Análisis paramétrico de captadores solares planos. Estudio de mercado

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería en Tecnologías Industriales Análisis paramétrico de captadores solares planos. Estudio de mercado Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Pablo Rodríguez Toledano Tutor: José Julio Guerra Macho Cotutor: Pablo Gimenez Gavarrell Sevilla, 2020 iii Trabajo Fin de Grado Grado de Ingeniería en Tecnologías Industriales Análisis paramétrico de captadores solares planos. Estudio de mercado Autor: Pablo Rodríguez Toledano Tutor: José Julio Guerra Macho Catedrático de Universidad Cotutor: Pablo Gimenez Gavarrell Profesor Sustituto Interino Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2020 v Trabajo de Fin de Grado: Análisis paramétrico de captadores solares planos. Estudio de mercado Autor: Pablo Rodríguez Toledano Tutor: José Julio Guerra Macho Cotutor: Pablo Gimenez Gavarrell El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2020 El Secretario del Tribunal vii A mi madre, mi padre y mi hermana A mis amigos A Paula ix Agradecimientos A mis padres y a mi hermana, por ser los pilares que sostienen mi vida. A mis amigos, por convertiros en mi familia y apoyarme siempre. Pablo Rodríguez Toledano Grado de Ingeniería en Tecnologías Industriales Sevilla, 2020 3.3 Definición de parámetros característicos 37 3.4 Análisis paramétrico 40 3.4.1 Superficie de apertura 40 3.4.2 Dimensiones del captador 42 3.4.3 Espesor del vidrio 45 3.4.4 Espesor de la placa absorbente 46 3.4.5 Tipo de aislamiento 46 3.4.6 Espesor del aislamiento posterior 48 3.4.7 Espesor del aislamiento lateral 49 3.4.8 Peso 50 3.4.9 Capacidad 51 3.4.10 Tipología del captador solar 53 3.4.11 Material de la placa absorbente 54 3.4.12 Tratamiento de la placa absorbente 54 3.4.13 Presión máxima de funcionamiento 55 3.4.14 Temperatura de estancamiento 56 3.4.15 Caudal específico recomendado 57 3.4.16 Modificador del ángulo de incidencia K50 58 3.4.17 Temperatura del fluido en recta de rendimiento 59 3.4.18 Factor óptico 59 3.4.19 Factor de pérdidas lineal 59 3.4.20 Factor de pérdidas cuadrático 61 3.4.21 Material de la carcasa del captador 63 4 RESUMEN Y CONCLUSIONES 65 4.1 Resumen 65 4.2 Conclusiones 65 5 BIBLIOGRAFÍA 69 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1-1 Radiación solar anual sobre superficie horizontal en localidades europeas 5 Tabla 1-2 Radiación solar anual sobre superficie horizontal en capitales andaluzas 5 Tabla 1-3 Normativa y reglamento que regula la energía solar térmica en España 9 Tabla 3-1 Número de modelos según tipología ofrecidos por cada fabricante 34 Tabla 3-2 Listado de fabricantes españoles y su origen 36 Tabla 3-3 Cantidad porcentual del número de valores encontrados para cada parámetro característico 39 Tabla 3-4 Mínimo, máximo y media de la presión máxima para configuraciones en parrilla y en serpentín 56 Tabla 3-5 Caudal específico recomendado según configuración de CSP [L/h·m2] 57 Tabla 3-6 Factor de pérdidas lineal según configuración de CSP 60 Tabla 3-7 Factor de pérdidas cuadrático según tipo de configuración 62 xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1 (a) Captador solar plano; (b) Captador solar de tubos de vacío 1 Figura 1-2 Irradiancia directa y difusa 2 Figura 1-3 Componentes de una instalación solar térmica 3 Figura 1-4 Esquema básico de instalación para ACS 6 Figura 1-5 Esquema básico de una instalación para el calentamiento de una piscina descubierta 6 Figura 1-6 Esquema básico de una instalación para calefacción 7 Figura 1-7 Esquema básico de una instalación para refrigeración por absorción 8 Figura 1-8 Esquema básico de una instalación para uso industrial 8 Figura 1-9 Evolución de los m2 instalados/acumulados de energía solar térmica en España 10 Figura 1-10 Evolución porcentual de la superficie solar térmica en España 11 Figura 1-11 Nacionalidad de fabricantes de captadores instalados en España 11 Figura 2-1 Transferencia de energía en el captador 14 Figura 2-2 Elementos de un captador solar plano 14 Figura 2-3 Transmisividad del vidrio en función del contenido de óxido de hierro 15 Figura 2-4 Configuraciones de la placa absorbedora: en placas, en parrilla y en serpentín 16 Figura 2-5 Balance de energía sobre un captador solar plano 18 Figura 2-6 Áreas de un captador solar plano 18 Figura 2-7 Ley de Snell 20 Figura 2-8 Ley de Fresnel 21 Figura 2-9 Transmisión a través de una cubierta no absorbente 22 Figura 2-10 Modelo de Ray Tracing 24 Figura 2-11 Captador solar plano: (a) esquema eléctrico en términos de resistencias térmicas equivalentes a la conducción, convección y radiación; (b) esquema eléctrico compactado 25 Figura 2-12 Recta de rendimiento 28 Figura 2-13 Banco de ensayo de un captador solar plano 29 Figura 2-14 Nube de puntos del ensayo del captador 29 Figura 2-15 Gráfica de correción por caudal 30 Figura 3-1 Ejemplo de la base de datos generada 32 Figura 3-2 Tipo de captadores en el mercado [%] 32 xxi Figura 3-3 Localización de los fabricantes del mercado español 35 Figura 3-4 Número de modelos por fabricante 36 Figura 3-5 Distintas áreas de un captador solar 37 Figura 3-6 Dimensiones de un captador solar plano 37 Figura 3-7 Superficie de apertura de CSP [m2] 40 Figura 3-8 Superficie de apertura de CSP [m2] 41 Figura 3-9 Superficie de apertura de captador de tubos de vacío [m2] 41 Figura 3-10 Superficie de apertura de captador de tubos de vacío [m2] 42 Figura 3-11 Largo de los CSP [mm] 42 Figura 3-12 Ancho de los CSP [mm] 43 Figura 3-13 Esbeltez (relación largo/ancho) de los CSP 43 Figura 3-14 Espesor de los CSP [mm] 44 Figura 3-15 Largo de los captadores de tubos de vacío [mm] 44 Figura 3-16 Ancho de los captadores de tubos de vacío [mm] 45 Figura 3-17 Espesor de los captadores de tubos de vacío [mm] 45 Figura 3-18 Espesor del vidrio [mm] 46 Figura 3-19 Espesor de la placa absorbente [mm] 46 Figura 3-20 Tipo de aislamiento 47 Figura 3-21 Espesor máximo y mínimo de cada tipo de aislamiento 47 Figura 3-22 Espesor del aislamiento posterior [mm] 48 Figura 3-23 Espesor del aislamiento posterior [mm] 48 Figura 3-24 Espesor del aislamiento lateral [mm] 49 Figura 3-25 Espesor en aislamiento lateral [mm] 49 Figura 3-26 Relación entre espesores de aislamiento posterior y lateral 50 Figura 3-27 Peso de los captadores solares [kg] 50 Figura 3-28 Ratio Peso - Área de apertura en CSP con configuración en parrilla 51 Figura 3-29 Ratio Peso - Área de apertura en CSP con configuración en serpentín 51 Figura 3-30 Capacidad de los captadores solares [L] 52 Figura 3-31 Ratio Capacidad - Área de apertura en CSP con configuración en parrilla 52 Figura 3-32 Ratio Capacidad - Área de apertura en CSP con configuración en serpentín 53 Figura 3-33 Tipología de los captadores 53 Figura 3-34 Material de la placa absorbente 54 Figura 3-35 Tratamiento de la placa absorbente 55 Figura 3-36 Presión máxima de funcionamiento de CSP [bar absoluto] 55 Figura 3-37 Presión máxima de funcionamiento de captadores de tubos de vacío [bar absoluto] 56 Figura 3-38 Temperatura de estancamiento [ºC] 56 Figura 3-39 Caudal específico recomendado [L/h·m2] 57 Figura 3-40 Modificador del ángulo de incidencia K50 58 Figura 3-41 K50 frente al factor óptico 58 Figura 3-42 Factor óptico 59 Figura 3-43 Factor de pérdidas líneal de CSP [W/m2K] 60 Figura 3-44 Factor de pérdidas lineal de tubos de vacío [W/m2K] 60 Figura 3-45 Factor de pérdidas lineal frente al espesor de aislamiento 61 Figura 3-46 Factor de pérdidas cuadrático de CSP [W/m2K2] 61 Figura 3-47 Factor de pérdidas cuadrático de tubos de vacío [W/m2K2] 62 Figura 3-48 Factor de pérdidas cuadrático frente al espesor de aislamiento 62 Figura 3-49 Cociente k1/k2 para CSP 63 Figura 3-50 Cociente k1/k2 para TdV 63 Figura 3-51 Material de la carcasa del captador 64 xxiii NOMENCLATURA 𝐴 Área de apertura del captador [𝑚2] 𝐴𝑙 Área lateral del captador [𝑚2] 𝑎𝑙𝑡𝑜 Longitud del captador [𝑚] 𝑎𝑛𝑐ℎ𝑜 Ancho del captador [𝑚] 𝑏𝑜 Pendiente de la recta aproximada del modificador del ángulo de incidencia 𝐶𝑝 Calor específico del fluido caloportador [𝑘𝐽/𝑘𝑔𝐾] 𝑑𝑥 Distancia recorrida por la radiación en un medio [𝑚] 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 Espesor del captador [𝑚] 𝑓 Factor de fricción 𝐹𝑅 Factor de evacuación de calor del captador 𝐹𝑅𝑈𝐿 Factor de pérdidas 𝐹𝑅(𝜏𝛼) Factor óptico o de ganancias 𝐺 Caudal específico del fluido caloportador [𝑘𝑔/𝑚2𝑠] ℎ𝑐,𝑏𝑎 Coeficiente de transferencia de calor por convección entre el aislamiento posterior y el ambiente [𝑊/𝑚2𝐾] ℎ𝑐,c𝑎 Coeficiente de transferencia de calor por convección entre la cubierta de vidrio y el ambiente [𝑊/𝑚2𝐾] ℎ𝑐,𝑝c Coeficiente de transferencia de calor por convección entre la placa absorbente y la cubierta de vidrio [𝑊/𝑚2𝐾] ℎ𝑟,𝑏𝑎 Coeficiente de transferencia de calor por radiación entre el aislamiento posterior y el ambiente [𝑊/𝑚2𝐾] ℎ𝑟,c𝑎 Coeficiente de transferencia de calor por radiación entre la cubierta de vidrio y el ambiente [𝑊/𝑚2𝐾] ℎ𝑟,𝑝c Coeficiente de transferencia de calor por radiación entre la placa absorbente y la cubierta de vidrio [𝑊/𝑚2𝐾] 𝐼 Radicación solar global sobre la superficie del captador [𝑊/𝑚2] 𝐼𝑑 Radiación solar difusa sobre superficie horizontal [𝑊/𝑚2] 𝐼𝐷 Radiación solar directa sobre superficie horizontal [𝑊/𝑚2] 𝑘𝑎𝑖𝑠 Conductividad térmica del aislamiento posterior [𝑊/𝑚𝐾] 𝑘𝑒𝑥𝑡 Coeficiente de extinción del vidrio [𝑚−1] 𝐾𝜃 Modificador del ángulo de incidencia 𝑀 Caudal del fluido caloportador [𝑘𝑔/𝑠] 𝑛1 Índice de refracción del medio 1 𝑛2 Índice de refracción del medio 2 𝑁 Número de cubiertas 𝑄𝑢 Energía solar útil del captador [𝑊] 𝑅𝑏 Resistencia térmica entre el aislamiento posterior y el ambiente [𝑚𝐾/𝑊] xxv 𝑅𝑏-𝑎 Resistencia térmica por convección y radiación entre el aislamiento posterior y el ambiente [𝑚𝐾/𝑊] 𝑅c-𝑎 Resistencia térmica entre la cubierta de vidrio y el ambiente [𝑚𝐾/𝑊] 𝑅𝑝-𝑏 Resistencia térmica por conducción dentro del aislamiento posterior [𝑚𝐾/𝑊] 𝑅𝑝-c Resistencia térmica entre la placa y la cubierta de vidrio [𝑚𝐾/𝑊] 𝑅𝑡 Resistencia térmica entre la placa y el ambiente [𝑚𝐾/𝑊] 𝑠 Inclinación del captador [º] 𝑆 Radiación solar absorbida en la placa por unidad de superficie [𝑊/𝑚2] 𝑇𝑎 Temperatura ambiente [º𝐶] 𝑇𝑓𝑒 Temperatura del fluido caloportador a la entrada [º𝐶] 𝑇𝑓𝑚 Temperatura media del fluido caloportador [º𝐶] 𝑇𝑓𝑠 Temperatura del fluido caloportador a la salida [º𝐶] 𝑇 p Temperatura media de la placa absorbente [º𝐶] 𝑈𝑏 Coeficiente de pérdidas inferior [𝑊/𝑚2𝐾] 𝑈𝑙 Coeficiente de pérdidas lateral [𝑊𝑚2𝐾] 𝑈𝐿 Coeficiente global de pérdidas del captador [𝑊/𝑚2𝐾] 𝑈𝑡 Coeficiente de pérdidas superior [𝑊/𝑚2𝐾] 𝑣 Velocidad del aire [𝑚/𝑠] ∆𝑥 Espesor del aislamiento posterior [𝑚] ➢ Símbolos griegos 𝛼 Absortividad de la placa absorbente 𝛿𝑐 Espesor del vidrio [𝑚] 𝜀𝑔 Emisividad del vidrio 𝜀𝑝 Emisividad de la placa absorbente ɳ Rendimiento del captador 𝜃1 Ángulo de incidencia de la radiación [º] 𝜃2 Ángulo de refracción de la radiación [º] 𝜃 Ángulo de incidencia de la radiación directa [º] 𝜌 Reflexión de la radiación sin polarizar 𝜌𝑑 Reflectancia difusa de la cubierta de vidrio 𝜎 Constante de Stefan-Boltzmann: 5,67·10−8 [𝑊/𝑚2·𝐾4] 𝜏 Transmitancia de la cubierta de vidrio 𝜏𝑎 Transmitancia de la cubierta debida a la absorción 𝜏𝑟 Transmitancia de la cubierta debida a la reflexión (𝜏𝛼) Producto transmitancia-absortancia del captador Para que los subsistemas nombrados funcionen, una instalación solar térmica necesita los siguientes equipos: ➢ Captadores solares: se encarga de capturar la radiación solar y convertirla en energía térmica. Existen varios tipos, pero los más destacables son los de placa plana y los de tubos de vacío. Los primeros son los más comunes para producir agua caliente sanitaria. Poseen una cubierta de vidrio con la que se produce efecto invernadero al incidir los rayos solares sobre la placa, calentando los tubos que circulan entre el vidrio y la placa por donde circula el fluido caloportador. Estos tubos son de color oscuro para absorber más calor. Están formados de una carcasa de aluminio cerrada y resistente, un marco de aluminio, un aislante térmico, y una cubierta de vidrio solar de alta transparencia. ➢ Circuito primario: circuito cerrado cuya función es transportar el calor desde el captador hasta el acumulador. Una vez enfriado, retorna al captador para volverse a calentar, y así sucesivamente. ➢ Intercambiador de calor: encargado de calentar el agua de consumo a través del calor obtenido del captador. Con forma de serpentín mejora su eficiencia al aumentar el área de intercambio. Se sitúa en el extremo del circuito primario. El agua que entra en el acumulador se calentará cuando esté más fría que la que viene del captador. Esta agua, calentada en horas de Sol, nos quedará disponible para el consumo posterior. ➢ Acumulador: depósito donde se acumula el agua calentada útil para el consumo. Tiene dos entradas y dos salidas para agua caliente y fría. La fría entra por debajo del acumulador donde se encuentra con el intercambiador, a medida que se calienta se desplaza hacia arriba, que es desde donde saldrá el agua caliente para el consumo. ➢ Circuito secundario: circuito abierto, también llamado circuito de consumo, donde entra agua fría de suministro por un lado y por el otro extremo el agua calentada se consume. El agua suministrada se calienta en su paso por el acumulador, y cuando llega a la temperatura deseada se conduce hasta el punto de consumo. ➢ Bombas hidráulicas: si la instalación es de circulación forzada, que es lo habitual, son recirculadoras al estar en un circuito cerrado y no poder mover el fluido caloportador por si solo. Suele haber cuatro bombas, dos por circuito, aunque con la instalación de un interacumulador sólo habría un circuito y, por tanto, dos bombas. En el primer caso, las del circuito primario bombean el agua de los captadores y las del secundario bombean el agua de los acumuladores. ➢ Vaso de expansión: se encarga de absorber las variaciones de volumen del fluido caloportador, el cual circula por los conductos del captador, manteniendo la presión adecuada y evitando pérdidas de la masa del fluido. Es un recipiente con una cámara de gas separada de la de líquidos y con una presión inicial que va en función de la altura de la instalación. ➢ Tuberías: recubiertas de un aislante térmico para evitar pérdidas de calor con el entorno, se encargan de transportar el fluido caloportador en el circuito primario y el agua de consumo en el secundario. ➢ Elementos de control: son los encargados de regular y controlar el correcto funcionamiento de la instalación. Consta de un panel principal en que se muestra la temperatura de la instalación en cada momento para así poder regularla, de sondas de temperatura y de actuadores. 1.5 Aplicaciones de la energía solar térmica La energía solar térmica presenta auténticas ventajas en cuanto al ahorro en consumo y a respeto hacia el medioambiente se refiere. Sin embargo, a pesar de todos sus pros, también poseen ciertas limitaciones que no le permiten consagrarse como una fuente de energía independiente, necesitando normalmente un sistema de apoyo auxiliar. Estas desventajas son: - El aporte de energía solar no es “controlable”. Es decir, depende de las condiciones climatológicas. - La demanda y el aporte de energía solar están desfasados. Aun así, España posee los mayores niveles de irradiación de Europa, tal y como se muestra en las Tabla 1-1 y Tabla 1-2, siendo Andalucía la comunidad autónoma con los mayores registros. Por tanto, es una zona con un enorme potencial de aprovechamiento de este recurso natural para diversas aplicaciones. 5 LOCALIDAD Irradiación anual sobre superficie horizontal [kWh/m2] Berlín 1,009 París 1,112 Madrid 1,553 Tabla 1-1 Radiación solar anual sobre superficie horizontal en localidades europeas LOCALIDAD Irradiación anual sobre superficie horizontal [kWh/m2] Almería 1,700 Cádiz 1,848 Córdoba 1,575 Granada 1,402 Huelva 1,744 Jaén 1,612 Málaga 1,689 Sevilla 1,599 Tabla 1-2 Radiación solar anual sobre superficie horizontal en capitales andaluzas En cuanto a la energía solar térmica a baja temperatura, principalmente se puede dar en todas aquellas aplicaciones domésticas en las que se requiera agua caliente. Además, también es de utilidad para la producción de calor en multitud de procesos industriales. Las principales aplicaciones son las mencionadas a continuación. 1.5.1 Producción de agua caliente sanitaria Después de la calefacción, el agua caliente sanitaria es el segundo consumidor de energía doméstica, con alrededor de un 20% de consumo total. La energía solar térmica ofrece una solución idónea para esta aplicación, ya que es una alternativa rentable económicamente, requiere bajas temperaturas de preparación y existe homogeneidad en su consumo a lo largo del año. Además, es de obligado cumplimiento según el CTE, salvo que se sustituya por otra energía renovable. El esquema básico de una instalación solar térmica para producción de ACS (Figura 1-4) se compone del sistema de captación, el sistema de intercambio y acumulación, y del sistema convencional de apoyo que proporciona la energía cuando fuera necesario, además de los elementos de control y regulación que los coordinan. Figura 1-4 Esquema básico de instalación para ACS 1.5.2 Calentamiento del agua de piscinas Esta es otra aplicación interesante de la energía solar, tanto para piscina cubiertas como a la intemperie, teniendo estas últimas un alto rendimiento. Por un lado, el sistema necesario para la climatización en una piscina al aire libre es bastante sencillo y económico. Al pasar directamente el agua de la piscina por los tubos del captador, no se requiere equipo alguno de intercambio ni sistema de acumulación. También, la temperatura de trabajo suele ser bastante baja, en torno a los 30ºC y el periodo de su uso coincide con el de máxima radiación, por lo que resultan innecesarios gran parte de carcasas y demás sistemas de aislamiento. Todo ello nos lleva a poseer un sistema de calentamiento de agua muy básico, pero con unos muy buenos resultados. Además, según el CTE, este tipo de piscina solo pueden calentar su agua con energías renovables y deben presentar un alto rendimiento. El esquema de calentamiento de una piscina al aire libre se compone del sistema de captación, el sistema de intercambio y los elementos de control y regulación necesarios para coordinarlos. Como ya se ha dicho, no necesita sistema de acumulación ya que la propia piscina actúa como tal. A continuación, se muestra un esquema básico (Figura 1-5): Figura 1-5 Esquema básico de una instalación para el calentamiento de una piscina descubierta 7 Por otro lado, las piscinas cubiertas presentan unos sistemas algo más complejos que las piscinas al aire libre, pero al mismo tiempo son perfectamente compatibles con otras aplicaciones de aprovechamiento solar. Suelen emplear captadores de placa plana por doble circuito e intercambiadores combinables con la producción de ACS y calefacción. Al igual que por reglamento las piscinas al aire libre no tienen permitido su calentamiento mediante otro sistema que no sea renovable, las piscinas cubiertas deben contar con una fuente energética de apoyo como puede ser una caldera. 1.5.3 Calefacción Al contrario que con el calentamiento de las piscinas, la calefacción se encuentra con el principal inconveniente de que la época del año en el que son utilizados no coincide con las estaciones con más radiación solar incidente, proporcionando dicho sistema rendimientos muy bajos. Es por ello, por lo que su aplicación no es obligatoria ni está regulada en el CTE. Además, en verano se deben derivar los excedentes energéticos a otros aplicaciones, como la refrigeración por absorción. En España, las instalaciones de calefacción más usadas son los radiadores convencionales, lo cual le añade a la captación de energía solar térmica de baja temperatura otra desventaja, pues estos necesitan trabajar a elevadas temperaturas, entre 70ºC y 90ºC, empeorando su eficacia. Por ello, los sistemas más recurridos son aquellos que trabajan a temperaturas más bajas, por debajo de los 60ºC, como son el suelo radiante y los fan-coils. También se pueden usas captadores de vacío, los cuales poseen buen rendimiento ante temperaturas elevadas, pero incrementan considerablemente el coste de la instalación. El siguiente esquema (Figura 1-6) muestra los sistemas de captación, intercambio y acumulación de los que se provee esta instalación, así como el equipo de apoyo necesario y los correspondientes elementos de regulación y control: Figura 1-6 Esquema básico de una instalación para calefacción 1.5.4 Refrigeración Año tras año, en los países desarrollados la demanda energética para la refrigeración de hogares y edificios aumenta considerablemente. Por ello, cada vez existen más oferta en el mercado para la producción de frio mediante energía solar. A esto se le añade, como en las piscinas, que los meses de mayor radiación coinciden con los de mayor demanda, permitiendo que sea una de las aplicaciones térmicas con más futuro. La fórmula más viable de aprovechar el calor solar para acondicionar térmicamente un edificio, en cuanto a coste inicial y ahorro de energía, es el sistema de refrigeración por absorción. Estos necesitan altas temperaturas para su punto óptimo de trabajo, por lo que se requieren captadores de tubos de vacío, así como el uso de amoniaco o bromuro de litio como absorbente. Su esquema básico se diferencia de los ya nombrados en que precisa un equipo de refrigeración por absorción, según muestra la Figura 1-7: Figura 1-7 Esquema básico de una instalación para refrigeración por absorción 1.5.5 Usos industriales En el ámbito de la industria, la energía solar también presenta grandes posibilidades de uso, principalmente en aquellos procesos que necesitan grandes cantidades de calor para secar, cocer, limpiar o tratar ciertos productos. En diversas industrias como la textil, en procesos químicos, en suelos radiantes para granjas e invernaderos o en la limpieza y desinfección de productos demandan altas cantidades de agua caliente sanitaria. En todos ellos, la utilización de la energía del Sol les ahorra un importante consumo de energía y, por tanto, costes de operación. Además, se debe señalar que los sistemas mencionados anteriormente para uso doméstico también son implantables en el ámbito industrial. Su esquema básico (Figura 1-8) es prácticamente igual al esquema de producción de ACS básico, tal y como se muestra a continuación: Figura 1-8 Esquema básico de una instalación para uso industrial 9 1.6 Situación actual del mercado español Las instalaciones solares térmicas en España poseen una amplia experiencia. Esta tecnología lleva instaurada en España desde hace más de 40 años, claramente identificable en dos periodos. En la primera fase, la instalación de tecnología solar se daba principalmente en edificios ya existentes y se promocionaba mediante ayudas a la inversión y apoyo financiero, pero siempre dirigidas al usuario particular. Con el nuevo milenio, entró la segunda fase, donde entraron en vigor ordenanzas municipales solares y, posteriormente, la aprobación del Código Técnico de la Edificación (CTE) que establecía que una parte de la demanda energética necesaria para la producción de agua caliente sanitaria (ACS) o calentamiento de piscina de nuevos edificios se debía realizar con energía solar térmica, lo que obliga al promotor del edifcio a considerarlo en el diseño y al usuario en su explotación. Estos requisitos técnicos han ido evolucionando y han establecido las bases de la actual situación energética solar. A modo de resumen, se expone en la Tabla 1-3 los hitos más significativos: Año Normativa 1991 Especificaciones Técnicas desarrolladas por el INTA (Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial) y ADESA (Asociación para el Desarrollo de la Energía Solar y Alternativas en Andalucía) y establecidas para el programa PROSOL de la Junta de Andalucía 1998 Pliego de Especificaciones Técnicas para Instalaciones de Energía Solar Térmica a Baja Temperatura elaborado por SODEAN (Sociedad para el Desarrollo Energético de Andalucía, S.A.) y aplicado al programa PYMEs FEDER-IDAE 1998 Reglamento de Instalaciones Térmicas en la Edificación (RITE) 1999 Normas técnicas asociadas a las Ordenanzas Municipales que se aprobaron en la mayor parte de los municipios de toda España entre 1999 y 2005 2002 Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Baja Temperatura desarrollado en base al pliego elaborado por SODEAN en 1998 y elaborada a través del Convenio para el Impulso Tecnológico de la Energía Solar entre el IDAE y el INTA. Aplicado a la Convocatoria de Ayudas para la promoción de instalaciones de Energía Solar Térmica en el Plan de Fomento de Energías Renovables Posteriormente fue revisado en 2009 2006 Documento Básico HE4 Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria del Código Técnico de la Edificación (CTE). Actualizado en 2013 y, por última vez, en diciembre de 2019 2006 GUÍA ASIT DE LA ENERGÍA SOLAR TÉRMICA. Versiones revisadas en 2007, 2008 y 2009. La versión de mayo de 2010 fue aprobada como documento reconocido del RITE 2007 Nueva versión del Reglamento de Instalaciones Térmicas en la Edificación (RITE) para transponer Directiva Europea de Eficiencia Energética en los Edificios y la aprobación del Código Técnico de la Edificación (CTE). Actualizada y revisada en 2013 Tabla 1-3 Normativa y reglamento que regula la energía solar térmica en España La reglamentación vigente siempre se ha ido adaptando a los nuevos criterios de disminución del consumo de energía y del uso de energía procedente de fuentes renovables con el objetivo de reducir la dependencia de la Unión Europea, y singularmente de España, así como de disminuir las emisiones de efecto invernadero. Hoy en día, la tecnología solar térmica en España está consolidada y suficientemente madurada, pues es un sector que cuenta ya con una experiencia adquirida durante más de 10 años de repercusión del CTE. Esto ha conseguido que las instalaciones realizadas muestren al usuario ahorros importantes a nivel energético y económico. Por ello, nos situamos ante un mercado estable, consolidado y que busca agrandarse introduciéndose en nuevos campos de mercado como el sector industrial y las redes de calor, más allá del sector residencial y el sector terciario. Con rendimientos superiores al 70%, los captadores solares térmicos son el método más eficiente para generar más energía (calor) en el menor espacio, con contaminación cero e impacto nulo. Los fabricantes están constantemente mejorando su eficiencia e innovando en sus diseños, haciéndolos más ligeros y mejorando su integración. Desde el inicio del nuevo milenio, la superficie instalada de energía solar térmica con captadores solares no cesó de crecer hasta el año 2008, donde se instalaron 417.911 m2. A partir de ahí, como consecuencia de la crisis, su mercado sufrió una ralentización año tras año hasta establecerse entorno de los 200.000 m2 anuales, como se observa en la Figura 1-9. Sin embargo, en el año 2019 se consolidó un cambio de tendencia en cuanto a viviendas iniciadas en 2018 (unas 100.000 viviendas iniciadas en 2018, frente a las 80.786 de 2017), lo que se traducirá en un incremento de la vivienda finalizada en 2019 y de la potencia solar instalada. Según el estudio llevado a cabo por ASIT y como se puede observar en las siguientes figuras, a lo largo de 2018 se instalaron en España un total de 144 MWth (205.500 m2) (Figura 1-9), lo cual implica un incremento del 2% respecto del resultado obtenido por el mismo estudio en 2017 (Figura 1-10). Unos resultados que nos llevan a superar la cifra de 3 GWth en el acumulado de potencia instalada en nuestro país, o lo que es lo mismo, más de 4 millones de metros cuadrados instalados y en operación en España. Figura 1-9 Evolución de los m2 instalados/acumulados de energía solar térmica en España 11 Figura 1-10 Evolución porcentual de la superficie solar térmica en España El segmento de mercado del CTE ha crecido un 4% respecto a 2017 (180.000 m2 en 2018 vs 173.294 m2 en 2017), crecimiento proporcional al incremento de viviendas finalizadas en 2018 respecto al 2017 (unas 62.000 vs 54.610). Todo este cambio de dirección demuestra que España sigue teniendo capacidad de fabricación y, por supuesto, de instalación al alcance de empresas pequeñas y medianas. De hecho, en España existen 5 fábricas de captadores solares térmicos con una capacidad aproximada de producción anual de 1.300.000 m2 (910 MW th), fabricando 203.300 m2 en el año 2018 203.300 (un 3% más que en 2017), el 15% de su potencial, de los cuales 67.108 m2 se instalaron en España y 136.200 m2 se exportaron. Es por ello, por lo que la mayor parte los captadores instalados en España han sido instalados por empresas nacionales, el 33% de ellas, como se muestra en la Figura 1-11. Figura 1-11 Nacionalidad de fabricantes de captadores instalados en España Además, se ha registrado un incremento en la actividad exportadora de las empresas fabricantes ubicadas en el estado español respecto del año anterior (+8%). Dicho incremento demuestra, junto con la labor que están realizando dentro del territorio nacional, la buena competitividad del producto que ofrecen. Por último, echando un vistazo a Europa, nuestro país es uno de los que más está contribuyendo a la mejora del mercado. Después de una década de bajo rendimiento, el mercado europeo de calor solar se recuperó en 2018 con un crecimiento del 8,4% en comparación con los resultados de 2017, según un barómetro de 2019 publicado por Eurobserv'ER's, un consorcio especializado en monitorizar el desarrollo de energía renovable en la Unión Europea. Esto significa que el sector europeo está experimentando un ligero aumento. De hecho, se instalaron 2.208.681 metros cuadrados de captadores solares térmicos en los 28 estados miembros de la UE en 2018, en comparación con 2.037.324 m2 en 2017. A finales de 2018, 53.453638 m2 de captadores estaban operativos en los 28 estados miembros de la UE (+ 2.4% en comparación con 2017). Se espera que las soluciones de calefacción renovables desempeñen un papel prominente para lograr un escenario de 2050 descarbonizado. Esto no podría alcanzarse sin la energía solar térmica, que se espera que cubra al menos el 10% de la demanda de energía final para calefacción y refrigeración en Europa. El mercado en Europa está mostrando tendencias positivas y esta es la razón por la cual las soluciones con una alta fracción solar tienen un alto potencial sin explotar. 13 2 EL CAPTADOR SOLAR PLANO 2.1 Introducción Este capítulo se va a centrar en el elemento principal de una instalación solar térmica: el captador solar plano. Para ello, en primer lugar se definirá y se indicarán los principios básicos por los que se rige su comportamiento. En segundo lugar, se explicará su funcionamiento paso a paso para pasar a desarrollar y definir los elementos básicos que lo componen. A continuación, se mostrarán varias clasificaciones según distintos criterios de los captadores solares planos que existen en el mercado. Una vez presentado el captador solar plano y sus características, nos centraremos en las ecuaciones que lo definen. Se obtendrá una ecuación al hacerle balance de energía al captador, y se definirán otros parámetros de importancia como el producto transmitancia-absortancia, el coeficiente global de pérdidas o el rendimiento. 2.2 El captador solar plano Como ya se ha mencionado, el captador solar plano es el elemento más característico de un sistema de energía solar térmica. Se trata de un intercambiador de calor que recibe energía radiante y la transforma en energía térmica consiguiendo así aumentar la temperatura del fluido caloportador que se encuentra contenido en los tubos de su interior. Además de los captadores solares planos, que pueden ser con o sin cubierta, también se pueden distinguir dentro de los captadores solares de baja temperatura los de tubos de vacío. Sin embargo, estos son más usados en lugares fríos donde la diferencia de temperaturas entre el captador y el ambiente es mayor e interesa minimizar las pérdidas. Por tanto, nuestro objeto de estudio serán los captadores solares planos, ya que son los más usados en nuestro país por aportar un buen rendimiento a un buen precio. El funcionamiento del captador solar plano está regido por los siguientes principios básicos: ➢ El aporte de energía solar no es “controlable”. ➢ La demanda y el aporte de energía solar están desfasados. ➢ La orientación e inclinación del captador influyen fuertemente en el rendimiento. ➢ El rendimiento de captación aumenta al disminuir la temperatura del fluido a la entrada. ➢ Interesa captar la energía solar a la mayor temperatura posible. ➢ Hay que dar preferencia al consumo de la energía solar frente a la convencional. 2.3 Principio de funcionamiento de un captador solar plano Este tipo de captadores basan su funcionamiento en aprovechar el efecto invernadero (Figura 2-1). A continuación, se expone de forma concisa cómo sucede: ➢ La radiación solar incide sobre la cubierta, que es transparente a la radiación de longitud de onda corta, atravesando la superficie de captación la mayor parte de la radiación para incidir sobre la superficie de placa absorbente. ➢ Entre la cubierta transparente y la superficie de absorción, existe una cámara de aire, cuya finalidad es disminuir las perdidas por convección de la superficie absorbente. ➢ Debido a la incidencia de la radiación solar, la superficie absorbente se calienta, y la energía se transfiere por conducción al fluido caloportador que circula por su interior. ➢ Las pérdidas radiantes emitidas por el absorbedor se ven reducidas por la baja transmisividad de las Siendo 𝑀 [𝑘𝑔 𝑠] el caudal del fluido caloportador y 𝐺 [𝑘𝑔 𝑚2·𝑠] el caudal específico del fluido caloportador que circula por el circuito del captador: 𝑀=𝐺·𝐴 (12) Suponiendo conocidos los datos de caudal, área, condiciones del fluido a la entrada y calculando la temperatura de salida (𝑇𝑓𝑠), podríamos obtener la ganancia del captador. 2.7 Producto transmitancia-absortancia Como se ha visto en el apartado anterior, la ecuación del balance global de energía del captador se da en función del producto transmitancia-absortancia (𝜏𝛼) y, por ello, es de vital importancia definir este producto e indicar cómo se calcula. En primer lugar, la transmisión, reflexión y absorción de la radiación solar por las diversas partes del captador solar son importantes para determinar el rendimiento del mismo. La transmitancia, la reflectancia y la absortancia son funciones de la radiación entrante, el grosor, el índice de refracción y el coeficiente de extinción, del material. Reflexión de la radiación Por un lado, mediante la Ley de Snell, la cual sirve para calcular el ángulo de refracción cuando la luz atraviesa una superficie pasando de un medio a otro (Figura 2-7), podremos relacionar los ángulos de incidencia de antes y después de atravesar la cubierta (𝜃1 𝑦 𝜃2): 𝑛1·𝑠𝑒𝑛(𝜃1)=𝑛2·𝑠𝑒𝑛(𝜃2) (13) Figura 2-7 Ley de Snell 21 Siendo 𝑛1 𝑦 𝑛2 son los índices de refracción de los dos medios, que en este caso son el aire y el vidrio y suelen tomar valores de 1 y 1.526 respectivamente. Por otro lado, la Ley de Fresnel nos relaciona el comportamiento de las ondas reflejadas y refractadas al pasar de un medio a otro con distintos índices de refracción. La radiación solar incidente no está polarizada (o sólo está ligeramente polarizada). Sin embargo, las consideraciones de polarización son importantes ya que la radiación se polariza parcialmente a medida que pasa a través de la cubierta del captador. La radiación transmitida y reflejada se va a polarizar parcialmente y, en consecuencia, va a ser necesario expresar la onda mediante dos vectores de polarización perpendicular y paralela al plano de incidencia (Figura 2-8): - Perpendicular. La polarización apunta en dirección normal al plano de incidencia: 𝜌⊥=𝑠𝑒𝑛(𝜃2−𝜃1)2 𝑠𝑒𝑛(𝜃2+𝜃1)2 (14) - Paralela. La polarización sigue paralelo al plano de incidencia: 𝜌||=𝑡𝑎𝑛(𝜃2−𝜃1)2 𝑡𝑎𝑛(𝜃2+𝜃1)2 (15) Figura 2-8 Ley de Fresnel La reflexión sin polarizar sería: 𝜌=1 2·(𝜌⊥+𝜌||) (16) Para casos de incidencia normal, los ángulos de incidencia tienen valor cero, y la expresión de la reflexión quedaría más simplificada: 𝜌𝑛=(𝑛1−𝑛2 𝑛1+𝑛2)2 (17) Si un medio es el aire, su índice de refracción vale 1, y la expresión quedaría aún más simplificada: 𝜌𝑛=(𝑛2−1 𝑛2+1)2 (18) Transmitancia de la cubierta En aplicaciones solares, la transmisión de radiación es a través de una película de material, por lo que hay dos interfaces por cubierta para causar pérdidas de reflexión. Como ya se ha comentado, con una incidencia fuera de lo normal, la radiación reflejada en una interfaz es diferente para cada componente de polarización, por lo que la radiación transmitida y reflejada se polariza parcialmente. En consecuencia, es necesario tratar cada componente de polarización por separado. Despreciando la absorción en el material de la cubierta que se muestra en la Figura 2-9 y considerando por el momento solo la componente perpendicular de polarización de la radiación entrante, (1−𝜌⊥) del haz incidente alcanza la segunda interfaz. De esto, (1−𝜌⊥)2 pasa a través de la interfaz y 𝜌⊥(1−𝜌⊥) se refleja en el primero, y así sucesivamente. Sumando los términos transmitidos, la transmitancia para la componente perpendicular de polarización es: 𝜏⊥=(1−𝜌⊥)2∑𝜌⊥ 2𝑛 ∞ 𝑛=0 =(1−𝜌⊥)2 1−𝜌⊥ 2=1−𝜌⊥ 1+𝜌⊥ (19) Figura 2-9 Transmisión a través de una cubierta no absorbente Exactamente la misma expresión resulta cuando se considera el componente paralelo de polarización. Las componentes 𝜌⊥ y 𝜌|| no son iguales (excepto en incidencia normal), y la transmitancia de la radiación inicialmente no polarizada es la transmitancia promedio de los dos componentes: 𝜏𝑟=1 2·(1−𝜌|| 1+𝜌|| +1−𝜌⊥ 1+𝜌⊥) (20) Donde el subíndice 𝑟 nos recuerda que sólo se han considerado las pérdidas de reflexión. Para un sistema de N cubiertas, la expresión quedaría así: 23 𝜏𝑟=1 2·(1−𝜌|| 1+(2·𝑁−1)·𝜌||+1−𝜌⊥ 1+(2·𝑁−1)·𝜌⊥) (21) Y cuando exista incidencia normal: 𝜏𝑟𝑁=1−𝜌 1+(2·𝑁−1)·𝜌 (22) Por su parte, la Ley de Beer describe la absorción de radiación en un medio parcialmente transparente, que se basa en el supuesto de que la radiación absorbida es proporcional a la intensidad local en el medio (𝐼) y a la distancia (𝑥) que la radiación ha viajado en el medio: 𝑑𝐼=−𝐼·𝑘𝑒𝑥𝑡·𝑑𝑥 (23) Si esta ecuación se integra a lo largo del camino seguido en el medio (de 0 a 𝛿𝑐/cos (𝜃2)), esta nos da la transmitancia debida a la absorción (𝜏𝑎): 𝜏𝑎=𝑒−𝑘𝑒𝑥𝑡·𝛿𝑐 cos(𝜃2) (24) Donde 𝛿𝑐 representa el espesor del vidrio, y 𝑘𝑒𝑥𝑡 el coeficiente de extinción del vidrio, que toma valores comprendidos entre 4 𝑚−1 para vidrios tipo Walter White con bajo contenido en 𝐹𝑒2𝑂3 (óxido de hierro), y 32 𝑚−1 para vidrios pobres con alto contenido en 𝐹𝑒2𝑂3. Para la radiación no polarizada incidente, las propiedades ópticas se encuentran por el promedio de los dos componentes. La ecuación para la transmitancia de la cubierta de captador puede simplificarse sabiendo que rara vez el producto 𝜏𝛼 es menor que 0,9 y que la reflexión 𝜌 suele ser del orden de 0,1. Por ello, la transmitancia de la cubierta, que es la cantidad de energía que la atraviesa por unidad de tiempo, se puede expresar como el producto de la transmitancia debida a la reflexión y la debida a la absorción: 𝜏≈𝜏𝑎·𝜏𝑟 (25) Siendo esta una relación bastante aceptable para captadores solares con materiales de cubierta y ángulos de interés práctico. Producto transmitancia-absortancia En segundo lugar, cuando la radiación incide sobre la cubierta del captador y la atraviesa llegando a la superficie de la placa absorbente, una parte de esta es absorbida mientras que la otra parte es reflejada. La fracción reflejada incide por la parte interior del sistema de cubiertas, el vidrio, en la que una pequeña parte consigue escapar al medio exterior mientras que el resto se refleja, de nuevo, hacia la superficie absorbente. Dentro de la cubierta se produce una serie de reflexiones múltiples y, en consecuencia, aumenta la temperatura de la misma reduciendo las pérdidas térmicas. Para poder cuantificar la proporción de la radiación solar que llega a ser absorbida por la placa durante todas las reflexiones múltiples se utiliza el método de Ray Tracing (o trazado de rayos), el cual es un algoritmo matemático que nos permite sintetizar los efectos de reflexión y refracción de los rayos solares (Figura 2-10): Figura 2-10 Modelo de Ray Tracing Donde 𝜏 y 𝛼 son la transmitancia de la cubierta y absortividad de la placa, respectivamente, y 𝜌𝑑 es la reflectividad de la superficie inferior de la cubierta para la radiación difusa. La radiación incidente en un captador también consiste en radiación solar dispersa del cielo y reflejada del suelo. En principio, esta cantidad de radiación se podría calcular integrando la radiación transmitida en todos los ángulos. Sin embargo, la distribución angular de esta radiación es desconocida. Por ello, busca un ángulo equivalente para la radiación del haz que proporcione la misma transmitancia que para la radiación difusa. Para la gran mayoría de condiciones que se encuentran en el mercado, este ángulo equivalente es 60º, es decir, una cubierta tiene la misma transmitancia para la radiación difusa isotrópica (independiente del ángulo) que para la radiación incidente con un ángulo de 60º. La radiación difusa desde el horizonte suele ser una pequeña contribución al total y, como una aproximación, puede considerarse que tiene el mismo ángulo de incidencia que la radiación difusa isotrópica. Por tanto, inicialmente, la fracción de energía incidente que es absorbida por la placa es 𝜏𝛼 y la reflejada hacia el sistema de cubiertas es (1−𝛼)·𝜏, donde 𝛼 suele ser dato, mientras que 𝜏 debe ser calculada como se ha explicado en el subapartado anterior. La fracción que llega a la cubierta es radiación difusa, mientras que la que llega de nuevo a la placa después es (1−𝛼)·𝜏·𝜌𝑑 y, como ya se ha visto, se puede determinar utilizando la reflexión especular para un sistema de varias cubiertas con ángulo de incidencia de 60°: 𝜌𝑑=1−𝜏𝑟(60º) (26) Tras las iterativas reflexiones de la radiación en placa y cubiertas, la energía finalmente absorbida por la placa es: (𝜏𝛼)=𝜏𝛼∑[(1−𝛼)·𝜌𝑑]𝑛=𝜏𝛼 1−(1−𝛼)·𝜌𝑑 ∞ 𝑛=0 (27) 2.8 Coeficiente global de pérdidas Es útil desarrollar el concepto de un coeficiente de pérdida general de un captador solar con el fin de cuantficar las pérdidas de calor. Para el cálculo del coeficiente global de pérdidas se toman las temperaturas de los extremos. Por el lado de la placa, una temperatura media homogénea y representativa para toda la placa 𝑇𝑝 y, para el ambiente exterior, una temperatura ambiente 𝑇𝑎 a la que ocurrirán las pérdidas por la cara superior, posterior y lateral (Figura 2-11). 25 Figura 2-11 Captador solar plano: (a) esquema eléctrico en términos de resistencias térmicas equivalentes a la conducción, convección y radiación; (b) esquema eléctrico compactado Si se considera una red térmica para un sistema de una cubierta como el que se muestra en la Figura 2-11, la placa en cualquier punto de su superficie a 𝑇𝑝, recibe la radiación solar incidente, 𝑆. Esta energía 𝑆 es absorbida por la placa y parte de ella se distribuye entre las pérdidas de la parte superior e inferior, y el resto origina la energía útil, 𝑄𝑢. 𝑆=𝐼·(𝜏𝛼) (28) La pérdida de energía a través de la parte superior es el resultado de la convección y la radiación desde la placa absorbente hasta el exterior. Corresponde a 𝑅𝑡, que es la suma de la resistencias térmicas desde la placa absorbente al ambiente exterior a través de la cara activa del captador solar (𝑅𝑝−𝑐 y 𝑅𝑐−𝑎): 𝑅𝑐−𝑎=1 (ℎ𝑐,𝑐𝑎+ℎ𝑟,𝑐𝑎)𝐴 (29) 𝑅𝑝−𝑐=1 (ℎ𝑐,𝑝𝑐+ℎ𝑟,𝑝𝑐)𝐴 (30) 𝑅𝑡=𝑅𝑐−𝑎+𝑅𝑝−𝑐 (31) Nosotros calcularemos el coeficiente de pérdidas superior (𝑈𝑡), el cual equivale en la Figura 2-11 con: 𝑈𝑡=1 𝑅𝑡𝐴 (32) La pérdida de energía inferior está representada por las resistencias 𝑅𝑏 en la Figura 2-11, siendo la suma de las resistencias térmicas desde la placa absorbente al ambiente exterior a través de la cara posterior del captador solar (𝑅𝑝−𝑏 y 𝑅𝑏−𝑎), donde 𝑅𝑝−𝑏 es la resistencia al flujo de calor a través del aislamiento posterior (conducción) y 𝑅𝑏−𝑎 representa la resistencia a la convección y radiación con el medio ambiente: 𝑅𝑏−𝑎=1 (ℎ𝑐,𝑏𝑎+ℎ𝑟,𝑏𝑎)𝐴 (33) 𝑅𝑝−𝑏=∆𝑥 𝑘𝑎𝑖𝑠𝐴 (34) 𝑅𝑏=𝑅𝑝−𝑏+𝑅𝑏−𝑎 (35) Por lo tanto, el coeficiente de pérdidas inferior (𝑈𝑏) equivale a: 𝑈𝑏=1 𝑅𝑏𝐴 (36) Por último, cabe decir que las pérdidas laterales no salen representadas. Esto se debe a que para la mayoría de captadores solares esta evaluación resulta compleja. Aún así, se calculará a continuación siguiendo a Tabor (1958), el cual decía que las pérdidas laterales se refieren a la superficie de apertura del captador por simplificar las ecuaciones. En definitiva, para calcular el coeficiente global de pérdidas, comenzamos por definirlo como la suma de los coeficientes de pérdidas superior (𝑈𝑡), lateral (𝑈𝑙) e inferior (𝑈𝑏). 𝑈𝐿=𝑈𝑡+𝑈𝑏+𝑈𝑙 (37) A continuación, se calculará cada coeficiente por separado. Coeficiente global de pérdidas superior (𝑈𝑡) Como es obvio, este coeficiente será de mayor orden que los otros dos ya que mientras que en la parte posterior y en la parte lateral existe un material aislante, en la zona superior el aislante es la cámara de aire, que produce mayores pérdidas. Entre el medio exterior y la placa absorbente solo se interpone la cámara de aire y la cubierta transparente. La manera más práctica de calcular este coeficiente es mediante la expresión empírica proporcionada por Klein (1975). Los resultados son correctos siempre que los valores de la temperatura de la placa oscilen entre la temperatura ambiente y los 200ºC. Dicha ecuación es la siguiente: 𝑈𝑡= { 𝑁 𝐶 𝑇𝑝·[𝑇𝑝−𝑇𝑎 𝑁+𝑓]𝑒+1 ℎ𝑐,𝑐𝑎 } −1+𝜎·(𝑇𝑝+𝑇𝑎)·(𝑇𝑝2+𝑇𝑎2) (𝜀𝑝+0,00591·𝑁·ℎ𝑐,𝑐𝑎)−1+2·𝑁+𝑓+0,133·𝜀𝑝 𝜀𝑔−𝑁 (38) 27 Donde: - ℎ𝑐,𝑐𝑎=5,7+3,8·𝑣 [𝑊 𝑚2·𝐾] corresponde al coeficiente de transferencia de calor por convección entre el vidrio y el ambiente. Este ser puede aproximar mediante la expresión expuesta por McAdams (1954), donde 𝑣 [𝑚 𝑠] es la velocidad del aire. - 𝑓=(1+0,089·ℎ𝑐,𝑐𝑎−0,1166·ℎ𝑐,𝑐𝑎·𝜀𝑝)·(1+0,07866·𝑁) - 𝐶=520·(1−0,000051·𝑠2) siendo 𝑠 la inclinación del captador, para valores de 𝑠 entre 0º y 70º, pero si 𝑠 está entre 70º y 90º, se toma 𝑠=70º. - 𝑒=0,43·(1−100 𝑇𝑝) con 𝑇𝑝 en Kelvin. - 𝜀𝑝 𝑦 𝜀𝑔 son la emisividad de la placa y del vidrio, respectivamente. Coeficiente global de pérdidas inferior (𝑈𝑏) El coeficiente de pérdidas inferior se expresa de la siguiente manera: 𝑈𝑏=𝑘𝑎𝑖𝑠 ∆𝑥 (39) Donde 𝑘𝑎𝑖𝑠 𝑦 ∆𝑥, corresponden a la conductividad térmica del aislamiento [𝑊 𝑚·𝐾] y al espesor del aislamiento posterior [𝑚] respectivamente. Coeficiente global de pérdidas lateral (𝑈𝑙) Análogamente al coeficiente global de pérdidas posterior, este coeficiente se calcula de manera similar refiriéndolo a la superficie de apertura del captador (𝐴): 𝑈𝑙=𝑘𝑎𝑖𝑠 ∆𝑥 ·𝐴𝑙 𝐴 (40) Donde 𝐴𝑙 representa el área lateral del captador, es decir: 𝐴𝑙=(2·𝑎𝑙𝑡𝑜+2·𝑎𝑛𝑐ℎ𝑜)·𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 (41) 2.9 Rendimiento El rendimiento del captador se define como el cociente entre la energía que capta la placa absorbente y la energía que incide sobre el captador. 𝜂= 𝑄𝑢 𝐼·𝐴=𝐼·𝐴·𝐹𝑅(𝜏𝛼)−𝐴·𝐹𝑅𝑈𝐿·(𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎) 𝐼·𝐴 (42) 𝜂=𝐹𝑅(𝜏𝛼)−𝐹𝑅𝑈𝐿·𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎 𝐼 (43) Observando ecuación (43), se aprecia que conforme menos diferencia de temperaturas haya entre el ambiente y el fluido caloportador que entra en el captador solar, menores serán las pérdidas térmicas y, por tanto, mayor será el rendimiento. De igual manera, es fácilmente apreciable que cuanto mayor radiación solar incida sobre la superficie del captador, mejor será dicho rendimiento. Así se muestra en la Figura 2-12. Si se supone que 𝑈𝐿 no depende de la temperatura, la ecuación del rendimiento se puede representar como una línea recta en unos ejes de rendimiento (𝜂) frente al término ∆𝑇/𝐼. En este caso, se puede observar que el corte con el eje de ordenadas corresponde a que el rendimiento sea igual al término 𝐹𝑅(𝜏𝛼), el cual se denomina Factor óptico o Factor de ganancias. Por su parte, el factor 𝐹𝑅𝑈𝐿 se denomina Factor de pérdidas, y es el que determina la pendiente que adquiere dicha recta. Figura 2-12 Recta de rendimiento Sin embargo, suponiendo que el coeficiente de pérdidas 𝑈𝐿 depende linealmente también de la diferencia de temperaturas, la ecuación del rendimiento deja de tener dependencia lineal con respecto a la temperatura y, por tanto, no es una recta: 𝑈𝐿=𝑈0+𝑈1·(𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎) (44) 𝜂=𝐹𝑅(𝜏𝛼)−𝐹𝑅𝑈𝐿·𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎 𝐼=𝐹𝑅(𝜏𝛼)−𝐹𝑅·[𝑈0+𝑈1·(𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎)]·𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎 𝐼 (45) 𝜂=𝐹𝑅(𝜏𝛼)−𝐹𝑅𝑈0·𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎 𝐼−𝐹𝑅𝑈1·(𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎)2 𝐼 (46) Por tanto, para poder definir el rendimiento se necesita conocer el factor de evacuación (𝐹𝑅), el producto transmitancia-absortancia (𝜏𝛼) y el coeficiente de pérdidas (𝑈𝐿). Estos tres términos se determinan experimentalmente. Para ello, se realiza un ensayo en el captador partiendo de las siguientes ecuaciones: 𝑄𝑢=𝑀·𝐶𝑝·(𝑇𝑓𝑠−𝑇𝑓𝑒) (47) 𝜂= 𝑄𝑢 𝐼·𝐴 (48) 29 En el banco de ensayo (Figura 2-13) se medirán tres tipos de variables, de las cuales depende el rendimiento del captador: ambientales (𝑇𝑎 y 𝐼), operacionales (𝑀,𝑇𝑓𝑒 y 𝑇𝑓𝑠) y geométricas (𝐴). Figura 2-13 Banco de ensayo de un captador solar plano A continuación, en condiciones de incidencia normal, se fija el caudal de ensayo, se va modificando la temperatura de entrada del fluido (𝑇𝑓𝑒) y se miden las variables necesarias citadas anteriormente. Con los datos, se genera una nube de puntos (Figura 2-14) en una gráfica que enfrenta al rendimiento con el término (𝑇𝑓𝑒−𝑇𝑎)/𝐼, y se aproxima dicha nube de puntos a una recta (o parábola) obteniéndose la recta de rendimiento de dicho captador para una incidencia normal y un caudal nominal de ensayo. Figura 2-14 Nube de puntos del ensayo del captador Como el ensayo de rendimiento de un captador solar plano se realiza para un solo caudal, el caudal de ensayo, y en condiciones de incidencia normal, se debe indicar que el término 𝐹𝑅(𝜏𝛼) se debe referir en el ensayo al de incidencia normal (subíndice “𝑛”). Es decir, si reformulamos la ecuación del rendmiento: FABRICANTE ORIGEN ABORA Zaragora ACV ESPAÑA Barcelona BAXI Barcelona BIOMKRAFT Madrid CHROMAGEN Sevilla DELPASO SOLAR S.L. Málaga PROMASOL Málaga TERMICOL Sevilla TUSOL SISTEMAS ENERGÉTICOS S.L. Sevilla Tabla 3-2 Listado de fabricantes españoles y su origen 3.2.2 Análisis de número de modelos por fabricante En cuanto a la cantidad de modelos que ofrece cada uno de los fabricantes, las cifras son variadas. De los 63 fabricantes de nuestra base de datos, 9 de ellos ofrecen un solo modelo, siendo algunos de ellos Lapesa, Soleco o Ingesol Canarias. Sin embargo, que dispongan de un solo modelo no significa que se trate de un fabricante pequeño, sino que muchos de estos fabricantes se centran en otros productos como calderas, pero disponen de su propio captador solar. Por lo general, el número de modelos por entidad suele rondar entre los 3 y 6 modelos. Figura 3-4 Número de modelos por fabricante 1 24 0 5 10 15 20 25 30 ACV España Astersa Aplicaciones… Baxi Calefaccion Chaffoteaux Cliber Grupo Clima Cosmosolar DPE Fercofloor Fujisol Heatsun Helioset Junkers Nagaterm Openplus Robert Bosch S.L.U Salvador Escoda SEDICAL Soliker Termicol TiSUN Viessmann Nº MODELOS FABRICANTES Y DISTRIBUIDORES 37 Asímismo, el máximo número de modelos dado por un fabricante viene ofrecido por Solimpeks Solar, el cual, como se ve en la Figura 3-4, posee un total de 24 modelos. Aún así, existen distribuidores de gran importancia en el ámbito nacional de la energía solar térmica que ofrecen una amplísima diversidad de productos, como puede ser Salvador Escoda, con 19 modelos o Promasol, con 14. 3.3 Definición de parámetros característicos En el actual punto se van a definir los parámetros característicos que están presentes en nuestra base de datos y a los que, en el apartado posterior, se les hará un análisis según los valores encontrados en el mercado. Se indicará también cuáles son sus unidades de medida. ➢ Superficie de apertura: es el área del captador que comprende la superficie visible del captador para la radiación solar, viene regida por la norma EN 12975 y suele coincidir con el área de la cubierta transparente visible (Figura 3-5). Es el área que el fabricante está obligado a proporcionar en los catálogos y el que se usa para los cálculos de dimensionado del captador. Se mide en metros cuadrados. Figura 3-5 Distintas áreas de un captador solar ➢ Dimensiones: se corresponden con el largo, ancho y espesor del captador solar plano. En la Figura 3-6 se representan las dimensiones mencionadas, donde A es el largo, B el ancho y C el espesor de un captador. Estas medidas, normalmente vienen referidas en los catálogos a la superficie total del captador, y no al área de apertura. Las tres magnitudes se miden en milímetros. Figura 3-6 Dimensiones de un captador solar plano ➢ Peso: corresponde al del captador solar plano o al captador de tubos de vacío, sin incluir accesorios como acumuladores o sistemas de sujeción. Se suele dar el peso en vacío, el cual corresponde al captador sin sus consumibles operativos necesarios, es decir, sin el fluido caloportador que circula por él o sin el anticongelante. Se mide en kilogramos. ➢ Capacidad: es el volumen de fluido caloportador que en cualquier instante de tiempo está circulando por el captador, ya sea por el serpentín, por los tubos en parrilla o por la placas. Se mide en litros. ➢ Presión máxima: máxima presión de trabajo para que no se produzca deterioros en el equipo. Se mide en bar absoluto. ➢ Temperatura de estancamiento: corresponde a la máxima temperatura del fluido obtenida cuando el captador se encuentra a altos niveles de radiación y temperatura ambiente, pudiendo despreciar la velocidad del viento y sin que exista circulación por el captador, alcanzando condiciones cuasi-estáticas. Se mide en grados centígrados. ➢ Caudal específico recomendado: es el caudal de fluido caloportador que se aconseja que atraviese el captador por unidad de área para en condiciones estándar, el equipo funcione correctamente. Se mide en L/h·m2. A veces, en el catálogo, el fabricante proporciona el caudal recomendado en lugar del específico, el cual se mida en l/h. ➢ Factor óptico (𝜂0): se corresponde con la eficiencia máxima, es decir, cuando el captador no pierde calor con el entorno porque la diferencia entre temperatura media del fluido caloportador (𝑇𝑓𝑚) y la temperatura ambiente (𝑇𝑎) es cero, siendo entonces las pérdidas ópticas las únicas determinantes. La transmisividad del vidrio y su grado de absorción en la capa selectiva determinan dicho factor (también conocido como eficiencia óptica). Su valor es el equivalente al corte de la curva de rendimiento del captador con el eje Y. Es una magnitud adimensional y su valor máximo es 1. La curva de rendimiento cuadrática del captador viene dada por la ecuación: 𝜂=𝜂0−𝑘1(𝑇𝑓𝑚−𝑇𝑎) 𝐼−𝑘2(𝑇𝑓𝑚−𝑇𝑎)2 𝐼 (58) ➢ Factor de pérdidas lineal (𝑘1): es el término de primer orden de la curva de rendimiento, el cual coincide con el factor de pérdidas (𝐹𝑅𝑈𝐿) ya definido en apartados anteriores. Aunque muchos catálogos muestran una curva de rendimiento cuadrática, proporcionando tanto el coeficiente de pérdidas lineal (𝑘1) como el cuadrático (𝑘2), la norma Española solamente exige la aproximación a la recta de rendimiento lineal, es decir, el factor de pérdidas lineal, que corresponde con la pendiente de la recta. Se mide en W/m2K, y la recta de rendimiento quedaría así: 𝜂=𝜂0−𝑘1(𝑇𝑓𝑚−𝑇𝑎) 𝐼 (59) ➢ Factor de pérdidas cuadrático (𝑘2): es el término de segundo orden de la curva de rendimiento. Este factor se mide en W/m2K2. ➢ Modificador del ángulo de incidencia K50. ➢ Temperatura de la recta de rendimiento: es la temperatura del fluido a la que está referida la recta de rendimiento que se muestras en los catálogos. Puede ser la temperatura media, la de entrada o la de salida del fluido caloportador. ➢ Tipología del captador solar: puede ser un captador de tubos de vacío o un captador solar plano. Además, dentro de los captadores solares planos, como ya se mencionó, según su disposición, estos podían ser de placas planas, tubos en parrilla o en serpentín. ➢ Material de la placa absorbente: por lo general, la placa es metálica, de cobre o aluminio, ya que presentan mayor resistencia al desgaste ambiental. 39 ➢ Tratamiento de la placa absorbente: superficies negras especiales o con tratamiento selectivo. ➢ Tipo de aislamiento: puede ser de fibra de vidrio, de lana de roca o de polímeros. ➢ Espesor del aislamiento posterior: la gran mayoría de captadores solares planos poseen aislamiento posterior. ➢ Espesor del aislamiento lateral: algunos captadores tambíen apuestan por un aislamiento lateral, no solo en la parte posterior, pero con un grosor inferior. ➢ Material de la carcasa del captador: encargado de proteger a los componentes del captador, se debe tener especial atención a los temas de corrosión y deterioro debido a la radiación solar. PARÁMETROS CARÁCTERÍSTICOS CANTIDAD DE DATOS RECOGIDOS PORCENTAJE DE DATOS RECOGIDOS Número de Fabricantes 63 - Modelos incorporados 352 - Superficie de apertura [m2] 352 100,0% Largo [mm] 352 100,0% Ancho [mm] 352 100,0% Espesor [mm] 352 100,0% Peso [kg] 342 97,2% Capacidad [L] 316 89,8% Presión máxima [bar absoluto] 296 84,1% Temperatura de estancamiento [ºC] 200 56,8% Caudal específico recomendado [L/h·m2] 196 55,7% Factor óptico 286 81,3% Factor de pérdidas lineal [W/m2K] 276 78,4% Factor de pérdidas cuadrático [W/m2K2] 268 76,1% Temperatura de la recta de rendimiento 126 78,4% K50 51 14,5% Tipología Placa Absorbente 352 100,0% Material Placa Absorbente 319 90,6% Tratamiento Placa Absorbente 305 86,6% Espesor Placa Absorbente [mm] 75 21,3% Espesor Vidrio [mm] 211 59,9% Tipo de aislamiento 274 77,8% Aislamiento Posterior [mm] 233 66,2% Aislamiento Lateral [mm] 90 25,6% Material Carcasa Captador 320 90,9% Tabla 3-3 Cantidad porcentual del número de valores encontrados para cada parámetro característico 3.4 Análisis paramétrico A continuación, se van a mostrar los resultados obtenidos de todos y cada uno de los parámetros característicos recogidos en nuestra base de datos. Este apartado se ha dividido en un subapartado por cada característica de los captadores solares, tanto planos como de tubos de vacío, con el fin de mostrar mediante las gráficas realizadas los resultados obtenidos en este estudio. Puesto que de los captadores solares planos tenemos un total de 297 frente a los 55 de tubos de vacío, el análisis y sus resultados serán más representativos del primer tipo de captador que del segundo en el mercado nacional. En el punto siguiente, se obtendrán las conclusiones oportunas de este análisis paramétrico. La relación de estudios que se van a realizar son los siguientes: - Superficie de apertura - Material de la placa absorbente - Dimensiones del captador - Presión máxima de funcionamiento - Espesor del vidrio - Temperatura de estancamiento - Espesor de la placa absorbente - Caudal específico recomendado - Tipo de aislamiento - Modificador del ángulo de incidencia K50 - Espesor del aislamiento posterior - Temperatura del fluido en recta de rendimiento - Espesor del aislamiento lateral - Factor óptico - Peso en vacío - Factor de pérdidas lineal - Capacidad - Factor de pérdidas cuadrático - Tipología del captador solar - Material de la carcasa del captador 3.4.1 Superficie de apertura Por un lado, como se puede observar en la Figura 3-7, los captadores solares planos mayoritariamente se comercializan con una superficie de apertura de entre 2 y 2,6 metros cuadrados, concretamente el 61% de nuestro estudio pertenece a este rango. También se puede ver que otro alto porcentaje, el 30% (Figura 3-8), se sitúan entre los 1,4 y 2 metros cuadrados de área de apertura. Esto supone que del total de CSP encontrados en el mercado nacional, el 91% de ellos poseen un área de apertura de entre 1,4 y 2,6 metros cuadrados. Figura 3-7 Superficie de apertura de CSP [m2] 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 0,8-1,4 1,4-2 2-2,6 2,6-3,2 >3,8 Nº MODELOS DE CSP SUPERFICIE DE APERTURA [M2] 41 Además, cabe destacar que sólo uno de los modelos ofrecidos tiene una superficie de apertura inferior a 1 m2, con un valor de 0,813 m2 y perteneciente a Inmosolar. Por otro lado, el 6,7% de los modelos se presentan con una superficie mayor de 3 m2. También se debe mencionar que existe un modelo de Andater que tiene una superficie de apertura superior a 10 m2, más concretamente, 10,722 m2. Figura 3-8 Superficie de apertura de CSP [m2] Por otro lado, en cuanto a los captadores de tubos de vacío, lo primero que podemos observar en la Figura 3-9 es que su área de apertura tiende a ser menor que en los captadores solares planos. Mientras que el área de apertura más pequeño de los CSP es de 0,813 metros cuadrados, el de tubos de vacío es de 0,46 metros cuadrados, es decir, casi la mitad de superficie. Por el límite superior también existe esta diferencia entre ambos, puesto que la mayor superficie de apertura en captadores de tubos de vacío es de 4,5 metros cuadrados. Figura 3-9 Superficie de apertura de captador de tubos de vacío [m2] 1% 30% 61% 2% 6% EN M2 0,8-1,4 1,4-2 2-2,6 2,6-3,2 >3,8 0 2 4 6 8 10 12 0,4-0,8 0,8-1,2 1,2-1,6 1,6-2 2-2,4 2,4-2,8 2,8-3,2 >3,2 Nº MODELOS DE TUBOS DE VACÍO SUPERFICIE DE APERTURA [M2] Sin embargo, a diferencia de los CSP, la diversidad de tamaños de superficies está más igualada. Por lo general, la mayoría se encuentra en un rango de área de entre 0,8 y 2,4 metros cuadrados, pero como se puede observar en la Figura 3-10, existen varios rangos de superficie que ostentan aproximadamente el 15 o 20% del total. Figura 3-10 Superficie de apertura de captador de tubos de vacío [m2] 3.4.2 Dimensiones del captador Las dimensiones de un captador solar son largo, ancho y espesor. Cabe mencionar que este parámetro junto con la superficie de apertura son los dos únicos parámetros característicos que siempre dan todos los fabricantes. En primer lugar, podemos observar en la Figura 3-11 que el largo más ofertado para los CSP oscila entre los 2000 y 2500 mm, con un 54% del total. De hecho, el 97% de los captadores solares planos poseen un largo de entre 1000 y 2500 mm, indicando con esto que tienen medidas muy estandarizadas. Los dos valores más repetidos en nuestra base de datos son 2000 mm con 17 modelos y 1988 mm con 15 modelos. Figura 3-11 Largo de los CSP [mm] 2% 16% 14% 19% 21% 8% 6% 14% EN M2 0,4-0,8 0,8-1,2 1,2-1,6 1,6-2 2-2,4 2,4-2,8 2,8-3,2 >3,2 22% 21% 54% 0% 3% EN MM 1000-1500 1500-2000 2000-2500 2500-3000 >3000 43 En cuanto al ancho, que se aprecia en la Figura 3-12, es claramente identificable que maneja unos órdenes de magnitud similares al largo, siendo el rango entre 1000 y 1500 mm el más usado con un 69%. Esto es debido a que muchos fabricantes tienen un mismo tipo de captador, pero en dos formatos, horizontal y vertical, de tal manera que son el mismo, pero con las dimensiones de largo y ancho intercambiadas. Figura 3-12 Ancho de los CSP [mm] Además, resulta de gran interés la esbeltez de los modelos, es decir, la relación entre el largo y el ancho de un captador. Para realizar el estudio de esta relación, se han separado los captadores entre horizontales y verticales, para después tomar el mayor valor como el largo del captador y el menor como el ancho. Así, según vemos en la Figura 3-13, claramente se identifica que en el mercado predomina la relación largo/ancho en el rango de valores de entre 1 y 2, con un 83,2% del total de los captadores solares planos. Figura 3-13 Esbeltez (relación largo/ancho) de los CSP 5% 69% 5% 19% 2% EN MM <1000 1000-1500 1500-2000 2000-2500 >2500 247 43 7 0 50 100 150 200 250 300 1-2 2-3 >3 Nº MODELOS DE CSP ESBELTEZ (LARGO/ANCHO) El espesor oscila entre unos valores mucho más bajos y en un rango más estrecho. Es por ello por lo que se puede ver en la Figura 3-14 como el 85,5% de los modelos de CSP que hay en la base de datos se sitúan en unos valores entre 66 y 106 mm. Con gran diferencia, los valores más utilizados son 80 mm con 37 modelos y 90 mm con 52 modelos. Figura 3-14 Espesor de los CSP [mm] En segundo lugar, se puede ver claramente en las Figura 3-15 y Figura 3-16 que las dimensiones de largo y ancho en los captadores de tubos de vacío no están tan estandarizadas como en los CSP, en tanto que desde el valor mínimo hasta el valor máximo no hay ningún rango de valores que destaque excesivamente. Si es verdad que, en el largo, se puede apreciar que predominan los valores entre 1480 y 1980 mm con un 57% del total, pudiendo indicar ser algo más pequeños que los CSP (donde el valor más típico es 2000 mm). En cuanto al ancho, posee unos valores muy dispersos, sin poder llegar a algo en claro. Figura 3-15 Largo de los captadores de tubos de vacío [mm] 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 46-66 66-86 86-106 >106 Nº MODELOS DE CSP ESPESOR [MM] 11% 9% 24% 33% 14% 9% EN MM 980-1229 1230-1479 1480-1729 1730-1979 1980-2230 >2230 45 Figura 3-16 Ancho de los captadores de tubos de vacío [mm] Sin embargo, al contrario que las dimensiones largo y ancho, el espesor de los captadores de tubos de vacío tiende a oscilar claramente entre 85 y 105 mm, tal y como se aprecia en la Figura 3-17, con un 47% de modelos totales de este tipo. Figura 3-17 Espesor de los captadores de tubos de vacío [mm] 3.4.3 Espesor del vidrio En este parámetro sólo nos referimos a los captadores solares planos, puesto que la mayoría de los captadores de tubos de vacío están formado por tubos de vidrio y aunque algunos modelos de este tipo poseen una cubierta de vidrio, es tan bajo el número recogido en nuestra base de datos de captadores de tubos de vacío con esta característica, que no se considera concluyente. Según muestra la Figura 3-18, es claramente identificable que en el mercado están estandarizados dos tipos de espesores de vidrio, 3,2 y 4 mm. Con un total de 211 modelos encontrados donde se facilita este dato en su 11% 5% 11% 20% 11% 22% 20% EN MM 624-873 874-1123 1124-1373 1374-1623 1624-1873 1874-2124 >2124 0 5 10 15 20 25 30 65-84 85-104 105-124 125-144 145-165 >165 Nº MODELOS DE TUBOS DE VACÍO ESPESOR [MM] Se aprecia en la Figura 3-30 que más de la mitad de los captadores solares recogidos disponen de una capacidad de entre 1 y 2 litros. Es cierto que existe un porcentaje considerable que supera los 2 litros, un 16%, pero los valores más usados en nuestro estudio han sido 1,3 litros en 18 modelos, 1,4 litros en 15 modelos, 1,5 litros en 12, 1,6 litros en 15 y el más usado, 1,7 litros en 21 modelos. Figura 3-30 Capacidad de los captadores solares [L] Al igual que para el peso, la relación entre la capacidad y el área de apertura también resulta de interés. Según vemos en la Figura 3-31 y en la Figura 3-32, la capacidad guarda también una proporcionalidad directa con el área de apertura. Además, se aprecia que en la configuración en parrilla predomina el rango entre 0,4 y 08 L/m2 con un 78%, mientras que, en serpentín, los rangos son mucho más equitativos. Figura 3-31 Ratio Capacidad - Área de apertura en CSP con configuración en parrilla 27% 57% 7% 9% EN LITROS 0,29-1,29 1,29-2,29 2,29-3,29 >3,29 35% 43% 18% 4% L/m2 0,4-0,6 0,6-0,8 0,8-1 >1 53 Figura 3-32 Ratio Capacidad - Área de apertura en CSP con configuración en serpentín 3.4.10 Tipología del captador solar A continuación, se ha realizado un estudio porcentual en cuanto a la configuración de los 352 modelos que componen nuestra base de datos, de los cuales 55 son captadores de tubos de vacío mientras que los otros 297 son captadores solares planos. Como ya se ha comentado, los captadores de tubos de vacío corresponden al 16% del total de captadores encontrados en el mercado. En cuanto a los captadores solares planos, se puede observar en la Figura 3-33 que la configuración en parrilla con un 61% de los modelos es el claro predominante en el mercado, frente al 23% de los que poseen su configuración en serpentín. Cabe señalar que no se ha encontrado ningún catálogo de captadores solares planos de placas. Figura 3-33 Tipología de los captadores 18% 18% 27% 14% 14% 9% L/m2 0,5-0,6 0,6-0,7 0,7-0,8 0,8-0,9 0,9-1 >1 61% 23% 16% Parrilla Serpentín Tubos de vacío 3.4.11 Material de la placa absorbente El material de la placa absorbente viene dado en el 90,1% de los modelos totales. Vemos en la Figura 3-34 que prácticamente se comercializan dos tipos de material para las placas, el cobre y el aluminio, siendo este último un poco más abundante con un 59%. Existe un 2% del total que corresponde a placas de titanio, pero esto se trata de cuatro modelos aislados de dos fabricantes distintos (Ariston y Fujisol), es decir, no supone nada relevante. Figura 3-34 Material de la placa absorbente Para este parámetro no se ha hecho distinción entre captadores solares planos y de tubos de vacío debido a que los resultados porcentuales eran prácticamente iguales, por lo que un único gráfico representa de forma adecuada a ambos. 3.4.12 Tratamiento de la placa absorbente La gran mayoría de los captadores solares tienen aplicado en su placa absorbente algún tipo de tratamiento selectivo o pintura que haga que mejore su eficiencia de captación. En nuestro caso, el 86,4% de los modelos facilitan en sus catálogos este dato. La gran mayoría de los que no lo facilitan son captadores de tubos de vacío, por lo que no se hará distinción entre estos y los captadores solares planos. Como se observa en la Figura 3-35, sólo el 1% de los captadores con algún tratamiento en su placa no usan uno selectivo. Sólo 2 modelos de los encontrados usan un tratamiento antireflejos, mientras que el resto usa diferentes tratamientos selectivos. Desde pintura negra selectiva, la cual se encuentra en el 7,6% de los captadores, hasta tratamientos altamente selectivos como el sputtering, que se trata de la extracción de átomos de la superficie ionizando la misma. También está el tratamiento PVD, que consiste en la deposición física de capas sólidas delgadas de un material sobre la placa para aumentar la durabilidad de esta, o el recubrimiento tinox, usando óxido de titanio. En general, existen distintos métodos para tratar de forma selectiva la placa. El 43% de los modelos (130 modelos) no especifican qué tipo de tratamiento selectivo han usado. 59% 39% 1% 1% 2% Aluminio Cobre Óxido de Titanio Titanio 55 Figura 3-35 Tratamiento de la placa absorbente 3.4.13 Presión máxima de funcionamiento Para la presión máxima absoluta de funcionamiento se ha conseguido recopilar un total del 84,1%, ya que la gran mayoría de los fabricantes facilitan su valor. De esos 296 valores, el 84,5% corresponden a captadores solares planos. Como se observa en la Figura 3-36, casi tres cuartos de los CSP poseen una presión máxima de 10 bar absoluto, siendo este el valor más alto encontrado. En el cuarto restante, destacan los captadores que tienen 6 bar absoluto de presión máxima con un 14%, seguidos por un 7% y un 4% con unas presiones máximas de 8,6 y 8 bar absoluto, respectivamente. Figura 3-36 Presión máxima de funcionamiento de CSP [bar absoluto] Además, observando la Tabla 3-4, podemos apreciar que las presiones máximas de funcionamiento coinciden en su mínimo, máximo y media en los CSP de parrilla y de serpentín. 43% 14% 1% 14% 1% 2% 4% 7% 12% 2% 25% Altamente Selectivo Altamente Selectivo PVD Altamente Selectivo Sputtering Altamente Selectivo Tinox Antirreflejos En vacío Superselectivo Pintura Negra Selectiva Selectivo BLUETEC Selectivo de Titanio Selectivo ThermProtect 14% 1% 4% 7% 1% 73% EN BAR ABSOLUTO 6 7 8 8,6 9 10 PRESIÓN MÁXIMA [BAR ABSOLUTO] TIPO DE CSP MÍNIMO MÁXIMO MEDIA PARRILLA 6 10 9,18 SERPENTÍN 6 10 9,35 Tabla 3-4 Mínimo, máximo y media de la presión máxima para configuraciones en parrilla y en serpentín Para los captadores de tubos de vacío se ha recogido el 15,5% del total de modelos que dieran este parámetro. En su caso, los datos se reparten entre solamente tres valores: 6, 8 y 10 bar absoluto. En la Figura 3-37 podemos ver que, de nuevo, la presión máxima que predomina es la de 10 bar absoluto con un 56,5%, aunque también hay que destacar el 35% de los modelos cuya presión máxima de funcionamiento es de 6 bar absoluto. Figura 3-37 Presión máxima de funcionamiento de captadores de tubos de vacío [bar absoluto] 3.4.14 Temperatura de estancamiento Este es otro de los parámetros característicos de un captador solar que los fabricantes suelen aportar en sus catálogos. En concreto, el 56,8% de los modelos especifican su valor, se puede ver en la Figura 3-38 que el 61% de los captadores tienen una temperatura de estancamiento de entre 195 y 235 ºC. También es destacable el rango entre 155 y 195 ºC, con el 26,5%. Con esto se concluye que el rango típico de la temperatura de estancamiento de un captador solar oscila entre los 155 y los 235 ºC. Figura 3-38 Temperatura de estancamiento [ºC] 35% 9% 56% EN BAR ABSOLUTO 6 8 10 0 20 40 60 80 100 120 140 115-155 155-195 195-235 235-275 275-315 Nº MODELOS TEMPERATURA DE ESTANCAMIENTO [ºC] 57 3.4.15 Caudal específico recomendado El caudal que debe pasar por el captador para un correcto funcionamiento viene dado en el 55,1% de los modelos recogidos en la base de datos. Este parámetro, algunos de los fabricantes del mercado lo dan como caudal específico recomendado (en L/h·m2) mientras que otros lo proporcionan como caudal recomendado (en L/h). Sin embargo, como todos ellos están referidos para el área de apertura, basta con dividir el caudal recomendado entre el área de apertura del captador para conseguir su caudal específico. Según la Figura 3-39, el 42% de los modelos poseen un caudal específico recomendado entre 45 y 55 L/h·m2, lo que hace un total de 82 captadores. El resto de intervalos, como se puede apreciar, están bastante equilibrados, pues todos son del orden del 10% del total salvo los extremos. Esto se debe a que existe por la parte inferior un par de modelos de Soliker con un caudal muy bajo, 17 L/h·m2, y por la parte superior tres captadores con unos caudales de 100 L/h·m2, pero por lo general todos se sitúan entre 30 y 70 L/h·m2. Figura 3-39 Caudal específico recomendado [L/h·m2] Además, si distinguimos entre CSP en parrilla y en serpentín, como en la Tabla 3-5 ,vemos como los captadores de tubos en parrilla suelen requerir un mayor caudal específico, con un máximo de hasta 93 L/h·m2, a pesar de que poseé mayor variedad que los que están en serpentín. Además, la media de la configuración en parrilla es de casi 10 L/h·m2 superior a los de serpentín. CAUDAL ESPECÍFICO RECOMENDADO [L/h·m2] TIPO DE CSP MÍNIMO MÁXIMO MEDIA PARRILLA 17 93 48,70 SERPENTÍN 20 72 39,33 Tabla 3-5 Caudal específico recomendado según configuración de CSP [L/h·m2] 11% 13% 10% 42% 5% 13% 6% EN L/H·M2 <25 25-35 35-45 45-55 55-65 65-75 >75 3.4.16 Modificador del ángulo de incidencia K50 El modificador del ángulo de incidencia es un parámetro que se ha podido encontrar en apenas un escaso 14,5% de los modelos de toda nuestra base de datos. Aún así, nos ha servido para corroborar lo que ya se adelantó en la definición de dicho parámetro, y es que según podemos observar en la Figura 3-40 en valor que suele tener este coeficiente adimensional se sitúa entre 0,94 y 0,96. En concreto, el 55% de los 51 modelos que poseen este dato tienen un valor en este rango, existiendo un 41,2% con el valor de 0,94. Figura 3-40 Modificador del ángulo de incidencia K50 En esta segunda gráfica (Figura 3-41), podemos apreciar como salvo algunas excepciones, lo más frecuente es que cuando el modificador del ángulo de incidencia se encuentre entre 0,93 y 0,96 coincida con un rango de valores para el factor óptico de entre 0,75 y 0,8. Figura 3-41 K50 frente al factor óptico 0 5 10 15 20 25 30 1-1,02 0,98-1 0,96-0,98 0,94-0,96 0,92-0,94 0,9-0,92 0,88-0,9 0,86-0,88 Nº MODELOS K50 0,84 0,86 0,88 0,90 0,92 0,94 0,96 0,98 1,00 1,02 1,04 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 K50 FACTOR ÓPTICO 59 3.4.17 Temperatura del fluido en recta de rendimiento Algunos fabricantes incluyen en sus catálogos una recta de rendimiento para cada modelo en el que se muestra la eficiencia del captador (eje Y) para distintos valores del término (𝑇𝑓𝑚−𝑇𝑎)/𝐺 [K/(W/m2] donde 𝑇𝑎 es la temperatura ambiente, 𝐺 es la irradiancia solar en W/m2, y 𝑇𝑓𝑚 es la temperatura media, la cual puede estar referida, según hemos observado en los catálogos de nuestro estudio, a la temperatura media del fluido caloportador. Los resultados obtenidos de este parámetro son que de los 352 modelos que se han registrado en la base de datos, el 78,4% de los modelos de la base de datos utilizan la temperatura media del fluido en la curva de rendimiento. 3.4.18 Factor óptico Para el análisis del factor óptico disponemos del 81,3% de los modelos. Según se ve en la Figura 3-42, el valor típico de este parámetro circula alrededor de 0,75. El rango de valores más repetido en nuestro estudio es el de 0,75 y 0,8, con un 47,2%. En concreto, el valor del factor óptico más usado ha sido 0,77, con 13, mientras que el resto está bastante dispar. Aún así, se aprecia que un 23% supera el 0,8. Figura 3-42 Factor óptico 3.4.19 Factor de pérdidas lineal En el factor de pérdidas lineal se aprecia claramente como los captadores de tubos de vacío poseen mejor eficiencia que los captadores solares planos. Para este parámetro se ha dispuesto de 232 datos para el CSP y de 40 para el captador de tubos de vacío. Si nos fijamos en ambas gráficas, Figura 3-43 y Figura 3-44, observamos que el 74% de los factores de pérdidas lineales para los captadores solares planos están en el rango de entre 3 y 4 W/m2K, además de que el valor mínimo es de 2,15 W/m2K y existen valores del orden de 5 W/m2K. Sin embargo, en los captadores de tubos de vacío los valores medios de este factor son mucho menores. El 80% de estos apenas superan el valor de 2 W/m2K y el valor máximo encontrado es 3,749 W/m2K. 11 16 58 135 66 0 20 40 60 80 100 120 140 160 <0,65 0,65-0,7 0,7-0,75 0,75-0,8 >0,8 Nº MODELOS FACTOR ÓPTICO Figura 3-43 Factor de pérdidas líneal de CSP [W/m2K] Figura 3-44 Factor de pérdidas lineal de tubos de vacío [W/m2K] En la Tabla 3-6, se puede observar que por la parte inferior los CSP tanto de parrilla como se serpentín presentan mínimos similares y por la parte superior, sin embargo, el máximo de la configuración en parrilla con 9,39 W/m2K es mucho mayor que en el tipo serpentín, con un 4,854 W/m2K. Por su parte, el valor medio es similar en ambos, siendo algo mayor en parrilla. FACTOR DE PÉRDIDAS LINEAL [W/m2K] TIPO DE CSP MÍNIMO MÁXIMO MEDIA PARRILLA 2,155 9,39 3,82 SERPENTÍN 2,41 4,854 3,60 Tabla 3-6 Factor de pérdidas lineal según configuración de CSP 3% 1% 23% 51% 14% 7% 1% EN W/M2K2 2-2,5 2,5-3 3-3,5 3,5-4 4-4,5 4,5-5 >5 47% 33% 15% 5% EN W/M2K 0,75-1,5 1,5-2,25 2,25-3 3-3,75 61 Con el siguiente diagrama (Figura 3-45) podemos observar si existe cierta dependencia entre el factor de pérdidas lineal y el espesor del aislamiento. En el eje de abcisas están representados los distintos espesores de aislamiento agrupados en rangos de valores del factor de pérdidas lineal. Por ejemplo, en el rango entre 3 y 4 W/m2K existen espesores de entre 15 y 75 mm, siendo los más usados aquellos modelos que tienen 60 mm. Con ello podemos ver como aquellos con un espesor mínimo (15 y 25 mm) coinciden con los que poseen un factor lineal de pérdidas superior a 5 W/m2K. También, que siempre que el espesor es de 60 mm se garantiza un factor de pérdidas lineal inferior a 4 W/m2K. Figura 3-45 Factor de pérdidas lineal frente al espesor de aislamiento 3.4.20 Factor de pérdidas cuadrático Para el análisis del factor de pérdidas cuadrático se ha dispuesto del mismo número de valores que para el lineal, puesto que los fabricantes que dan uno, dan también el otro. De igual forma que en el factor de pérdidas lineal, se puede ver en las Figura 3-46 y Figura 3-47 la diferencia de magnitud entre los factores de los captadores solares planos y de los captadores de tubos de vacío. Mientras que en el primero el 48% de ellos (111 modelos) están en el rango entre 0,013 y 0,018 W/m2K2, en los segundos su rango predominante con un 47% se sitúa entre 0,001 y 0,006 W/m2K2. Además, el factor cuadrático alcanza valores de hasta 0,053 W/m2K2 en el captador solar plano frente al máximo de 0,021 W/m2K2 que alcanza el captador de tubos de vacío. Figura 3-46 Factor de pérdidas cuadrático de CSP [W/m2K2] 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 40 50 60 15 20 25 30 35 40 50 55 60 75 15 20 25 40 45 50 15 25 2-3 3-4 4-5 >5 Nº MODELOS ESPESOR AISLAMIENTO [MM] POR FACTOR DE PÉRDIDAS LINEAL [W/M2K] 5% 24% 48% 14% 4% 1% 2% 2% 5% EN W/M2K2 0,003-0,008 0,008-0,013 0,013-0,018 0,018-0,023 0,023-0,028 0,033-0,038 0,038-0,043 0,048-0,053 69 5 BIBLIOGRAFÍA [1] ASOCIACIÓN SOLAR DE LA INDUSTRIA TÉRMICA (ASIT). “Listado de Fabricantes de Captadores Solares”. asit-solar.com [en línea] [consulta: 8 de junio de 2020]. Disponible en: http://www.asitsolar.com/association/show/id/2 [2] CESCE (Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación). Energías Renovables: Informe Sectorial de la Economía Española. Madrid: CESCE, 2019 [3] DE JUANA, José M., et al. Energías Renovables para el Desarrollo. Madrid, 2003 [consulta: 4 de mayo de 2020]. 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