Diseño de un sistema solar activo de baja temperatura para la obtención de agua caliente sanitaria. Aplicación al caso real de una empresa de Sant Cugat del Vallès

Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 1 Resumen El objetivo del proyecto es analizar la viabilidad técnica y económica de la instalación de un sistema solar activo de baja temperatura para la obtención de ACS (agua caliente sanitaria) en una empresa privada de Sant Cugat del Vallés. Dicha instalación se plantea en dos edificios de características bien diferenciadas: en un caso se trata de un edificio ya construido y en uso, mientras que el segundo caso considera un edificio en fase de construcción. El primero de los dos estudios realizados se describe en el proyecto de manera detallada, mientras que el segundo se presenta de manera resumida. En ambos casos, la metodología de cálculo y los criterios utilizados coinciden plenamente y constan principalmente de las siguientes fases: - A partir de las necesidades energéticas, se determina la cantidad de captadores térmicos necesarios para satisfacerlas. Son necesarios datos de radiación solar locales, de diseño de la instalación (ubicación, inclinación y orientación del campo de captadores), técnicas del captador, datos de temperatura ambiente y del agua locales, entre muchas otras. - Una vez se obtiene la superficie total necesaria y la producción energética, se busca una ubicación real, se dimensiona el volumen de acumulación, el subsistema de intercambio, el subsistema de regulación y control y el subsistema hidráulico. Son necesarios datos de caudal, pérdidas de carga, volúmenes de fluido a circular, datos de transferencia de calor, criterios corroborados por la experiencia de instalaciones anteriores (APERCA, pliego de condiciones técnicas del IDAE...), etc. - Finalmente, se estima un presupuesto y se hace un estudio de rentabilidad económica para el proyecto. Para el edificio ya construido, se estudia la forma de acoplar la instalación solar a las instalaciones existentes, desde el punto de vista de la viabilidad técnica real y, en la medida de lo posible, minimizando el periodo de retorno de la inversión a realizar. Los resultados obtenidos en este primer estudio muestran como los problemas reales de implantación en un edificio ya construido y no diseñado para la instalación solar, sumados al hecho de ahorrar en un combustible relativamente barato – como es el gas natural-, hacen la instalación económicamente inviable. Por otro lado, en el edificio en construcción el sistema solar sí se ha demostrado viable y se instalado de manera efectiva. Aunque su dimensión es cerca de diez veces menor al estudiado extensamente en el presente proyecto, presenta óptimas cualidades de funcionamiento y aporta un 54% de las necesidades energéticas teóricas a dicho edificio. Pág. 2 Memoria Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 3 Sumario RESUMEN_______________________________________________ 1 SUMARIO _______________________________________________ 3 1- INTRODUCCIÓN AL PROYECTO ________________________ 7 1.1- Objeto del proyecto.......................................................................................7 1.2- Motivación personal......................................................................................7 1.3- Marco y alcance .............................................................................................8 1.4- Objetivos y criterios.......................................................................................9 2- INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR TÉRMICA ________ 10 2.1- Conceptos fundamentales..........................................................................10 2.2- Perspectivas de mercado............................................................................11 3- CARACTERÍSTICAS DE LA INSTALACIÓN _______________ 13 3.1- Localización y características de la instalación.......................................13 3.2- Necesidades de Agua Caliente Sanitaria (ACS).......................................14 3.3- Instalaciones existentes..............................................................................15 3.4- Principios de diseño....................................................................................16 4- DOCUMENTACIÓN___________________________________ 19 4.1- Legislación....................................................................................................19 4.1.1- Comunitaria .............................................................................................19 4.1.2- Estatal......................................................................................................19 4.1.3- Municipal..................................................................................................20 4.2- Normativa técnica de consulta...................................................................20 4.3- Subvenciones y ayudas..............................................................................21 4.4- Criterios de buenas prácticas ....................................................................22 5- CÁLCULO DE NECESIDADES__________________________ 24 5.1- Estimación de la demanda de ACS............................................................24 5.2- Medidas diarias/horarias de consumo real de ACS.................................26 5.3- Cálculo de la demanda anual .....................................................................32 Pág. 4 Memoria 6- DISEÑO DE LA INSTALACIÓN__________________________35 6.1- Generalidades..............................................................................................35 6.2- Estudio de la corrosión en la instalación .................................................35 6.2.1- Introducción............................................................................................. 35 6.2.2- Subsistema de distribución y red de fontanería interior.......................... 36 6.2.3- Subsistema de acumulación................................................................... 44 6.2.4- Subsistema de captación........................................................................ 46 6.2.5- Implicaciones de la corrosión de los captadores.................................... 58 6.3- Subsistema de captación............................................................................60 6.3.1- Selección del captador ideal ................................................................... 60 6.3.2- Conexión de los captadores.................................................................... 65 6.3.3- Orientación e inclinación de la superficie de captación.......................... 66 6.3.4- Dimensionado de la superfície de captación.......................................... 67 6.3.5- Ubicación espacial de la superficie de captación ................................... 72 6.4- Subsistema de acumulación......................................................................76 6.4.1- Generalidades......................................................................................... 76 6.4.2- Parámetros básicos................................................................................. 77 6.4.3- Dimensionamiento del sistema de acumulación .................................... 77 6.4.4- Selección del elemento y ubicación espacial.......................................... 81 6.5- Subsistema hidráulico y de distribución..................................................82 6.5.1- Criterios generales .................................................................................. 82 6.5.2- Circuito primario ...................................................................................... 83 6.5.3- Circuito secundario.................................................................................. 99 6.5.4- Esquema de principio del circuito hidráulico......................................... 100 6.6- Subsistemas de intercambio y de regulación y control........................101 6.6.1- Subsistema de intercambio................................................................... 101 6.6.2- Subsistema de regulación y control...................................................... 102 6.7- Seguridad e higiene...................................................................................105 6.7.1- La legionella .......................................................................................... 105 7- PRESUPUESTO_____________________________________107 8- ESTUDIO DE RENTABILIDAD _________________________109 8.1- Introducción ...............................................................................................109 8.2- Cálculos......................................................................................................109 Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 5 9- INSTALACIÓN SOLAR REALIZADA EN EL EDIFICIO B6 ___ 111 9.1- Marco...........................................................................................................111 9.2- Necesidades energéticas..........................................................................111 9.3- Instalaciones necesarias...........................................................................112 9.4- Estudio de rentabilidad.............................................................................116 9.5- Instalación realizada..................................................................................117 CONCLUSIONES _______________________________________ 120 AGRADECIMIENTOS____________________________________ 121 BIBLIOGRAFÍA_________________________________________ 123 ANEXOS A. CÁLCULOS B. PLANOS Y ESQUEMAS C. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 7 1- Introducción al proyecto 1.1- Objeto del proyecto El siguiente proyecto es un estudio completo de un sistema solar activo de baja temperatura para la obtención de agua caliente sanitaria (ACS) en una empresa privada de la provincia de Barcelona. El estudio se ha llevado a cabo para un edificio ya existente y para uno de nueva construcción de forma mucho más breve. 1.2- Motivación personal Al principio de la explotación de los combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón mineral) estos se consideraban ilimitados y su impacto ambiental despreciable. El extraordinario crecimiento de la población mundial, junto a la mayor dependencia de dichos combustibles y al aumento del consumo per cápita de estos recursos, ha propiciado que sólo queden reservas de petróleo disponibles para su explotación económica durante la primera mitad del siglo XXI. Por otro lado el consumo masivo de hidrocarburos está produciendo alteraciones en la atmósfera a nivel mundial; cada vez aumentan más los niveles de dióxido de carbono que produce el conocido efecto invernadero y por tanto, las temperaturas promedio mundiales cada vez suben más. Ya desde hace algunos años, se hace más patente la necesidad de buscar alternativas energéticas que no supongan un deterioro del medioambiente. Entre ellas, la energía solar es una buena candidata. Personalmente, me he sentido atraído hacia las energías renovables, ya que considero un reto el simple hecho de obtener energía para cubrir nuestras necesidades de forma efectiva, económica y respetuosa con el medioambiente. A pesar de que España es uno de los países con más capacidad de aprovechamiento solar de Europa, aún no dispone de suficiente legislación, normativa específica o de proyectos ni instalaciones realizadas que indiquen el camino óptimo a seguir para aplicar esta tecnología, si la comparamos con otros países del continente. Por ello, por la toma de conciencia adquirida en los estudios y a raíz de mi estancia en el departamento Pág. 8 Memoria de medioambiente, prevención de riesgos, mantenimiento y construcciones de una empresa multinacional preocupada por estos temas surge mi interés en este proyecto. El estudio se inició para un edificio ya existente con un consumo relativo importante de agua caliente sanitaria y durante la realización del mismo se planteó la posibilidad de una instalación solar para agua caliente sanitaria en un edificio de nueva construcción. A raíz del estudio de rentabilidad, los requerimientos solares de las ordenanzas para los edificios de nueva construcción y la preocupación ambiental de la empresa, la instalación se ha llevado a cabo. 1.3- Marco y alcance El presente proyecto se sitúa dentro de una etapa temporal dónde la sociedad ya ha tomado conciencia de la problemática energética existente pero por varias dificultades aun cuesta aplicar las instalaciones solares con buenas garantías de rentabilidad a corto y medio plazo. A partir de los últimos años se ha reconocido como inevitable que la oferta de energía debe sufrir una transición desde su actual dependencia de los hidrocarburos hacia aplicaciones energéticas más diversificadas (aprovechar las fuentes de energía renovables). Sin embargo, a pesar de los avances tecnológicos de las últimas décadas, el aprovechamiento solar ha sido insignificante, comparándolo con el consumo global de energía en el mundo. A priori y actualmente, este tipo de proyectos no responden a una buena rentabilidad ya que las inversiones iniciales suelen ser muy elevadas para el ahorro anual que suponen. Además la inversión inicial suele ser mayor para instalaciones solares en edificios o instalaciones ya construidas que para los de nueva construcción. El alcance del proyecto incluye todo el diseño teórico necesario para el edificio ya construido, desde los cálculos de necesidades, hasta, por ejemplo, la distancia entre colectores y la potencia de las bombas necesarias. Además se propondrán los materiales, la disposición espacial de los nuevos equipos así como la manera de aprovechar los equipos ya existentes. Todo ello basado en unas instalaciones reales de una empresa privada y teniendo en cuenta más del 90% del consumo de ACS total que allí se produce. Sin embargo, no incluye diseños de instalaciones colaterales, como estructuras mecánicas de soporte o instalaciones eléctricas aunque si se pueda hacer mención de algunas características de ellas. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 9 Respecto al estudio realizado para el edificio de nueva construcción el proyecto incluye el cálculo de necesidades y posterior dimensionamiento, un estudio de rentabilidad comparando el sistema solar con sistemas eléctricos, un breve pliego de condiciones, decisiones acordadas con el instalador y por último algunas fotografías de la instalación realizada [ver apartado 9.4] 1.4- Objetivos y criterios El objetivo principal es el diseño de toda la instalación solar en base a los cálculos teóricos pertinentes además de incorporar soluciones a los problemas reales encontrados para la posterior instalación. Se pretende asimismo aprovechar los equipos ya existentes y se analizarán diversas alternativas aplicables en los puntos más relevantes para reducir costes. Los criterios considerados (por orden de prioridad) son los siguientes: - Seguridad (relevante en algunos equipos como las calderas y por tratar con agua potable de consumo humano) - Minimización máxima del periodo de retorno de la inversión. - Óptima funcionalidad (rendimiento en captadores, mínimas pérdidas de calor, sistema de control adecuado…) - Buena integración arquitectónica - Mínimo impacto ambiental Pág. 16 Memoria - Material: AISI 316L - Superficie: 4 m2 - Intercambio térmico: 97 kW - Presión diseño: 12 bar - Capacidad: 18 litros Conjunto: - Producción ACS en continuo: 2400 litros/h - Temperaturas y presiones máx: Circuito primario: 80-70ºC, 12 bar Circuito secundario: 10-60ºC, 6 bar Acumulación: 50-60ºC - Aislamiento: Poliuretano flexible de 50mm de espesor - Peso: 295 kg Dos bombas GRUNDFOS: - Tensión / frecuencia: 380V / 50Hz - Presión de Línea: 2 bar El agua potable que viene de la Red General destinada a calentarse se trata químicamente descalcificándola de manera que se obtiene un agua mucho menos agresiva para las instalaciones que la han de calentar. Se dispone de un equipo automático de elevación para abastecer 30 inodoros, 60 lavabos, 10 urinarios, 12 duchas y un vertedero (caudal de 140 litros/min y Altura manométrica de 65 metros). 3.4- Principios de diseño El actual desarrollo de la tecnología de aprovechamiento solar, no permite la consecución de una autonomía energética plena con garantías, sin el auxilio de otras fuentes energéticas, dado el carácter variable de la disponibilidad del Sol. Es conveniente encontrar una solución óptima entre inversión y ahorro energético, pero el criterio de minimizar el retorno de la inversión será el camino a seguir. No conviene realizar instalaciones que pretendan un 100% de cobertura de necesidades ya que eso implicaría una inversión tan elevada que probablemente no se recuperará en los años de vida útil de la instalación. Esto es porque, si pretendemos un 100% anual, necesitaremos una superficie de captación muy grande para cubrir la demanda en invierno, y para verano el sistema estaría sobredimensionado. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 17 Este equilibrio necesario entre inversión y ahorro energético se consigue en instalaciones cuyas dimensiones pretenden cubrir entre un 50 y 70% de la demanda térmica total. La optimización de la utilización conjunta de energías alternativas y convencionales exige la observación de los siguientes 4 principios: 1- El control de la transferencia energética entre los circuitos primario y secundario será realizado por un control de regulación diferencial. 2- El sistema debe garantizar el consumo prioritario de la energía solar, marginando el uso de la energía auxiliar a los casos en que el sistema solar no satisfaga las necesidades energéticas del edificio. 3- El sistema de calentamiento auxiliar deberá estar ubicado aguas abajo del sistema de aprovechamiento solar. 4- No debe existir mezcla de energías, es decir no debe ser mezclada el agua precalentada de los colectores con el agua calentada por la energía auxiliar. En la concepción de la instalación se han adoptado soluciones corroboradas por su rendimiento en experiencias anteriores. Así, por ejemplo, la superficie de captación se hallará configurada por filas de captadores planos conectados en paralelo, por estar considerada la conexión más correcta para la producción de ACS, por su baja temperatura y gran volumen. La localización del sistema en una zona climática con fuerte radiación solar en la época estival, unido a una sustancial disminución del consumo en este mismo periodo, aconseja disponer de circulación forzada y presurizada en el circuito cerrado del primario, con lo que se consigue aumentar la protección del sistema ante las sobre temperaturas que se puedan producir. Además, esta configuración hace posible: 1- La indiferencia de la disposición relativa entre captadores e intercambiadoracumulador 2- El control sobre la circulación del fluido caloportador, en cumplimento del primer principio. Pág. 18 Memoria 3- Y la protección contra la corrosión (mediante inhibidores) y la congelación (añadiendo un porcentaje de alcoholes al fluido de menor punto de congelación) de los colectores, al permitir la utilización de fluidos caloportadores con substancias químicas. Por el contrario, esta solución conlleva la utilización de diferentes presiones de trabajo en los circuitos primario y secundario, a fin de impedir una mezcla accidental de ambos fluidos, exigiendo un correcto diseño del circuito hidráulico y de control. La regulación de este circuito es encomendada a un control diferencial de temperatura que procederá a la activación de la bomba, cuando el salto térmico, entre colectores y acumulador, permita una transferencia energética superior al consumo eléctrico de las bombas. La selección del control diferencial como sistema de regulación, obliga a que los elementos de acumulación y captación se hallen próximos, a fin de que el volumen de fluido comprendido en el circuito primario sea inferior al existente en los colectores. En relación con el sistema energético de apoyo, la solución adoptada se basa en un calentamiento mediante calderas de gas natural situadas aguas abajo del acumulador, a fin de aprovechar los equipos ya existentes. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 19 4- Documentación 4.1- Legislación Se ha recopilado mucha de la legislación más importante referente al proyecto. Se distribuye según el ámbito de actuación. 4.1.1- Comunitaria - Directiva 2004/101/CE que modifica a la anterior sobre comercio de derechos de emisión de 27/10/04, del Parlamento Europeo y del Consejo, por la que se modifica la directiva 2003/87/CE, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad con respecto a los mecanismos de proyectos del Protocolo de Kyoto. Diario Oficial de la Unión Europea L338/18, 13 de noviembre de 2004 - Directiva 98/30/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 22/06/98, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural. DOCE 204/1998 del 21/07/1998 - COM (97) 599 final, Comunicación de la Comisión “Energías Renovables para el Futuro: Fuentes de Energía Renovables. Libro Blanco para una Estrategia y un Plan de Acción Comunitarios”. 4.1.2- Estatal - Real Decreto 1751/1998 de 31/07/98, por el que se aprueba el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE) y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (ITE) y se crea la Comisión Asesora para las Instalaciones Térmicas de los Edificios. Corrección de errores en BOE núm. 259, de 29 de octubre 1998 BOE 186/1998 del 05/08/1998 - Plan de fomento de las Energías Renovables en España para el periodo 2000-2010. IDAE – Consejo de ministros. - Orden ECO/3888/2003 de 18/12/03, por la que se dispone la publicación del Acuerdo de Consejo de Ministros de 28 de noviembre de 2003, por el que se aprueba el documento de “Estrategia de ahorro y eficiencia energética en España 2004-2012”. B.O.E. Núm. 29, de 3 de febrero de 2004 Pág. 20 Memoria - Real Decreto 2392/2004 de 30/12/04, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2005. BOE (Boletín Oficial del Estado, Núm. 315, de 31 de diciembre de 2004) - Resolución de 7 de septiembre de 2004 de 7/09/04, de la Secretaría General para la Prevención de la Contaminación y del Cambio Climático, por la que se da publicidad al listado provisional de instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación del Real Decreto Ley 5/2004, de 27 de agosto, por el que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. B.O.E. núm. 219, de 10 de septiembre de 2004 - Real Decreto 1866/2004 de 6/09/04, por el que se aprueba el Plan nacional de asignación de derechos de emisión, 2005-2007 B.O.E. núm. 216, de 7 de septiembre de 2004 - Real Decreto Ley 5/2004 de 27/08/04, por el que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero. B.O.E. núm. 208, de 28 de agosto de 2004 - Ley 36/2003 de 11/11/03, de medidas de reforma económica (Capítulo II – Energías Renovables) B.O.E. Núm. 271, de 12 de noviembre de 2003 - Real Decreto 140/2003 de 7 de febrero, por el que se establecen los criterios sanitarios de la calidad del agua de consumo humano. B.O.E. núm. 45, de 21 de febrero de 2003 - Real Decreto 865/2003, de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénicosanitarios para la prevención y control de la legionelosis 4.1.3- Municipal - ORDENANZA GENERAL del medioambiente urbano (ayuntamiento de Barcelona) y el anexo sobre captación solar térmica publicado en el B.O.P. 181 de fecha 30/07/1999 - ORDENANZA MUNICIPAL (Sant Cugat del Vallés) reguladora de la implantación de sistemas de captación de energía solar para usos térmicos en las edificaciones. B.O.P. Núm. 261 de 31 de Octubre de 2002 4.2- Normativa técnica de consulta Se recopilan las normas UNE, además de algunas otras por si se requieren consultas técnicas de detalle. - UNE EN 12975 – 1:2001 Sistemas solares térmicos y sus componentes. Captadores solares. Parte 1: Requisitos generales. - UNE EN 12975 – 2:2002 Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 21 Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 2: Métodos de ensayo. - UNE EN 12975 – 2/AC:2003 Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 2: Métodos de ensayo. - UNE EN 12976 – 1:2001 Sistemas solares térmicos y sus componentes. Sistemas prefabricados. Parte 1: Requisitos generales. - UNE EN 12976 – 2:2001 Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas prefabricados. Parte 2: Métodos de ensayo. - UNE ENV 12977 – 1:2002 Sistemas solares térmicos y sus componentes. Instalaciones a medida. Parte 1: Requisitos generales. - UNE ENV 12977 – 2:2002 Sistemas solares térmicos y sus componentes. Instalaciones a medida. Parte 2: Métodos de ensayo. - UNE ENV 12977 – 3:2002 Sistemas solares térmicos y sus componentes. Instalaciones a medida. Parte 3: Caracterización del funcionamiento de acumuladores para las instalaciones de calefacción solares. - UNE EN ISO 9488:2001 Energía solar. Vocabulario (ISO 9488:1999). - prEN 806-1: Specifications for installations inside buildings conveying water for human consumption. Part 1: General. - prEN 1717: Protection against pollution of potable water in drinking water installations and general requirements of devices to prevent pollution by back flow. 4.3- Subvenciones y ayudas Se agrupa en este apartado la legislación referente a subvenciones y otras ayudas destinadas a las instalaciones solares térmicas. - ORDRE TRI/216/2004, de 14 de Juny, per la qual s’aproven les bases reguladores per a actuacions en matèria d’estalvi, eficiencia energètica i aprofitament dels recursos energètics renovables i s’obre la convocatoria per a l’any 2004. - Línea de financiación ICO-IDAE para proyectos de Energías Renovables y Eficiencia Energética – Año 2004 Pág. 22 Memoria - Real Decreto Legislativo 2/2004 de 5/03/04, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales (contiene bonificaciones para energías renovables y cogeneración). B.O.E. Núm. 59, de 9 de marzo de 2004 - Ley 38/2003 de 17/11/03, General de subvenciones B.O.E. Núm. 276 de 18 de noviembre de 2003 - Real Decreto – Ley 2/2003, de medidas de reforma económica (Título IV Capítulo II Energías renovables) de 25/04/03, por la que se incentiva la inversión destinada al aprovechamiento de fuentes de energía renovables, mediante la ampliación de la deducción en la cuota íntegra del 10 por 100 a todos los sujetos pasivos (actualmente sólo para empresas de reducida dimensión), en el Impuesto de sociedades para todas las inversiones nuevas destinadas al aprovechamiento de estas fuentes de energía. También se incentiva la utilización de la energía solar con el objeto de activar la demanda de este tipo de instalaciones, mediante la bonificación opcional por parte de los Ayuntamientos, de hasta el 50 por 100 del IBI para aquellos inmuebles destinados a viviendas en los que hayan sido instalados sistemas de autoconsumo para el aprovechamiento de la energía solar B.O.E. de 25 de abril de 2003 - Resolución IDAE de marzo de 2002, sobre ayudas solar térmica de 27/03/02, Resolución de la Dirección General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) por la que se establecen las bases reguladoras y la convocatoria para la concesión de ayudas para apoyo a la energía solar térmica, en el marco del Plan de Fomento de las Energías Renovables BOE, Núm. 74, de 27 de marzo de 2002 - Resolución IDAE de marzo de 2002, sobre acreditación de empresas para instalación de energía solar térmica de 6/03/02, Resolución de la Dirección General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) por la que se publica extracto de condiciones de acreditación de empresas para la ejecución de instalaciones de aprovechamiento térmico, a baja temperatura, de la energía solar, en el marco del programa de ayudas para apoyo a la energía solar térmica, Plan de Fomento de las Energías Renovables. BOE, Núm. 56, de 6 de marzo de 2002 4.4- Criterios de buenas prácticas Se menciona en este apartado a distintos criterios y recomendaciones realizados por varios organismos de ámbito estatal referentes a cómo realizar las instalaciones térmicas mediante energía solar, según cálculos de optimización y la experiencia acumulada. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 23 - “Criteris de qualitat i disseny, d’instal·lacions d’Energia Solar per a Aigua Calenta i Calefacció”. APERCA. Institut Català d’Energia, Generalitat de Catalunya. - “Texto refundido de las especificaciones técnicas de diseño y montaje de instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente y las modificaciones de aplicación en el programa PROSOL”. SODEAN SA. INTA. IAER. Junta de Andalucía. - “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Baja Temperatura”. Elaborado a través del convenio para el impulso tecnológico de la energía solar entre el IDAE y el INTA. Han participado expertos independientes de las diferentes comunidades autónomas y se han considerado opiniones de entidades acreditadas colaboradoras del IDAE y las de CENSOLAR. Pág. 24 Memoria 5- Cálculo de necesidades Para el diseño de la instalación solar es necesario conocer la cantidad de energía que ésta deberá proporcionar para poder cubrir una determinada demanda. Cuanto más exacta sea esta demanda y más se aproxime al valor real, mejor dimensionada estará la instalación; más se ajustará su comportamiento a los cálculos teóricos con lo que se obtendrá un mejor control del sistema. Es muy importante que la instalación no quede sobredimensionada, de modo que no se alcancen condiciones de estancamiento en el captador que puedan provocar daños en los elementos de la misma. En este sentido, el Pliego de Condiciones Técnicas de IDAE exige que no se supere en más de tres meses consecutivos el 100% de aporte solar, y en ninguno de ellos el 110%. 5.1- Estimación de la demanda de ACS Para el dimensionado básico se han realizado dos cálculos distintos: A) Se puede calcular la energía necesaria para calentar el agua a partir de los datos históricos de consumo de gas natural de los últimos años (representativos de la situación actual). Este cálculo tiene el inconveniente de que el contador de gas natural que proporciona la información, también cuenta el gas natural utilizado para cocinar. Para el año fiscal 2003 de la empresa (de Noviembre de 2002 a Octubre de 2003, ambos incluidos), el consumo fue de 19.213 m3 de gas natural, que significan unos 228.394 kWh [anexo A “Cálculos”, apartado 1.1] Para el año fiscal 2004, 19.737 m3 equivalente a 236.504 kWh [anexo A “Cálculos”, apartado 1.1] Aproximadamente (con el cambio de unidades adecuado), calentando con la caldera el agua a 55ºC, obtenemos un consumo diario de: 2003 Æ 3 3 228394 3,6 12,6 365 4,18 1 42,75 MJ Potencia m año MJ días día Cp T m año ρ ⎡⎤ ⎢⎥ ⋅ ⎣⎦ == ⎡⎤ ⎡ ⎤ ⋅⋅Δ ⋅⋅ ⋅ ⎢⎥ ⎢ ⎥ ⎣⎦ ⎣ ⎦ Ec-5.1 Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 25 2004 Æ 3 236504 3,6 13 4,18 42,75 365 m día ⋅= ⋅⋅ Ec-5.2 Pero hay que tener en cuenta que no todos los días del año se consume agua caliente, que en los días que se consume es muy variable y que no toda la energía suministrada es para calentar agua, por lo que es solo una aproximación básica. B) Por otro lado a partir de las medias de consumo máximo según las actividades y del número de trabajadores (tabla 5.1) se puede obtener otra aproximación del consumo de ACS diario. Consumos diarios considerados en Europa según tipología de edificio Criterio de consumo Consumo máximo [litros/día] Viviendas unifamiliares 40 por persona Viviendas multifamiliares 30 por persona Hospitales y clínicas 80 por cama Hoteles (4 estrellas) 100 por cama Hoteles (3 estrellas) 80 por cama Hoteles/Hostales (2 estrellas) 60 por cama Campings 60 por emplazamiento Hostales/Pensiones (1 estrella) 50 por cama Residencias (ancianos, estudiantes, etc.) 80 por cama Vestuarios/Duchas colectivas 20 por servicio Escuelas 5 por alumno Cuarteles 30 por persona Fábricas y talleres 20 por persona Oficinas 5 por persona Gimnasios 30 a 40 por usuario Lavanderías 5 a 7 por kilo de ropa Restaurantes 8 a 15 por comida Cafeterías 2 por almuerzo Tabla 5.1 Acorde con el criterio de buenas prácticas num.3 y el anexo solar de la ordenanza ambiental de Barcelona. Considerando las actividades de restaurante, vestuarios y oficina que se llevan a cabo en el edificio B3, se requiere el número de personas o servicios diarios. - Para la actividad de Restaurante según sus responsables ofrecen una cantidad de 1200 menús diarios aproximadamente. - El número de personas que utilizan diariamente los vestuarios está calculado en el anexo 1apartado 2 a partir de un breve histórico de accesos a la zona de vestuarios (controlados mediante tarjeta lectora por el servicio de seguridad de la empresa); el resultado es una media de 50 usuarios aproximadamente (el máximo desde 2002 es de 97 usuarios). Pág. 32 Memoria 5.3- Cálculo de la demanda anual La energía térmica necesaria para la producción de ACS es función del salto térmico y del volumen de agua a producir. Para su cálculo se han utilizado los siguientes parámetros: - Temperatura media de entrada del agua desde la red general. Se han utilizado los datos proporcionados por CENSOLAR para la provincia de Barcelona. En los meses de marzo y abril se tomaron muestras en punto de consumo en días nublados corroborando dichos datos. - Temperatura de uso de ACS. Se establece en 50ºC al haber la actividad de cocina que requiere una temperatura más elevada de 45ºC para una óptima limpieza. Se ajusta a 50ºC para evitar una pérdida mayor de rendimiento en los captadores y más pérdidas de calor en el sistema de distribución. - Fracción porcentual a cubrir por la energía solar (FS). Calculada según: 100(%) • + =alConvencionEnergiaSolarEnergia SolarEnergia FS Ec-5.3 A BC EFH Dias Ajuste de consumo mensual (ver ap. 6.2) Consumo mensual B3 [m3] T agua red CENSOLAR [ºC] Salto térmico [ºC] Energia total mensual [MJ] Enero 22 1,13 218,15 8 42 38.297,80 Febrero 20 1,08 189,54 9 41 32.483,37 Marzo 23 1,03 207,88 11 39 33.888,56 Abril 22 1,08 208,49 13 37 32.245,68 Mayo 21 1,01 186,12 14 36 28.007,00 Junio 22 1 193,05 15 35 28.243,22 Julio 22 0,89 171,81 16 34 24.418,28 Agosto 22 0,75 144,79 15 35 21.182,41 Septiembre 22 0,9 173,75 14 36 26.145,15 Octubre 21 0,93 171,38 13 37 26.504,97 Noviembre 22 1,01 194,98 11 39 31.785,72 Diciembre 23 1,05 211,92 8 42 37.204,02 360.406,16 Tª uso ACS 50 Consumo 8,775 Tabla 5.2 – Demanda energética Los valores de la columna H de la tabla 5.2 se han obtenido aplicando la ecuación 5.4: Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 33 3 3 1 [ ] (50 )[º ] 4,18 º 0,001 mensual red mensual KJ Kg m EKJ TC C CKg m mes ⎡ ⎤ ⎡⎤ ⎡⎤ =− ⎢ ⎥ ⎢⎥ ⎢⎥ ⋅⎣⎦ ⎣⎦ ⎣ ⎦  Ec-5.4 En la tabla anterior se muestra la energía necesaria para satisfacer íntegramente las necesidades de agua caliente en el edificio B3: unos 360.406 MJ/año. Sin embargo, tal como se comenta en el punto 3.4, la fracción mínima a abastecer por la instalación solar (FS) deberá estar entre el 50 y el 70%, fijándose al 60% para la ecuación 5.3. Por tanto el sistema solar se diseñará para proporcionar una energía térmica de 216.244 MJ/año. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 35 6- Diseño de la instalación 6.1- Generalidades Aunque las instalaciones solares no son de una gran complejidad, el hecho de tener que integrarla con la instalación de ACS ya existente en el edificio de la forma más económica y funcional complica las cosas. Además hay varias características propias de las instalaciones solares que merecen una especial atención. • Vida útil superior a los 20 años. • Determinados componentes se hayan instalados en el exterior, sometidos a condiciones climatológicas extremas. • Fuertes intermitencias e irregularidades en la aportación energética dada la naturaleza del sol. • Correcto acoplamiento entre sistema solar y auxiliar para garantizar un óptimo rendimiento energético. • Correcto ajuste temporal entre demanda y consumo • Estabilidad ante la diferente aportación energética según la época del año • Mínimo impacto visual 6.2- Estudio de la corrosión en la instalación 6.2.1- Introducción Los recursos de agua naturales ya desde hace mucho no cubren la demanda de agua potable. Para el abastecimiento de agua se utilizan cada vez más aguas ácidas y saladas. Particularmente en las grandes aglomeraciones urbanas de los países industrializados, el agua es cada vez más agresiva. Pág. 36 Memoria El diseño y dimensionado de las instalaciones que corresponda a las necesidades incluye también, aparte de la elección de materiales, la ejecución adecuada de la instalación, la consideración de las condiciones de funcionamiento y una correcta entrega al usuario. Los materiales como, por ejemplo, cobre y tubos galvanizados están sometidos a la corrosión que, sin embargo, no necesariamente debe causar un daño. Un daño por corrosión se produce cuando el metal en el agua no forma ninguna capa protectora. Las capas protectoras se producen, por ejemplo, por la interacción de las sustancias contenidas en el agua y la superficie del material. Dichas capas protegen el metal contra posteriores ataques del agua. Sin embargo, las capas protectoras que se hayan formado pueden ser destruidas por un cambio en las propiedades del agua. En el caso del acero inoxidable ya existe una protección permanente en forma de capa pasiva debido al Cromo de la aleación (a partir de un 12% en peso se forma óxido de cromo en toda su superficie) por lo que no se requiere ninguna capa protectora producida por la interacción del metal con el agua. 6.2.2- Subsistema de distribución y red de fontanería interior 6.2.2.1- Penetración de suciedad Las partículas sólidas en el agua pueden influenciar negativamente la higiene del agua y además provocar corrosión. Algunas tuberías de alimentación llevan partículas de óxido y suciedad que penetran en las acometidas de las instalaciones (domésticas o industriales). Este peligro es particularmente importante cuando las viejas redes de alimentación, debido a la demanda de agua adicional en urbanizaciones nuevas, son operadas con una mayor velocidad de flujo. Se desprenden las sedimentaciones en la red y ensucian la instalación. Por este motivo es importante instalar en la línea de alimentación de agua fría inmediatamente después del contador de agua un filtro de agua potable. Dicho filtro debe limpiarse en intervalos regulares según las instrucciones de mantenimiento del fabricante. El filtro de agua sanitaria protegerá la red de tuberías completa contra la penetración de partículas. Además, previene la obstrucción de las alcachofas y la valvulería y mantiene la capacidad de funcionamiento de los aparatos acoplados a dicha red (lavadoras, lavavajillas, calderas, calentadores…). Según la normativa vigente hay que instalar por esta razón, en caso de tuberías metálicas, un filtro inmediatamente después del contador de agua; en caso de tuberías de plástico es recomendable hacerlo. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 37 6.2.2.2- Instalación de tuberías Como materiales metálicos para tuberías se utilizan acero galvanizado, cobre, cobre galvanizado y acero inoxidable que más adelante concretaremos más. También se utilizan plásticos y tubos sintéticos de unión. Dentro de los valores límite de las prescripciones de agua sanitaria, ésta puede diferenciarse, según la zona de alimentación, de un lugar a otro, o mostrar variaciones temporales debidas, p.ej., al uso de diferentes fuentes. A pesar de los límites de uso generalmente conocidos de los diferentes materiales, es difícil decidir las circunstancias en las que se puede usar cada material. Los conocimientos que el instalador o el responsable del abastecimiento de agua tengan sobre la zona resultan ser entonces de gran valía y se deben tener en cuenta. La protección de nuevas tuberías de agua depende, aún en caso de aguas que forman una capa protectora, esencialmente de la primera fase de funcionamiento después del montaje. Los filtros de agua sanitaria deben estar instalados desde el inicio. Durante la puesta en funcionamiento hay que enjuagar primero las tuberías para eliminar las partículas condicionadas por el montaje. Los requisitos tecnológicos para el proceso de enjuague se describen en la normativa correspondiente. El agua corriente es más conveniente para la formación de la capa protectora que el agua estacionaria. Inmediatamente después del primer llenado del sistema de tuberías hay que procurar que haya un consumo de agua continuo. Asimismo hay que tener en cuenta que no debe pasar mucho tiempo entre el primer llenado para la prueba hidráulica (con agua filtrada) y la puesta en funcionamiento definitiva para evitar la formación de capas de recubrimiento distintas debido al llenado parcial de los tubos. 6.2.2.3- Agua caliente sanitaria (ACS) Las instalaciones de agua caliente sanitaria son una parte de la instalación de fontanería, íntimamente ligada a la red de agua fría. El objeto de la misma es dotar del servicio de agua caliente a los aparatos sanitarios que la demanden. Pág. 38 Memoria Las temperaturas del agua suelen ser las siguientes: Lugar o máquina de uso del agua Temperatura [ºC] Lavabos, baños, duchas, bidés… 40-50 Cocinas (fregaderos) 55-60 Lavadoras 55-80 Lavavajillas 50-70 Teniendo en cuenta que en su uso es mezclada con agua fría con lo que la temperatura de uso es inferior. El gasto de agua caliente suele presentar variaciones de consumo mucho más acusadas que las de agua fría, lo cual obliga en ocasiones a disponer de una reserva acumulada que sea capaz de compensar la demanda de un determinado momento, de un caudal punta elevado, que por otro sistema, obligaría a un foco calorífico excesivamente potente para poder servir dicha demanda. Más acusada se hace esta acumulación en los sistemas con energía solar, ya que normalmente, será la energía obtenida por la radiación del día anterior la que almacenaremos y tendremos a disposición para el día actual. El diseño de los circuitos en instalaciones solares evitará cualquier tipo de mezcla de los distintos fluidos que pueden operar en la instalación. En particular, se debe prestar especial atención a una eventual contaminación del agua potable por el fluido del circuito primario. Para el circuito primario, como medio caloportador puede utilizarse: agua de red, agua desmineralizada o agua con aditivos (anticongelantes, anticorrosivos). En cualquier caso: - pH a 20ºC entre 5 y 9 - Salinidad del agua límite: 500 mg/l. En caso de no disponer de este dato la conductividad no sobrepasará los 650 μS/cm. - El contenido en sales de calcio no superior a 200 mg/l (expresados como contenido en carbonato cálcico). - El límite de dióxido de carbono libre contenido en el agua no excederá los 50 mg/l. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 39 La instalación se puede hacer con retornos o sin ellos, lo cual tiene una importancia capital en el buen funcionamiento de ésta. Las tuberías de retornos permiten un reparto equitativo de las pérdidas de calor en las tuberías, manteniendo sensiblemente las tomas de los usuarios a la misma temperatura, y al mismo tiempo permiten la disponibilidad rápida del agua caliente en los puntos más alejados de la caldera, lo cual, si no lleva retornos hace que esté saliendo un tiempo agua fría (enfriada en las tuberías), hasta que llegue la caliente. 6.2.2.4- Materiales y equipos de la red interior (problemas y soluciones) Pasando a estudiar el subsistema de distribución del sistema de ACS por energía solar como parte de la red interior de fontanería, podemos decir que básicamente está formado por las tuberías, la valvulería y grifería y los aparatos sanitarios. Se enumeran a continuación los materiales más utilizados así como sus características para las tuberías, valvulería y grifería, e interacumuladores y acumuladores. 6.2.2.4.1- Tubería de acero Es un acero dulce, con bajo contenido en carbono, para que tenga gran soldabilidad, cuya resistencia a tracción ha de ser de un mínimo de 37 kg/mm2. Suele ser de clase rugosa, debido a una mayor pérdida de carga comparada con otras tuberías de otros materiales. Posee gran resistencia mecánica, para instalaciones muy duraderas, sin embargo por si solo no es muy resistente a la corrosión, por lo que se suele proteger con cinc (acero galvanizado), realizándose un galvanizado por inmersión en baños de cinc fundido (recubrimiento de 0,10-0,15 mm) y así soportar perfectamente el ataque del oxígeno. Además se deben tener en cuenta los límites de empleo determinados por las propiedades del agua a utilizar para la formación de la capa protectora (pasivante). Se pueden denominar como formadoras de dicha capa sobre acero galvanizado aquellas aguas que están en equilibrio de cal/ácido carbónico. En cambio tienen un efecto agresivo las aguas que contengan ácido carbónico en exceso y/o un elevado contenido en sales. A menudo, las aguas blandas también atacan al material. Aún en el caso de las aguas que formen una capa protectora, la galvanización protege la superficie de acero de forma segura contra la corrosión sólo hasta 60ºC. A temperaturas superiores se impide la formación de la capa protectora en superficies galvanizadas ya que el Fe pasa a ser anódico en relación al Zn. Particularmente arriesgados son los tubos con costura de soldadura longitudinal que no hayan sido desbarbados. Pág. 40 Memoria Los golpes de ariete pueden provocar el desprendimiento de la capa protectora. Las uniones y/o empalmes se pueden hacer de tres formas diferentes: - Por manguitos roscados (para evitar fugas se utiliza estopa (fibra vegetal), o teflón). - Por Soldadura (adecuado para tubería negra pero inadecuado para la galvanizada). - Por racores, método +GF+ (concebido para tubos con racores roscados, basado en la idea de empalmar el máximo de tubos en el taller, en lugar de en la obra para conseguir una mayor calidad y economía). El tubo de acero tiene que procurarse que no esté nunca en contacto con el yeso húmedo, los oxicloruros y las escorias (sulfuros) que pueden atacar al tubo y perforarlo. Cuando vaya enterrado directamente en el terreno, se debe proteger con vendas bituminosas. Es atacable también por aguas ácidas. En obra, se debe cubrir con mortero de cemento y arena de río. 6.2.2.4.2- Tubería de cobre La materia prima es cobre desoxidado al fósforo, con una pureza del 99,9% y encontrándose en dos estados de suministro: el duro (sin tratamiento térmico, de buen aspecto y acabado y excelentes resistencias mecánicas) y el recocido (calentado hasta 500ºC y enfriado bruscamente para obtener un material más maleable y más apto para recorridos largos y sinuosos). Existen también calidades intermedias. Posee una gran resistencia a la corrosión ya que se oxida rápidamente al contacto con el aire o agua, formándose una finísima capa de óxido que autoprotege de la posterior oxidación (pasivación). Sin embargo hemos de asegurar de la correcta formación de dicha capa, ya que con aguas blandas con ácido carbónico y un alto contenido en sulfatos puede haber problemas de corrosión. También hay tubos de cobre con un galvanizado interior para resistir mejor aguas determinadas. Las pérdidas de carga son sumamente reducidas ya que tiene un acabado interior totalmente liso. Además permite una fácil instalación y mecanizado así como una gran facilidad en su manipulación y ofrece una buena seguridad de funcionamiento. Sin embargo tiene un elevado coeficiente de dilatación y su coste es algo superior a otros materiales y los golpes de ariete pueden provocar el desprendimiento de la capa protectora. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 41 Las uniones se hacen principalmente por soldadura y por manguitos mecánicos. El tubo de cobre no necesita ninguna protección especial contra el agua, ni contra los materiales clásicos de construcción (cemento, yeso…). Sin embargo materiales que contengan sustancias amoniacales pueden crear problemas por lo que hay que proteger del contacto con pinturas bituminosas o fundas plásticas. El mayor problema de incompatibilidad de la tubería de cobre radica en los circuitos mixtos, es decir, cuando en una instalación se combinan el cobre y el hierro. En estos casos, como el cobre es un material electropositivo (potencial de +0,35v) y el hierro electronegativo (-0,44v), se produce corrosión galvánica, actuando el hierro de ánodo, el cobre de cátodo y el agua de electrolito que acaba picando la tubería de hierro aunque esté galvanizada. Igualmente y con un efecto mayor sucede en los circuitos de ACS, con los depósitos de acumulación, calderas de acero, etc. Por todo ello se precisan unas reglas para evitar esos procesos de oxidación que pueden ser las siguientes: - Interposición de un manguito aislante (plástico) en el punto de unión de los tubos de cobre y de hierro. - Colocación primeramente de la tubería de hierro y después la de cobre en el sentido de circulación del agua (si es posible). - Recubrimiento interno de depósitos o de elementos que aíslen del contacto con el agua (resinas epoxi, poliéster, etc) - Protección catódica mediante la colocación de ánodos de sacrificio de otro material (manganeso por ejemplo) más electronegativo que el hierro. - Añadiendo dispersantes que haga que los iones de cobre floculen y no precipiten. 6.2.2.4.3- Tubería de acero inoxidable El acero inoxidable es prácticamente ideal para el contacto con el alimento más importante, el agua, gracias a sus propiedades higiénicas y anticorrosivas. Dependiendo de la agresividad del agua podemos escoger el tipo de acero inoxidable más conveniente económicamente; se presenta en tres estructuras: - Martensítica. Son magnéticos, pueden endurecerse por medio de temple. Son los más duros al tener mayor contenido de carbono pero a la vez presentan menor resistencia a la corrosión. Pág. 48 Memoria Los cloruros suelen aparecer en zonas próximas al mar, y producen corrosión en forma de picadura. El SO2 produce una corrosión homogénea sobre la superficie del metal, y es más habitual en zonas donde se queman combustibles fósiles. Las partículas en suspensión pueden aparecer en cualquier ambiente, si bien las zonas ventosas y arenosas, o bien zonas con altos niveles de polución, son las que registran mayores valores. Las partículas en sí no provocan corrosión, pero al depositarse sobre superficies metálicas lo que sucede es que las partículas absorben la humedad ambiental y por lo tanto las superficies sucias son más propensas al ataque corrosivo. La temperatura también es un factor importante y está regulada por la difusión del oxigeno. A partir de valores superiores de 80ºC, está ligada con la disminución de la solubilidad del oxígeno en agua. La orientación e inclinación afecta en el proceso corrosivo ya que afecta el tiempo de insolación, el régimen de aportación de contaminantes, el tiempo de humectación, la acumulación de contaminantes, la acción de lavado de la lluvia, etc. Respecto a los diferentes factores analizados, las atmósferas en las que se pueden encontrar los captadores solares se pueden dividir en cuatro tipos, dependiendo de la localización: i) Atmósfera marina ii) Atmósfera industrial iii) Atmósfera urbana iv) Atmósfera rural La atmósfera marina se caracteriza por la presencia de cloruros, y como su nombre indica, se encuentra en las zonas próximas a la costa. Las atmósferas industrial y urbana se caracterizan porqué se encuentran cantidades importantes de SO2, que tienen su origen principalmente en la combustión de combustibles del carbón, fuel e hidrocarburos. 6.2.4.2.2- Absorbedor Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 49 El absorbedor también está expuesto a corrosión electroquímica del tipo ambiental, pero en este caso sometido a una serie de peculiaridades. El funcionamiento de un captador solar plano se basa en el efecto invernadero que se forma entre la cubierta de vidrio y el absorbedor, tal y como se muestra: La radiación solar atraviesa la cubierta e incide sobre el absorbedor, que a su vez transmite la energía a los colectores. De la energía entrante tan solo un 10% es reflejado. En el momento en que entra en funcionamiento el captador, el sistema es muy favorable a la absorción de energía, pero llega un momento en que se llega al equilibrio del sistema y es cuando la placa absorbedora se convierte a su vez en un emisor de calor. Es en este momento en que la cubierta deja reflejar tan solo una pequeña parte de radiación y se produce el efecto invernadero. Es en esta situación en la que se encuentra el absorbedor. Dentro de la cubierta, dependiendo del tipo de captador se puede dar el caso en que la temperatura del absorbedor llegue hasta los 200 ºC. Además, dependiendo del entorno en que se encuentre, es posible también la presencia de contaminantes, de humedad ambiental o de rocío. El captador en funcionamiento actúa en las temperaturas anteriormente dichas, pero de noche y especialmente a las primeras horas de la mañana cuando el absorbedor aún no ha alcanzado esas temperaturas la humedad que haya podido entrar en la carcasa puede condensarse en las placas absorbedoras. 6.2.4.2.3- Tubos del colector El tipo de corrosión que afecta a los tubos del colector depende del tipo de fluido caloportador al que se transfiere la energía. De modo general existen cuatro tipos: i) Agua natural ii) Agua con adición de anticongelantes iii) Líquidos orgánicos sintéticos derivados del petróleo iv) Aceites de silicona Pág. 50 Memoria Para aplicaciones de ACS, se utilizan los dos primeros, el cuál al segundo tipo se le suma los problemas del primero más el posible efecto de los aditivos anticongelantes. Agua natural Se suele utilizar en el caso de que el circuito sea abierto y el agua sanitaria pasa directamente por los conductos. En este caso es preceptiva la utilización de materiales permitidos para la conducción de agua potable. Algunas legislaciones prohíben este sistema. El factor que determina la corrosión en este caso es la composición del agua y su temperatura. Las sales disueltas determinan de forma muy importante la corrosión. Debido a que esta agua ya ha sido previamente tratada en estaciones de tratamiento de agua potable, los parámetros más importantes son la dureza y la temperatura. En general la reacción catódica que se produce es la siguiente: O2 + 2H2O + 4e- Æ 4 OH- Si el agua es dura, se produce una capa incrustante de CaCO3 que protege los conductos de la corrosión. La formación de esta capa depende del equilibrio carbonatobicarbonato, en el cual la presencia de CO2 determina el equilibrio: CaCO3 + CO2 + H2O = Ca(HCO3)2, Donde el bicarbonato es soluble en agua. Igualmente la temperatura influye en la constante de equilibrio de la reacción. La solubilidad del carbonato de calcio disminuye con el aumento de la temperatura, y esto provoca que en las zonas de salida de los captadores (una vez el agua se ha calentado, temperaturas de hasta 80 º C en funcionamiento normal) se forme esta capa protectora. Sin embargo la zona de entrada de agua de los captadores puede estar a temperaturas de 10 ºC o inferiores (en el caso de ser un circuito abierto), con lo que la protección es menor. Pero el uso de agua dura o que se puedan añadir sales no presentan una solución, porque si bien se puede inhibir la corrosión, la formación de depósitos calcáreos provoca otra serie de inconvenientes. Estos inconvenientes son principalmente que se empeora la transferencia de calor entre los tubos y el agua, además del estrechamiento del paso del agua, que en este caso no tan solo influye en la pérdida de rendimiento del sistema, si no que puede provocar la rotura de los tubos por el aumento de presión provocado. Agua con anticongelantes Además de los problemas que se encuentran con el uso del agua, en caso de que se utilicen anticongelantes hay una serie de inconvenientes añadidos. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 51 En este caso tratamos de instalaciones con el circuito primario cerrado, ya que no es posible la adición de anticongelantes en el agua potable debido a su toxicidad. Los captadores no trabajan cuando no incide la radiación solar suficiente, y esto suele ser precisamente cuando son las horas más frías del día. Dado que esas horas el agua del circuito primario no circula, si la temperatura es suficientemente baja se puede producir su congelación y, por lo tanto, los problemas que de ello se derivan (incluido la rotura de tuberías). Por lo tanto el uso de anticongelantes es prácticamente de uso obligatorio en zonas de clima templado y de clima frío. Los anticongelantes más comunes son el etilenglicol, y últimamente el propilenglicol debido a que éste es menos tóxico. El problema añadido de los anticongelantes es producido no por la naturaleza intrínseca de estos compuestos, si no que a temperaturas elevadas estos productos se descomponen en productos corrosivos. Estos productos suelen ser ácidos carboxílicos. Los más comunes son el ácido fórmico, ácido acético y ácido glicólico, si bien también hay presencia de ácido oxálico, ácido glicoxálico y productos polimerizados a partir de estos (propionatos). 6.2.4.3- Corrosión galvánica Además de la corrosión que se puede producir por el ambiente en que se sitúan cada una de las partes que componen el captador solar, hay que señalar que también es importante la posible corrosión que se pudiese ocasionar por el contacto entre los diferentes materiales que lo componen. 6.2.4.3.1- Contacto entre materiales Si bien el contacto entre la carcasa y el resto de los componentes puede ser el de un material dieléctrico habitual, el contacto entre absorbedor y los tubos ha de ser directo para obtener una transferencia de calor óptima. El modo de contacto entre dichos materiales depende del tipo de configuración del colector. En algunos casos los perfiles son extrusionados y por lo tanto el metal del absorbedor y los tubos son la misma pieza. Sin embargo en el caso en que los tubos estén fijados o soldados al absorbedor, la elección de los materiales ha de tener en cuenta la corrosión. 6.2.4.3.2- Sin contacto físico directo Una corrosión local de un metal puede originar productos de corrosión solubles que se depositan por una reacción de desplazamiento sobre metales menos nobles que estén en Pág. 52 Memoria la misma solución formando celdas locales. Esto sucede en los circuitos de circulación de agua. En las instalaciones habituales de agua, en el caso de haber varios materiales el orden es de menos noble a más noble, ya que los productos derivados de los primeros, al seguir la dirección del flujo, se depositan sobre el metal más noble y no se provoca la corrosión de este. Sin embargo, dado que los circuitos en el absorbedores son cerrados (habitualmente), el fluido circula de forma cíclica y por lo tanto no existe un “antes” y un “después”. Esto hace que no sea posible la utilización de materiales diferentes en el circuito primario. 6.2.4.4- Materiales y soluciones en los colectores 6.2.4.4.1- Carcasa La elección del material para la carcasa, cómo se indicó, se debe basar principalmente en los factores de capacidad para soportar el resto de elementos del colector, ligereza para su colocación en tejados y capacidad para soportar las condiciones atmosféricas. El material que más se ajusta a estas características es el aluminio. Existirían otras soluciones de metales ligeros y resistentes, pero de mayor coste. De hecho es el material más habitual. El aluminio debe su buena resistencia a la corrosión gracias a la capa pasivante de Al2O3 que se forma. Aunque la capa que se forma instantáneamente en una superficie de aluminio es extremadamente fina (1nm), ésta es extremadamente eficaz. La capa ofrece una protección razonable a temperaturas altas, si bien es más efectiva a temperaturas más bajas y en condiciones de corrosión ambiental. Dado que la capa de óxido se auto-renueva, la abrasión accidental de la superficie se repara rápidamente. La mayor resistencia del aluminio se encuentra en aluminio puro. Como muchos materiales, la presencia de impurezas provoca una mayor corrosión del material. Cómo se puede apreciar en el diagrama de Pourbaix del aluminio, se observa que se presenta inmunidad o pasividad en un rango de pH que va desde 4 hasta 8.5. Dentro de ese pH, pero, puede presentar ataque por picadura, debido al ataque localizado de aniones en el medio. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 53 Las aleaciones de aluminio más habituales para este tipo de instalaciones son los siguientes: - Aluminio 1100: Cu 0.05-0.2%, Si+Fe 1%, Mn 0.05, Zn 0.1%, Al 99.00% min. Esta clase es el aluminio comercial puro. Tiene excelentes propiedades para la corrosión y es el más barato. - Aluminio 3003: Cu 0.25-0.30 %, Si 0.6%, Fe 0.7%, Mn 1.0-1.5%, Zn, 0.1%. Es una de las aleaciones de aluminio más usadas. Es esencialmente aluminio puro comercial con el añadido de manganeso que le aumenta la resistencia a la tracción un 20% sobre la aleación 1100. Tiene las mismas características que éste, con su mejora en la resistencia. - Aluminio 5251: Mg 1.7-2.4%, Mn 0.1-0.5%, Cr 0.15%, Cu 0.15%, Fe 0.50%, Si 0.40%, Ti 0.15%, Zn 0.15%. Es una aleación aluminio-magnesio-manganeso, con unas buenas propiedades mecánicas y una alta resistencia a la corrosión, especialmente en atmósferas marinas. 6.2.4.4.2- Absorbedor Pág. 54 Memoria Como se indicó, el material absorbedor está sometido a corrosión a temperaturas que pueden llegar a los 200ºC. El material, además de poder resistir tanto mecánicamente como a la corrosión a estas temperaturas, ha de tener una absortividad alta y una emisividad baja para un funcionamiento eficaz del sistema de colectores solares. Las soluciones más habituales para los absorbedores suelen ser una placa metálica que suele ser, en la mayoría de los casos aluminio o cobre, y en algunos aceros inoxidables. Para mejorar la absortividad y la emisividad de estos materiales, se utilizan dos tipos de recubrimiento. Señalar pues, que los recubrimientos han de cumplir principalmente ésta función, y por lo tanto su diseño no está dirigido a la protección de las placas metálicas a la corrosión. Sin embargo, es el recubrimiento el que se puede degradar ya que es el que está en contacto con el ambiente. Es por eso que el material del recubrimiento tenga buenas propiedades de resistencia a la corrosión en las condiciones descritas. Actualmente el desarrollo de estos recubrimientos permite su utilización con una garantía de los fabricantes superior a los 10 años. Debido a la importancia de la durabilidad y el buen comportamiento necesario para los absorbedores, se están empezando a establecer estándares internacionales de calidad para dichos recubrimientos así como los métodos de ensayo. La solución clásica de los recubrimientos eran pinturas de origen orgánico de color negro, que mejoraban notablemente las propiedades respecto a la radiación solar. Además el recubrimiento orgánico protege en principio de la corrosión al material de soporte de la placa absorbedora. Pero estos recubrimientos a las temperaturas de trabajo de los colectores, así como a los diferentes cambios de temperatura a los que están sometidos, solían degradarse muy rápidamente, con lo que se buscaron otras soluciones. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 55 Actualmente los recubrimientos son metálicos, algunas veces dispuestos en varias capas. Se conoce que acciones espectrales como las requeridas se consiguen con capas de anodizado naturales. Mediante una coloración electrolítica adicional con sales de cobre se pueden conseguir coeficientes de absorción de hasta el 95% y de emisión entre el 15 y el 18 % de la radiación térmica. En la siguiente tabla podemos observar los valores obtenidos para los diferentes tipos de tratamiento: Producto Tratamiento Absorbedor Absortividad Emisividad Cromo negro Cromo níquel sobre negro Cobre 0.95 0.12 Maxorb Níquel negro Aluminio 0.97 0.11 Black Crystal Níquel Cobre 0.95 0.10 Sun Strip New Níquel Aluminio 0.95 0.10 Tinox Tinox Cobre 0.95 0.05 Sunselect Óxido de Ti Cobre 0.95 0.05 Pág. 56 Memoria Descripción de los tratamientos: - Cromo negro: el material base para este tratamiento suele ser el cobre. Los absorbedores con cromo negro se protegen de la oxidación por medio de una capa de níquel. - Níquel negro: en el proceso de producción, la banda suele pasar en continuo a través de diferentes baños con agentes limpiadores como fase previa a la aplicación electrolítica de níquel (el cromo negro sigue un proceso muy similar). El proceso productivo ha sido probado durante años ofreciendo buenas características de absortividad y estabilidad con el tiempo. - Cristal negro: una vez que la banda de cobre ha sido limpiada, una capa de níquel con cristales especiales es depositada, y cubierta con un spray a base de cristal líquido. Se requiere de medidas de protección adicionales que sean capaces de tratar el vapor de alcohol en el área donde el cristal líquido es pulverizado. - PVD (Physical Vapour Deposition). Un chorro de electrones es conducido directamente contra la superficie a tratar, en presencia de una cámara dónde se ha provocado el cavío. El material vaporiza y es depositado sobre la banda de cobre, mientras oxígeno y nitrógeno son introducidos a baja presión en la cámara al vacío. En el caso de Tinox, una banda de cuarzo es depositada en la parte superior, para que se puedan ajustar los índices de refracción entre la capa de tratamiento y el aire. - Sputtering: Tiene lugar en una cámara rellena con Ar. Se crea un campo entre un material conectado como ánodo y el material selectivo, tratado como cátodo. Debido al campo generado, los iones de argón son acelerados a través del cátodo, que es bombardeado, depositándose los iones sobre la banda de cobre. - PECVD: se añade una capa adicional al proceso de PVD. Un compuesto químico volátil que contiene componentes del tratamiento requerido es situado en una cámara, para que reaccione con el absorbedor. El compuesto se descompone en la capa superior de la banda de cobre y deja una capa de elementos inorgánicos detrás de él. Comentar además que se llevan desarrollando últimamente colectores especiales libres de corrosión de material plástico. En este caso, el diseño del absorbedor ha de ser diferente al clásico a causa de la baja conductividad térmica de los plásticos, tal como se muestra en la figura: Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 57 Este tipo de colectores se están empezando a utilizar en instalaciones que pueden sufrir corrosión fácilmente, cómo pueden ser estaciones desalinizadoras o bien de obtención de energía solar térmica a partir de agua marina. Dado que la base es polimérica, no es posible aplicar capas de material selectivo por deposición galvánica, por lo que se suele utilizar la técnica del sputtering. 6.2.4.4.3- Tubos del colector Los tubos del colector pueden ser directamente extrusionados sobre la placa absorbedora o bien la solución más habitual es la de combinaciones de chapa con tubo. En el primer caso la corrosión galvánica por contacto directo no existe al ser la misma pieza. En el segundo, es importante la selección de materiales. Los serpentines del colector suelen ser habitualmente de cobre, de la misma clase que se utiliza para la instalación secundaria de ACS. También podría ser posible la utilización de acero para los tubos del absorbedor, pero se debe tener en cuenta toda la instalación del circuito primario, y para evitar la corrosión galvánica sin contacto físico directo se emplea la solución de cobre. La utilización de Cu cómo material en los tubos del colector implica una menor corrosión galvánica por contacto entre el tubo y el absorbedor, ya que éste suele ser o bien de cobre o de otro material menos noble (aluminio). Pág. 64 Memoria A modo de resultados, se presenta una tabla comparativa con los mejores modelos en disposición. Los cálculos se han hecho variando las variables que difieren en cada captador en base a satisfacer las necesidades de ACS ya determinadas. Modelo (Fabricante) Captadores necesarios Superficie total de captación [m2] Cobertura anual [%] Precio total captadores [euros] Vitosol 100 (Viessmann) 42 105,65 62,99 35364 SK 500N (Sonnenkraft) 54 116,53 62,91 38340 CV 258 H (Solarmat) 49 126,55 62,87 35604 T2 INOX-3D (Takama) 43 110,26 62,99 32766 2.3 CuS (Soleco SL) 61 133,01 62,70 31720 Tabla 6.2 Se escoge el modelo Vitosol 100, del fabricante Viessmann de reconocido prestigio, al ser el modelo de mayor rendimiento resultando un precio razonable en comparación a los demás. Presenta además unas excelentes propiedades anticorrosión, materiales y certificaciones de buena calidad y símbolos ecológicos. La ecuación de rendimiento energético para este modelo se ajusta a: 2 0,84 0,336 0,013 x xI η =− − ⋅ Ec-6.1 Donde 10 ma TT xU I − ⎛⎞ =⋅ ⎜⎟ ⎝⎠ T m = Temperatura media de uso Ta = Temperatura ambiente U0 = Coeficiente normalizado = 10 W/(ºC·m2) I = Intensidad de radiación solar Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 65 6.3.2- Conexión de los captadores La baja temperatura del ACS, alrededor de los 50º C, desaconseja la conexión en serie de los captadores, cuyo único beneficio radicaría en la reducción del caudal en el primario, a cambio de incrementar las pérdidas térmicas, por el aumento de la temperatura de trabajo. Por ello, se prevé la disposición de los captadores acoplados entre sí en paralelo, formando filas paralelas, horizontales y bien alineadas, de igual número de captadores, que a su vez se interconectan entre sí, también en paralelo. Para obtener una distribución uniforme del caudal, entre las diferentes filas y captadores, es preciso, además de que todas las filas cuenten con el mismo número de captadores para que la pérdida de carga sea igual en todas ellas, disponer las conexiones en forma que se realice el llamado “retorno invertido”, a fin de que el circuito resulte hidráulicamente equilibrado. Para ello, la conexión de entrada a cada línea o fila de captadores se realizará por el tubo de conexión inferior del primer captador y la salida por el tubo de conexión superior del último captador de la línea. El captador solar Vitosol 100 está diseñado para breves tiempos de montaje gracias a tubos de unión flexibles. Especialmente para montar en hilera hasta diez captadores. Además, el trazado de las tuberías generales de circulación del fluido (ida y retorno al intercambiador) será realizado siguiendo el mismo diseño de “retorno invertido”, con objeto de asegurar la distribución uniforme del caudal circulante en cada línea de captadores. Desde el punto de vista funcional, se debe observar para el diseño de la batería de captadores los siguientes factores: 1) La instalación de los captadores debe asegurar que el recorrido hidráulico sea el mismo para todos, de forma que obtengan similares pérdidas de carga y, en consecuencia, caudales similares en todos ellos. De no ser así, los saltos térmicos en los captadores, que dependen directamente del caudal que circula por ellos, serán diferentes de unos a otros, reduciéndose el rendimiento global de la instalación. 2) La longitud de las conducciones debe ser lo más reducida posible, con objeto de disminuir las pérdidas hidráulicas y de calor. 3) El diseño de la batería debe evitar la formación de bolsas de vapor o aire. 4) El diseñó debe garantizar el montaje y desmontaje de los colectores. Pág. 66 Memoria 6.3.3- Orientación e inclinación de la superficie de captación Ante la problemática de dónde y cómo instalar el campo de captadores es muy importante que primen, sobre todo, los siguientes factores: máxima insolación (para conseguir el mayor rendimiento posible), seguridad de montaje y sujeción (asegurar la fijación de los captadores en la instalación y evitar su desprendimiento ante acciones externas), y cercanía al depósito de acumulación, para evitar pérdidas innecesarias. Además para conseguir aprovechar al máximo la energía solar disponible en la instalación es recomendable cumplir los siguientes requisitos: • Los captadores se orientarán, siempre que sea posible, al sur geográfico (ángulo acimut 0º). Si no es posible, se consideran admisibles valores de desviación respecto al sur geográfico no superiores a 30º (hacia el este o hacia el oeste). • Al ser una instalación de uso anual pero que presenta una demanda relativamente superior a la media anual en invierno, la inclinación de los captadores respecto del plano horizontal será de 45º, un poco más que la latitud. Se han comparado tres inclinaciones, encontrando los siguientes resultados: Inclinación [º] Meses sobredimensionado Cobertura anual total 40 Julio (102%) Agosto (114%) 62,83% 45 Agosto (112%) 62,99% 50 Agosto (110%) 62,94% Tabla 6.3 • Es fundamental estudiar las posibles sombras que tenga la instalación, tratando de evitarlas al máximo. • Es recomendable que el campo de captadores se distribuya según los ejes principales de la edificación. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 67 6.3.4- Dimensionado de la superficie de captación 6.3.4.1- Cálculo de la energía aprovechable Establecidos los criterios de rendimiento, inclinación y orientación, se ha elaborado la tabla 6.4 para la radiación captada por los paneles solares. Se inician los cálculos a partir de los datos de radiación para superficies inclinadas a 45º (columna A), con ángulo acimut 0º, extraídos del "Atles de Radiació Solar a Catalunya", en cumplimiento de lo dispuesto en la Ordenanza municipal de Sant Cugat y en los criterios de calidad y diseño de Aperca (apartado 6.2.2). BCD E Corrección atmosfera (B=0.98*A) [ kWh/m2*día ] Horas de sol útiles Corrección por histeresis (D=0.94*B) ( kWh/m2*dia ) Intensidad útil media por hora [ W/m2 ] [MJ/m2*día] [kWh/m2/día] Enero 12,830 3,564 3,493 8,000 3,283 410,382 Febrero 15,150 4,208 4,124 9,000 3,877 430,746 Marzo 17,940 4,983 4,884 9,000 4,591 510,072 Abril 19,890 5,525 5,415 9,500 5,090 535,751 Mayo 20,670 5,742 5,627 9,500 5,289 556,760 Junio 20,840 5,789 5,673 9,500 5,333 561,339 Julio 20,900 5,806 5,689 9,500 5,348 562,956 Agosto 20,630 5,731 5,616 9,500 5,279 555,683 Septiembre 19,260 5,350 5,243 9,000 4,928 547,602 Octubre 16,630 4,619 4,527 9,000 4,255 472,826 Noviembre 13,850 3,847 3,770 8,000 3,544 443,008 Diciembre 12,190 3,386 3,318 7,500 3,119 415,905 Anual 17,565 4,879 4,782 Según Atlas de Radiación solar de Catalunya en Barcelona (Edición 2000) A Radiación captada en día medio del mes a 45º Tabla 6.4 - Radiación captada en la provincia de Barcelona En la columna B se muestra la radiación captada una vez aplicado un coeficiente corrector debido a la polución de la atmósfera correspondiente a una zona urbanizada con carreteras, ajustado empíricamente a 0,98. El valor obtenido en esta columna corresponde al valor de la energía total teórica que se puede esperar que incida en un día medio del mes considerado en cada m2 de colector. Ahora bien, los sistemas térmicos de energía solar trabajan mediante un fluido que se pone en movimiento únicamente cuando la temperatura de la porción del mismo que se encuentra dentro de los colectores, supera un cierto valor. A primeras horas de la mañana o últimas de la tarde, cuando el Sol está muy bajo, aunque llega algo de energía a la superficie colectora, ésta puede no ser suficiente ni siquiera para compensar las pérdidas por radiación, convección y conducción que se producirían si el fluido caliente procedente de la porción del circuito primario dentro del acumulador, fuese obligado a circular a través de los colectores. Pág. 68 Memoria Habría entonces una pérdida neta desde el acumulador hacia el ambiente, a través del colector, cosa que, lógicamente, no es deseable. Es más eficaz que el sistema no funcione, es decir, que no haya circulación en el primario durante estas horas de menor radiación. Por tanto el control de la bomba de circulación, será efectuado mediante una Regulación Diferencial que garantice el funcionamiento de la bomba, únicamente en los momentos favorables, es decir no funcionará mientras que la Intensidad de la radiación solar incidente sea inferior que un determinado valor umbral – variable en función de la temperatura del agua en el acumulador, la temperatura ambiente y otros factores que influyen en las pérdidas del colector – no pudiendo existir entonces, ningún aprovechamiento de energía, ya que no se establecerá circulación en el colector. El efecto sería prácticamente el mismo, que la intensidad de radiación solar fuese nula. Este fenómeno, conocido como histéresis, será reflejado en el rendimiento de la energía captada mediante la aplicación de un coeficiente corrector de 0,94 determinado empíricamente [CENSOLAR “Sistemas aprovechamiento térmico II, pag. 159]. El valor obtenido es dividido por el nº de horas solares para obtener la Intensidad de radiación media y útil (columna E). 6.3.4.2- Cálculo del rendimiento del captador A BC D E Intensidad útil media por hora (E de Tabla 7.4) [ W/m2 ] Tª ambiente [ºC] Rendimiento colector Energia útil (D de Tabla 7.4) [kWh/m2*día] Aportacion solar diaria m2 captador [ kWh/m2*día ] Enero 410,38 9 0,45 3,28 1,49 Febrero 430,75 10 0,48 3,88 1,85 Marzo 510,07 12 0,54 4,59 2,48 Abril 535,75 15 0,57 5,09 2,90 Mayo 556,76 18 0,60 5,29 3,15 Junio 561,34 22 0,62 5,33 3,32 Julio 562,96 24 0,63 5,35 3,39 Agosto 555,68 24 0,63 5,28 3,34 Septiembre 547,60 22 0,62 4,93 3,04 Octubre 472,83 18 0,56 4,26 2,39 Noviembre 443,01 14 0,52 3,54 1,83 Diciembre 415,90 10 0,47 3,12 1,45 Factor de suciedad y envejecimiento: 0,94 Curva de rendimiento del colector: Y = -AX + B A 3,36 Factor de pérdidas B 0,84 Rendimiento óptico Tabla 6.5 – Producción energética Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 69 De la ecuación de rendimiento del captador (Ec-6.1) se desprende que la eficiencia de la placa es función del salto térmico entre la temperatura del fluido y la temperatura ambiente [Censolar], y que cuanto menor sea esta diferencia mayor será su rendimiento. En los cálculos de la tabla 6.5 la ecuación del captador utilizada ha sido la Ecuación 6.2, de 1er orden [ANEXO C, “Especificaciones Técnicas”], dado que el comportamiento del captador se puede ajustar a ésta, simplificando los cálculos de producción sin introducir apenas error. 0,84 3,36 x η =−⋅ Ec-6.2 A fin de observar todas las variables incidentes en un sistema de captación solar, la ecuación de rendimiento debe ser afectada en su ordenada en el origen, factor que determina la radiación captada por el colector, por dos coeficientes correctores atribuibles a: 1) A que el rendimiento teórico determinado por el constructor del colector, es obtenido en base a un ensayo de exposición a radiación solar perpendicular a su superficie. Es por ello que la ecuación de rendimiento debe ser afectada por un coeficiente reductor equivalente al efecto de la variación angular de la radiación solar sobre la superficie colectora a lo largo del día. 2) Y al efecto de envejecimiento y suciedad de la cubierta transparente afecta decisivamente al comportamiento de este a lo largo de su vida útil. El efecto compuesto de ambos fenómenos puede ser valorado en una reducción del 6% en la radiación captada por el colector [CENSOLAR “Sistemas aprovechamiento térmico II, Pág. 160]. Por todo lo expuesto la ecuación aplicada en la columna C, es 0,94 0,84 3,36 x η =⋅− Ec-6.3 Donde 50 ma a TT T x I I − − ==, al considerar que la temperatura media del captador (Tm), será equivalente a la temperatura del agua de acumulación, establecida como objetivo, una vez se haya establecido el funcionamiento en régimen permanente, que permita la transferencia total de la energía térmica captada, al agua de acumulación. Pág. 70 Memoria 6.3.4.3- Cálculo de la superficie de captación En los cálculos presentados hasta el momento las variables observadas tenían una relación directa con la superficie de captación, ignorando el rendimiento que pudiera presentar el resto de elementos participantes en el sistema. Como la valoración del resto de elementos precisa de un pre-dimensionamiento de la superficie de captación, se ha continuado el cálculo, estimando un rendimiento energético del resto de equipos de un 85%, es decir unas pérdidas energéticas de un 15% atribuibles a las pérdidas en la acumulación, en la distribución y en el intercambiador entre primario y secundario (Tabla 6.6, columna D). Estas pérdidas deberán ser cotejadas una vez se disponga del dimensionado total del sistema. A BCDEFG Demanda Energia total mensual Fracción a aportar por la instalación solar ( 60% ) Aportación solar diaria colector Calor útil mensual en punto de consumo Total calor aportado Total calor aportado por los captadores % Cobertura sobre total demanda [MJ] [kWh] [kWh/m2*día ] [kWh/m2*día ] [kWh/m2*me s ] [kWh/mes] [%] Enero 38.297,80 6.382,97 1,49 1,27 27,87 2944,24 27,68 Febrero 32.483,37 5.413,89 1,85 1,57 31,47 3325,39 36,85 Marzo 33.888,56 5.648,09 2,48 2,10 48,40 5113,49 54,32 Abril 32.245,68 5.374,28 2,90 2,47 54,26 5732,65 64,00 Ma y o28.007,00 4.667,83 3,15 2,68 56,32 5949,89 76,48 Junio 28.243,22 4.707,20 3,32 2,82 62,03 6553,34 83,53 Julio 24.418,28 4.069,71 3,39 2,88 63,45 6703,42 98,83 A g osto 21.182,41 3.530,40 3,34 2,84 62,43 6595,64 100,00 Septiembre 26.145,15 4.357,52 3,04 2,59 56,94 6015,55 82,83 Octubre 26.504,97 4.417,50 2,39 2,03 42,70 4511,85 61,28 Noviembre 31.785,72 5.297,62 1,83 1,56 34,23 3616,95 40,96 Diciembre 37.204,02 6.200,67 1,45 1,24 28,45 3005,29 29,08 360.406,16 60.067,69 568,54 62,99 105,65 2,5 42 Superfície de captación necesaria [m2] Metros cuadrados útiles del captador Captadores necesarios 0,85 Fracción de energía útil considerando las pérdidas en el sistema (acumulación, distribución, intercambio entre primario y secundario) Tabla 6.6 – Superficie de captación Para establecer la superficie de captación, necesaria para abastecer el 60% de la demanda energética (Tabla 6.6, columna B), se divide la suma de la columna B, que expresa la fracción mínima de demanda a cubrir anualmente según el artículo 6 de la ordenanza municipal (aunque al ser un edificio ya construido no es obligatorio), por la suma de la columna E, que expresa el calor a obtener anualmente por m2 de captador. El resultado obtenido se expresa en la ecuación 6.4: Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 71 60% 100 142,26 Vito D N captadores AS =• = Ec-6.4 Donde N = nº de colectores precisos D 60% = demanda energética a cubrir (60% de la demanda total) A = energía aportada por m2 de colector S Vito100 = superficie en m2 de cada captador Vitosol 100 Los valores obtenidos de cobertura de la demanda (Tabla 6.6, columna G), se ajustan a lo establecido en la reglamentación, ya que únicamente en agosto (uno de los meses de máxima radiación con menor consumo) existe un desaprovechamiento de energía, ya que se supera la cobertura del 100%, junto con las tasas del resto de meses se obtiene un valor final de cobertura de un 63%, según Ecuación 6.5. η captacion A D =• ∑ ∑ 1 12 100% 1 12 100 Ec-6.5 Donde A = Aportación energética mensual del sistema solar (kWh/mes) D 100% = Demanda energética mensual (kWh/mes) Estos valores se ajustarán, dado que es necesario obtener un nº entero de captadores, asegurar una instalación hidráulica equilibrada, donde todas las ramas o filas de captadores presenten el mismo nº de ellos y aunque no es obligatorio un mínimo de cobertura solar anual, conviene situarla alrededor del 60%. Estos parámetros han determinado el diseño de la instalación con 40 captadores Vitosol 100, de una superficie individual de 2,50 m2, distribuidos en 4 ramas de igual nº de captadores, diez por rama, resultando una cobertura anual del 60,06% distribuida según el gráfico siguiente. De esta forma y con una inclinación de 45º obtenemos la máxima cobertura anual y rebajando el 112% que se observa en la tabla 6.3 para el mes de agosto, a lo que establece la normativa. Pág. 72 Memoria Cobertura solar anual 60% 0,00 2000,00 4000,00 6000,00 8000,00 10000,00 12000,00 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre [kWh] Demanda mensual Aportación solar mensual Gráfico 6.1 - Cobertura solar anual 6.3.5- Ubicación espacial de la superficie de captación 6.3.5.1- Generalidades Como se ha comentado en puntos anteriores, los captadores deberán estar lo más cerca posible de la acumulación para reducir pérdidas y en una zona lo más despejada posible para evitar las sombras que los edificios o árboles puedan producir. Sabiendo que es necesaria una superficie de captación mínima de 100 m2 (40 captadores), el tejado del edificio B3 queda descartado al no haber espacio y romper totalmente la estética del edificio. Inspeccionando las posibles zonas más cercanas a las salas de instalaciones mecánicas (SIM) disponibles para el sistema de acumulación se presentan dos alternativas: A) Tejado del edificio B1. B) Terreno libre entre B5 y B1. En la alternativa A se repasa el proyecto de diseño del edificio B1 para garantizar que el tejado puede aguantar la carga de peso adicional que supondría la instalación de captadores. Aunque se confirma que sí es posible, esta alternativa queda descartada debido al gran coste que supondría la instalación interna de tuberías y demás en un edificio ya Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 73 construido y no diseñado para esta posibilidad (según comenta el ingeniero que llevo el proyecto de construcción del edificio B1). La superficie de captación, se colocará en el terreno disponible entre el edificio B5 y B1, cercano al edificio B3 (ver fotos 6.1 y 6.2). Debido a que el edificio B1 posee una altura máxima de 10 metros se buscará la zona óptima para evitar al máximo las sombras que éste, situado al este del campo de captación, pueda producir (ver Anexo B, apartado 2.3 plano de integración de captadores). Foto 6.1 – Edificio B1 y terreno disponible. Orientación de la imagen N-E – Cortesía de Hewlett Packard Pág. 80 Memoria dentro del acumulador y mantener una correcta estratificación. Para favorecer la estratificación, la configuración del acumulador será vertical. Aislamiento Al igual que todos los elementos que se hallan a temperaturas superiores a los 40 ºC, el acumulador debe estar dotado de un aislamiento mínimo equivalente a 50 mm de conductividad λ=0,040 W/(m*K) a 20º C, según Apéndice 03.1 del RITE. Legionelosis Se deberá cumplir con los requisitos establecidos en el RD 865/2003 de prevención y control de la legionelosis, especialmente las medidas preventivas específicas del artículo 7. De vital importancia es que la temperatura del agua en el circuito de distribución de agua caliente de consumo no deberá ser inferior a 50ºC en el punto más alejado y previo a la mezcla necesaria para la protección contra quemaduras o en la tubería de retorno al interacumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70ºC. Por tanto no se permiten componentes de acero galvanizado. Conexiones y manguitos Al ser necesario que el sistema de acumulación solar esté formado por dos depósitos, éstos se conectarán en serie invertida en el circuito de consumo. Con objeto de aprovechar al máximo la energía captada y evitar la pérdida de la estratificación por temperatura en los depósitos. La situación de las tomas para las diferentes conexiones serán las establecidas en los puntos siguientes: - La conexión de entrada de agua caliente procedente del intercambiador o de los captadores al acumulador se realizará, preferentemente, a una altura comprendida entre el 50% y el 75% de la altura total del mismo. - La conexión de salida de agua fría del acumulador hacia el intercambiador o los captadores se realizará por la parte inferior de éste. - La alimentación de agua de retorno de consumo al depósito se realizará por la parte inferior. La extracción de agua caliente del depósito se realizará por la parte superior. - Se recomienda que la/s entrada/s de agua de retorno de consumo esté equipada con una placa deflectora en la parte inferior, a fin de que la velocidad residual no destruya la estratificación en el acumulador. Cada uno de los acumuladores del sistema de acumulación deberá venir equipado de fábrica de los necesarios manguitos de acoplamiento, soldados antes del tratamiento de protección. Según normativa, deben existir los siguientes como mínimo: Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 81 - Manguitos roscados para la entrada de agua fría y la salida de agua caliente - Registro embridado para inspección del interior del acumulador. - Manguitos roscados para la entrada y salida del fluido primario. - Manguitos roscados para accesorios como termómetro y termostato. - Manguito para el vaciado. 6.4.4- Selección del elemento y ubicación espacial De acuerdo a los criterios antes mencionados se ha seleccionado el acumulador modelo ACS de la marca Idrogas (Salvador Escoda SA) de 2500 litros cuyas especificaciones técnicas se encuentran en el Anexo C. Con objeto de reducir las pérdidas en el circuito primario y por motivos de espacio existente, se ha seleccionado la SIM (Sala de instalaciones mecánicas) dónde está e equipo de descalcificación como lugar idóneo para la ubicación de los dos acumuladores. De esta forma, el circuito primario queda con una longitud aceptable, dadas las condiciones reales de implantación (ver Anexo B, apartado 2.4, planta de instalaciones). Por otro lado, en esta sala está el equipo de descalcificación, por lo que el fluido que formará parte del circuito secundario será el agua previamente descalcificada. Pág. 82 Memoria Foto 6.1 – Equipo de descalcificación. [Cortesía de Hewlett Packard Española SL]. Como se verá en el diseño del sistema de intercambio, el intercambiador de placas también estará situado cercano a los depósitos de acumulación de ACS solar y justo a la salida del equipo de descalcificación (ver Anexo B, apartado 2.4, planta de instalaciones). Por último, el agua del circuito secundario, ya calentada y descalcificada se dirigirá como actualmente hace, hacia la SIM donde están las calderas de gas natural con un interacumulador de 2000 litros, que pasará a ser el sistema auxiliar de calentamiento y no el principal. 6.5- Subsistema hidráulico y de distribución 6.5.1- Criterios generales Como ya se ha expuesto en el punto 3.4 “Principios de diseño”, la necesidad de atender una demanda térmica de relativo volumen, conjuntamente con las limitaciones Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 83 impuestas por la altura y la distancia, desaconsejan basar la transferencia térmica entre la superficie de captación y el acumulador en el fenómeno de termosifón. Por otro lado la necesidad de protección ante heladas y el uso de un intercambiador de calor externo y un depósito de precalentamiento (con objeto de optimizar el rendimiento), el sistema será indirecto con circulación forzada. Por ello el diseño seleccionado para el circuito primario, se basa en la idea de forzar la circulación del fluido caloportador mediante una bomba eléctrica o electrocirculador, que si bien encarece la instalación y exige la disponibilidad de energía eléctrica, permite obtener una protección contra heladas al utilizar como fluido caloportador líquidos de bajo punto de congelación y controlar la transferencia térmica entre captación y acumulación. Conjuntamente con el electrocirculador será necesario dotar a la instalación hidráulica de los siguientes elementos: tuberías de conducción, fluido caloportador para el circuito primario, aislamiento térmico, compensadores de dilatación, vaso de expansión, intercambiador de calor, depósito de precalentamiento y valvulería diversa. Todo ello para el circuito primario y una pequeña parte del secundario, ya que lo demás ya está instalado y en perfecto funcionamiento. Así mismo, esta concepción de la instalación en forma de circuito cerrado exige de una distribución uniforme del caudal entre cada una de las filas y cada uno de los captadores que las componen. La no observación de esta medida implicaría un peor funcionamiento del sistema, dado que como se explica en puntos posteriores, el control diferencial de temperatura que activa/desactiva el electrocirculador y la válvula motorizada, obtiene la información de un sensor colocado en la tubería de salida de los captadores, y el mejor rendimiento se obtiene cuando el comportamiento térmico de todos los captadores es equivalente. Para igualar dicho comportamiento térmico se dispone el mismo número de captadores por fila, todos a la misma altura y distancia y adoptando una configuración de retorno invertido en la alimentación de cada fila de colectores, es decir, la alimentación debe ser iniciada por la última fila, con lo que se consigue un circuito hidráulicamente equilibrado. Esta configuración también debe ser aplicada en la conducción de cada fila, para asegurar que cada colector recibe el mismo caudal. 6.5.2- Circuito primario 6.5.2.1- Configuración Como se observa en el esquema de principio del sistema hidráulico y de distribución en el Anexo B, apartado 2.5, el circuito primario consta de: Pág. 84 Memoria - Tubería de ida (agua caliente) desde el campo de captadores hasta el intercambiador de placas 1. - Tubería de retorno (agua fría) desde el intercambiador de placas 1 hasta el campo de captadores. - Sistema de llenado y vaciado del circuito cerrado. - Valvulería diversa (válvulas de corte de esfera, de equilibrado, de seguridad con dispositivo de vaciado, antiretorno, motorizada...) y filtros. - Electrocirculador o bomba. En el plano de integración de captadores (Anexo B, apartado 2.3) se ve la situación del campo de captadores y de la sala de intercambio y acumulación. 6.5.2.2- Seguridad El primario por tratarse de un circuito cerrado debe presentar elementos de seguridad comunes a los circuitos de calefacción, y que a continuación se exponen: 1. Posibilidad de llenado y vaciado del circuito Al tratarse de un circuito cerrado, el sistema debe disponer de una toma de llenado del circuito para su puesta en marcha y reposición de las perdidas, y una toma de vaciado con la que poder extraer el fluido del circuito para su substitución o para el mantenimiento de cualquiera de los elementos. 2. Imposibilidad física de mezcla entre los fluidos del primario y secundario Dado que el fluido caloportador utilizado en el primario, estará compuesto por una mezcla de anticongelante (tóxico) y agua desmineralizada, se debe asegurar la imposibilidad física de transferencia de fluido desde el primario al secundario. Para evitarlo el circuito primario debe hallarse a una presión inferior a la existente en el secundario, que viene prefijada por la presión de la red general de aguas. Como esta última presenta un rango de presiones comprendido entre 3 y 5 kg/cm2, se establece como presión máxima en el primario la equivalente a 3 kg/cm2. 3. Protección contra ebullición y congelación. Hay que destacar que el aislamiento de las conducciones no constituye una protección contra la congelación por si misma. Por ello, es frecuente la utilización, dada su Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 85 eficacia, de fluidos caloportadores compuestos por una mezcla de agua desmineralizada y anticongelante en la proporción adecuada a la temperatura de protección. Por el contrario la protección contra la ebullición presenta una mayor dificultad, por ello la protección habilitada consiste en la actuación sobre cuatro variables: - Inclinación de la superficie de captación y ajuste del número de captadores para evitar el sobredimensionamiento en la época estival, puntos 6.3.3 y 6.3.4.2. - Dimensionamiento del circuito primario y todos sus componentes para una temperatura máxima de 110º C, unido a válvulas de seguridad taradas a una presión máxima de 3 kg/cm2. - Presurización del circuito primario a una presión mínima de 1,5 kg/cm2, para obtener un punto de ebullición del fluido caloportador superior a los 130º C. - Actuación del sistema de control activando la máxima velocidad del circulador y evacuando fluido del acumulador. 4. Compensación de la dilatación del fluido caloportador Como establece el RITE, el sistema incluye un vaso de expansión calculado para un salto térmico de 110º C, capaz de absorber la dilatación de volumen sufrida por el fluido con la temperatura. 5. Adecuación de la presión de la red a la del circuito Ante la posibilidad de que la presión de la red general de aguas pueda presentar transitorios de sobrepresión, el sistema estará dotado de una válvula reductora de presión para adecuar la presión de entrada a la presión admisible por los elementos del circuito primario. Por otro lado y con objeto de mejorar del rendimiento, si el caudal de red es mayor que el caudal de diseño para el sistema solar, hay una conducción hacia el depósito de precalentamiento del sobrante y se activa una válvula que entrega ACS solar a los puntos de consumo sin pasar por la caldera en una unión mediante una válvula de 3 vías (ver esquema de principio en apartado 6.5.4). Si el caudal de red es menor al de diseño, todo el ACS solar deberá pasar por el depósito de precalentamiento y el depósito de caldera. 6.5.2.3- Fluido caloportador El sistema principal adoptado para la protección de la superficie de captación y de las conducciones de los esfuerzos dinámicos consecuencia de la congelación del fluido caloportador, consiste en dotar a este último de un punto de congelación inferior a la mínima temperatura que se pueda registrar en la zona geográfica donde se ubica la instalación. Pág. 86 Memoria El fabricante Viessmann presenta un fluido caloportador de interesantes características para sus captadores. Es un fluido atóxico específico para instalaciones de energía solar con inhibidores muy eficientes contra la corrosión y el envejecimiento. Algunas de sus características principales son: - Protección de congelación: hasta -28ºC (inferior a la mínima histórica registrada en la zona). - Densidad a 20ºC: de 1,032 a 1,035 g/cm3 según ASTM D 1122 - Viscosidad a 20ºC: de 4,5 a 5,5 mm2/s según DIN 5 1562 - Valor de pH: de 9,0 a 10,5 según ASTM D 1287 - Color: Claro, fluorescente rojo La adopción de este fluido comporta la consideración de los siguientes puntos: - El sistema no debe superar la temperatura de 120ºC, porque pueden sucederse fenómenos de descomposición en el anticongelante. - El calor específico de la mezcla es inferior a la del agua, y su efecto debe ser tenido en cuenta en el dimensionado del caudal de primario, aunque el fabricante ya tiene en cuenta este aspecto definiendo un caudal recomendado por captador. - Facilita la protección contra ebullición porque eleva la temperatura a la cual se produce dicho fenómeno. - Así mismo para el fluido utilizado se deberá observar que la salinidad total, el carbonato cálcico y el CO2 no excedan los 500 mg/l, los 200 mg/l y 50 mg/l, respectivamente. 6.5.2.4- Tuberías de conducción 6.5.2.4.1- Material Como material de las conducciones del circuito primario se ha seleccionado el Cu, que por diferentes motivos se ha impuesto, a escala mundial, como el más adecuado en instalaciones de estas características. Para ver las características de los materiales disponibles, sus ventajes e inconvenientes, y su comportamiento ante la corrosión y el envejecimiento (aspecto básico a tener en cuenta) ver el apartado del estudio de corrosión 6.2.2. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 87 La tubería de cobre sólo tiene pequeñas cantidades de fósforo residual, que además facilita la soldadura, y goza de las excelentes características de este metal, como son resistencia a la corrosión, maleabilidad y ductilidad. El cobre resiste la corrosión, tanto de los líquidos que puedan circular por su interior como la debida a los agentes exteriores, aire, humedad o elementos constructivos que entren en contacto con él. La maleabilidad y ductilidad del cobre permiten una cómoda manipulación y una gran facilidad para realizar trazados complicados. Además, pueden resistir sin reventar una o más heladas, lo que añade un importante factor de seguridad. Así mismo el cobre se encuentra clasificado, a efectos de su comportamiento hidráulico, como un material liso presentando una pérdida de carga lineal inferior a otros materiales como el acero o hierro, a igualdad de sección y caudal. Por último las tuberías de cobre son de fácil manipulación e instalación mediante soldadura por capilaridad, lo que permite el abaratamiento de la mano de obra, partida de gran peso especifico en el presupuesto total de la instalación. En su utilización se observará la inexistencia de pares eléctricos al conectar con otros elementos realizados en otros materiales (corrosión galvánica). De hecho la utilización del cobre como material en el circuito primario reduce este riesgo en las conexiones con los colectores, ya que estos son realizados en este mismo material. 6.5.2.4.2- Dimensionamiento de la conducción La sección de la conducción se establece en función del caudal de circulación, de la velocidad media del fluido y de la pérdida de carga en el circuito. El caudal de circulación viene establecido por el fabricante del colector, según ensayo de Norma UNE 94101:1986, por el cual se determina el caudal óptimo para obtener la máxima transferencia de calor entre la placa del colector y el fluido caloportador. Para el captador Vitosol 100, el fabricante Viessmann establece un caudal de 40,2 litros/ (hora·m2), lo que equivale, según Ecuación 6.9, a Ec-6.9 100 40,2 4020 / Total Q S q litros hora=•= • = Donde S = Superficie total de la instalación q = caudal por m2 Pág. 88 Memoria Dado que el circuito primario actúa a modo de montante, distribuyendo el fluido caloportador entre las 4 filas de captadores, según se ha establecido en puntos anteriores, el valor del caudal a transportar será diferente en cada tramo, siendo función del nº de filas pendientes de abastecer desde el punto considerado. Asimismo, se sabe que la velocidad máxima recomendada con la que tiene que circular el líquido es de unos 1,3 m/s si lo hace de forma continua (circuito primario) y de 2,5 m/s si lo hace en intervalos (circuito secundario o de consumo), lo cual impone también un límite mínimo al diámetro de los tubos. La velocidad media del fluido es una variable a fijar por el calculista de la instalación, pero la experiencia en instalaciones existentes, permite prefijar un rango de velocidades, que no es conveniente superar para evitar riesgos colaterales a la circulación del fluido por la conducción. En el caso en estudio, donde las tuberías presentarán un Ø inferior a los 50 mm, el rango aconsejable se fija entre 0,5 y 1,5 m/s. Como pre-dimensionamiento se selecciona una velocidad media de 1 m/s, valor con el que se procede al cálculo de la sección equivalente, según la Ecuación 6.4. SQ V = Eq-6.10 Los cálculos de sección arrojan valores cercanos a los 38 mm de diámetro para la tubería general. Además los captadores presentan conexiones de 22 mm de diámetro, así que se utilizarán los diámetros siguientes: Medida Comercial Cu ∅ Interior [mm] ∅ Exterior [mm] Sección interior [mm2] 42 40 42 1257 35 33 35 855 28 26 28 531 22 20 22 314 Tabla 6.8 - Diámetros de tubería Cu seleccionados Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 89 Por último se deberá corroborar que la pérdida de carga lineal producida en la tubería con la sección y caudal calculados, es inferior a unos 40 mm.c.a (milímetros de columna de agua) por metro lineal de conducción, valor que se aconseja como máximo para instalaciones como la aquí estudiada [CENSOLAR, “Sistemas de Aprovechamiento Térmico I, pag 110], en que una perdida de presión superior implicaría la elección de una bomba de circulación de mayor potencia, con el consiguiente aumento de consumo eléctrico y gravamen sobre la rentabilidad económica de la instalación. Para el estudio de la caída de presión lineal se ha utilizado la fórmula de Darcy- Wisbach, básica en el cálculo de perdidas de carga en tuberías y conductos, expresada en la ecuación 6.5: () 2 ... 2 e ea pLV mca p Dg λ ⎡ ⎤ ΔΗ = • • • ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ Ec-6.11 Donde λ ≡ coeficiente de fricción p e ≡ peso especifico del fluido caloportador p ea ≡ peso especifico del agua a 25ºC L ≡ longitud de la tubería en metros D ≡ diámetro en metros V ≡ velocidad del fluido en m/s g ≡ gravedad m/s2 Para su aplicación es preciso la determinación del coeficiente de fricción (f), que presenta diferentes relaciones matemáticas según diversas variables como son tuberías lisas o rugosas y flujo laminar o turbulento. Es normal que en circuitos como el aquí expuesto el fluido discurra según un modelo de flujo semi-turbulento, con un nº Reynolds calculado según la ecuación 6.6 comprendido entre 3000 y 100000, lo que permite el uso del Diagrama de Moody o la ecuación de Blasius para su cálculo (ecuación 6.13), [MINGUELLA, “Manual de instalaciones térmicas, pags. 157 y 158]. E VD VD R ρ μ υ ==   Ec-6.12 Donde ρ ≡ densidad del fluido (kg*s2/m4) μ ≡ Viscosidad absoluta (kg*s/m2) Pág. 96 Memoria tarada a 5 kg/cm2 y una derivación hacia el depósito de precalentamiento en el equipo 22 (ver esquema de principio) mediante una válvula motorizada. 9- Conjuntamente con la valvuleria anteriormente descrita, también se han previsto la instalación de elementos de medición como manómetros, con los que determinar el caudal del circulador, y termómetros, con los que se valorará la regulación hidrodinámica del circuito. 6.5.2.6- Vaso de expansión Con el propósito de absorber las dilataciones que sufre el fluido caloportador al incrementarse su temperatura, las instalaciones de ACS deben estar equipadas con depósitos de expansión. Este depósito puede ser abierto o cerrado, siendo este último de mayor utilización por las ventajas presentadas respecto al abierto: - Facilidad de montaje, pudiéndose ubicar más fácilmente en la instalación. - No precisan de aislamiento térmico. - Por tratarse de una instalación cerrada no absorben oxigeno del aire. - Eliminan las pérdidas del fluido caloportador por evaporación, evitando la corrosión e incrustación provocada por el agua de reposición. La capacidad o volumen útil del deposito Vu, debe ser igual, como mínimo, al aumento total de volumen por la dilatación del fluido caloportador de la instalación, a la temperatura que se considere, que en el caso aquí expuesto será de 110 º C, que es el límite de seguridad contemplado en todos los elementos de la instalación. Además interviene un número adimensional, al que llamaremos coeficiente de utilización, Ku, que relaciona el volumen total del depósito con su volumen útil, y que depende de la altura manométrica de la instalación y de la presión máxima de trabajo. Y cuya relación con el Vu viene determinada en la ecuación 6.15 [J.A. MINGUELLA, “Energía Solar Manual de Instalaciones Térmicas, Pág. 153] VV K VD P PP deposito u u inst fluido ma ma e == •• −100( ) Ec-6.15 Donde Vinst = volumen de fluido existente en la totalidad de la instalación D fluido = dilatación porcentual del fluido caloportador a la T deseada Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 97 Pma = presión absoluta máxima admisible, igual a la presión de tarado de la válvula más la presión manométrica del lugar P e = presión absoluta estática en el depósito El volumen de fluido caloportador existente en la instalación es la suma de los volúmenes del conjunto de colectores, del intercambiador y de las conducciones del circuito primario. Su valor es igual a 267,8 litros [ANEXO A, apartado 1.7] Como valor de la dilatación porcentual del fluido a una temperatura de 110 ºC se ha escogido un valor de 4,3% [J.A. MINGUELLA, “Energía Solar Manual de Instalaciones Térmicas, Pág. 153], que aunque pertenece a un fluido compuesto por 100% de agua, a diferencia del fluido caloportador utilizado en este proyecto es suficientemente representativo, ya que en ningún caso la temperatura media del circuito primario será de 110 ºC. La presión absoluta máxima permitida en el circuito será de 3kg/cm2, presión de tarado de la válvula de seguridad, más la presión atmosférica de la localización, a unos 120 metros de altitud se escogerá igual a 1 kg/cm2, por lo que la Pma = 4 kg/cm2. La última variable a determinar para la aplicación de la ecuación 6.15 es la presión absoluta estática entre la máxima cota del circuito primario y la posición del vaso de expansión. Como la superficie de captación se haya a una cota diferencial entre la sala de máquinas y la superficie colectora igual a la altura máxima de un piso, se fijará el valor de presión absoluta estática igual a 4 m.c.a. + 1kg/cm2, equivalente a 1,39 kg/cm2, que se aproxima a 1,5 kg/cm2, presión a la que se tarará la cámara de gas del deposito. Con estos datos, los cálculos indican un depósito de expansión de volumen superior a 18,42 litros. Circunstancia que permite seleccionar el depósito de expansión, de un volumen normalizado a 25 litros, de la marca Salvador Escoda. El ramal de conexión del vaso con el circuito se realizará con una conducción de ∅=20 mm. 6.5.2.7- Bombas La circulación del fluido caloportador será forzada, lo que conlleva la instalación de una bomba de impulsión o electrocirculador, que debe aportar la presión para vencer las caídas de presión debidas a la circulación del fluido por el total del circuito. Para su cálculo es preciso conocer el caudal y las perdidas de carga lineales y singulares en la conducción. Los cálculos del Anexo A, permiten cifrar el valor de las Pág. 98 Memoria anteriores variables. Así pues, la bomba seleccionada para el primario, deberá ser capaz de suministrar un caudal de 4 m3/h para una caída de presión mínima cercana a 8 m.c.a. De acuerdo a estos parámetros, se escogen bombas Grundfos que satisfagan las necesidades del sistema, incluso para los momentos de máxima exigencia, coincidentes con el arranque a primera hora de la mañana, que por la temperatura del fluido, incrementa las pérdidas lineales hasta alcanzar un valor de 8,2 m.c.a. 6.5.2.8- Compensadores de dilatación Las dilataciones a las que están sometidas las tuberías al aumentar la temperatura del fluido se deben compensar a fin de evitar roturas en los puntos más débiles, donde se concentran los esfuerzos de dilatación y contracción, que suelen ser las uniones entre tuberías y aparatos. En los tramos donde son frecuentes los cambios de dirección, sala de máquinas, ramal de alimentación colectores, etc., son las propias curvas, en las que se habrá evitado la utilización de fijaciones, las que absorberán las dilataciones existentes. Sin embargo, el circuito primario presenta un tramo de gran longitud, que realiza las funciones de montante distribuidor entre las diferentes filas de colectores, que exige el uso de compensadores de dilatación. En concreto, para un salto térmico de 90º C (110ºC – 20º) y una longitud de 55 m de cobre es previsible una dilatación lineal, según la ecuación 6.16 ΔLL=ΔT • • α 0 Ec-6.16 Donde α Cu C20 6 17 10 º=•− de 84 mm. Por ello, en este tramo de la conducción, se instalará un compensador de dilatación de fuelle axial, que debe tener una carrera +60/-80 mm con un ∅ de 2”, a soldar mediante reductor al cobre de la conducción, y que será instalado en los tramos de conducción de ida y vuelta a una altura media del recorrido, asegurando que los soportes a ambos extremos de la conducción en este tramo, presenten un grado de libertad longitudinal. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 99 6.5.3- Circuito secundario 6.5.3.1- Configuración El circuito secundario es el encargado de abastecer de ACS a los usuarios del sistema. Su diseño no forma parte de este proyecto ya que ya existe y es completamente funcional y válido. 6.5.3.2- Acoplamiento a instalaciones existentes Conviene mencionar algunas pequeñas modificaciones necesarias para acoplar el sistema solar al convencional. En primer lugar, una vez ubicados los elementos del sistema solar, se realizaran las conexiones necesarias a los diversos aparatos como se puede ver en el plano de instalaciones en el B3, anexo B. Además en dicho plano, se observan las conducciones de agua (agua fría, caliente, retorno, descalcificada) y los diámetros de cada una de ellas. Será necesario acoplar la alimentación de la red general al circuito primario. El circuito secundario y siguiendo el esquema hidráulico, deberá acoplarse, una vez se haya descalcificado el agua, al intercambiador, y almacenarse en los acumuladores. A continuación, el agua caliente se transfiere a la sala de máquinas donde están las calderas, y se almacena en el depósito de precalentamiento, para finalmente pasar al interacumulador de caldera donde se podrá calentar si su temperatura no es suficiente. Como se aprecia en el esquema de principio, el agua caliente sanitaria antes de llegar al depósito de precalentamiento, realiza un segundo intercambio de calor con el agua fría de red. Este hecho permite optimizar el rendimiento de la instalación, obteniendo una especie de “circuito terciario” que, ahora sí, es el de consumo. El rendimiento es optimizado debido que de esta forma las variaciones de presión y caudal de la red general no afectan al sistema solar. Sin embargo esta parte se deja como opcional, ya que es necesaria una inversión mayor al requerir otro intercambiador, el depósito de precalentamiento y otra bomba. 6.5.3.3- Sistema auxiliar de energía Como ya se comentó en puntos anteriores, y con motivo de aprovechar las instalaciones existentes, las calderas de gas natural serán las encargadas del aporte energético auxiliar. Por otro lado, permitirán el control anti-legionella siempre que sea necesario pudiendo elevar la temperatura del agua por encima de 70ºC. Pág. 100 Memoria 6.5.4- Esquema de principio del circuito hidráulico NOTA: Ver anexo B apartado 2.5 para más detalle (leyenda, integración con el sistema de control, etc.) Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 101 6.6- Subsistemas de intercambio y de regulación y control 6.6.1- Subsistema de intercambio Desde un punto de vista termodinámico, el calor no es algo que existe o que se pueda acumular. Sólo existe y se puede acumular la energía que poseen las sustancias debidas a un estado o nivel térmico determinado. Es precisamente el intercambio energético que se produce entre dos cuerpos o sustancias que posean temperaturas diferentes, a lo que llamamos transmisión de calor, o calor a secas. Cuando tienen lugar estos intercambios de energía interna o de calor, la primera ley de la termodinámica exige que el calor desprendido por un cuerpo debe ser igual al absorbido por el otro. La segunda ley exige que la transmisión de calor tenga lugar desde el sistema más caliente hacia el más frío. El proceso de transmisión de calor se produce por conducción, convección y radiación. El intercambio de calor entre dos corrientes de fluidos distintos es uno de los procesos más importantes y que encontramos habitualmente en calderas, calentadores, refrigeradores, etc. Los dispositivos en donde se produce este intercambio de calor, sin mezcla de ambos fluidos, se conocen como “intercambiadores de calor”. 6.6.1.1- Selección del intercambiador Para instalaciones que incorporen acumuladores de circuito abierto o volúmenes de acumulación superior a 1000 litros se recomiendo la utilización de intercambiadores externos (ubicado fuera de los depósitos o recipientes de acumulación). El “intercambiador de placas” consta de un circuito con placas metálicas (a modo de radiador) que aumenta la relación superficie/volumen del elemento para favorecer la transmisión de calor. El hecho de que se ubiquen fuera del recipiente de almacenamiento trae consigo la necesidad de que existan bombas de circulación para ambos circuitos (primario y secundario). No obstante presentan una serie de ventajas tales como: - El mantenimiento es muy sencillo por ser un elemento reemplazable y desmontable de modo simple. Pág. 102 Memoria - Su empleo permite ampliar la potencia de intercambio de una instalación existente, al ser posible bien aumentar el número de placas del elemento o bien su sustitución por otro con mayor capacidad. - Tienen un rendimiento aceptable (mayor que los intercambiadores internos). - El material con el que se fabrican es de alta calidad y durabilidad. Para el dimensionado del intercambiador, es preciso acudir a las tablas del fabricante o pedir información concreta para cada caso, ya que su cálculo es complejo y precisa de simuladores numéricos. En el presente proyecto se ha considerado la utilización de un intercambiador de placas de la empresa VIESSMANN y la selección se ha realizado de acuerdo al catalogo y datos técnicos presente en el Anexo C de Especificaciones Técnicas. Numerosos autores consideran adecuado el dimensionamiento en base a 500 W por m2 de colector. Dado que la instalación consta de 100 m2, el intercambiador a seleccionar debe poseer una capacidad de transferencia mínima, para baja temperatura de 50 kW. Estos cálculos determinan, según tabla de proveedor VIESSMANN, el modelo Vitotrans 100 núm 3003511 que presenta una potencia térmica de 60kW y está dimensionado para el fluido caloportador escogido y una temperatura entre 60/36ºC. Fabricado con Acero Inoxidable de alta aleación (AISI 316). 6.6.2- Subsistema de regulación y control 6.6.2.1- Introducción El sistema de control de una instalación solar debe regular los flujos de energía entre el captador, el sistema de acumulación y el consumo, de modo que se consiga que la instalación funcione, en cada momento, en su nivel de rendimiento óptimo. En las instalaciones como la aquí diseñada se presentan básicamente, dos acciones de control claramente diferenciadas: 1) Control a la carga, para una óptima transformación de la radiación solar en calor, y su posterior transferencia al sistema de almacenamiento. Regula los estados de arranque y parada de la instalación solar y la prioridad entre las distintas aplicaciones que se puedan presentar. 2) Control a la descarga, para garantizar una adecuada descarga de calor desde el sistema de almacenamiento hasta el de consumo. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 103 Se mencionarán aspectos principalmente del control a la carga ya que es el específico de las instalaciones solares térmicas. El sistema de control a la descarga es común a los sistemas de preparación de ACS, con independencia del combustible del que se abastezcan y la instalación ya está dotada de uno. Las principales características del sistema de control de instalaciones solares térmicas son: - La temperatura de entrada del agua fría a los captadores solares debe ser lo más baja posible, de modo que el captador trabaje siempre en condiciones de rendimiento máximo. - El control de la instalación solar no debe interferir con el de la instalación convencional y viceversa. Es necesario que ambos se adapten, estableciendo la prioridad de funcionamiento hacia el sistema solar. - El control debe ser lo más simple posible, siempre que cumpla con los requerimientos de la instalación. - Debe establecerse la posibilidad de operar cada uno de los elementos de la instalación en modo manual. 6.6.2.2- El control de carga El sistema de control de carga regulará, principalmente, dos estados: A) La regulación de los estados de arranque y parada de las bombas del primario y del secundario de la instalación solar. B) El control del intercambio de calor en el subsistema de almacenamiento. Pueden realizarse dos tipos de control, en función de la temperatura diferencial entre la salida del campo de captadores y la zona más fría del sistema de acumulación, o en función de la sonda de radiación y la diferencia de temperatura entre el fluido caloportador a la entrada del intercambiador y la temperatura en la zona más fría del sistema de acumulación. Si se realiza el control por temperatura diferencial, la bomba del primario se conectará cuando la diferencia de temperatura en el fluido caloportador entre la salida del campo de captadores y la parte inferior del acumulador solar supere un valor predeterminado. Esta labor se encomienda a unos aparatos denominados termostatos diferenciales. Pág. 104 Memoria Para darle mayor estabilidad al control y evitar un posible régimen de arranques y paradas intermitentes, es conveniente establecer un período de funcionamiento mínimo de la bomba, una vez se haya conectado (unos 5 minutos). Cuando el sensor situado en la parte superior del depósito alcance su valor límite el sistema debe parar. Esta circunstancia podría ocasionar sobretemperaturas en el interior de los captadores en épocas de elevada radiación y mínimo consumo. Al emplear un intercambiador de calor externo es necesario regular el aporte de calor al circuito secundario mediante la ordenación de los estados de arranque y parada de la bomba del secundario. Así, deben estar conectadas simultáneamente, las bombas del primario y del secundario del sistema solar. Se desconectarán cuando no exista diferencia de temperatura suficiente entre la salida del campo de captadores y la zona más fría del subsistema de acumulación ( o no exista radiación suficiente) o cuando se haya alcanzado el valor de temperatura máxima prefijada en la acumulación. Al disponer de dos acumuladores, la zona más fría del subsistema de acumulación corresponde a la parte inferior del primer acumulador de la serie (el que recibe el agua fría de la red, ver tanque 2 en esquema de principio), y la zona más caliente será la parte última del último acumulador (zona “13” como se puede ver en el esquema de principio). 6.6.2.3- Estrategias de funcionamiento en la instalación Podría resumirse el control básico de la instalación en el siguiente cuadro de estrategias de funcionamiento: (ver esquema de principio para ver los equipos) Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 105 6.7- Seguridad e higiene En las instalaciones solares es muy importante diseñar y mantener las condiciones de operación de las instalaciones dentro de los requisitos preestablecidos en las normas EN 12975, EN 12976 e ISO 9806. Cuando se diseña un campo de captadores formado por varias baterías, conectadas entre si en serio y/o paralelo, hay que proyectar una válvula de seguridad entre cada dos válvulas de corte, que suelen estar situadas al a entrada y a la salida de cada batería de captadores. Las válvulas de seguridad deberán soportar las temperaturas máximas alcanzadas en la instalación, y sus conductos de escape deberán tener un diámetro adecuado al área de captadores instalada. En el ramal principal de agua fría del circuito primario de la instalación deberá montarse una válvula de seguridad principal, que deberá responder antes que las válvulas de seguridad instaladas en cada batería del campo de captadores, y diseñada para soportar, al menos, la temperatura máxima que pueda originarse en la zona en que haya sido instalada cuando se alcancen condiciones de estancamiento en el campo de captadores. Como ya se indicó en el apartado dedicado al trazado hidráulico, la instalación solar deberá contar con un vaso de expansión en el circuito primario solar. Este vaso deberá tener un volumen de expansión suficiente para poder soportar la cantidad de vapor equivalente a la instalación en su momento de máxima potencia. Debido a que el principal inconveniente de este tipo de instalaciones solares es el comportamiento de las mismas en condiciones de estancamiento, hay que tener mucha precaución al diseñar e instalar los componentes solares, para no sobrepasar, en exceso, la energía necesaria en verano. El Pliego de Condiciones Técnicas de IDAE indica que no debe sobrepasarse en ningún mes el 110% de la energía necesaria, y en no más de tres meses seguidos el 100%. 6.7.1- La legionella La legionella pneumóphila es una bacteria que no afecta al ser humano al ser ingerida, pero que provoca unos cuadros clínicos severos cuando es inhalada, en forma de aerosol, en suficiente concentración. Dicha bacteria encuentra favorecida su desarrollo bajo determinadas condiciones ambientales. En el agua tibia, entre 20ºC y 45ºC, la bacteria se reproduce con celeridad, Pág. 112 Memoria 9.3- Instalaciones necesarias Por acuerdo con la empresa instaladora de fontanería y saneamiento se utilizará un modelo de captador solar diferente al planteado para el edificio B3. Sus características básicas son las siguientes: • Marca y modelo: SONNENKRAFT SK500N • Número de homologación: SPF-Nr-561 • Superficie total / Superficie útil [m2]: 2,57 / 2,17 • Rendimiento óptico (SPF): 0,806 • Coeficiente de pérdidas 1r orden (SPF): 3,680 W/m2K • Tipo de recubrimiento: SUNSELECT • Dimensiones: 2,078 x 1,238 x 100 mm • Material aislante / Dims: Lana de roca / 50 x 50 mm • Caudal recomendado: 350 kg/h • Conexiones hidráulicas: 2xDN22 • Volumen de fluido caloportador: 1,66 litros • Peso en vacío: 49 kg De la misma forma que para el edificio B3, se han calculado los aspectos críticos para la instalación. Se llega a la conclusión de que es preferible favorecer el invierno para el uso que se le dará al agua (inclinación a 50º para los captadores), y que 4 captadores si ya cumplen con el 54% de las necesidades teóricas, aún más con las reales. Según catálogo ofrecido por el fabricante y siguiendo los criterios establecidos en el pliego de condiciones técnicas del IDAE (ver apartado de documentación, criterios de buenas prácticas) se toman las siguientes decisiones: Según el pliego antes mencionado el volumen de acumulación solar debe estar comprendido entre: 50<V/A<180. Se selecciona una sala de máquinas dentro del edificio lo más cercana posible a la captación, donde se ubicarán los elementos de intercambio, acumulación y control por centralita, entre otros. El sistema energético de apoyo se basa en una resistencia eléctrica incorporada dentro del Interacumulador; si bien no es óptimo al existir mezcla de energías, permite una fácil y económica instalación y está permitido por el pliego de condiciones técnicas siempre y cuando el Interacumulador esté bien estratificado y el sistema de control de preferencia a la energía solar y únicamente active la resistencia si es necesaria más temperatura. Gracias a esta resistencia también se obtiene un buen control anti legionella. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 113 A BCDEFG Demanda Energia total mensual Fracción a aportar por la instalación solar ( 60% ) Aportación solar diaria colector Calor útil mensual en punto de consumo Total calor aportado Total calor aportado por los captadores % Cobertura sobre total demanda [MJ] [kWh] [kWh/m2*día ] [kWh/m2*día ] [kWh/m2*me s ] [kWh/mes] [%] Enero 3.614,16 602,36 1,49 1,26 27,82 241,47 24,05 Febrero 3.055,35 509,22 1,81 1,54 30,79 267,22 31,49 Marzo 3.164,81 527,47 2,37 2,01 46,33 402,10 45,74 Abril 2.987,45 497,91 2,72 2,31 50,83 441,20 53,17 Ma y o2.583,49 430,58 2,91 2,47 51,91 450,61 62,79 Junio 2.593,27 432,21 3,05 2,59 56,96 494,45 68,64 Julio 2.231,08 371,85 3,14 2,67 58,78 510,20 82,32 A g osto 1.944,95 324,16 3,15 2,68 58,85 510,83 94,55 Septiembre 2.411,74 401,96 2,93 2,49 54,75 475,20 70,93 Octubre 2.455,59 409,27 2,35 2,00 41,90 363,69 53,32 Noviembre 2.968,43 494,74 1,83 1,55 34,16 296,51 35,96 Diciembre 3.510,94 585,16 1,46 1,24 28,61 248,30 25,46 33.521,26 5.586,88 541,68 54,0 4 Captadores necesarios 8,68 2,17 4 Fracción de energía útil considerando las pérdidas en el sistema (acumulación, distribución, intercambio entre primario y secundario) 0,85 Superfície de captación necesaria [m2] Metros cuadrados útiles del captador Se escoge una disposición alineada a los ejes del edificio y orientada al Sur, con una reja mayada perimetral a una distancia de 6 metros en dirección sur para evitar las sombras. En los siguientes esquemas se observa como estarán situados los captadores solares. Pág. 114 Memoria Esquema 9.1 - Alzado frontal Esquema 9.2 - Alzado lateral Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 115 Esquema 9.3 – Planta Pág. 116 Memoria 9.4- Estudio de rentabilidad SOLAR TERMOS CIEs V ida útil Instalación 20 4 4 Necesidad energética anual [kWh] 3.428,53 11136,46 9311,46 Inicio A ño 1 A ño 2 A ño 3 A ño 4 A ño 5 A ño 6 A ño 7 A ño 8 A ño 9 A ño 10 A ño 11 A ño 12 A ño 13 A ño 14 A ño 15 A ño 1 6 A ño 17 A ño 18 A ño 19 A ño 20 Diferencial Solar vs Termos -4367,60 Diferencial Solar vs CIEs -3.967,60 Precio medio kWh eléctrico 0,06500 0,06890 0,07303 0,07742 0,08206 0,08698 0,09220 0,09774 0,10360 0,10982 0,11641 0,12339 0,13079 0,13864 0,14696 0,15578 0,16512 0,17503 0,18553 0,19666 0,20846 Beneficio anual sobre termos 0,00 501,02 531,08 562,94 596,72 632,52 670,47 710,70 753,34 798,54 846,46 897,24 951,08 1008,14 1068,63 1132,75 1200,71 1272,76 1349,12 1430,07 1515,87 Beneficio anual sobre CIEs 0,00 382,39 405,33 429,65 455,43 482,76 511,73 542,43 574,97 609,47 646,04 684,80 725,89 769,45 815,61 864,55 916,42 971,41 1029,69 1091,47 1156,96 Costes mantenimiento 0,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 -100,00 Beneficio vida útil sobre termos 0,00 0,00 0,00 0,00 1000,00 0,00 0,00 0,00 1000,00 0,00 0,00 0,00 1000,00 0,00 0,00 0,00 1000,00 0,00 0,00 0,00 1000,00 Beneficio vida útil sobre CIEs 0,00 0,00 0,00 0,00 1400,00 0,00 0,00 0,00 1400,00 0,00 0,00 0,00 1400,00 0,00 0,00 0,00 1400,00 0,00 0,00 0,00 1400,00 Amortización sobre termos -4367,60 -3966,58 -3535,51 -3072,57 -1575,85 -1043,33 -472,85 137,85 1791,19 2489,73 3236,19 4033,43 5884,51 6792,65 7761,28 8794,03 10894,74 12067,50 13316,62 14646,69 17062,56 Amortización sobre CIEs -3967,60 -3685,21 -3379,87 -3050,22 -1294,79 -912,03 -500,30 -57,87 1817,10 2326,57 2872,62 3457,42 5483,31 6152,76 6868,37 7632,92 9849,34 10720,75 11650,44 12641,91 15098,87 Tasa Interna de Retorno TIR (Termos) 14% TIR (CIEs) 14% V AN (Termos) 40.051,22 € V AN (CIEs) 34.841,18 € El estudio de rentabilidad básico compara la alternativa solar con las dos eléctricas. Se observa como la inversión en el caso de contrastarla con los termos eléctricos se recupera en 6 años y algunos meses, mientras que contrastándola con los calentadores instantáneos son necesarios algunos meses más. Esto es porque aunque el CIE (calentador instantáneo eléctrico) es más caro que el termo eléctrico, éste último presenta muchas más pérdidas de calor, por lo que anualmente requiere más energía eléctrica para cubrir las mismas necesidades. Sin embargo, los CIEs pueden resultar contraproducentes si su uso no está bien controlado y su potencia bien dimensionada, ya que para calentar rápidamente el agua utilizan una gran potencia (y/o limitaciones de caudal) para ser efectivos. Se ha tenido en cuenta la inflación y el aumento anual del kWh eléctrico en un 6% de aumento de éste ultimo al año. Por otro lado se tienen en cuenta los costes de mantenimiento de la instalación solar y las diferencias en vida útil de las 3 alternativas. La aplicación de estas consideraciones, en el cálculo de los indicadores económicos: TIR y VAN, permite evaluar la Tasa de Rentabilidad Interna en un 14%, por encima del interés financiero, lo que unido, a un Valor Actual Neto positivo, de entre 34841 y 40051 euros, certifica la rentabilidad de la inversión. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 117 9.5- Instalación realizada Se presentan a continuación varias fotografías de la instalación. Foto 9.1- Instalación de captadores y edificio Pág. 118 Memoria Foto 9.2 – Captadores SONNENKRAFT SK500N Foto 9.3 – Vaso de expansión, tuberías aisladas e interacumulador Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 119 Foto 9.4 – Termómetro, manómetro, bomba y caudalímetro Pág. 120 Memoria Conclusiones Analizando los resultados obtenidos en la realización del presente proyecto se desprenden las siguientes conclusiones básicas: - El hecho de diseñar una instalación solar en un edificio no pensado en su diseño para ello conlleva una serie de dificultades que para solucionarlas hacen que la inversión necesaria aumente considerablemente. Casi 10000 euros adicionales son necesarios en obras para la plataforma de hormigón, excavaciones y otros acumuladores necesarios para optimizar el rendimiento, perjudicado por las grandes distancias de tubería y el poco espacio para las instalaciones. - El tipo de energía no renovable a ahorrar es otro factor decisivo para la rentabilidad del proyecto. Así pues, en el edificio B3 la energía solar reemplazará al gas natural, mientras que en el edificio B6 la energía a reemplazar es la eléctrica (4 veces más cara que el gas natural). En el caso extensamente desarrollado en este proyecto, edificio B3 (ya construido), se dan las peores condiciones para que la rentabilidad sea atractiva. La inversión necesaria, aún contando con un 30% subvencionable, es muy elevada para el ahorro que supone el utilizar un 60% menos de gas natural, que además, la empresa lo obtiene con una tarifa bastante económica al requerir grandes cantidades utilizadas en climatización. El periodo de retorno para esta instalación es de 20 años aproximadamente. Sin embargo, el edificio B6 presenta relativamente las mejores condiciones posibles para utilizar la energía solar ya que es un edificio en construcción, con espacios disponibles para las instalaciones y menores distancias de tubería. Además, la ubicación del edificio no permite el uso de gas natural, ya que no hay ninguna toma de éste en la zona y se deberá utilizar electricidad para la obtención de ACS (agua caliente sanitaria). Estos hechos permiten que el periodo de retorno de la inversión esté situado entre 6 y 7 años, con un TIR del 11%. En base a estos resultados, al requerimiento impuesto por la ordenanza municipal de Sant Cugat del Vallés y a la preocupación medioambiental de la empresa, la instalación del edificio B6 se ha llevado a cabo como muestra el apartado 9 del presente proyecto. Diseño de Instalaciones de ACS mediante Energía Solar Pág. 121 Agradecimientos Se agradece la colaboración de la empresa Hewlett Packard Española SL, en especial a Joaquim Bel, Marisa Toral y Xavier Roma, por tener en consideración el estudio aquí presentado y haber prestado apoyo y consejo. Por otro lado también se dan agradecimientos a la empresa Viessmann, en especial a Joan Sampedro, por su colaboración en varios aspectos del diseño y de los costes.