ / (h∙m∙K) Calor espec. kJ/(kg∙K) Densidad (kg/m3) Espesor (cm) Forjado terreno Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 4,0 Hormigón 4,068 1 1400 5 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 20 TOTAL: 0,514 W/(m2∙K) 29 Forjado plantas Madera 0,504 0,9 530 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 15 TOTAL: 1,783 W/(m2∙K) 17 Cubierta Grava 7,2 1 1800 10 Hormigón 4,068 1 1400 10 Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 5 Hormigón 4,068 1 1400 18 TOTAL: 0,441 W/(m2∙K) 43 Muro tabique Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 Hormigón 4,068 1 1400 3,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 TOTAL: 0,865 W/(m2∙K) 27 Muro exterior Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12,0 Hormigón 4,068 1 1400 2,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12,0 Placa de yeso 0,9 0,84 750 1,5 TOTAL: 0,816 W/(m2∙K) 27,5 87 Tabla B.26: Propiedades termofísicas relevantes de los cerramientos del edificio tipo considerado para la zona climática C. Nombre Material capas Resistencia (h∙m2∙K)/kJ Conductancia kJ / (h∙m∙K) Calor espec. kJ/(kg∙K) Densidad (kg/m3) Espesor (cm) Forjado terreno Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 4,0 Hormigón 4,068 1 1400 2 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 30 TOTAL: 0,498 W/(m2∙K) 36 Forjado plantas Madera 0,504 0,9 530 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 15 TOTAL: 1,783 W/(m2∙K) 17 Cubierta Grava 7,2 1 1800 10 Hormigón 4,068 1 1400 10 Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 6 Hormigón 4,068 1 1400 18 TOTAL: 0,413 W/(m2∙K) 44 Muro tabique Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 Hormigón 4,068 1 1400 3,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 TOTAL: 0,865 W/(m2∙K) 27 Muro exterior Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 Hormigón 4,068 1 1400 2,0 XPS 0,1 1,47 30 1,5 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 5,0 TOTAL: 0,710 W/(m2∙K) 20,5 Tabla B.27: Propiedades termofísicas relevantes de los cerramientos del edificio tipo considerado para la zona climática D. Nombre Material capas Resistencia (h∙m2∙K)/kJ Conductancia kJ / (h∙m∙K) Calor espec. kJ/(kg∙K) Densidad (kg/m3) Espesor (cm) Forjado terreno Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 4,5 Hormigón 4,068 1 1400 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 30 TOTAL: 0,443 W/(m2∙K) 36,5 Forjado plantas Madera 0,504 0,9 530 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 15 TOTAL: 1,783 W/(m2∙K) 17 Cubierta Grava 7,2 1 1800 10 Hormigón 4,068 1 1400 10 Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 6 Hormigón 4,068 1 1400 18 TOTAL: 0,381 W/(m2∙K) 44 Muro tabique Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 Hormigón 4,068 1 1400 3,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 TOTAL: 0,865 W/(m2∙K) 27 Muro exterior Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 5,0 Hormigón 4,068 1 1400 2,0 Fibra de vidrio 0,155 0,84 100 3,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 TOTAL: 0,639 W/(m2∙K) 22,0 88 Tabla B.28: Propiedades termofísicas relevantes de los cerramientos del edificio tipo considerado para la zona climática E. Nombre Material capas Resistencia (h∙m2∙K)/kJ Conductancia kJ / (h∙m∙K) Calor espec. kJ/(kg∙K) Densidad (kg/m3) Espesor (cm) Forjado terreno Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 4,5 Hormigón 4,068 1 1400 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 30 TOTAL: 0,443 W/(m2∙K) 36,5 Forjado plantas Madera 0,504 0,9 530 2,0 Cámara de aire 0,032 --- Hormigón 4,068 1 1400 15 TOTAL: 1,783 W/(m2∙K) 17 Cubierta Grava 7,2 1 1800 10 Hormigón 4,068 1 1400 10 Aislante (XPS) 0,1 1,47 30 7 Hormigón 4,068 1 1400 20 TOTAL: 0,333 W/(m2∙K) 47 Muro tabique Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 Hormigón 4,068 1 1400 3,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12 TOTAL: 0,865 W/(m2∙K) 27 Muro exterior Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 12,0 Hormigón 4,068 1 1400 2,0 Fibra de vidrio 0,155 0,84 100 4,0 Ladrillo hueco 0,9 0,84 750 5 TOTAL: 0,557 W/(m2∙K) 23 Para la descripción de las ventanas, a pesar de que el CTE distingue entre varias transmitancias límite según la zona climática, orientación y porcentaje de huecos en el muro, en el modelo se ha utilizado una ventana aislada con doble acristalamiento para todas la ventanas de los edificios en las zonas B, C, D y E y de cristal simple para todas las ventanas de la zona A (ver Tabla 11). Esto se debe a la falta de elementos comerciales en el mercado específicos para las distintas zonas climáticas que se ajusten a estos límites. Tabla B.29: Especificaciones técnicas de las ventanas utilizadas. Zona climática Descripción ventana utilizada: Conductancia cristal W/(m2∙K) g ventana* (%) Área marco (%) Conductancia marco W/(m2∙K) A Simple acristalamiento 5,68 85,5 % 15 % 8,17 B Doble acristalamiento aislado 2,83 75,5 % 15 % 8,17 C Doble acristalamiento aislado 2,83 75,5 % 15 % 8,17 D Doble acristalamiento aislado 2,83 75,5 % 15 % 8,17 E Doble acristalamiento aislado 2,83 75,5 % 15 % 8,17 * g: transmitancia óptica de la ventana, porcentaje de la radiación que atraviesa la ventana 89 Cargas internas del edificio El cálculo de las necesidades térmicas de un edificio depende del balance entre la transferencia de calor al ambiente, la generación de energía térmica dentro del edificio y el intercambio de energía con el ambiente del sistema de ventilación. Las distintas fuentes que generan energía térmica dentro del edificio se denominan cargas internas. Las principales cargas internas de un edificio de viviendas son el consumo de energía eléctrica en iluminación y electrodomésticos, y la energía térmica que producen los ocupantes. En el edificio hay 6 espacios habitables por piso. En cada espacio habitable se ha definido una ocupación máxima de 2 personas. Cada persona genera una carga de 100 W de acuerdo con la norma ISO 7730 [17] (tipo nº1, persona sentada en reposo). El horario de ocupación de las viviendas describe la ratio de ocupación (0-1) estimada a lo largo del día (ver Tabla 12). Si la ratio es 0 la vivienda está vacía y si la ratio es 1 la vivienda está completamente ocupada, en este caso dos personas. Tabla B.30: Ratio de ocupación de la vivienda, horario semanal*. 0:00 -8:00 8:00 – 12:00 12:00 – 18:00 18:00 – 20:00 20:00 – 24:00 Lunes 1,0 0,0 0,0 1,0 1,0 Martes 1,0 0,0 0,0 1,0 1,0 Miércoles 1,0 0,0 0,0 1,0 1,0 Jueves 1,0 0,0 0,0 1,0 1,0 Viernes 1,0 0,0 0,0 1,0 1,0 Sábado 1,0 1,0 0,5 0,5 1,0 Domingo 1,0 1,0 0,5 0,5 1,0 *: Una ratio de ocupación de uno indica que la vivienda está ocupada al 100%. Se ha realizado un calendario con la utilización estimada de los electrodomésticos y la iluminación (ver Tabla 13). La carga de iluminación de la vivienda es de 5 W/m2 y por cada espacio habitable se ha incluido además una carga de 140 W para incluir el efecto de los electrodomésticos en la vivienda. Tabla B.31: Horario diario de iluminación y operación de los electrodomésticos en la vivienda. 0:00-8:00 8:00–9:00 9:00–10:00 10:00–18:00 18:00–21:00 21:00–23:00 23:00–24:00 Lunes 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 Martes 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 Miércoles 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 Jueves 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 Viernes 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 Sábado 0,0 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 Domingo 0,0 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 1,0 Según las cargas y horarios definidos el consumo anual de energía eléctrica de cada espacio habitado es de 1350 kWh. Los espacios definidos son pequeños (60 m2) de manera que una vivienda media (100 m2) podría estar formada por dos de estos espacios lo que supone un consumo anual de 2700 kWh. A fin de comparar el modelo definido con datos estadísticos se indica que: según el informe de consumos del sector residencial emitido por el IDAE [18] el consumo eléctrico anual medio de una vivienda en España es de 3487 kWh. Por tanto el consumo eléctrico estimado para estos espacios es un 23% inferior al promedio español. 90 Sistema de ventilación y climatización La ventilación del edificio y de los espacios es necesaria para asegurar el confort y la salud de los ocupantes. La ventilación de edificios de viviendas en España tiene que cumplir los requerimientos de ventilación que marca el documento básico de calidad del aire interior HS3 del CTE [16]. En este documento se indica la ventilación mínima necesaria para los distintos locales de una vivienda y el método de cálculo de la ventilación. La ventilación en las viviendas debe realizarse desde los cuartos secos a los cuartos húmedos (cocina y baños). En primer lugar se calcula el caudal total de impulsión en los cuartos secos y el caudal total de extracción en los cuartos secos. El máximo de estos caudales es el utilizado como caudal de ventilación en la vivienda y se distribuye en los distintos locales de manera que en todos se cumplan los requerimientos mínimos. El cálculo de la ventilación para cada local depende del número de ocupantes de cálculo o la superficie del local. En la Tabla 14 se muestran los requerimientos mínimos de caudal para cada tipo de local según el HS3. Tabla B.32: Requerimientos mínimos de ventilación [16]. Caudal de ventilación mínimo exigido qv en l/s Locales Por ocupante Por m2 útil En función de otros parámetros Dormitorios 5 Salas de estar y comedores 3 Aseos y cuartos de baño 15 por local Cocinas 2 50 por local (1) Trasteros y sus zonas comunes 0,7 Aparcamientos y garajes 120 por plaza Almacenes de residuos 10 *: Este es el caudal correspondiente a la ventilación adicional específica de la cocina para la extracción de los vapores y humos. La ratio entre el volumen de aire introducido del exterior cada hora respecto del volumen de la habitación se denomina renovaciones hora. Para un espacio habitable de 60 m2 ocupado por dos personas es necesario un caudal de extracción de 30 l/s (baño 15 l/s y cocina de 7.5 m2 15 l/s) y un caudal de mínimo de impulsión de de 24 l/s (habitación doble 10 l/s, habitación simple 5 l/s, salón para tres personas 9 l/s). Para cada espacio habitable en el edificio se ha definido una ventilación constante de 0,6 renovaciones a la hora. En el edificio se han considerado unas infiltraciones de aire del exterior adicionales de 0,14 h-1 para las zonas A y B y de 0,07 h-1 para las zonas C, D y E. La ventilación total, suma de infiltraciones y ventilación mecánica, es constante a lo largo del año y el aire se introduce en los espacios a la temperatura y humedad del ambiente. El sistema de calefacción tiene un control de temperatura independiente para cada espacio habitable del edificio. Este control de temperatura enciende el sistema de calefacción cuando la temperatura en los espacios habitables desciende por debajo de 21ºC, temperatura mínima. La potencia máxima del sistema de calefacción se ha dejado como ilimitada en el modelo TRNBuild. El sistema de refrigeración utilizado también tiene un control de temperatura independiente para cada espacio y se activa cuando la temperatura es superior a 26 ºC con potencia ilimitada. Los parámetros generales del sistema de ventilación, calefacción y refrigeración de los espacios habitables del edificio se muestran en la Tabla 15. Tabla B.33: Parámetros de diseño de ventilación, climatización y refrigeración del edificio. Ratio de infiltraciones (1/h): 0,07 (Zonas C, D y E) 0,14 (Zonas A, B) Ratio de ventilación (1/h): 0,6 Temperatura de control de calefacción: 21 ºC Temperatura de control de refrigeración: 26 ºC 91 Resultados del modelo Los resultados que se obtienen del modelo son la demanda de calefacción y refrigeración de todo el edificio, de cada planta y de cada espacio así como la temperatura media de cada espacio (ver en la Figura 11 las salidas que se generan). Figura B.42: Grupos de resultados obtenidos. TRNBuild permite definir las salidas que se van a generar en el modelo del edificio. Para este modelo se ha generado un conjunto de resultados que abarca todas las zonas del edificio (ver en figura 12 captura de pantalla de TRNBuild generación de conjuntos). Este conjunto de resultados genera las salidas definidas por TRNBuild como tipo 32, cálculo de la demanda total de calefacción de las zonas del conjunto y como tipo 33 cálculo de la demanda total de refrigeración de las zonas del conjunto (32 SQHEAT: Suma del calor sensible necesario por grupos de espacios) (33 SQCOOL: Suma de la refrigeración sensible necesaria para grupos de demanda). El archivo de TRNBuild, guardado como fichero *.bld, se introduce en un Type 56 de un modelo TRNSYS que calcule el comportamiento térmico del edificio con los datos climáticos de la ciudad de estudio, y se exportan las salidas generadas. La demanda, calculada hora a hora para cada ciudad de estudio, se utilizará para la simulación de sistemas dinámicos, como los sistemas CSHPSS, con los que se cubran las demandas de calefacción de edificios del sector residencial. Figura B.43: Introducción de zonas en subgrupos de datos. 92 La demanda obtenida se muestra mensualmente por unidad de superficie del edificio tipo en la Tabla 16 para doce ciudades de cálculo en España. Tabla B.34: Demanda mensual de calefacción por unidad de superficie de viviendas (kWh/m2) del edificio tipo para distintas ciudades en España kWh/m2* Enero Febr. Marzo Abril Mayo Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual Avila 15,29 12,05 11,20 8,60 4,65 0,69 0,02 0,01 0,44 4,63 11,24 15,52 84,33 Barcelona 9,92 6,97 5,74 3,32 1,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,90 4,78 8,80 41,68 Burgos 17,97 13,46 11,65 9,06 5,22 1,26 0,07 0,01 0,59 5,77 12,52 17,50 95,08 Coruña 9,82 7,61 6,44 4,87 2,27 0,58 0,04 0,01 0,19 1,63 6,07 9,32 48,87 Granada 11,55 8,28 6,05 4,35 0,80 0,01 0,00 0,00 0,00 1,63 6,44 11,02 50,15 Jaen 9,23 6,41 4,46 2,38 0,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,80 4,13 9,65 37,36 Madrid 13,00 9,59 6,90 4,27 0,96 0,03 0,00 0,00 0,00 1,98 8,67 12,99 58,40 Oviedo 12,70 9,93 9,19 7,36 4,65 1,71 0,21 0,14 0,66 3,85 8,79 11,73 70,91 Salamanca 15,78 11,31 9,39 6,90 3,01 0,13 0,00 0,00 0,14 4,07 10,81 15,94 77,49 Soria 16,56 13,17 11,48 8,55 4,48 0,65 0,05 0,00 0,67 4,90 12,08 16,13 88,73 Vitoria 16,26 12,14 11,08 8,12 4,65 1,35 0,08 0,04 0,60 4,33 11,71 16,17 86,52 Zaragoza 13,09 8,65 6,34 3,66 0,80 0,00 0,00 0,00 0,00 1,42 8,07 12,87 54,90 *: Demanda total del edificio dividida entre el área total de superficie de viviendas del edificio. Siete conjuntos de datos se han preparado para generar los datos de demanda por plantas al incluirse en cada conjunto las espacios de cada planta y utilizar como salida los tipos de salida 32 y 33 previamente definidos (ver Figura 13). Los cálculos se han realizado para un año en la ciudad de Zaragoza. La planta baja y la planta superior tienen una demanda superior a las demás lo que suele ser común en las últimas plantas de los edificios de viviendas y en los locales en planta calle. Figura B.44: Demanda anual de calefacción por unidad de superficie del edificio tipo considerado (Zaragoza) Se ha obtenido la demanda anual de calefacción y refrigeración de los espacios habitables (1 a 6) de la cuarta planta. Los resultados muestran que la demanda de calefacción es mayor en las zonas orientadas al norte del edificio, es decir las zonas 1, 2 y 3 (ver en la Figura 14 la simulación correspondiente a Zaragoza). También puede verse que la demanda de refrigeración es distinta. El espacio orientado únicamente al sur, espacio 5 tiene una mayor demanda que los otros espacios. Los espacios 1 y 3 con ventanas orientas al este y oeste tienen una demanda de refrigeración mayor que los espacios 4 y 6 pesar a estar orientados al sur. El espacio 2 orientado al norte tiene una demanda de refrigeración netamente inferior a los demás espacios. El espacio 7 del edificio no tiene sistema de calefacción ni refrigeración asociado. 0 20 40 60 80 100 120 Demanda anual de calefacción por unidad de superficie (kWh/m2) planta baja planta 1 planta 2 planta 3 planta 4 planta 5 planta 6 93 Figura B.45: Demanda anual de calefacción por unidad de superficie calculada en Zaragoza, cuarta planta. El modelo generado en TRNBuild puede ser modificado de manera sencilla, cambiando en los ficheros de datos de entrada las especificaciones de los cerramientos, cargas o características de los sistemas de ventilación y calefacción, adaptando de este modo las características del edificio a los requerimientos de las distintas zonas climáticas. Las salidas que se obtienen con el modelo TRNBuild permiten estudiar el comportamiento de sistemas en los que la variación de la demanda a lo largo del año afecta al funcionamiento del sistema. Esto es de especial importancia en los sistemas basados en energía solar con acumulación térmica estacional que requieren del conocimiento de la demanda para calcular la carga y descarga del acumulador, la temperatura de éste y el funcionamiento de los captadores solares. 0 20 40 60 80 2 3 6 5 4 1 calefacción Demanda anual por unidad de superficie de viviendas (kWh/m2). Cálculo para Zaragoza resultados por zonas para la cuarta planta 94 B.5. Nomenclatura ΔTh Incremento de temperatura para encender campo solar, K ΔTl Incremento de temperatura para desconectar campo solar, K 0 Rendimiento óptico del captador solar ρagua Densidad del agua utilizada en el acumulador, kg/m3) ρcs Densidad de la mezcla agua-glicol del campo solar, kg/m3) a1 Coeficiente de pérdidas 1º del captador solar, W/(m2K) a2 Coeficiente de pérdidas 2º del captador solar, W/(m2K2) Acaptadores Área total de captadores del sistema, m2 Cpagua Capacidad calorífica del agua utilizada en el acumulador, kJ/(kg∙K) Cpcs Capacidad calorífica mezcla agua-glicol del campo solar, kJ/(kg∙K) Dacumulador Diámetro del acumulador estacional, m Danual Demanda anual del modelo, MWh/a Dedificio Demanda anual del edificio simulado, MWh/a Hacumulador Altura del acumulador estacional, m Idemanda Índice de incremento de demanda del modelo, m2/m2 mcs Flujo másico del campo de captadores, kg/h Nvivienda Número de viviendas en el modelo Pmax Potencia máxima de la caldera, kW Qcs Caudal del campo de captadores, m3/h qv Caudal de ventilación por unidad de superficie u ocupante, l/s RAD Ratio área de captadores entre demanda del modelo, m2/(MWh/a) RHD Ratio altura entre diámetro del acumulador estacional, m/m RMA Ratio flujo másico por área de captador, (kg/h)/m2 RVA Ratio volumen del acumulador entre área de captadores, m3/m2 Sedificio Superficie de viviendas en el edificio, m2 Svivienda Superficie de vivienda media, m2 Vacumulador Volumen del acumulador estacional, m3 95 B.6. Bibliografía [B.1] TRNSYS 16. A Transient System Simulation tool. Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin- Madison 2004 [B.2] A. Anastasia. Simulation and thermoeconomic analysis of central solar heating plants. Tesis di Laurea. Politecnico di Torino – Universidad de Zaragoza, 2010. [B.3] M.A. Lozano, A. Anastasia, F. Palacín, F. Serna, J. Llorente, L.M. Serra. Simulation Study and Economic Analysis of Large-Scale Solar Heating Plants with Seasonal Storage in Spain. EuroSun, Graz, 2010. [B.4] M.A. Lozano, A. Anastasia, L.M. Serra, V. Verda. Thermoeconomic Cost Analysis of Central Solar Heating Plants Combined with Seasonal Storage. ASME 2010 International Mechanical Engineering Congress and Exposition, Vancouver, 2010. [B.5] M.A. Lozano, A. Anastasia, F. Palacín, L.M. Serra. Análisis de la viabilidad técnica y económica de los sistemas solares térmicos de gran escala en España. SolarNews, 2010;30:64-68. [B.6] J. Frago. 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Tabla C.39: Día representativo del mes a efectos de los cálculos de radiación solar [10] Mes Días n para el día i del mes Día representativo del mes Día del mes, i Día del año, n Declinación,  Enero 31 i 17 17 -20,9 Febrero 28 31+i 16 47 -13,0 Marzo 31 59+i 16 75 -2,4 Abril 30 90+i 15 105 9,4 Mayo 31 120+i 15 135 18,8 Junio 30 151+i 11 162 23,1 Julio 31 181+i 17 198 21,2 Agosto 31 212+i 16 228 13,5 Septiembre 30 243+i 15 258 2,2 Octubre 31 273+i 15 288 -9,6 Noviembre 30 304+i 14 318 -18,9 Diciembre 31 334+i 10 344 -23,0 La radiación solar extraterrestre (incidente sobre un plano horizontal fuera de la atmósfera terrestre) puede calcularse como Go = Gon cos(θz) (C.9) donde δsensenωcosδcoscosθcos z   (C.10) Para aplicar la Ecuación 10 se requiere el ángulo horario ω = 15º (h – 12) (C.11) correspondiente a la hora del día h, la latitud del lugar ф y la declinación δ que se calcula con la ecuación de Cooper [14]  =        365 360 n284sen23,45 (C.12) Integrando Go entre los ángulos horarios correspondientes a la salida y puesta del sol, -ωs y ωs respectivamente, tendremos la radiación extraterrestre diaria sobre una superficie horizontal        δsensen 180 ωπ ωsenδcoscos π G360024 Hs s on o  (C.13)   δtantancosω1 s    (C.14) Del mismo modo, podemos calcular la radiación extraterrestre horizontal durante una hora. Calcularemos primero los ángulos solares ω1 y ω2 correspondientes al principio y al final de la hora, respectivamente. Luego por integración de Go resulta 103             δsensen 180 ωωπ ωsenωsenδcoscos π G360012 I12 12 on o  (C.15) La Ecuación 15 puede utilizarse también para periodos de tiempo distintos de una hora. Ejemplo 2: Radiación extraterrestre en Zaragoza En la Tabla 6 se proporcionan los resultados obtenidos para la radiación extraterrestre horaria Io (kW/m2) y para la radiación diaria Ho (MJ/(m2∙día)). Tabla C.40: Radiación extraterrestre horaria y diaria en Zaragoza. Io (kW/m2) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 4-5 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5-6 0,00 0,00 0,00 0,04 0,16 0,23 0,20 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 6-7 0,00 0,00 0,10 0,28 0,41 0,46 0,44 0,33 0,17 0,02 0,00 0,00 7-8 0,05 0,18 0,35 0,53 0,65 0,69 0,67 0,58 0,42 0,24 0,08 0,03 8-9 0,26 0,41 0,59 0,75 0,86 0,90 0,88 0,80 0,65 0,46 0,30 0,22 9-10 0,44 0,60 0,78 0,94 1,03 1,07 1,05 0,97 0,84 0,65 0,48 0,40 10-11 0,57 0,73 0,91 1,07 1,16 1,18 1,17 1,10 0,97 0,78 0,61 0,53 11-12 0,64 0,80 0,98 1,14 1,22 1,25 1,23 1,17 1,04 0,85 0,68 0,59 Ho (MJ/(m2∙d a)) 14,2 19,6 26,7 34,2 39,6 41,8 40,6 36,2 29,4 21,7 15,5 12,8 En la Tabla 7 se comparan los resultados de la radiación diaria extraterrestre con los datos de las medias mensuales para radiación sobre superficie horizontal proporcionados en la Tabla 1. Como puede apreciarse la atenuación de la radiación por la atmosfera terrestre esta próxima al 50%, siendo considerablemente mayor en invierno que en verano. Tabla C.41: Radiación media diaria sobre superficie horizontal en Zaragoza. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic H (MJ/(m2∙d a)) 6,4 9,8 13,8 17,4 21,5 23,8 25,3 22,5 16,5 11,6 7,5 5,7 KT = H/Ho 0,45 0,50 0,52 0,51 0,54 0,57 0,62 0,62 0,56 0,54 0,48 0,45 104 Radiación sobre una superficie horizontal Estimación de la componente difusa de la radiación total diaria (media mensual) Si se conoce la radiación solar diaria media mensual H en una localidad puede estimarse la fracción correspondiente a la componente difusa Hd utilizando el método de Erbs et al. [15]. Primero se calcula el índice de claridad mensual KT = H / Ho (C.16) Luego Si ωs ≤ 81,4º: 3 T 2 TT dK2,137K4,189K3,5601,391 H H (C.17a) Si ωs > 81,4º: 3 T 2 TT dK1,821K3,427K3,0221,311 H H (C.17b) Estimación de la radiación horaria a partir de la radiación diaria (media mensual) Si se conoce la radiación solar diaria media mensual H en una localidad, puede estimarse la fracción correspondiente a una de las horas del día rt = I/H con el método propuesto por Collares- Pereira y Rabl [16]. s s s s tcos 180 sen coscos )cosb(a 24 r ω ωπ ω ωω ω π    (C.18a) a = 0,4090 + 0,5016 sen (ω – 60) (C.18b) b = 0,6609 - 0,4767 sen (ω – 60) (C.18c) En estas ecuaciones ω es el ángulo horario correspondiente a la mitad de la hora en cuestión y ωs corresponde a la puesta del sol en el día en cuestión. El valor de rt determina la radiación horaria I = rt∙H (C.19) Un procedimiento similar fue propuesto por Liu y Jordan [17] para la radiación difusa. Sea Hd la componente difusa de la radiación solar diaria media mensual sobre una localidad. Entonces, la fracción correspondiente a cada una de las horas del día rd = Id/Hd se aproxima por s s s s o o d ωcos 180 ωπ ωsen ωcosωcos H I r    (C.20) Calculadas la radiación total horaria I y su componente difusa Id Id = rd Hd (C.21) también podemos calcular la radiación directa como diferencia de total y difusa Ib = I - Id (C.22) 105 Ejemplo 3: Distribución horaria de la radiación sobre superficie horizontal en Zaragoza En la Tabla 8 se proporcionan los resultados obtenidos para la radiación total horaria I (kW/m2) y para la radiación total diaria calculada como suma H∑ (MJ/(m2∙día)). Véase cómo el reparto por horas de la radiación total diaria no produce un error significativo al recalcular el valor de partida que se muestra en la última fila. Tabla C.42: Distribución horaria de la radiación sobre superficie horizontal en Zaragoza. I (kW/m2) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 5-6 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,10 0,09 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 6-7 0,00 0,00 0,03 0,11 0,18 0,22 0,23 0,16 0,07 0,00 0,00 0,00 7-8 0,01 0,07 0,15 0,23 0,32 0,36 0,38 0,31 0,20 0,10 0,03 0,00 8-9 0,10 0,18 0,28 0,36 0,45 0,50 0,53 0,47 0,34 0,22 0,13 0,08 9-10 0,19 0,29 0,40 0,48 0,58 0,63 0,67 0,62 0,47 0,34 0,23 0,17 10-11 0,27 0,38 0,50 0,58 0,67 0,72 0,78 0,73 0,57 0,44 0,31 0,24 11-12 0,31 0,43 0,55 0,63 0,72 0,77 0,83 0,79 0,63 0,49 0,35 0,28 H∑ MJ/(m2∙d a) 6,4 9,7 13,7 17,3 21,5 23,8 25,3 22,4 16,4 11,5 7,5 5,6 H MJ/(m2∙d a)* 6,4 9,8 13,8 17,4 21,5 23,8 25,3 22,5 16,5 11,6 7,5 5,7 Ejemplo 4: Radiación difusa horaria sobre superficie horizontal en Zaragoza En la Tabla 9 se proporcionan los resultados obtenidos para la radiación difusa horaria Id (kW/m2) y para radiación difusa total diaria Hd (MJ/(m2 día)). Tabla C.43: Distribución horaria de radiación difusa sobre superficie horizontal en Zaragoza. Id Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 5-6 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,05 0,04 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 6-7 0,00 0,00 0,02 0,06 0,09 0,10 0,09 0,07 0,03 0,00 0,00 0,00 7-8 0,00 0,04 0,08 0,11 0,14 0,14 0,13 0,11 0,09 0,05 0,02 0,00 8-9 0,05 0,08 0,13 0,16 0,18 0,19 0,17 0,16 0,14 0,09 0,06 0,04 9-10 0,09 0,12 0,17 0,20 0,22 0,22 0,21 0,19 0,18 0,13 0,10 0,08 10-11 0,11 0,14 0,20 0,23 0,24 0,25 0,23 0,22 0,20 0,15 0,12 0,11 11-12 0,13 0,16 0,21 0,24 0,26 0,26 0,24 0,23 0,22 0,16 0,13 0,12 Hd 2,8 3,8 5,7 7,3 8,4 8,7 8,0 7,2 6,1 4,1 3,1 2,5 KT 0,45 0,50 0,52 0,51 0,54 0,57 0,62 0,62 0,56 0,54 0,48 0,45 Hd/H 0,44 0,39 0,41 0,42 0,39 0,36 0,32 0,32 0,37 0,36 0,41 0,45 106 Radiación sobre una superficie inclinada Una superficie inclinada con pendiente β sobre la horizontal tiene un factor de vista del cielo dado por Rd = (1 + cos β)/2. Si la radiación difusa es isotrópica Rd será también la fracción de la radiación difusa que recibe la superficie inclinada con respecto a la que recibe una superficie horizontal. La superficie inclinada tiene un factor de vista del suelo dado por 1 - Rd = (1 – cos β)/2. Si los alrededores reflejan una fracción ρg de la radiación solar (albedo), la radiación reflejada hacia la superficie será I ρg (1 – cos β)/2. La radiación total recibida por la superficie inclinada durante una hora será la suma de tres términos     /2βcos1ρI/2βcos1IRII gdbbt  (C.23) con z bθcos θcos R (C.24) ωsenγsenβsenδcosωcosγcosβsensenδcos ωcosβcoscosδ cosγcosβsencosδ senβcossenδ senθcos     (C.25) Ejemplo 5: Radiación horaria sobre superficie inclinada en Zaragoza En la Tabla 10 se muestran los resultados obtenidos para la radiación total horaria It (kW/m2) y diaria Ht (MJ/(m2 día)) correspondientes a los días representativos de cada mes del año para una superficie orientada al Sur e inclinada 45º. Se considero un albedo ρg = 0,2. En la Tabla 11 se muestran, respectivamente, la radiación total diaria Ht (MJ/(m2∙día)) y anual At (GJ/(m2∙año) en función de la inclinación. Tabla C.44: Distribución de la radiación sobre una superficie inclinada 45º en Zaragoza. It Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 5-6 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,04 0,04 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 6-7 0,00 0,00 0,05 0,08 0,11 0,12 0,12 0,11 0,07 0,00 0,00 0,00 7-8 0,07 0,13 0,18 0,22 0,25 0,27 0,29 0,27 0,21 0,16 0,10 0,06 8-9 0,20 0,28 0,33 0,36 0,40 0,42 0,46 0,45 0,38 0,32 0,24 0,18 9-10 0,33 0,43 0,48 0,50 0,54 0,56 0,62 0,62 0,54 0,48 0,38 0,31 10-11 0,43 0,55 0,60 0,61 0,65 0,67 0,74 0,75 0,67 0,61 0,49 0,42 11-12 0,49 0,61 0,67 0,67 0,71 0,73 0,80 0,82 0,74 0,68 0,55 0,47 Ht 11,0 14,4 16,6 17,6 19,4 20,3 22,1 21,9 18,7 16,1 12,6 10,4 Tabla C.45: Radiación sobre superficie inclinada mensual y anual en Zaragoza. Ht Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic At 90º 10,4 12,3 12,2 10,8 10,2 9,9 10,8 12,3 12,9 13,2 11,7 10,2 4,2 75º 11,3 13,7 14,4 13,6 13,8 13,7 15,0 16,2 15,6 15,0 12,7 10,9 5,0 60º 11,5 14,5 15,9 16,0 16,9 17,2 18,8 19,5 17,6 16,0 13,1 11,0 5,7 45º 11,0 14,4 16,6 17,6 19,4 20,3 22,1 21,9 18,7 16,1 12,6 10,4 6,1 30º 10,0 13,5 16,4 18,3 21,0 22,4 24,2 23,2 18,9 15,4 11,5 9,3 6,2 15º 8,4 11,9 15,4 18,2 21,7 23,7 25,4 23,3 18,1 13,8 9,7 7,7 6,0 H (0º) 6,4 9,7 13,7 17,3 21,5 23,8 25,3 22,4 16,4 11,5 7,5 5,6 5,5 107 Ejemplo 6: Radiación horaria sobre superficie vertical según la orientación en Zaragoza En la Tabla 12 se presentan los resultados obtenidos para la radiación total diaria Ht (MJ/(m2∙día)) y anual At (GJ/(m2∙año) sobre superficie vertical en función de la orientación. Se ha considerado un albedo ρg = 0,2. Tabla C.46: Radiación sobre superficie vertical con distintas orientaciones en Zaragoza. Ht Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic A N 2,1 2,9 4,2 5,7 7,3 8,3 8,2 6,7 4,7 3,2 2,3 1,8 1,7 NE y NO 2,3 3,4 5,5 7,8 9,9 11,0 11,5 10,0 6,6 3,9 2,6 2,0 2,3 E y O 4,6 6,4 8,7 10,5 12,4 13,3 14,4 13,6 10,1 7,3 5,3 4,2 3,4 SE y SO 8,2 10,0 11,2 11,4 12,0 12,2 13,4 13,9 12,3 11,0 9,3 7,9 4,0 S 10,4 12,3 12,2 10,8 10,2 9,9 10,8 12,3 12,9 13,2 11,7 10,2 4,2 H (0º) 6,4 9,7 13,7 17,3 21,5 23,8 25,3 22,4 16,4 11,5 7,5 5,6 5,5 108 C.5. Temperatura del terreno Kusuda y Achenbach [18] propusieron la siguiente ecuación para determinar la temperatura del terreno T (ºC) no alterado en función de la profundidad z (m).                                             5,0 min 5,0 am 365 2365 2 cos 365 z-expATT     z nn (C.26) donde Tm (ºC) es la temperatura media anual de la superficie (puede sustituirse por la del aire), Aa (K) es la amplitud de temperaturas a lo largo del año, n es el día del año en el que queremos determinar la temperatura, nmin es el día con menor temperatura superficial y α (m2/día) es la difusividad térmica del terreno. Debe anotarse, para evitar confusiones, que el argumento de la función trigonométrica se expresa en radianes. La difusividad térmica puede calcularse con la siguiente ecuación propuesta en ASHRAE [19]:     100/ 4,86 wcc k wss s     (C.27) donde ks (W/(m∙K)) es la conductividad térmica del terreno seco, ρs (m3/kg) su densidad, y cs (kJ/(kg∙K)) su calor especifico; cw (kJ/(kg∙K)) es el calor especifico del agua líquida y w (%, base seca) es la humedad del terreno. El valor de α varía significativamente con la naturaleza del terreno. En el Ejemplo 4 del Capítulo 12 del libro 2012 ASHRAE Handbook se obtiene como resultado un valor de 0,019 m2/día. En el estudio de Kusuda y Achenbach [18] se obtienen valores entre 0,018 y 0,094 m2/día para diferentes terrenos en USA. Hillel [20] proporciona una grafica con límites aproximados de 0,015 y 0,100 m2/día. Ejemplo 7: Temperatura del terreno en una ciudad hipotética según la profundidad A modo de ejemplo se aplica la ecuación de Kusuda y Achenbach con las siguientes hipótesis: 1. La temperatura superficial es idéntica a la temperatura del aire. La temperatura media anual Tm = 15ºC es la de Zaragoza (Tabla 1). 2. La amplitud de temperaturas es Aa = 15 K. Entonces Tmin = Tm - Aa = 0ºC (En Zaragoza Tmin = 2,4ºC, Enero) y Tmax = Tm + Aa = 30ºC (En Zaragoza Tmax = 31,5ºC, Julio). 3. El día con menor temperatura ambiente es el 30 de Enero; es decir, nmin = 30. La Figura 2 muestra la temperatura del terreno a lo largo del año y a distintas profundidades para una difusividad térmica α = 0,030 m2/día. Como puede apreciarse a una profundidad z = 5 m, o mayor, la diferencia de temperatura con la media anual es menor que 1 K. 109 Figura C.2: Temperatura del terreno a lo largo del año a distintas profundidades (α = 0,030 m2/día). En la Figura 3 se muestra cómo varía la temperatura anual a una profundidad z = 3 m en terrenos con diferente difusividad térmica. Los resultados se han obtenido con un modelo de cálculo programado con EES y contrastado con el programa de Nofzinger [21]. Figura C.3: Temperatura del terreno a lo largo del año para distintas conductividades (z = 3 m) . 073 146 219 292 365 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 dia n t [ºC] z = 1 z = 0 z = 2 z = 3 z = 5 073 146 219 292 365 9 12 15 18 21 dia n t [ºC] a = 0,015 a = 0,030 a = 0,060 a = 0,045 a = 0,090 110 C.6. Nomenclatura A Amplitud de temperaturas del aire a lo largo del día (K) Aa Amplitud (semi) de temperaturas en el suelo a lo largo del año (K) cs Calor espec fico del terreno seco (kJ/(kg∙K)) cw Calor espec fico del agua (kJ/(kg∙K)) GD15 Grados día en base 15 del mes (K·día) G Radiación instantánea (W/m2) GSC Constante solar (1367 W/m2) Gon Radiación normal extraterrestre en el d a “n” del año (W/m2) Go Radiación extraterrestre incidente sobre superficie horizontal (W/m2) H Radiación diaria sobre superficie horizontal (J/(m2∙d a)) Hd Radiación diaria difusa (J/(d a∙m2) Ho Radiación diaria extraterrestre sobre superficie horizontal (J/(d a∙m2)) I Radiación horaria (J/(h∙m2)) Io Radiación horaria sobre superficie horizontal (J/(h∙m2)) Ib Radiación horaria directa (beam) sobre superficie horizontal (J/(h∙m2)) Id Radiación horaria difusa sobre superficie horizontal (J/(h∙m2)) It Radiación horaria total sobre una superficie inclinada (J/(h∙m2)) KT Índice de claridad del cielo (adimensional) n Día del año (n = 1 corresponde al 1 de Enero) nmin Día del año con temperatura mínima del terreno ks Conductividad térmica del terreno seco (W/(m∙K)) T Temperatura (ºC) Tmin Temperatura mínima (ºC) Tmax Temperatura máxima (ºC) Tm Temperatura media (ºC) Tr Temperatura del agua de red (ºC) w Humedad relativa del terreno (%) z Profundidad del terreno a la que se quiere estimar la temperatura (m) α Difusividad térmica del terreno (m2/dia) β Pendiente de la superficie de captación (º) γ Ángulo acimutal de la superficie de captación (º) δ Declinación (º) θ Ángulo de incidencia (º) θz Ángulo de incidencia en el azimut (º) ρs Densidad del terreno seco (kg/m3) ρg Reflectancia del terreno - Albedo τ Hora solar angular (rad) ϕ Latitud (º) ω Ángulo horario (º) ωs Ángulo horario correspondiente a la puesta del Sol (º) 111 C.7. Bibliografía Referencias [C.1] AEMET. Asociación Española de Meteorología. http://www.aemet.es/es/serviciosclimaticos/datosclimatologicos/valoresclimatologicos [Consulta: 6 de febrero de 2013] [C.2] Guía resumida del clima en España 1971-2000. Ministerio de Medio Ambiente, 2001. [C.3] UNE 94003. Datos climáticos para el dimensionado de instalaciones solares térmicas. Septiembre 2007. [C.4] UNE 94002. Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente. Cálculo de la demanda de energía térmica. Junio 2005. [C.5] UNE 100-002-88. Climatización - Grados•día base 15ºC. Febrero 1988. [C.6] J. Frago. Análisis económico y geográfico de sistemas de calefacción de distrito con acumulación estacional. Proyecto Fin de Carrera, CPS, Universidad de Zaragoza, 2011. [C.7] D.G. Erbs, S.A. Klein, W.A. Beckman. Estimation of degree-days and ambient temperature bin data from monthly-average temperatures. ASHRAE Journal, 1983; 25; 6:60-65. [C.8] D.G. Erbs. Models and applications for weather statistics related to building heating and cooling loads. Ph. D. Thesis, Mechanical Engineering Dept., University of Wisconsin-Madison, 1984. [C.9] G. Cannistraro, et al. Reduced weather data for building climatization and application to 29 european locations. Energy, Vol. 20, Nº 7, pp. 637-646, 1995. [C.10] J.A Duffie, W.A. Beckman. Solar Engineering of Thermal Processes (3ª ed.). Wiley, 2006. [C.11] M.A. Hernández. Estimación de la radiación solar y aplicaciones. Gobierno de Navarra, 2005. [C.12] ASHRAE Handbook: Fundamentals: Cap. 14. Climatic Design Information. ASHRAE, 2009. [C.13] S.A. Kalogirou. Solar Energy Engineering: Processes and Systems. Academic Press, 2009. [C.14] P.I. Cooper. The absorption of radiation in solar stills. Solar Energy, 1969;12;3:333- 346. [C.15] D.G. Erbs, S.A. Klein, J.A. Duffie. Estimation of diffuse radiation fraction for hourly, daily, and monthly-average global radiation. Solar Energy, 1982;28;4:293-302. 118 Los documentos mencionados explican cómo se calculan los valores de referencia para demanda de calefacción y refrigeración a partir de los de severidad climática. Las ecuaciones de cálculo son del tipo lineal DCALR = aI + bI · SCI* y DREFR = aV + bV · SCV*, siendo SCI* y SCV* la severidad climática de invierno y verano, respectivamente. Se proporcionan las constantes de ajuste en dichos documentos. La severidad climática se obtiene con funciones del tipo SC = F(GD20, n/N) donde GD20 se refiere a los grados día en base 20 y n/N al ratio entre horas de sol reales y máximas. Para calefacción-SCI* se toma como temporada los meses de Octubre a Mayo y para refrigeración-SCV* los meses de Junio a Septiembre. Obsérvese que para representar la severidad climática se ha añadido un *. Razonablemente, las formulas dadas en el CTE para calcular la severidad climática y clasificar las localidades por zonas climáticas son idénticas a las utilizadas para la calificación de edificios; sin embargo, e incompresiblemente, las constantes de ajuste son diferentes. De esto puede inferirse, con alto grado de certidumbre, que las severidades climáticas calculadas con ambos procedimientos serán diferentes. Por otro lado, no se ponen a disposición pública los datos climáticos utilizados (GD20 y n/N) ni los resultados obtenidos para las severidades climáticas, por lo que no se puede contrastar la hipótesis ni juzgar como certeros los resultados obtenidos cuando aplicamos nuestros datos climáticos, que serán distintos si proceden de otras fuentes. Los documentos mencionados explican que los valores de referencia para la demanda de agua caliente sanitaria se han calculado de acuerdo con las especificaciones de la sección HE4 del CTE [5]; es decir utilizando los caudales por ocupante (viviendas unifamiliares: 30 litros/día/persona a 60ºC, bloques de viviendas: 22 litros/día/persona a 60ºC) y temperaturas de alimentación del agua fría indicados de la norma UNE 94002 [6] (ver Anexo de datos climáticos). En relación al número de ocupantes por vivienda se ha considerado una tasa constante de 1 ocupante cada 33,3 m2, que se corresponde con el valor medio obtenido en el Censo de Edificación 1991-2000 del INE. Los documentos mencionados también explican, puesto que es su objetivo final, cómo calificar los edificios residenciales en función de sus consumos reales de energía, Por ejemplo, para viviendas unifamiliares de nueva construcción en Madrid se obtienen los límites entre clases mostrados en las Figuras 2 y 3. Figura D.48: Etiquetado de viviendas según demanda de calefacción en Madrid [3] Figura D.49: Etiquetado de viviendas según demanda de refrigeración en Madrid [3] Los valores de referencia para viviendas unifamiliares de nueva construcción en Madrid son de 64,4 kWh/año/m2 para calefacción y 15,7 kWh/año/m2 para refrigeración. Utilizando el procedimiento de calificación en modo inverso podemos determinar los consumos de energía para edificios con mayor ó menor eficiencia normativa. 119 D.4. Proyecto SECH-SPAHOSEC A continuación se presenta un resumen de los resultados obtenidos en el proyecto reciente SECH-SPAHOSEC [7] donde se analiza el consumo energético del sector residencial en España y se aporta una información estadística interesante sobre dicho consumo. El sector residencial es un sector clave en el contexto energético actual, tanto nacional como comunitario, debido a la importancia que reviste sus necesidades energéticas, que en España, y en términos de energía final, significan el 17% del consumo final total y el 25% de la demanda de energía eléctrica. Diversos factores explican la tendencia al alza de sus consumos energéticos, tales como el incremento del número de hogares, el mayor confort requerido por los mismos y, consecuentemente, el aumento de equipamiento. Véase la Figura 4. Figura D.50: Tendencias del consumo energético (ktep/año) del sector residencial en España [7] El Reglamento (CE) No 1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de octubre de 2008 [8], relativo a las estadísticas sobre energía, establece un marco común para la elaboración, transmisión, evaluación y difusión de estadísticas comparables sobre energía en la Comunidad. El artículo 9 de dicho reglamento hace referencia a las estadísticas sobre energías renovables y sobre el consumo final de energía, señalando la necesidad de mejora de la calidad de las estadísticas vigentes sobre energías renovables y sobre el consumo final de energía. Esto adquiere mayor relevancia en sectores como el residencial, donde la escasa información y fiabilidad de las estadísticas energéticas disponibles, limitadas en su alcance a consumos energéticos agregados, conlleva un conocimiento escaso sobre los detalles de los consumos energéticos. La ignorancia supone una barrera insalvable de cara al diseño de políticas y actuaciones eficaces orientadas a la mejoras de eficiencia en este sector, así como a su análisis y evaluación. Esto último resulta especialmente necesario en el marco del seguimiento de las políticas comunitarias actualmente vigentes en materia de eficiencia energética y edificios. España, representada por el Instituto de Diversificación y Ahorro Energético (IDAE), como Entidad Pública Empresarial adscrita al Ministerio de Industria, se unió a la propuesta de Eurostat, a través del Proyecto SPAHOUSEC (Analysis of the Energy Consumption in the Spanish Households), que constituye la versión española del proyecto SECH. 120 La información relativa al censo de viviendas y consumo de energía toma en cuenta tres zonas climáticas: Atlántico (Pontevedra, La Coruña, Lugo, Asturias, Santander, Vizcaya y Guipúzcoa), 2 Mediterráneo (Gerona, Barcelona, Tarragona, Castellón, Valencia, Alicante, Murcia, Almería, Granada, Málaga, Cádiz, Huelva, Sevilla, Córdoba, Jaén, Islas Baleares e Islas Canarias), y Continental (las provincias de la España peninsular no mencionadas en las zonas anteriores). Tabla D.52: Número de viviendas según tipo de vivienda y zona climática [7]. Unifamiliar Piso TOTAL Atlántico 580.240 1.673.181 2.253.421 Continental 1.649.042 4.133.792 5.782.834 Mediterráneo 2.867.948 6.295.427 9.163.375 TOTAL 5.097.230 12.102.400 17.199.630 Tabla D.53: Superficie media (m2) de las viviendas [7]. Unifamiliar Piso TOTAL Atlántico 126,7 82,2 93,7 Continental 150,6 84,7 103,5 Mediterráneo 136,8 88,7 103,8 TOTAL 140,2 86,5 102,4 Calefacción Las viviendas unifamiliares son las más equipadas con el servicio de calefacción, así como en las zonas climáticas Continental y Mediterránea. En general, dominan los sistemas individuales de calefacción con el 82% de los hogares, mientras que la calefacción central está presente sólo en el 8% de los hogares, porcentaje que se incrementa hasta 18% en la zona Continental. El equipo de calefacción mayoritario es la caldera convencional, presente en cerca de la mitad de los hogares españoles, alcanzando su máxima representatividad en la zona Continental y en las viviendas en bloque. En la zona Mediterránea son preferidos los equipos de calefacción eléctricos como bombas de calor reversibles, calefactores y radiadores. Por su parte, la penetración de equipamientos más eficientes como las calderas de condensación aún es escasa, limitándose al 1% de los hogares con calefacción. Las fuentes energéticas utilizadas mayoritariamente en calefacción son la electricidad (46%) y el gas natural (32%). En la zona Mediterránea prepondera la electricidad, mientras que en la zona Continental, ocurre lo propio con el gas natural. Refrigeración/ Aire acondicionado El 49% de los hogares españoles dispone de algún tipo de sistema de aire acondicionado, básicamente de tipo individual. No se aprecien diferencias por el tipo de vivienda. Las diferencias están marcadas por la climatología, siendo la zona Mediterránea, la más equipada con el 67% de los hogares, mientras que en la zona Atlántica apenas alcanza al 1% de los hogares. El equipo dominante es la bomba de calor reversible, con una penetración a nivel nacional del 78%, elevándose esta cifra al 83% en la zona Mediterránea, y al 84% en las viviendas unifamiliares. Agua Caliente Sanitaria El servicio de agua caliente sanitaria, está presente en la práctica mayoría de todos los hogares, con predominio del tipo de sistemas individuales frente a los sistemas colectivos. Las fuentes energéticas más utilizadas son el gas natural (40%), el butano (26%) y la electricidad (22%). 121 Tabla D.54: Desagregación del consumo de energía final por usos [7] Nota: 1 TJ  278 MWh  23,9 tep Figura D.51: Desagregación del consumo final de energía por usos [7]. 122 Tabla D.55: Desagregación del consumo de energía final por fuentes y usos [7]. Figura D.52: Desagregación del consumo final de energía por fuentes [7]. 123 Consumo de energía por hogar (GJ/año) El consumo medio de un hogar español es 10.521 kWh al año (aprox. 0,90 tep/año ó 38 GJ/año), siendo predominante, en términos de energía final, el consumo de combustibles, 1,8 veces el consumo eléctrico. El 62% del consumo eléctrico corresponde a los electrodomésticos, y en menor medida a la iluminación, cocina y los servicios de calefacción y ACS. Tabla D.56: Consumo de energía medio por hogar [7]. GJ/año Zona Atlántica Zona Continental Zona Mediterránea Unifamiliar Piso Unifamiliar Piso Unifamiliar Piso Calefacción 32,7 6,7 49,2 15,5 28,6 4,9 ACS 5,0 8,1 6,7 8,3 5,8 5,9 Aire acondicionado 0,06 0,02 0,37 0,33 0,43 0,30 Cocina 5,9 3,4 4,1 2,5 2,9 1,8 Iluminación 1,2 1,3 1,5 1,0 1,7 1,7 Electrodomésticos 9,0 6,8 8,9 7,6 8,2 7,5 TOTAL 53,86 26,32 70,77 35,23 47,63 22,10 D.5. Potencial de aplicación y selección de ciudades En este apartado se estudian las oportunidades de aplicación al sector residencial de los sistemas solares térmicos de gran tamaño para distintas zonas climáticas de la geografía española. Para ello se realiza un análisis introductorio que contrasta las demandas de energía (ACS, calefacción y refrigeración) y la radiación solar en las distintas capitales de provincia. Para el diseño de los sistemas solares térmicos que atienden demandas de servicios energéticos en el sector residencial, es necesario partir de una información básica sobre la localidad de implantación: i) la demanda previsible de los diferentes servicios, y ii) datos climatológicos relevantes (radiación solar, temperatura ambiente, temperatura del agua de red, etc.). En España, el Código Técnico de Edificación impone una clasificación del territorio según zonas climáticas que afecta a los proyectos de instalaciones de servicios energéticos en edificios. En el Apéndice E de la Sección HE1 se define la Severidad Climática de Invierno y la Severidad Climática de Verano. En la sección HE4 se clasifican las ciudades españolas por zonas climáticas según su radiación solar global sobre superficie horizontal. En la Tabla 11 se muestran las zonas climáticas correspondientes a las capitales de provincia, para los criterios de invierno (SCI, la severidad crece en orden alfabético), verano (SCV, la severidad crece en orden numérico) y radiación solar (RAD, la radiación crece en orden numérico). El valor de la temperatura media anual (TMA, en ºC) proviene de la Agencia Estatal de Meteorología. La radiación solar global anual sobre superficie horizontal (GSr, en kWh/m2) proviene de la Norma UNE 94003 [9] y de la base de datos climáticos del programa ENERGY PLUS. La demanda energética del sector residencial atendible con energía solar térmica comprende la calefacción, el agua caliente sanitaria y la refrigeración. Como consecuencia directa del clima las distintas ciudades tendrán diferentes necesidades según su localización. En el documento Escala de Calificación Energética para Edificios de Nueva Construcción se puede encontrar una tabla resumen con los valores de referencia para los consumos en bloques de viviendas (ver Tabla 4). Estos se muestran también en la Tabla 11: demanda anual de ACS (DDr, en kWh/m2), demanda anual de calefacción (HDr, en kWh/m2) y demanda anual de refrigeración (CDr, en kWh/m2). 124 Tabla D.57: Datos climáticos y de demanda [3, 5, 9]. Ciudad SCI SCV RAD TMA (ºC) GSr (kWh/m2) DDr (kWh/m2) HDr (kWh/m2) CDr (kWh/m2) Albacete D 3 V 13,6 1666 13,1 49,1 9,7 Alicante B 4 V 17,8 1751 12,3 13,2 16,7 Almería A 4 V 18,7 1787 12,1 10,8 19,1 Ávila E 1 IV 10,4 1595 13,7 69,5 0,0 Badajoz C 4 V 16,6 1726 12,6 27,4 17,1 Barcelona C 2 II 15,5 1524 12,8 28,3 8,0 Bilbao C 1 I 14,3 1078 13,0 40,0 0,0 Burgos E 1 II 10,1 1433 13,8 77,1 0,0 Cáceres C 4 V 16,1 1665 12,7 32,1 19,0 Cádiz A 3 IV 17,7 1809 12,3 9,0 14,6 Castellón B 3 IV 17,0 1619 12,5 21,4 13,1 Ceuta B 3 V 16,1 1649 12,6 18,3 5,7 Ciudad Real D 3 IV 14,7 1658 13,0 45,0 13,2 Córdoba B 4 IV 17,6 1731 12,4 23,5 22,4 Cuenca D 2 III 12,6 1564 13,3 60,9 5,6 Gerona C 2 III 14,3 1414 13,0 42,4 6,4 Granada C 3 IV 15,1 1777 12,9 37,4 12,5 Guadalajara D 3 IV 10,2 1463 13,1 50,4 7,8 Huelva B 4 V 18,1 1751 12,3 12,6 18,3 Huesca D 2 III 13,6 1590 13,1 50,6 7,9 Jaén C 4 IV - 1760 12,3 26,2 22,3 La Coruña C 1 I 14,4 1314 13,0 30,0 0,0 Las Palmas A 3 V 20,7 1944 11,8 3,5 11,1 León E 1 III 10,9 1515 13,6 65,5 0,0 Lérida D 3 III 14,7 1661 13,0 42,0 12,4 Logroño D 2 II 13,5 1443 13,2 47,4 5,9 Lugo D 1 II 11,5 1267 13,5 60,2 0,0 Madrid D 3 IV 14,6 1559 13,0 43,2 10,8 Málaga A 3 IV 18,0 1765 12,3 13,4 16,1 Melilla A 3 V 18,6 1617 12,2 9,3 14,2 Murcia B 3 IV 17,8 1599 12,5 19,8 12,5 Orense C 2 II 14,5 1323 13,0 43,2 5,7 Oviedo C 1 I 12,9 1151 13,3 48,3 0,0 Palencia D 1 II - 1577 13,5 61,2 0,0 Palma B 3 IV 17,9 1648 12,4 14,4 15,9 Pamplona D 1 II 12,5 1406 13,3 57,5 0,0 Pontevedra C 1 I 14,8 1514 12,9 26,5 0,0 Salamanca D 2 III 11,7 1623 13,5 62,3 2,7 San Sebastián C 1 I 14,4 1171 13,2 46,9 0,0 Santander C 1 I 14,1 1241 13,0 33,0 0,0 Santa Cruz A 3 V 21,2 2027 11,8 3,5 15,6 Segovia D 2 III 11,9 1484 13,5 65,7 4,2 Sevilla B 4 V 18,6 1786 12,3 16,6 23,4 Soria E 1 III 10,6 1493 13,7 72,1 0,0 125 Tarragona B 3 III 15,8 1586 12,4 21,8 16,4 Teruel D 2 III 11,8 1554 13,5 64,5 2,8 Toledo C 4 IV 15,4 1677 12,8 39,0 18,9 Valencia B 3 IV 17,8 1612 12,5 21,3 12,6 Valladolid D 2 II 12,3 1551 13,3 60,6 4,5 Vitoria D 1 I 11,5 1297 13,5 65,4 0,0 Zamora D 2 III 12,7 1596 13,3 56,3 5,3 Zaragoza D 3 IV 15,0 1537 12,9 40,6 11,4 Figura D.53: Demanda de calefacción (HDr) y radiación solar (GSr) para capitales españolas [10, 11] La ubicación geográfica de los edificios residenciales determina pues, a través de las condiciones climáticas reinantes, la oportunidad de instalar sistemas de suministro energético accionados con energía solar térmica. La magnitud y distribución de las demandas térmicas afectarán al tamaño y tipo del sistema a instalar. En la Figura 7 se muestra un estudio analizando la oportunidad de instalar grandes sistemas solares térmicos con acumulación estacional para atender las demandas de calor en las diferentes ciudades de la geografía española. En abscisas se representa la demanda anual de calefacción (HDr) y en ordenadas la radiación solar anual sobre superficie horizontal (GSr). Se puede observar el amplio rango en el que se encuentran las distintas ciudades, como consecuencia de las distintas zonas climáticas existentes en nuestro país. Analizando la Figura 7 se pueden obtener criterios sobre la oportunidad de mercado que ofrecen las diferentes ciudades a los grandes sistemas solares térmicos con acumulación estacional:  En primer lugar se pueden localizar ciudades donde estas instalaciones serán poco rentables, simplemente porque la demanda anual de calefacción es reducida (< 25 kWh/m2). En este caso el bajo factor de utilización de una instalación cara dificulta recuperar la inversión realizada con el ahorro de energía obtenido. Dentro de este grupo se encuentran ciudades con una demanda elevada de refrigeración y mucha radiación solar (Valencia, Murcia, Andalucía y Canarias) 010 20 30 40 50 60 70 80 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 HDr [kWh/(m2·año)] GSr [kWh/(m2·año)] Burgos Avila Zaragoza Lugo Vitoria Granada Albacete Oviedo Pamplona La Coruña Gerona Logroño León Madrid Barcelona Valladolid Cuenca Teruel Caceres Badajoz Guadalajara Huesca Pontevedra Orense Soria Salamanca Segovia Palencia Zamora San Sebastian Santander Bilbao Toledo Ciudad Real Lerida Jaén 126 donde son más adecuados los sistemas de refrigeración solar que no requieren instalar acumulación estacional.  Otro grupo de ciudades incluye aquellas donde la combinación de radiación solar y demanda ofrece pocas oportunidades. Por ejemplo, ciudades con una demanda de calefacción importante pero poca radiación solar. En ellas los sistemas solares tendrían que ser sobredimensionados con el coste que esto supone. Muchas ciudades de la cornisa cantábrica se encuentran en este grupo.  Por último, están las ciudades donde parece existir una oportunidad de mercado. Son aquellas que disponen de una radiación solar elevada y cuyo clima exige mucha demanda de calefacción. Figura D.54: Localización en el mapa de España de las ciudades seleccionadas. Para los estudios y análisis ya realizados [1, 10-14] se eligieron las 11 ciudades que: i) se señalan en el mapa de las Figuras 1 y 8, ii) se marcan en azul en la Figura 7, y iii) aparecen sombreadas en la Tabla 11. Un primer criterio restrictivo fue limitar la elección a ciudades con una demanda mayor de 25 kWh/m2. Dentro de ese rango, se tomó como segundo criterio que las ciudades elegidas circundaran aproximadamente los límites de aplicación buscando la mayor variedad posible tanto de demanda de calefacción como de radiación solar. Por tanto los resultados obtenidos, comprenden lo que puede esperarse de la aplicación de los sistemas solares de calefacción de distrito en toda la geografía española. Frago et al. [10,11] realiza comentarios adicionales sobre el potencial de aplicación de los sistemas solares de distrito cuando se consideran otras demandas (ACS y refrigeración) ó un conjunto de ellas. Los estudios y análisis citados consideraron tanto la demanda de calefacción como la de agua caliente sanitaria. 127 D.6. Bibliografía [D.1] A. Anastasia. Simulation and thermo-economic analysis of central solar heating plants. Tesi di Laurea, Politecnico di Torino, 2010. [D.2] Código técnico de la edificación. Documento Básico de Ahorro de Energía, Limitación de demanda energética, DB-HE1. Real Decreto 314/2006, texto refundido con modificaciones del RD 1371/2007, de 19 de octubre, y corrección de errores del BOE de 25 de enero de 2008. http://www.codigotecnico.org [Consulta: 11 de febrero de 2013] [D.3] Escala de calificación energética para edificios de nueva construcción. IDAE, 2009. http://idae.electura.es/publicacion/90/escala_calificaci%EF%BF%BDn_energ%EF%B F%BDtica_edificios_nueva_construcci%EF%BF%BDn [Consulta: 11 de febrero de 2013] [D.4] Escala de calificación energética para edificios existentes. IDAE, 2011. http://idae.electura.es/publicacion/94/escala_calificaci%EF%BF%BDn_energ%EF%B F%BDtica_edificios_existentes [Consulta: 11 de febrero de 2013] [D.5] Código técnico de la edificación, Documento Básico de Ahorro de Energía, contribución solar mínima de agua caliente sanitaria, DB-HE4. Real Decreto 314/2006, texto refundido con modificaciones del RD 1371/2007, de 19 de octubre, y corrección de errores del BOE de 25 de enero de 2008. http://www.codigotecnico.org [Consulta: 11 de febrero de 2013] [D.6] AENOR. Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente. Cálculo de la demanda de energía térmica. AENOR UNE 94002:2005. [D.7] Proyecto SECH-SPAHOUSEC Análisis del consumo energético del sector residencial en España. IDAE, 2011. http://www.idae.es/index.php/id.171/mod.noticias/mem.detalle [Consulta: 11 de febrero de 2013] [D.8] Reglamento CE Nº1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de octubre de 2008, relativo a las estadísticas sobre energía. [D.9] AENOR. Datos climáticos para el dimensionado de instalaciones solares térmicas. AENOR UNE 94003:2007 [D.10] J. Frago. Análisis económico y geográfico de sistemas de calefacción de distrito con acumulación estacional. Proyecto Fin de Carrera, Universidad de Zaragoza, 2011. 134 E.3. Datos Para facilitar la evaluación de sistemas CSHPSS con el método simple se ha facilitado y simplificado la entrada de datos necesarios. El modulo 1 del método genera los datos necesarios en el resto de módulos a partir de los siguientes datos mínimos necesarios son: - Latitud del lugar de instalación - Demanda anual de calefacción y ACS, total ó por unidad de superficie de vivienda - Superficie útil total de las viviendas (o número de viviendas y superficie de vivienda) - Radiación media diaria sobre superficie horizontal, dato mensual - Temperatura ambiente media, mínima y máxima de un día medio, dato mensual (Tamb, Tmin, Tmax) - Grados día en base 15, dato mensual (GD15) - Temperatura del agua de red, dato mensual (Tred) - Albedo Las variables libres de diseño son: - Área útil del campo de captadores A (o RAD = A/Qd en m2/(MWh/a)) - Volumen del acumulador estacional V (o RVA = V/A en m3/m2) En el caso base que exponemos aquí supondremos que la instalación se ubica en Zaragoza. El consumo anual de calefacción puede obtenerse de simulaciones de viviendas o de medidas reales. Como se mencionó en el Anexo D, en España existen datos oficiales de demanda anual por superficie de viviendas de nueva construcción publicados por el IDAE. En la Tabla D.11 se tiene que para Zaragoza la demanda anual de calefacción es 40,6 kWh/m2 y la demanda de ACS es 12,9 kWh/m2. Suponiendo que la instalación se dimensiona para atender la demanda de 1000 viviendas de 100 m2, las demandas anuales a satisfacer serán Qcal = 4060 MWh y QACS = 1290 MWh, dando una demanda térmica total de Qd = 5350 MWh. Se realiza el cálculo de un año completo con las ratios de diseño RAD = 0,6 y RVA = 6. Área de captadores A = 3210 m2 y volumen del acumulador V = 19260 m3. La red de distrito a la que atiende nuestro sistema funciona a Tcal = 50ºC en suministro y Tret = 30ºC en retorno. La temperatura mínima del acumulador se supone igual a la de retorno Tmin = 30ºC y la máxima es Tmax = 90ºC. El ACS se sirve a la misma temperatura que la calefacción TACS = 50ºC (En su versión actual el modelo no contempla que TACS sea mayor que Tcal). Los captadores utilizados en el sistema son del tipo ARCON HT-SA 28/10 con rendimiento óptico k0 = 0,816 y coeficientes de pérdidas k1 = 2,235 W/(m2∙K) y k2 = 0,0135 W/(m2∙K2). Se instalan orientados al Sur con una inclinación de 45º. El flujo másico de entrada a los captadores es ms = 20 (kg/h)/m2. El coeficiente de reflectancia del terreno (albedo) es 0,2. El intercambiador del campo solar tiene una eficacia del 95 %. Se supone que el acumulador es un recipiente cilíndrico dispuesto con su eje en vertical y enterrado. La relación de aspecto del acumulador estacional (altura/diámetro) es RHD = 0,6. Conocido el volumen del mismo V podemos calcular las otras dimensiones: (E.1) (E.2) 135 (E.3) En nuestro ejemplo (D = 34,45 m; H = 20,67 m; Aacu = 4101 m2). El coeficiente de transferencia de calor al terreno desde el tanque es Uacu = 0,12 W/(m2∙K). Este ha sido calculado considerando un aislamiento del tanque de 25 cm de XPS (poliestireno extruido) de conductividad 0,03 W/(m∙K). La temperatura del terreno Tter a una profundidad media de 10,3 m puede suponerse constante a lo largo del año e igual a la temperatura media anual del aire (en Zaragoza; Tabla C.1, 15,0ºC). Podemos calcular la capacidad de acumulación como: (E.4) En la ecuación anterior  = 1000 kg/m3 es la densidad del agua y cp = 4180 J/kg·K su calor especifico. EAmax se expresa en MWh. La capacidad de acumulación resulta ser EAmax = 1342 MWh. Elaboración de datos (módulo 1) Para la elaboración de los datos hora a hora [h] para los días tipo del mes [m] de la temperatura ambiente Tamb[m,h] y de la radiación sobre superficie inclinada qr[m,h], se han utilizado las correlaciones mencionadas en el Anexo C. Los datos de partida fueron presentados en la Tabla C.1 de dicho Anexo. Los resultados para la temperatura ambiente se mostraron en la Tabla C.4 y los de radiación sobre superficie inclinada en la Tabla C.10. Conocida la demanda anual de calefacción, ésta puede distribuirse a lo largo del año en función de los grados día de cada mes en una base determinada (en nuestro caso tomamos como base 15ºC; ver datos de GD15 para Zaragoza en la Tabla C.1). Para evitar que el sistema funcione en meses en los que el consumo es muy bajo se ha introducido un filtro por el cual si el valor en grados día en base 15 del mes es inferior al número de días del mes el consumo de calefacción aportado por el sistema centralizado se supone nulo. (E.5) (E.6) Para realizar la distribución mensual de la demanda de ACS se ha utilizado la norma UNE 94002 [7] que estima la demanda de ACS a lo largo del año en función de la temperatura de suministro (TACS), temperatura de red de agua potable (Tred, ver datos para Zaragoza en la Tabla C.1) y el número de días del mes. (E.7) (E.8) La demanda mensual del sistema es la suma de las demandas de calefacción y agua caliente sanitaria. (E.9) El sistema puede aportar calor para satisfacer las demandas de calefacción y ACS o sólo la de calefacción. Si la producción solar centralizada sólo cubre las demandas de calefacción, la red de 136 distrito puede dejar de funcionar durante los meses de verano. En la Tabla E.1 se muestran los datos y resultados obtenidos para la distribución por meses de las demandas de calor. Tabla E.1: Datos y resultados correspondientes a la distribución mensual de la demanda. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Tred 8 9 10 12 15 17 20 19 17 14 10 8 GDACS 1302 1148 1240 1140 1085 990 930 961 990 1116 1200 1302 QACS (MWh) 125,3 110,5 119,3 109,7 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 107,4 115,5 125,3 GD15 285 222 187 99 26 1 0 0 3 52 176 286 GDcal 285 222 187 99 0 0 0 0 0 52 176 286 Qcal (MWh) 885,3 689,6 580,9 307,5 0 0 0 0 0 161,5 546,7 888,4 Qd (MWh) 1010,6 800,1 700,2 417,2 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 268,9 662,2 1013,7 Obsérvese que el modelo simple puede utilizarse sin aplicar los procedimientos de elaboración de datos aquí presentados. En este caso deberían suministrarse directamente al programa Tamb(m,h), Qr[m,h] y Qd[m], comenzando el cálculo en el módulo 2. 137 E.4. Modelo matemático Producción solar (módulo 2) El campo de captadores es el responsable de la captación de energía térmica del sistema. El rendimiento del equipo depende de varios factores: radiación recibida sobre la superficie inclinada, temperatura de entrada del fluido, caudal de entrada y temperatura ambiente. Para el cálculo de la producción de calor qc[m,h]) en W/m2 se han utilizado las ecuaciones de rendimiento de captadores solares UNE-EN 12975 [8]. Estas ecuaciones utilizan datos horarios de radiación qr[m,h] en W/m2 y la diferencia de temperatura entre el captador y el ambiente. Obsérvese que sólo se considera como calor captado si el rendimiento es positivo. ; 0) (E.10) (E.11) La temperatura media del captador Tcap se calcula como la media entre la temperatura de entrada Tent y la temperatura de salida Tsal del fluido. (E.12) La temperatura de salida del captador depende de la temperatura de entrada al captador solar, el flujo másico que pasa por el captador a lo largo de una hora ms = 20 kg/(h∙m2) y el calor especifico del fluido en el campo solar cps = 4180 J/(kg∙K). (E.13) Obsérvese que si es conocida la temperatura de entrada Tent, entonces las 4 ecuaciones anteriores nos permitirán calcular las 4 incógnitas: qc, ∆T, Tcap y Tsal. El fluido que circula por el campo de captadores transfiere calor al acumulador por medio de un intercambiador de placas con disposición de flujos a contracorriente. Suponiendo que los flujos que circulan por los circuitos primario (el flujo que circula por el campo solar) y secundario (el flujo que sale del fondo del acumulador para calentarse y retornar a la cabeza del mismo) tienen la misma capacidad calorífica y que la temperatura del acumulador a lo largo del mes se mantiene constante se obtiene la ecuación (E.14) que completa el sistema que permite calcular Tent junto con las cuatro incógnitas anteriores. La estratificación del agua juega un papel importante en la eficiencia del campo de captadores. La estratificación consiste en la aparición de un gradiente de temperaturas en el tanque debido a la variación de la densidad del agua con la temperatura. Esta se favorece si se introduce el agua caliente por la parte superior y el agua fría por la parte inferior evitando la mezcla del fluido a distintas temperaturas. El gran volumen del tanque hace que la transferencia de calor de la parte inferior a la superior sea pequeña comparada con la inercia térmica del agua y el gradiente de temperaturas se mantiene en el tiempo. El gradiente de temperaturas del tanque permite incrementar su capacidad de acumulación de calor. Para valorar este efecto se tiene en cuenta el periodo de remanencia media del agua en el acumulador estacional. A lo largo de un mes el campo de captadores y las bombas de circulación funcionan 300 horas, aproximadamente. El flujo que circula por el campo de captadores es de 20 kg/(h∙m2) ~ 0.02 m3/h. Como la capacidad calorífica de los circuitos primario y secundario son iguales podemos suponer que éste es también flujo que sale del 138 acumulador a recoger el calor captado. Suponiendo una ratio de diseño volumen del acumulador / superficie de captadores RVA = 6 m3/m2, tenemos que, en ausencia de descarga, el tiempo medio de residencia del agua en el tanque es 6/0,02 = 300 h. Así, a lo largo del mes toda el agua que ocupaba el volumen del tanque a la temperatura que estaba al finalizar el mes anterior pasará una vez a tomar calor captado. Esto permite apoyar la hipótesis considerada aquí: la temperatura media de salida del acumulador a lo largo de un mes es la temperatura del tanque al finalizar el mes anterior. La radiación mensual Qr y la producción mensual de calor del campo de captadores Qc es la suma de los valores horarios multiplicado por el área del campo de captadores A y el número de días del mes. Las ecuaciones siguientes permiten calcular su valor mensual en MWh/mes. (E.15) (E.16) La Tabla 2 muestra la producción solar horaria y mensual en el ejemplo considerado. Tabla E.2: Producción solar, qc[m,h] en W/m2 y Qc[m] en MWh/mes. Hora\mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 7 0 0 0 13 46 33 8 0 0 0 0 0 8 0 41 82 116 155 146 135 86 0 0 0 0 9 91 156 202 231 274 267 270 226 126 47 0 27 10 192 273 321 342 385 379 396 359 251 170 94 126 11 276 367 416 429 471 466 494 464 352 269 184 208 12 324 421 470 479 520 515 550 523 410 327 236 255 13 327 424 474 482 524 519 554 528 414 331 239 257 14 284 376 426 439 482 478 508 478 366 282 195 215 15 204 287 338 358 402 398 418 383 274 191 111 138 16 106 176 224 253 296 292 299 257 156 74 8 43 17 10 62 106 140 180 175 168 120 30 0 0 0 18 0 0 2 36 70 60 40 0 0 0 0 0 19 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 mes 180,6 232,2 304,6 319,7 379,0 359,1 382,1 340,6 229,2 168,2 102,8 126,2 Balance mensual (módulo 3) El balance mensual del sistema requiere utilizar las condiciones de carga mínima y máxima del acumulador. Esto permite introducir los efectos de carga y descarga del tanque cumpliendo estos límites, determinar si es necesario utilizar energía auxiliar para atender la demanda ó despilfarrar parte del calor "teóricamente" captado. Todos los flujos de calor que aparecen en las ecuaciones de este módulo se expresan en MWh/mes. Se ha estimado que para los casos de cálculo en España, empleando el colector seleccionado y el caudal específico impuesto, el agua caliente producida en el campo de captadores tendrá una temperatura media igual o superior a la de suministro incluso en los meses más fríos. Se utiliza la variable Qe que expresa la cantidad de calor que se puede acumular. Se impone que el calor captado atenderá primero la demanda y sólo una vez cubierta en su totalidad quedará un remanente Qe que estará disponible para cargar el acumulador estacional. También se obtiene como resultado el valor de Qb que representa el calor captado en el mes que atiende la demanda de ese mes. (E.17) (E.18) 139 La transferencia de calor al ambiente desde el acumulador Ql se calcula multiplicando el coeficiente de transferencia de calor del tanque Uacu en W/(m2∙K) por la superficie del tanque Aacu en m2, por la diferencia de temperatura entre el tanque y el terreno (Tter), y por el número de horas del mes. Se utiliza la temperatura del acumulador al comienzo del mes para calcular las pérdidas de calor en el tanque durante el mes. (E.19) Para determinar el proceso de carga y descarga del tanque se emplea la variable intermedia Qsx que expresa la máxima cantidad de calor que puede ser descargada. (E.20) A continuación se determina la necesidad de calor auxiliar Qg a lo largo del mes. (E.21) Finalmente se calcula la cantidad de calor descargado Qs como diferencia entre la demanda y la suma de la producción directa Qb y del calor auxiliar. (E.22) El calor solar mensual producido por el sistema es suma del calor producido y consumido en el mes más el calor mensual descargado del acumulador. (E.23) La carga teórica del acumulador al final del mes EAx se calcula sin introducir el límite máximo de temperatura. (E.24) La carga real EA será la calculada siempre que no supere a la máxima (E.25) La temperatura en el acumulador al final del mes será (E.26) El conjunto de ecuaciones anteriores permite determinar los flujos de calor del sistema durante el mes y la energía acumulada al final del mismo a partir del conocimiento de la energía inicial presente en el acumulador; es decir, de la energía acumulada con que terminó el mes anterior. Para el cálculo de las pérdidas de calor Ql también se requiere la temperatura del acumulador Tacu en dicho momento. Las instalaciones reales cuentan con sistemas de seguridad que paran las bombas cuando la temperatura en el acumulador se aproxima a los 100ºC. La parada reduce el número de horas de funcionamiento del campo de captadores y se denominan stagnament hours. La temperatura de control elegida en nuestro caso es Tmax = 90ºC. Cuando la temperatura media del tanque supera este 140 valor se produce un rechazo de energía Qx equivalente al calor que no se habría captado por la parada de máquinas. (E.27) El cálculo de la instalación se realiza para un ciclo anual en el cual la carga y la temperatura del acumulador al finalizar el año es la misma que al comenzar el año. (E.28) (E.29) La Tabla 3 muestra las variables involucradas en el cálculo mensual del caso base. Tabla E.3: Balance mensual (E en MWh, Q en MWh/mes, T en ºC). Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Qd 1010,6 800,1 700,2 417,2 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 268,9 662,2 1013,7 Qr 304,8 358,9 457,9 469,9 536,1 542,8 609,8 604,8 501,0 446,2 337,8 288,4 Qc 180,6 232,2 304,6 319,7 379,0 359,1 382,1 340,6 229,2 168,2 102,8 126,2 Qb 180,6 232,2 304,6 319,7 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 168,2 102,8 126,2 Qe 0 0 0 0 274,5 263,9 292,6 248,1 133,9 0 0 0 Qx 0 0 0 0 0 0 0 0 73 0 0 0 Ql 5,5 4,9 5,3 5,1 5,2 9,3 13,7 18,3 21,3 23,9 21,2 12,4 Qs 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100,7 559,4 407,1 EA -5,5 -10,4 -15,7 -20,8 248,6 503,3 782,2 1012,0 1124,6 1000,0 419,4 0 Tacu 29,8 29,5 29,3 29,1 41,1 52,5 65,0 75,3 80,3 74,7 48,8 30,0 Qg 830,0 567,9 395,6 97,6 0 0 0 0 0 0 0 480,4 Qsolar 180,6 232,2 304,6 319,7 104,4 95,3 89,5 92,5 95,3 268,9 662,2 553,3 No se ha incluido en el cálculo el consumo de energía eléctrica de las bombas, las posibles pérdidas de calor en las tuberías del campo de captadores, pérdidas de calor en intercambiadores de calor ni pérdidas de calor en otros equipos auxiliares. Tampoco se han incluido pérdidas de calor de la red de distribución. 141 E.5. Resultados Elaboración de resultados (módulo 4) Al finalizar el cálculo anual del sistema se realizan una serie de operaciones para evaluar el resultado final. Lo primero que se calcula es el acumulado anual de las principales variables que corresponden con flujos de energía (Qd, Qr, Qc, Qb, Qe, Qx, Ql, Qs, Qg y Qsolar). El balance anual del sistema de los flujos de entrada y salida (E.30) debe de ser igual a cero puesto que el cálculo se realiza para un ciclo anual. La fracción solar del sistema y el rendimiento de los captadores pueden calcularse en base mensual y anual (E.31) (E.32) El rendimiento del acumulador estacional y el rendimiento global del sistema solar sólo pueden determinarse en base anual. (E.33) (E.34) La Tabla 4 muestra los resultados para el caso base analizado. Tabla E.4: Resultados (Q en MWh/mes, MWh/a). Qr Qc Qx Ql Qd Qsolar Qg FS ηcapt ηacu ηsis Ene 304,8 180,6 0 5,5 1010,6 108,6 830,0 0,179 0,592 Feb 358,9 232,2 0 4,9 800,1 232,2 569,7 0,290 0,647 Mzo 457,9 304,6 0 5,3 700,2 304,6 395,6 0,435 0,665 Abr 469,9 319,7 0 5,1 417,2 319,7 97,6 0,766 0,680 May 536,1 379,0 0 5,2 104,4 104,4 0 1 0,707 Jun 542,8 359,1 0 9,3 95,3 95,3 0 1 0,662 Jul 609,8 382,1 0 13,7 89,5 89,5 0 1 0,627 Ago 604,8 340,6 0 18,3 92,5 92,5 0 1 0,563 Sep 501,0 229,2 0 21,3 95,3 95,3 0 1 0,458 Oct 446,2 168,2 0 23,9 268,9 268,9 0 1 0,377 Nov 337,8 102,8 0 21,2 662,2 662,2 0 1 0,304 Dic 288,4 126,2 0 12,4 1013,7 553,3 480,4 0,526 0,438 AÑO 5458 3124 0 146 5350 2978 2372 0,557 0,572 0,953 0,546 142 Análisis de resultados Sin entrar en una discusión detallada de los resultados obtenidos cabe señalar lo siguiente. La fracción solar alcanzada es del 55,7% por lo que cabe pensar en aumentar el área de colectores buscando incrementar su valor. Por otro lado, vemos que el acumulador no termina totalmente cargado; a finales de Septiembre se alcanza la máxima temperatura de 80,3ºC (Tabla 3), cuando habíamos supuesto que la carga completa equivalía a alcanzar los 90ºC. Vamos analizar a continuación ambas cuestiones en orden inverso al que han sido planteadas. Una hipótesis razonable consiste en considerar que debe aprovecharse al máximo la capacidad del acumulador; es decir, que se alcance la temperatura máxima una vez al año con un despilfarro de calor Qx nulo. En nuestro caso, los resultados obtenidos indican que el acumulador está sobredimensionado; por ello, a continuación vamos a determinar qué valor de RVA corresponde a dicha condición. La Tabla 5 muestra los resultados obtenidos al variar RVA con RAD constante. Tabla E.5: Resultados obtenidos para Zaragoza 1000 viviendas, RAD=0,6 m2/(MWh/a). RVA V (m3) Tmax (ºC) Qx (MWh/año) FS ηcapt ηacu ηsis 6,0 19260 80,3 0 0,557 0,572 0,953 0,546 5,9 18939 80,9 0 0,555 0,571 0,954 0,544 5,8 18618 81,5 0 0,554 0,569 0,954 0,543 5,7 18297 82,2 0 0,552 0,568 0,954 0,541 5,6 17976 82,9 0 0,551 0,566 0,954 0,540 5,5 17655 83,5 0 0,549 0,564 0,954 0,538 5,4 17334 84,2 0 0,548 0,563 0,954 0,537 5,3 17013 84,9 0 0,546 0,561 0,954 0,535 5,2 16692 85,7 0 0,544 0,559 0,954 0,534 5,1 16371 86,4 0 0,543 0,557 0,954 0,532 5,0 16050 87,2 0 0,541 0,556 0,954 0,530 4,9 15729 88,0 0 0,539 0,554 0,954 0,528 4,8 15408 88,7 0 0,537 0,552 0,955 0,527 4,7 15087 89,6 0 0,535 0,550 0,955 0,525 4,6 14766 90,0 7 0,533 0,548 0,953 0,522 4,5 14445 90,0 21 0,529 0,547 0,949 0,519 4,4 14124 90,0 35 0,526 0,546 0,944 0,515 4,3 13803 90,0 49 0,522 0,545 0,940 0,512 4,2 13482 90,0 62 0,519 0,544 0,936 0,509 4,1 13161 90,0 77 0,516 0,543 0,931 0,505 4,0 12840 90,0 92 0,512 0,542 0,927 0,502 Como puede apreciarse existe una relación RVA critica (aprox. 4,7) por debajo de la cual el acumulador alcanza la temperatura máxima y se hace necesario despilfarrar parte del calor captado (en la práctica resulta más eficiente evitar captarlo parando las bombas de circulación). En la Figura 3 puede apreciarse también que aumentar RVA por encima del valor crítico conlleva un efecto positivo menor en la fracción solar. 143 Figura E.3: Fracción solar y calor despilfarrado en función del volumen de acumulación. La hipótesis planteada en el punto anterior, de utilizar como condición de diseño el volumen de acumulación crítico ha sido apoyada por otros autores, pero debería validarse con un análisis económico más preciso. A continuación vamos a analizar el efecto de variar el área de colectores instalada. La fracción solar y el ratio RVA que se obtiene aumentando el área de captadores con el volumen de acumulación crítico se muestra en la Figura 4. En general se observan las tendencias siguientes al aumentar RAD desde 0,50 hasta 1,20: i) el rendimiento de los captadores ηcol disminuye linealmente desde 0,56 hasta 0,51; ii) el rendimiento del acumulador estacional ηacu aumenta ligeramente desde 0,87 hasta 0,89; iii) el rendimiento solar de la instalación ηsis disminuye linealmente desde 0,53 hasta 0,48; iv) la fracción solar FS aumenta linealmente desde 0,45 hasta 0,99; v) la relación RVA crítica aumenta significativamente. Figura E.4: Fracción solar y RVA critica en función de RAD. En conclusión, conseguir una fracción solar más elevada no solo exige, como es lógico, una mayor superficie de captadores sino también un volumen relativo mayor de almacenamiento. 4,0 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0 5,2 5,4 5,6 5,8 6,0 0,50 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 -20 0 20 40 60 80 100 RVA FS Qx [MWh/año] 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 RAD RVA FS