diseño e instalación solar modelo utilizando trnsys
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Simulación dinámica de un sistema de calentamiento solar térmico
M. Caldas
Curso Fundamentos de Energía Solar Térmica
Facultad de Ingeniería, 2010
Resumen
Se presentan en este trabajo los resultados de simulaciones dinámicas de un sistema de
calentamiento solar térmico para abastecimiento de agua caliente sanitaria (ACS) de un
hotel, realizadas con el software TRNSYS. Asimismo, se detallan los datos de radiación
solar para Montevideo utilizados por este software, y se realiza una comparación de la
media mensual de irradiación solar procesada a partir de estos datos, con los del Mapa
Solar.
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Contenido
1 Introducción ................................................................................................................ 3
2 Demanda energética .................................................................................................... 3
3 Dimensionado primario ............................................................................................... 4
4 Simulación en TRNSYS ............................................................................................. 6
4.1 Modelo dinámico ................................................................................................. 6
4.2 Datos de radiación solar ....................................................................................... 8
4.3 Campo colector .................................................................................................. 11
4.4 Tanque de acumulación...................................................................................... 13
4.5 Caudal en circuito primario. ............................................................................... 15
5 Resultados ................................................................................................................ 16
6 Conclusiones............................................................................................................. 18
7 Referencias ............................................................................................................... 19
Figuras
Figura 1: Esquema del sistema de calentamiento solar. ....................................................... 6
Figura 2: Modelo de TRNSYS empleado para las simulaciones dinámicas. ........................ 7
Figura 3: Irradiancia global sobre plano horizontal. ............................................................ 9
Figura 4: Irradiancia difusa sobre plano horizontal. ............................................................ 9
Figura 5: Configuración del campo colector. .................................................................... 12
Figura 6: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 3000 litros.
........................................................................................................................................ 14
Figura 7: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 2000 litros.
........................................................................................................................................ 14
Figura 8: Energía entregada por el intercambiador, en función del caudal del circuito
primario. .......................................................................................................................... 16
Figura 9: Fracción solar mensual del sistema de calentamiento solar térmico. .................. 17
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1 Introducción
La energía solar térmica ha cobrado un importante impulso en nuestro país en los últimos
años. La realización de instalaciones exitosas es de suma importancia para su futuro
desarrollo y consolidación en el Uruguay.
La simulación dinámica de estos sistemas en herramientas como TRNSYS, permite no
solamente optimizar los componentes y parámetros fundamentales del sistema, sino
también detectar posibles errores de dimensionado, antes de ser puestos en práctica.
En el presente trabajo presentamos un simple dimensionado de un sistema de energía solar
térmica para abastecimiento de ACS de un pequeño hotel de 30 habitaciones, a través del
cual se pretende mostrar las posibilidades y potencialidades de TRNSYS en este tipo de
aplicaciones.
A los efectos de evaluar los datos de radiación solar contenidos en la base de datos utilizada
por TRNSYS, se realiza una comparación entre estos datos y los del Mapa Solar.
El análisis comienza con la asunción de una determinada demanda de ACS para el hotel así
como de sus tasas de ocupación medias mensuales. En base a ello, se realiza un
dimensionado primario en RetScreen, pasando posteriormente al modelado en TRNSYS.
Con este modelo, se optimizan algunos de los componentes fundamentales del sistema
(campo colector, tanque de almacenamiento y caudal en circuito primario), y una vez
optimizados se realizan simulaciones anuales, obteniéndose resultados de fracción solar
mensual, energía aportada por el sistema solar, por el sistema auxiliar, y pérdidas térmicas
del tanque de acumulación.
2 Demanda energética
De acuerdo al software RetScreen, el consumo diario de ACS de un hotel es de 75 litros a
60 °C por habitación. Esto implica que el hotel de 30 habitaciones, con ocupación plena,
consume diariamente unos 2200 litros de ACS a 60 °C.
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En esta simulación, se asumen las siguientes tasas de ocupación media mensual del hotel:
Mes Tasa de ocupación
media mensual
Enero 80%
Febrero 85%
Marzo 70%
Abril 50%
Mayo 45%
Junio 50%
Julio 60%
Agosto 55%
Setiembre 40%
Octubre 45%
Noviembre 55%
Diciembre 80%
Tabla 1: Tasa de ocupación media mensual asumida para el hotel.
Estos datos suponen una tasa de ocupación media anual del 60%. A su vez, y asumiendo las
temperaturas del agua de suministro calculadas por RetScreen para la ubicación dada
(Tmin=13,9 °C, Tmax=18,3 °C), la demanda de ACS corresponde a una demanda energética
anual de 25.1 MWh.
3 Dimensionado primario
En esta etapa se definirán los criterios generales del dimensionado (número de colectores,
volumen de acumulación, etc.), basados en la demanda de ACS asumida.
En primer lugar, se asumió que en los meses de verano existe una mayor tasa de ocupación
media mensual. Por ello, y como una primera aproximación, se asumirá una inclinación de
los colectores de 30°. Asimismo, se asume que la azotea a utilizar permite la orientación de
los colectores hacia el ecuador, es decir, el azimuth de los colectores es 0°.
Los colectores a utilizar son planos, y con los siguientes parámetros de eficiencia:
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Parámetro Valor
Area de apertura (m2) 2,0
0 0,75
a1 (W*m-2*K-1) 3,5
a2 (W*m-2*K-2) 0,020
IAM Primer orden 0,2
Tabla 2: Parámetros de eficiencia de los colectores empleados, referidos al área de
apertura.
Para poder determinar el número de colectores necesarios para alcanzar determinada
fracción solar (definida a priori) debe asumirse un valor de pérdidas globales (debido a
pérdidas térmicas del tanque de acumulación, cañerías, etc.) y una eficiencia del
intercambiador de calor a utilizar. Se asume aquí un 10% de pérdidas globales, y una
eficiencia del intercambiador de 90%. Asimismo, se supone que a priori se definió una
fracción solar deseada del orden del 55%.
El software RetScreen arroja que para este conjunto de asunciones, son necesarios 16
colectores y un volumen de acumulación de aproximadamente 3000 litros.
La siguiente figura muestra un esquema del sistema:
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Figura 1: Esquema del sistema de calentamiento solar.
4 Simulación en TRNSYS
De acuerdo al software RetScreen, la energía aportada por el sistema es de 13,9 MWh
anuales, asumiendo las pérdidas indicadas en el apartado anterior. Sin embargo, este
software no permite determinar por ejemplo la influencia de la configuración del campo
colector en la fracción solar anual. Es de esperar que una configuración con varios
colectores en serie, aportará menos energía que una configuración en la cual los 16
colectores están en paralelo, por ejemplo. Esto se debe a que la eficiencia instantánea de un
determinado colector disminuye al aumentar la temperatura de entrada, como ocurre con
colectores en serie. La influencia de éste y otros efectos puede ser evaluada con un
simulador dinámico, como es TRNSYS.
4.1 Modelo dinámico
La siguiente figura muestra el modelo empleado, construido en TRNSYS.
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Figura 2: Modelo de TRNSYS empleado para las simulaciones dinámicas.
La configuración del campo colector, es decir, cuántos colectores irán en serie en cada
batería, conectadas entre sí en paralelo, es modelada con un único componente (Tipo 73,
Theoretical Flat Plate Collector). Uno de los parámetros de este componente es el número
de colectores en serie. Para determinar el número de baterías conectadas en paralelo,
simplemente dividimos el caudal de trabajo de la bomba entre este número (con el
componente “Equa”). Se asume así que el campo colector está hidráulicamente balanceado.
Lo que interesa del “colector” es su temperatura de salida.
El componente que modela el tanque de acumulación permite definir múltiples parámetros
asociados al mismo, a saber su volumen, altura, coeficiente global de pérdidas, alturas de
las distintas entradas/salidas, parámetros del intercambiador (superficie, ubicación dentro
del tanque, etc.), potencia y temperatura de “setteo” del sistema complementario, entre
otros.
El componente que modela la bomba de circulación nos permitirá encontrar el caudal
óptimo de trabajo. Este componente permite, además, obtener el consumo eléctrico de la
bomba.
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La demanda de ACS es modelada asumiendo un caudal medio constante, tal que el
producto del mismo por 24 horas sea igual a la demanda considerada en el mes dado. Si
bien es posible modelar la demanda considerando picos en la misma y asumiendo cierto
factor de simultaneidad (lo cual sería un modelo más ajustado a la realidad), se introduciría
cierta complejidad que no se justifica para este trabajo.
El controlador diferencial nos permite determinar los T de encendido y apagado de la
bomba de circulación.
El componente VT3 simula el comportamiento de una válvula termostática de tres vías,
cuya función es limitar la temperatura de salida del sistema, en este caso a 60°C.
El componente que proporciona los datos meteorológicos (temperatura ambiente,
irradiancia, etc.) utiliza la base de datos METEONORM, correspondientes a la Estación
Colorado (No WMO 879830, lat. 34,7° S, long. 56,25° O), en la cual se realizaron
mediciones in situ de irradiancia (Meteonorm, 2010).
A continuación se describen en detalle algunos de estos componentes, así como la
optimización de algunos de los parámetros más relevantes del sistema.
4.2 Datos de radiación solar
En las siguientes figuras se grafican los datos más relevantes de irradiancia, contenidos en
el componente TMY2 de TRNSYS.
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Figura 3: Irradiancia global sobre plano horizontal. t=0 corresponde a la hora 0 del primero
de enero. El paso temporal es de 10 min.
Figura 4: Irradiancia difusa sobre plano horizontal. t=0 corresponde a la hora 0 del primero
de enero. El paso temporal es de 10 min.
La Figura 4 muestra la suma de la irradiancia difusa del cielo más la reflejada por el suelo
sobre plano horizontal. La reflectancia del suelo asumida es de 0.2.
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Los datos de irradianca global sobre plano horizontal, graficados en la Figura 3, fueron
integrados en el tiempo para cada día del año. Los valores así obtenidos de irradiación
fueron promediados para cada mes, y los resultados se muestran en la siguiente tabla.
Mapa Solar [kWh/m2]
Meteonorm [kWh/m2]
|r| [%]
ENERO 6.4 6.4 0.6
FEBRERO 5.6 5.4 3.6
MARZO 4.4 4.7 6.3
ABRIL 3.3 3.4 2.3
MAYO 2.4 2.4 1.7
JUNIO 1.9 2.0 3.4
JULIO 2.2 2.1 3.0
AGOSTO 2.7 2.8 4.8
SEPTIEMBRE 3.7 3.7 1.1
OCTUBRE 4.8 5.2 8.9
NOVIEMBRE 5.9 5.7 3.2
DICIEMBRE 6.3 6.6 5.5
Tabla 3: Irradiación media mensual, obtenida a partir de la base de datos de Meteonorm
(utilizada por TRNSYS), comparada a los valores del Mapa Solar, para Montevideo.
La diferencia (en valor absoluto) entre los valores del Mapa Solar y Meteonorm indicada en
la tabla es relativa al valor correspondiente del Mapa. Nótese que, exceptuando los meses
de marzo, octubre y noviembre, todas las diferencias se sitúan por debajo del 5% del valor
correspondiente del Mapa Solar.
Dado que se desconoce el tipo y clase de piranómetro(s) utilizado(s) en la estación
meteorológica de la cual provienen los datos, no es posible evaluar la incertidumbre en los
valores de Meteonorm, aunque es preciso agregar que, además de las incertidumbres
contenidas en los valores de irradiancia, se introduce un error numérico al integrar esta
cantidad. Como se indicó anteriormente, el paso temporal utilizado fue de 5 minutos.
A los efectos de determinar la inclinación óptima para el tipo de demanda dada, se
realizaron simulaciones para tres inclinaciones distintas, y se evaluó la irradiación global
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mensual incidente sobre plano inclinado para los meses de enero y junio. La siguiente tabla
resume los resultados obtenidos.
It,enero [kWh/m2] It,junio [kWh/m2]
i=30° 185.1 94.2
i=35° 165.3 101.1
i=45° 179.4 97.1
Tabla 4: Irradiación global sobre plano inclinado, en los meses de enero y junio, para
distintas inclinaciones.
Podría escogerse una inclinación de 30° a los efectos de maximizar la energía recibida en
los meses en que la demanda es mayor. Sin embargo, considerando que en julio la demanda
asumida es relativamente alta comparado con los restantes meses de invierno (debido a las
vacaciones de julio, en que los hoteles suelen tener tasas de ocupación relativamente altas),
se opta por una inclinación de 45°.
4.3 Campo colector
En este apartado se determinará la configuración del campo colector, es decir, los valores
de m y n indicados en la siguiente figura:
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Figura 5: Configuración del campo colector.
La configuración óptima en términos de eficiencia instantánea es la de conectar los 16
colectores en paralelo (n=1, m=16). Esta solución introduce empero mayores costos de
cañería, tiempo de instalación, etc.
Por otro lado, se descartan las configuraciones de n>4, con lo cual resta evaluar n=2 (m=8)
y n=m=4. Si bien la primera es más costosa que la última, se evaluará aquí el beneficio en
términos energéticos de esta configuración. Para ello, se evaluará la energía aportada por el
intercambiador del tanque de acumulación, en términos anuales. Los resultados de las
simulaciones se muestran en la siguiente tabla:
Esolar [MWh]
Edemanda [MWh]
fsolar [%]
n=1 15.6 25.0 62.5
n=2 9.6 24.8 38.8
n=4 5.3 24.7 21.6
Tabla 5: Resultados de simulaciones anuales, para distintas configuraciones del campo
colector. Esolar es la energía suministrada por el intercambiador dentro del tanque, mientras
que Edemanda es la energía suministrada por el sistema, incluyendo sistema complementario.
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Como se aprecia en la Tabla 5, hay una importante diferencia entre la primera
configuración y las dos restantes. Particularmente destacable es la baja fracción solar
generada por la última configuración, que por esta razón es descartada.
Si bien la primera configuración introduce mayores costos iniciales, como se mencionó
anteriormente, los valores de la Tabla 5 indican que esta mayor inversión inicial parece
justificarse, dada la importante diferencia entre las fracciones solares correspondientes.
Finalmente, es de destacar también la concordancia entre los valores de demanda energética
obtenidos en estas simulaciones con los proporcionados por el software RetScreen (ver
apartado 2).
4.4 Tanque de acumulación
El siguiente paso es dimensionar el volumen del tanque de acumulación. Si bien una regla
general (“rule of thumb”) es considerar un volumen de entre 75 y 100 litros por m2 de área
colectora, lo cual en este caso daría entre 2400 y 3200 litros, vamos a simular los
comportamientos de un tanque de 2000 litros y uno de 3000, a fin de poder determinar si es
posible utilizar el de menor volumen (y menor costo).
Las siguientes gráficas muestran simulaciones de 5 días en verano, donde se aprecian las
temperaturas del nodo superior del tanque, la media del mismo, y la temperatura del agua
de salida del sistema, vale decir, la de salida de la válvula termostática de tres vías. En
ambos casos se utilizaron 4 nodos para el tanque, se utilizó el mismo sistema
complementario, de potencia 25 kW, y se asumió el mismo coeficiente de pérdidas térmicas
por unidad de superficie, igual a 1.5 W/m2K.
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Figura 6: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 3000 litros.
Figura 7: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 2000 litros.
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La Figura 7 muestra que es posible utilizar un tanque de 2000 litros, pues la temperatura de
suministro (curva violeta) no desciende significativamente por debajo del valor fijado en la
válvula termostática (60 °C), y la temperatura en el nodo superior nunca supera los 75 °C.
En términos de energía suministrada anualmente, el siguiente cuadro muestra los resultados
de simulaciones anuales:
Pérdidas térmicas [MWh]
E intercambiador [MWh]
E auxiliar [MWh]
E demanda [MWh]
2000 litros 3.0 16.4 11.8 25.2
3000 litros 3.8 17.0 11.9 25.1
Tabla 6: Resultados de simulaciones anuales para dos volúmenes del tanque de
acumulación.
La Tabla 6 muestra claramente la conveniencia de utilizar un tanque de 2000 litros, ya que
el consumo de energía auxiliar es menor y las pérdidas térmicas también son menores, a la
vez que la energía suministrada es mayor. Sin embargo, no sería conveniente utilizar un
tanque aún menor, ya que la temepratura del agua almacenada aumentaría por encima de
niveles tolerables (típicamente 80°C), lo cual afectaría la vida útil de algunos componentes
del sistema, entre otros factores.
4.5 Caudal en circuito primario.
El caudal en el circuito primario normalmente suele calcularse empleando la regla general
de unos 70 litros por hora y metro cuadrado de área colectora, lo que en este caso serían
140 litros/h por colector. Dado que los 16 colectores están en paralelo, se obtiene un caudal
total de 2240 litros/h.
Para confirmar este criterio general, basta observar la Figura 8, en donde se grafica la
energía aportada por el intercambiador (obtenida a partir de simulaciones de 5 días en
verano) en función del caudal.
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Figura 8: Energía entregada por el intercambiador, en función del caudal del circuito
primario.
Nótese que a partir de los 2200 l/h aproximadamente no se aprecian incrementos
sustanciales en la energía aportada, razón por la cual no es beneficioso escoger una bomba
de circulación que aporte más caudal, ya que el beneficio obtenido no lo justifica.
5 Resultados
Una vez optimizados los principales componentes del sistema, se realizaron simulaciones
anuales, cuyos resultados se sintetizan en la siguiente tabla.
Pérdidas tanque [MWh]
Energía intercambiador [MWh]
E auxiliar [MWh]
E demanda
[MWh]
f solar [%]
ENERO 0.27 1.81 1.02 2.56 70.6
FEBRERO 0.23 1.53 1.13 2.46 62.4
344.0
346.0
348.0
350.0
352.0
354.0
356.0
358.0
360.0
362.0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Ene
rgía
inte
rcam
bia
do
r (k
Wh
)
Caudal (litros/h)
17
MARZO 0.28 1.78 0.72 2.25 79.0
ABRIL 0.26 1.38 0.79 1.95 70.7
MAYO 0.24 1.12 0.87 1.78 62.7
JUNIO 0.20 0.80 1.29 1.93 41.6
JULIO 0.19 0.98 1.64 2.47 39.5
AGOSTO 0.21 1.11 1.26 2.18 50.7
SEPTIEMBRE 0.26 1.11 0.65 1.51 73.9
OCTUBRE 0.32 1.45 0.41 1.56 92.7
NOVIEMBRE 0.27 1.41 0.66 1.82 77.5
DICIEMBRE 0.25 1.74 1.11 2.62 66.4
Tabla 7: Resultados de simulación annual del sistema. La fracción solar anual es del
64,6%.
Las pérdidas térmicas del tanque suman 2,98 MWh anuales, lo que significa un 10,8% de la
suma de la energía aportada por el sistema de calentamiento solar y el auxiliar.
El siguiente histograma muestra la fracción solar mensual.
Figura 9: Fracción solar mensual del sistema de calentamiento solar térmico.
70.6
62.4
79.0
70.7
62.7
41.6 39.5
50.7
73.9
92.7
77.5
66.4
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
fra
cció
n s
ola
r m
ensu
al [%
]
18
6 Conclusiones
En primer lugar, fue analizada la base de datos de radiación solar utilizada por TRNSYS.
La comparación de estos datos con los del Mapa Solar arrojó una muy buena concordancia
entre ambos, dentro de los márgenes de error esperados (la diferencia entre los valores
medios mensuales no superó el 8%).
Fue simulado el comportamiento dinámico de un sistema de calentamiento solar térmico de
mediano porte para abastecimiento de ACS de un hotel. Lo expuesto en este trabajo
demuestra la utilidad de este tipo de simulaciones cuando se desea realizar una
optimización del sistema, y un análisis más exhaustivo del comportamiento dinámico del
mismo que lo que otro tipo de herramientas de cálculo pueden ofrecer (por ej. RetScreen).
Uno de los resultados más llamativos es la diferencia que se obtuvo entre las distintas
configuraciones del campo colector, generando la más eficiente una fracción solar superior
al 60%, mientras que la menos eficiente (4 baterías de 4 colectores en serie cada una)
apenas superó el 20%.
Esto muestra claramente las ventajas de realizar simulaciones dinámicas del tipo que
permite TRNSYS previo a la instalación de sistemas de energía solar térmica, a fin de, por
ejemplo, evitar desempeños muy por debajo de lo que potencialmente se puede lograr. El
correcto funcionamiento de instalaciones solares térmicas es vital para el futuro desarrollo
de esta tecnología en el país, y en ese sentido es de suma importancia poder simular el
comportamiento transitorio del sistema, previo a su puesta en funcionamiento.
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7 Referencias
Meteonorm, 2010, Global solar radiation database [Online] Disponible en:
http://www.meteonorm.com/pages/en/meteonorm-6-online/stations-mn-6.1.php (16/10/2010)