eerr 3 tomo energía solar, termica y pasiva

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TEMA 1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

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ÁREA DE ENERGÍAS RENOVABLES

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA Y PASIVA

I. INTRODUCCIÓN

El aprovechamiento térmico de la energía procedente del Sol

presenta infinidad de variantes. Se puede decir que se encuentra en la propia naturaleza de la vida en la Tierra, de todas sus especies animales y vegetales.

En relación con la actividad humana, y en concreto con la edificación, una de las características básicas de la denominada arquitectura bioclimática es precisamente el aprovechamiento óptimo de la energía térmica del sol. Una edificación acorde con el entorno y la climatología es también la base de la arquitectura tradicional.

Sin embargo, lo que se conoce comúnmente como energía solar térmica, objeto de este libro, es el aprovechamiento activo y controlado del calor generado a partir de la radiación solar.

En este primer tema se realiza la presentación de las diversas tecnologías existentes, se explican sus fundamentos y los tipos de aplicaciones más relevantes. Asimismo, se ofrece una visión de su desarrollo histórico, siempre importante para entender el presente. Se describe también la situación actual del sector, en términos cuantitativos y cualitativos, incidiendo en sus dependencias y sus ventajas y riesgos futuros.

II. OBJETIVOS DEL TEMA

Los objetivos básicos del tema son:

• Comprender las características básicas de la energía solar

térmica y sus principales aplicaciones.

• Conocer la evolución histórica de la tecnología solar hasta llegar a nuestros días.

• Conocer el estado actual de la industria solar térmica y sus posibilidades de desarrollo futuro.

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III. APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Cabe mencionar dos grupos de instalaciones solares térmicas

presentes en la actualidad:

3.1. Instalaciones solares térmicas a baja temperatura

Son sistemas en las que el fluido de trabajo no suele sobrepasar

los 100ºC. Su campo de desarrollo se encuentra fundamentalmente en la edificación, con las siguientes aplicaciones:

• Suministro de agua caliente sanitaria.

• Climatización de piscinas cubiertas y al aire libre.

• Apoyo a la calefacción.

• Climatización solar.

La principal aplicación solar térmica en cuanto a número de instalaciones y superficie de captadores instalados se destina al suministro de Agua Caliente Sanitaria (ACS). Este tipo de tecnología y aplicación tiene más de un siglo de antigüedad. Desde entonces y hasta la actualidad, se ha mantenido presente en determinadas regiones del mundo, aunque con altibajos. En estos últimos años se vive un período de gran expansión, ligada a la promoción pública por los motivos antes mencionados de reducción de consumo de combustibles fósiles.

Como se expone con detalle en temas posteriores, la legislación española actual, en concreto el Código Técnico de la Edificación de marzo de 2006, obliga a cubrir una parte importante de la demanda energética en ACS mediante la aportación del sistema solar, con valores entre el 30 y el 70% según la zona climática y el volumen de consumo.

Son instalaciones cuyo diseño se debe adaptar al del propio edificio, más complejas en el caso de construcciones ya hechas porque es más sencillo si desde un principio se incluye la instalación solar en el proyecto arquitectónico.

Dicha normativa también obliga a cubrir con calor solar entre un 30 y un 70% de las necesidades energéticas en la climatización de piscinas cubiertas. Es una aplicación donde no se requieren

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temperaturas elevadas, y donde la superficie de captadores a instalar depende, obviamente, del tamaño de la piscina, así como de las condiciones térmicas y de humedad.

En ambos casos la parte de la demanda calorífica que no se alcanza con el sistema solar es cubierta por el sistema convencional, ya sea de gas, gasóleo o bien eléctrico.

Si bien ya fuera del ámbito de aplicación de la normativa obligatoria, hay lugar para la instalación de sistemas solares térmicos para la climatización de piscinas al aire libre. En estos casos la legislación no permite el uso de fuentes convencionales de energía, por lo que se recurre al uso del calor solar para aumentar el número de meses de uso del recinto, especialmente en lugares donde las temperaturas nocturnas son bajas.

Otra aplicación más de interés, aunque no obligatoria en España, es el complemento del calor de calefacción con el proveniente del sistema solar. Son instalaciones siempre secundarias a las de suministro de ACS, en las que, cuando se cubre la demanda de agua de consumo, se destina el excedente a la calefacción.

Los perfiles de demanda energética de cada una de estas cuatro aplicaciones presentadas son bien diferentes. El consumo de ACS es relativamente constante a lo largo de año, en edificios de ocupación anual, no estacional. Es algo mayor en invierno, pero no con diferencias muy significativas.

En el caso de la climatización de piscinas cubiertas, se trata de una demanda que cubre casi todos los meses excepto los de verano, donde o bien la piscina se cierra, o bien sus requisitos térmicos son muy inferiores por la mayor temperatura externa.

En el caso de la piscina al aire libre la demanda en España se extiende normalmente desde Abril a Octubre, especialmente en los meses de primavera e inicio del otoño. No se busca normalmente un uso anual completo de la piscina, ya que los días seguramente son desagradables para el baño, sino aumentar en unos grados la temperatura del agua.

Por último la calefacción obviamente es un consumo invernal, por lo que la aportación solar es reducida.

En cuanto a la generación de calor solar, como se estudia en profundidad en el tema 2, el perfil presenta sus valores máximos en verano y mínimos en invierno, con una relación aproximada de 3 a 1 entre ambas épocas en términos de energía diaria recibida, dependiendo del lugar de ubicación.

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Una aplicación bastante novedosa pero que puede tener un futuro prometedor es la climatización solar, incluidos tanto el calentamiento como la refrigeración. En la climatización solar se utiliza la energía calorífica como motor de la producción de frío, pudiendo reducir de esta forma el consumo eléctrico de este tipo de aplicaciones a la vez que aprovechamos los excedentes térmicos estivales.

El gasto eléctrico en climatización es muy elevado en la actualidad, principalmente en los países del sur de Europa, con una progresión enorme año a año. La refrigeración presenta un perfil de demanda similar al de incidencia de radiación, por lo que la adaptación es adecuada.

Existen dos tipos de sistemas: en circuito cerrado, mediante el uso de máquinas de absorción o adsorción, y en circuito abierto, de refrigeración por evaporación (desecación del aire).

En el caso de los sistemas cerrados, las temperaturas en el sistema de captación pueden situarse entre los 60-100ºC, aumentando incluso hasta los 130ºC según las tecnologías. Dependiendo de la temperatura de trabajo convendrá emplear una tecnología de captadores u otra (planos o de tubos de vacío), como se señala en el capítulo correspondiente.

En los sistemas abiertos, las temperaturas son inferiores, entre los 45 y los 90ºC, aptas para los captadores planos.

En la actualidad no es una tecnología rentable económicamente, en parte debido al gran tamaño de las máquinas. Por este motivo, son instalaciones en muchos casos localizadas en edificios públicos, con un marcado carácter de promoción y de desarrollo.

3.2. Aplicaciones solares térmicas a media y alta temperatura

Dentro de las aplicaciones de alta temperatura, la de mayor

desarrollo actual, si bien todavía se encuentra en sus etapas iniciales, es la destinada a la generación eléctrica.

Las denominadas centrales solares termoeléctricas son instalaciones de gran parecido funcional con las centrales térmicas o de gas convencionales. Se trata de producir calor para a continuación evaporar agua. El vapor generado mueve una turbina que acciona un alternador, donde se genera la electricidad que se inyecta a la red.

La diferencia se encuentra en la forma de generar el calor, o bien mediante combustión del combustible fósil en las centrales convencionales o, en los sistemas termoeléctricos, mediante la

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concentración de los rayos del sol en un punto o foco, por donde circula un fluido que extrae el calor a muy alta temperatura.

Como etapa intermedia entre la captación y la generación eléctrica, puede incluirse un almacenamiento térmico, que permite superar los la principal desventaja de los sistemas solares eléctricos, como los fotovoltaicos, que radica en la intermitencia del recurso solar y, por tanto, de la generación eléctrica.

Por lo novedoso del tema y por la posición dominante de España en este campo se dedica un tema completo a su análisis. Es un tema autocontenido, independiente del resto, ya que la propia tecnología utilizada es totalmente diferente de la de los sistemas solares térmicos en baja temperatura a los que se dedica los temas anteriores.

Otras aplicaciones de media temperatura, no eléctricas, son la descontaminación de aguas residuales, la desalación y la producción de calor para su utilización en procesos industriales, que se tratan también en el tema final.

V. EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL APROVECHAMIENTO SOLAR TÉRMICO

Si nos centramos ya en los sistemas solares activos para

generación térmica y suministro de Agua Caliente Sanitaria, cabe destacar que no es una tecnología ni mucho menos novedosa.

El situar un recipiente con agua al sol para que se caliente es una práctica que se pierde en la historia. Sin embargo, también los dispositivos especialmente diseñados para la captación solar y transferencia al agua, antecesores de los captadores actuales tienen ya una antigüedad de más de un siglo.

El inicio de la tecnología solar térmica puede establecerse en los últimos años del siglo XIX. Los primeros calentadores solares diseñados eran equipos

Figura 1.2: Los inicios de la captación solar térmica. Fuente:

California Solar Center

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obviamente rudimentarios, artesanales, pero con un funcionamiento básico similar a los actuales.

Como se observa en la figura 1.2, este “invento” dispone de un depósito metálico pintado de negro, colocado encima de una superficie también oscura para aumentar la absorción de calor. Se hace circular agua fría por el interior del depósito, en donde incrementa su temperatura antes de salir hacia el consumo. Cabe destacar también la inclinación de la superficie con el objetivo de aumentar la recepción solar en los meses invernales.

Uno de los problemas clave era la rápida pérdida de calor que se producía en el depósito metálico en cuanto el sol se ponía en el horizonte.

El primer captador solar térmico co-mercial fue paten-tado por Clarence Kemp en 1891 en EEUU. Su nombre, Climax Solar, como se muestra en el anuncio publicitario de la figura 1.3, donde se destaca la ventaja de poder disponer de agua caliente de forma inmediata, también por la noche y sin riesgo.

Su principal avance consistió en el almacenamiento del calor captado, gracias a una cubierta de cristal que dejaba pasar la radiación solar y reducía las pérdidas de calor posteriores, de forma similar a los equipos actuales.

Gracias a estos equipos se podía reducir el gasto anual de carbón, que era la única fuente calorífica utilizada por entonces para calentar agua.

Figura 1.3: Climax Solar, el primer captador solar comercial, 1891. Fuente: California Solar

Center

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Figura 1.4: Desarrollos posteriores del Climax Solar, inicios siglo XX. Fuente: California Solar Center

Tras el éxito del Climax Solar, con varios miles de sistemas

instalados en California en poco tiempo, se patentaron varios desarrollos (figura 1.4) que compartían la misma filosofía con pequeñas mejoras. Sin embargo, el problema seguía siendo el almacenamiento del calor. En todos estos equipos la captación y la acumulación eran conjuntas, es decir, estaban situadas en el exterior, con lo que las pérdidas de calor nocturnas en invierno eran muy elevadas y no se disponía de agua caliente durante las primeras horas de la mañana.

El siguiente salto tecnológico vino con la patente de WJ Bailey en 1909, denominada Day & Night, que independiza la captación solar del almacenamiento. Por el captador puede circular un volumen de agua inferior, con lo que la temperatura alcanzada es superior y el proceso más rápido. Asimismo, el depósito aislado se sitúa en el interior de la vivienda.

La constitución interna del captador no es muy diferente de los actuales, con una parrilla de tubos de cobre de poco diámetro por los que se reparte el fluido.

El poder disponer de agua caliente hasta el día siguiente supuso que este equipo desplazara a los modelos anteriores, con ventas cifradas en varios miles durante los años posteriores.

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A partir de entonces, la historia de la energía solar térmica ha

seguido un proceso cíclico, siempre ligada a la situación de otro tipo de combustibles.

Así, durante los años 20-30 del siglo pasado se desarrolló la industria del gas en California, lo cual redujo casi al mínimo la instalación de captadores térmicos. En esos años, sin embargo, el mercado se trasladó a Florida, donde en 1941 la mitad de las viviendas calentaban el agua con equipos solares (K. Butti y J. Perlin, 1980).

En los años siguientes se produjo un parón en el sector, debido a la entrada masiva de aplicaciones eléctricas, con precios inferiores.

En el resto del mundo la situación era similar. Por ejemplo, en Japón había más de 4 millones de captadores instalados en los tejados de viviendas, pero la caída llegó con la importación de crudo desde Oriente Medio, resurgiendo después con la crisis de 1973, con un fuerte incremento mundial de los precios del petróleo, al igual que en 1979. De igual forma sucedió en Australia.

Figura 1.6: Vivienda en California con sistema Day &

Night, 1911. Fuente: California Solar Center

Figura 1.5: Esquema de patente Day & Night, 1909. Fuente: California Solar Center

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La tecnología solar térmica ha tenido una importante presencia en los países bañados por el mediterráneo, también en conexión con el suministro y coste de otros recursos energéticos pero, en general, con tasas de implantación elevadas.

Por ejemplo, en Israel o Grecia, aprovechando sus favorables condiciones climáticas, la instalación de sistemas solares térmicos ha cubierto una parte muy importante de las necesidades domésticas de agua caliente, con valores entre el 60 y el 90% de la población, según períodos.

A pesar de sus peores condiciones climáticas, Alemania ha registrado un enorme crecimiento en el número de captadores instalados durante los últimos años. Son sistemas que requieren combinarse con otras fuentes de energía almacenables (gas, gasóleo), pero que permiten reducir el gasto de combustible gracias a la aportación solar. Se han utilizado no sólo para suministro de agua caliente, sino también como apoyo a la calefacción.

En España, aunque en muchas zonas del país las condiciones climáticas, tanto en radiación como en temperatura, son bastante más favorables que en Alemania, el desarrollo de la industria solar térmica ha sido escaso hasta hace pocos años.

Se han instalado sistemas individuales, sistemas de apoyo en edificios públicos, instalaciones deportivas, etc., pero siempre de forma marginal.

Es en estos últimos años cuando se ha producido el despegue de la industria solar térmica en España, en sus diversas aplicaciones. El presente y futuro del sector se describe en el siguiente apartado.

VI. RESUMEN DEL TEMA

En este primer tema se describe de forma básica el funcionamiento de los sistemas solares térmicos, como adelanto de temas posteriores. Se señalan las principales aplicaciones de la tecnología solar térmica, con dos grandes grupos: suministro de calor a baja temperatura en la edificación para agua caliente sanitaria, climatización de piscinas, apoyo a la calefacción y refrigeración solar; y generación eléctrica a partir del calor generado, a alta temperatura.

A continuación se presenta de forma breve la evolución histórica de la tecnología solar térmica, desde sus inicios a finales del siglo XIX hasta la actualidad. Esta evolución ha dependido siempre, también

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ahora, de los precios y abastecimiento de los combustibles fósiles con los que compite. La novedad del momento actual es el añadido de la preocupación medioambiental.

Finalmente, se analiza el presente y el futuro del sector tanto a nivel mundial, como europeo y nacional.

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TEMA 2. INSTALACIÓN SOLAR TÉRMICA DE BAJA TEMPERATURA

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I. INTRODUCCIÓN

En este tema se describen las instalaciones solares térmicas para

aplicaciones en baja temperatura. Son los sistemas de mayor implantación dentro de las aplicaciones solares térmicas. Se emplean para el suministro de agua caliente sanitaria en la edificación, para apoyo a la calefacción, para climatización de piscinas o para precalentamiento en usos industriales.

En primer lugar se explican brevemente los mecanismos de transmisión de calor en los que se basa la operación de este tipo de instalaciones: conducción, convección y radiación.

A continuación, se exponen las características generales de los sistemas y las principales configuraciones existentes sobre el terreno.

Se incluye una descripción detallada de los componentes de los sistemas solares térmicos

El elemento básico es el captador solar, en el que se realiza la transferencia energética desde la radiación solar incidente hasta un fluido portador, que se calienta. Se presentarán los principales parámetros operativos así como las diversas tecnologías existentes en la actualidad en el mercado.

Como los momentos de incidencia solar serán en general diferentes a los de uso del calor transferido, se necesita un sistema de acumulación, que aúne una elevada eficiencia, una capacidad de reserva suficiente y un coste razonable.

Tanto por motivos operativos como sanitarios, el fluido que circula por los captadores no es el agua de consumo, sino que se disponen unos intercambiadores de calor que transfieren el calor de un circuito primario o “solar”, al circuito secundario o de consumo.

Finalmente, se necesitan una serie de elementos de control y protección para que la instalación opere de la forma más eficiente y segura posible.

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• Conocer las características fundamentales de las instalaciones

solares térmicas para aplicaciones en baja temperatura.

• Identificar las diferentes configuraciones existentes en la actualidad.

• Conocer las características básicas de los diferentes elementos que conforman la instalación, sus condiciones operativas y las tecnologías existentes.

III. MECANISMOS DE TRANSMISIÓN DE CALOR

Antes de avanzar en la descripción de los sistemas solares térmicos y de sus componentes, resulta conveniente describir de forma breve los tres mecanismos de transmisión de calor existentes: conducción, convección y radiación.

La conducción es la transmisión de calor propia de los elementos sólidos, en su interior, o entre sólidos en contacto. Se produce por el contacto directo entre las moléculas del material o por el movimiento de los electrones en los metales. El flujo calorífico se dirige desde las zonas de mayor temperatura (más energéticas) a las de menor temperatura.

La velocidad de transmisión de calor, q, por conducción, depende de la diferencia de temperaturas caliente (T2) y fría (T1), de las medidas del sólido (superficie S y grosor Δx) y de su material de composición, especificado este por el coeficiente de conductividad térmica, λ:

SxTT

qΔ−

= 12λ

Una mayor o menor conductividad térmica permite clasificar a los materiales desde aislantes hasta conductores térmicos, con aplicaciones bien diferentes. En un captador solar térmico se utilizan ambos tipos de materiales para cumplir diferentes funciones.

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Como simples ejemplos ilustrativos, cabe mencionar los valores del coeficiente de conductividad de diversos materiales de uso común:

Material Conductividad térmica, λ (W·m-1·K-1)

Fibra de vidrio 0,03-0,07

Ladrillo 0,8

Vidrio 0,6-1,0

Metales 50(Acero)-420(Plata)

Tabla 3.1: Coeficientes de conductividad térmica medios de materiales de

diferentes propiedades térmicas, a temperatura ambiente. Fuente: AJ Chapman

La convección es la transmisión de calor que se produce por movimiento de un fluido debido a las diferencias de densidad causadas por la temperatura (convección libre o natural). Es propia de líquidos y gases. Su caracterización matemática es muy compleja, debiendo aunarse con relaciones de carácter empírico y experimental.

STThq ).( 12 −=

En esta expresión, q es la velocidad de transmisión de calor por

convección, S la superficie del sólido desde la que se transmite el calor al fluido circundante, T2 la temperatura de la superficie del sólido, más caliente y T1 la temperatura uniforme del fluido (a una cierta distancia del sólido).

En esta ecuación, de apariencia sencilla, la dificultad se centra en la estimación del coeficiente de transmisión de calor por conducción, h. Este coeficiente depende de la composición del fluido, de la geometría de la superficie del sólido y del tipo de movimiento del fluido.

El tercero de los mecanismos de transmisión de calor es la radiación. La radiación es la emisión de energía en forma de ondas electromagnéticas, sin que se requiera un medio de transporte como sí ocurre en la conducción y convección. En realidad, cualquier cuerpo caliente emite radiación, en todas direcciones, pudiendo ser de diferentes longitudes de onda. Cuando alcanza otro cuerpo puede ser reflejada, absorbida o transmitida. El Sol es un claro ejemplo de cuerpo emisor de radiación.

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La velocidad de emisión de energía por radiación q de un sólido de superficie S que se encuentra a una temperatura T es:

STq ... 4σε=

Donde σ es una constante universal (constante de Boltzmann) y ε

es una propiedad del objeto emisor, denominada emisividad.

El flujo neto de calor transmitido entre dos cuerpos por radiación es proporcional a la diferencia de temperaturas elevadas a la cuarta potencia.

Estos tres mecanismos de transmisión intervienen en el funcionamiento de la instalación solar térmica en todas sus etapas y componentes. Como adelanto, cabe resaltar que en el propio captador solar tienen una gran influencia los tres mecanismos, en su operación, en el diseño y en la elección de los materiales que lo forman. Resulta más conocido el caso del acumulador, del intercambiador, o de los circuitos hidráulicos.

En realidad, desde un punto de vista global, el sistema solar térmico es un sistema de transmisión e intercambio de calor desde el propio Sol hasta el agua de consumo.

IV. FUNDAMENTOS DE LAS INSTALACIONES SOLARES TÉRMICAS PARA APLICACIONES EN BAJA TEMPERATURA

Las instalaciones solares térmicas para aplicaciones de baja temperatura aprovechan la energía de la radiación solar para complementar determinadas necesidades térmicas.

Las principales aplicaciones de la energía solar térmica en baja temperatura están relacionadas con los usos residenciales y de servicios. Son los siguientes:

• Instalaciones solares para Agua Caliente Sanitaria.

• Instalaciones solares para Agua Caliente sanitaria y apoyo a la Calefacción.

• Climatización de piscinas.

• Calefacción solar centralizada (District Heating).

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• Refrigeración solar.

• Precalentamiento en usos industriales.

Por ser el tipo de aplicación más extendido, el desarrollo del tema

se va a centrar en las aplicaciones solares térmicas para suministro de Agua Caliente Sanitaria. Es, asimismo, la aplicación recogida como obligatoria en el Código Técnico de la Edificación aprobado en marzo de 2006.

Desde un punto de vista funcional, una instalación solar térmica consta de los siguientes sistemas fundamentales:

• Sistema de Captación.

• Sistema de Acumulación.

• Circuito hidráulico.

• Intercambiador.

• Sistemas de regulación y control.

• Generador auxiliar.

El Sistema de Captación está formado por los propios captadores

solares térmicos, conectados entre sí en serie y/o paralelo, más la estructura soporte que permita su adaptación a la cubierta del edificio.

Como se estudia en detalle en la sección correspondiente, existen sistemas simples donde es la propia agua de consumo la que se calienta al paso por el captador. Sin embargo, tanto por cuestiones sanitarias como por cuestiones operativas, se emplea un fluido de trabajo, portador del calor, que circula en un circuito primario cerrado y que recibe un incremento térmico al paso por el captador.

El calor absorbido por este fluido es transferido al agua de consumo en un intercambiador. En ocasiones este intercambiador está integrado dentro del propio acumulador de agua en forma de serpentín.

Debido a la diferencia temporal entre los momentos de generación térmica por incidencia solar y los momentos de consumo, es necesario incluir un sistema de acumulación. Estos depósitos deben estar bien aislados y cumplir las condiciones sanitarias exigidas. Existen diversas configuraciones posibles.

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Los elementos principales de la instalación están conectados mediante los circuitos hidráulicos, primario o solar, y secundario o de consumo. Además del conjunto de tuberías deben disponerse otra serie de elementos como las bombas para forzar la circulación tanto del fluido primario como del agua de consumo, válvulas con diferentes funciones, sistemas de purga, vaso de expansión, caudalímetros, etc.

BOMBA

BATERIA DE 1 COLECTOR

16/18

16/18

16/18

16/18

16/18

M T

M T

DEPOSITO ACUMULADOR

SCHÜCO 200 l

Tm ax. 90º C

ST T

Ø1"

16/18

45º

CALDERA GASOIL

1 6/18

16/18

45ºTODO- N ADA M EZCLADORA

F

GRUPO

Grup o Bom b eo

Figura 3.1: Esquema de principio de instalación solar térmica para producción de

ACS en vivienda unifamiliar, con apoyo de caldera. Fuente: Expert Sistemas Solares

La instalación solar térmica es un sistema en el que el factor de entrada principal, esto es, la radiación solar, es variable y aleatoria. El consumo de agua es también variable en la mayor parte de las aplicaciones. Asimismo, las necesidades de temperatura dependen del tipo de aplicación.

Toda instalación, salvo las más sencillas y baratas, disponen de un sistema de regulación y control que permite mantener unas condiciones operativas adecuadas y evita situaciones de riesgo, como un excesivo calentamiento del agua.

En todo caso, debido a las propias características del recurso solar, unido a la variabilidad del consumo, se hace necesario incluir un sistema generador auxiliar que permita garantizar un suministro de agua suficiente y a la temperatura requerida.

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Para ello se utilizan los sistemas tradicionales de gas natural, gasóleo o eléctricos. La elección de uno u otro sistema auxiliar influye en la propia configuración de sistema solar, como queda reflejado en el Código Técnico de la Edificación.

V. TIPOLOGÍA Y CLASIFICACIÓN DE LAS INSTALACIONES

Existe una amplia variedad de configuraciones en las instalaciones

solares térmicas para suministro de Agua Caliente Sanitaria. Se pueden establecer diferentes criterios de clasificación, atendiendo a las características e integración de los equipos constituyentes. Se resumen en la siguiente tabla, previa a una explicación en mayor profundidad.

Circulación natural o termosifón Principio de circulación

Circulación forzada mediante bombeo

Sistemas directos Sistema de intercambio

Sistemas indirectos en doble circuito

Integrado, con captador y depósito en el mismo componente

Compacto, con captador y depósito montados en una unidad

Integración de los componentes

Partido, con captador y depósito separados

Instantáneo o en línea

En depósito de acumulación secundario Sistema de energía auxiliar

En depósito de acumulación solar

Acumulación centralizada, sistema auxiliar centralizado Acumulación centralizada, sistema auxiliar distribuido

Grado de distribución en edificios multifamiliares (captación centralizada)

Acumulación distribuida, sistema auxiliar distribuido

Tabla 3.2: Clasificación de las instalaciones solares térmicas

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Existen otras diferencias específicas, como el uso de sistemas de expansión abiertos a la atmósfera o en circuitos cerrados, o la disposición horizontal o vertical de los acumuladores que se tratan en las secciones dedicadas al circuito hidráulico y al sistema de acumulación, respectivamente.

5.1. Clasificación según el principio de circulación

Los sistemas solares térmicos se pueden clasificar según la forma

en la que se produce el movimiento del fluido que circula por los captadores solares. Así, se tienen los sistemas con circulación natural y los sistemas con circulación forzada.

5.1.1. Sistemas con circulación por convección natural o termosifón

En estas instalaciones, el fluido de trabajo circula por convección

natural, debido a la diferencia de densidad entre el fluido caliente y frío.

Cuando el fluido entra en el captador, se va calentando debido a la transferencia del calor desde la denominada placa absorbedora. Al aumentar su temperatura, su densidad disminuye y se produce un efecto ascendente.

A la salida del captador solar el fluido caliente alcanza el acumulador, donde entrega calor y retorna, a menor temperatura, hasta la entrada del captador. Se produce una circulación del fluido que depende del gradiente de temperaturas entre el foco frío y el caliente.

Cuando la diferencia de temperaturas se reduce, el fluido se ralentiza, hasta pararse cuando se igualan.

Si en ese momento se produce un consumo de agua caliente, el depósito se rellena con agua fría de la red. Al disminuir la temperatura respecto a la de los captadores se reinicia el movimiento.

Estas instalaciones con movimiento de fluido natural no requieren del uso de bombas. Tampoco suelen llevar sistemas de control, por lo que pueden instalarse en lugares sin acceso al suministro eléctrico.

Las instalaciones por termosifón son autorregulables, con un caudal circulante proporcional a la diferencia de temperaturas entre el punto más alto del captador solar (punto más caliente del circuito) y el punto inferior de depósito (con el fluido más frío).

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Al aumentar la radiación solar incidente, el calor absorbido provoca una subida de la temperatura del fluido a su paso por el captador que, a su vez, produce un incremento del caudal circulante. Al haber más caudal, el calor se “reparte” entre más cantidad de agua y la temperatura desciende, con lo cual se produce una disminución de caudal.

Este ajuste del caudal permite mantener un gradiente de temperaturas entre los extremos del captador de unos 10ºC.

Figura 3.2: Instalación solar térmica con convección natural (termosifón).

Fuente: Isofotón

Es un sistema muy simple, de precio reducido, con un montaje y mantenimiento sencillo, que tiene una muy amplia presencia en el mundo. Sin embargo, presenta algunos inconvenientes.

Por una parte, no es posible limitar la temperatura máxima del fluido en el acumulador en épocas de irradiación elevada y escaso consumo. Por otra, el diseño de la instalación debe ser especialmente cuidadoso para evitar el rozamiento del fluido en las conducciones, ya que la fuerza ascensional producida es reducida. Se requieren, por tanto, tubos de ancho suficiente y un mínimo de codos o elementos que dificulten la circulación.

Asimismo, para garantizar el movimiento, el depósito debe situarse por encima de los captadores. Además, es necesario evitar que el fluido circule en sentido contrario por la noche, desde un acumulador

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más caliente hasta los captadores más fríos, lo que provocaría una pérdida del calor almacenado. Para ello, se dispone el acumulador a un altura suficiente (de 30cm o más) respecto a los captadores, o se incluye una válvula antirretorno en el circuito.

Los sistemas más habituales disponen el acumulador también en el exterior, junto a los captadores y algo por encima de ellos. Esto requiere unas condiciones climáticas benévolas, sin riesgo excesivo de heladas.

Los sistemas por termosifón se utilizan principalmente en

instalaciones pequeñas, con uno o dos captadores y climas cálidos. Si las necesidades de consumo se incrementan, se requiere la conexión de un mayor número de equipos. Con ello, las pérdidas de carga en las conducciones se incrementan y la convección natural no es capaz de asegurar la circulación del fluido.

En estos casos debe instalarse un sistema con circulación forzada.

Figura 3.3: Sistema solar térmico termosifón. Fuente: Módulo Solar

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5.1.2. Sistemas con circulación forzada

En los sistemas con circulación forzada, el movimiento del fluido se activa mediante la puesta en marcha de una bomba de circulación. Esto permite disponer de un caudal superior al de los sistemas de termosifón.

La regulación del sistema, esto es, el control del encendido y apagado de la bomba, se efectúa a partir de la diferencia de temperaturas entre los puntos de mayor y menor temperatura del circuito.

Como se muestra en la figura 3.4, se instalan sondas de temperatura a la salida de los captadores y en la parte baja del depósito. En función de los valores diferenciales de ambas sondas se actúa sobre la bomba.

El encendido de la bomba se suele realizar cuando la diferencia de temperatura entre la salida del captador y el fondo del depósito supera un valor programable, que puede fijarse en unos 7ºC. La bomba se desconecta cuando dicha diferencia de temperaturas se sitúa sobre los 2-3ºC.

Figura 3.4: Instalación solar térmica con convección forzada. Fuente: Isofotón

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El sistema de control diseñado para la regulación de la circulación permite, al mismo tiempo, controlar otras variables del sistema, como la temperatura máxima (en la zona alta del depósito), para evitar sobrecalentamientos peligrosos.

La inclusión de bombas de circulación tiene como principal inconveniente el incremento del coste del sistema respecto a los de tipo termosifón. También resulta más compleja y costosa su instalación y las tareas de mantenimiento. Asimismo, requieren de instalación eléctrica para la operación de los sistemas de bombeo y control.

En el caso de situar este sistema de suministro de agua caliente en una vivienda sin acceso a la red eléctrica se puede utilizar un panel fotovoltaico para la generación eléctrica. El uso del recurso energético común, la radiación solar, garantiza la simultaneidad operativa de ambas tecnologías.

Además de garantizar el movimiento del fluido aún con caudales elevados, los sistemas con circulación forzada tienen otras ventajas. Permiten una mayor flexibilidad en la ubicación del depósito, que ya no tendrá que situarse por encima de los captadores y, normalmente al exterior, como en los sencillos sistemas de termosifón.

Así, el depósito puede colocarse en el interior del recinto, en un lugar acondicionado al efecto, lo cual también beneficia la eficiencia del sistema en caso de temperaturas nocturnas frías.

Según el Código Técnico de la Edificación, resulta obligado disponer de un sistema con circulación forzada para una superficie de captación por encima de los 10m2.

En sistemas más pequeños se autorizan los sistemas de termosifón y los de circulación mediante bombeo.

5.2. Clasificación según el sistema de intercambio

Los sistemas solares térmicos para el suministro de agua caliente

sanitaria pueden clasificarse según la forma de transferencia energética entre el circuito primario o de captadores y el circuito secundario o de consumo.

Si existe conexión física entre ambos circuitos, esto es, si la propia agua de consumo es la que circula por los captadores solares, se denomina sistema directo.

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Por el contrario, en los sistemas indirectos los circuitos primario y secundario son independientes. En ellos la transferencia energética se produce en el llamado intercambiador, y no por mezcla de fluidos.

5.2.1 Sistemas directos

En los sistemas directos al agua de consumo circula por los captadores solares, donde incrementa su temperatura. De estos fluye hasta el depósito de acumulación. De la zona alta del depósito se extrae el agua más caliente hacia el circuito de consumo o bien se recircula, desde la zona baja, de nuevo a los captadores (ver figura 3.5).

Los sistemas solares directos son más sencillos, si bien presentan bastantes inconvenientes.

En primer lugar, deben garantizarse las condiciones sanitarias del agua de consumo. Asimismo, las características del agua de red, con elevado contenido en oxígeno provoca la corrosión en el circuito primario si no se emplean materiales adecuados.

Además, el agua de red puede contener sustancias disueltas y una elevada concentración de cal, que pueden acumularse en forma de depósitos calcáreos en el circuito de captadores, reduciendo la transferencia energética y aumentando la pérdida de carga.

Figura 3.5: Instalación solar térmica en sistema directo. Fuente: Módulo Solar

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Otro problema adicional es la congelación del agua en las tuberías situadas a la intemperie durante el invierno. Como en los sistemas directos no es posible añadir productos anticongelantes al agua de consumo, debe recurrirse al vaciado del circuito hidráulico de los captadores o a la recirculación de agua caliente, etc.

Por todos estos motivos, resulta conveniente el uso de sistemas con doble circuito independiente, los sistemas indirectos.

5.2.2 Sistemas indirectos

En España, el Código Técnico de la Edificación sólo permite la

instalación de sistemas solares indirectos. Son instalaciones con separación física entre el circuito primario o de captadores, que es un circuito cerrado y el circuito de consumo.

El fluido que circula por los captadores es una mezcla de agua y glicol, para reducir el punto de congelación por debajo de la temperatura ambiente mínima del lugar.

Este fluido de trabajo se calienta en los captadores y de ahí fluye hasta el intercambiador, donde se produce la transferencia de calor al agua de consumo, sin mezcla física entre ambos. A la salida del intercambiador, ya a temperatura inferior, el fluido retorna al captador.

El intercambiador puede estar situado dentro del acumulador, lo que es habitual en sistemas de tamaño pequeño o medio (ver figura 3.6), o constituir un equipo independiente.

El circuito secundario o de consumo toma el calor en el intercambiador y lo almacena en el depósito que tiene que cumplir las exigencias sanitarias correspondientes.

En los sistemas indirectos por circulación natural o termosifón, debe cuidarse que el fluido de trabajo no tenga una viscosidad excesiva, ya que ello aumentaría las pérdidas de carga y dificultaría la circulación.

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Figura 3.6: Instalación solar térmica en sistema indirecto, con intercambiador integrado en el depósito. Fuente: IDAE

5.3. Clasificación según la distribución de los componentes

Los sistemas integrados tienen un captador que al tiempo hace función de acumulador. Son equipos con escasa presencia en el mercado, si bien el crecimiento del sector puede conducir a nuevos desarrollos tecnológicos futuros.

En sistemas pequeños, incluidos los de circulación por termosifón, la configuración más extendida es la compacta. En los sistemas compactos el captador y el depósito están montados en una misma unidad, aunque existe separación física entre ambos. Si el sistema es indirecto, el intercambiador suele estar integrado dentro del depósito, habitualmente de doble envolvente.

Mientras, en instalaciones de mayor tamaño, los sistemas partidos son los más comunes. En ellos, los captadores se encuentran ubicados en la cubierta del edificio, mientras que el depósito y el intercambiador se encuentran alejados, normalmente en el interior. Los circuitos hidráulicos, tanto primario como secundario son más largos, por lo que es casi obligado el uso de circulación forzada.

Otra de las ventajas de de los sistemas partidos, con el depósito en el interior del edificio, es la mejora de la integración arquitectónica, con equipos bien adaptados a la cubierta, tanto desde un punto de vista estético como funcional.

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5.4. Clasificación según la ubicación del sistema de generación auxiliar

El aporte de energía auxiliar que debe complementar el déficit térmico del sistema solar puede realizarse de diferentes formas, destacando tres de ellas: en línea, en acumulador secundario o en acumulador solar.

5.4.1. Sistema auxiliar en línea o instantáneo (modulante)

En este tipo de sistemas, el generador auxiliar únicamente calienta el agua demandada, desde la temperatura de salida del acumulador hasta la temperatura de consumo requerida.

Se necesitan calentadores de elevada potencia y rápidos, ya que tienen que calentar el total de la demanda, siendo los de gas los más utilizados.

El funcionamiento óptimo se obtiene con las calderas llamadas modulantes, que regulan el consumo de gas en función de la temperatura alcanzada en el acumulador solar y de la temperatura de utilización.

En este caso, la operación de la instalación se puede seguir en la figura 3.7. Habitualmente la válvula V1 de entrada de agua de red al acumulador solar está abierta y la V2 cerrada. Únicamente por mantenimiento del sistema solar se recurriría al uso directo de la caldera convencional (cierre de V1 y apertura de V2).

En el acumulador el agua se calienta gracias al calor proveniente de los captadores a través del circuito primario.

Cuando se requiere agua caliente, si la temperatura a la salida del acumulador es suficiente, el calentador auxiliar no actúa, manteniéndose abierta la válvula V4 y cerradas las V3 y V5.

Por el contrario, si es necesario proporcionar un último salto térmico al agua antes de su uso, se cierra la válvula V4 y se abren V3 y V5, circulando el agua a través del calentador, regulado en función de las necesidades.

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Figura 3.7: Sistema de energía auxiliar en línea. Fuente: Isofotón

Si la caldera auxiliar no es modulante, esto es, si no permite la

regulación por temperatura, sino por caudal, entonces el aprovechamiento del calentamiento solar es menor y la regulación de la temperatura final menos eficiente.

Afortunadamente, el crecimiento reciente del mercado solar térmico ha supuesto el desarrollo de nuevos equipos con características de regulación por temperatura de salida, óptimas para el uso en estos sistemas.

5.4.2. Sistema auxiliar en acumulador secundario

Otra configuración posible, para sistemas de tamaño medio, consiste en la inclusión de dos acumuladores. El primero de ellos es el acumulador solar (con intercambiador interno o externo en función de su tamaño). En serie con el acumulador solar se dispone otro acumulador, conectado a un sistema de generación auxiliar convencional.

Este sistema permite un buen ajuste de la temperatura del agua de consumo, así como disponer de todo el volumen de agua almacenada.

V2 ACUMULADOR

SOLAR

AGUA FRÍA V1

V5 V3

V4

AGUA CALIENTE DE CONSUMO

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Por el contrario, se incrementa el coste del sistema y la ocupación de espacio. Asimismo, el calor del acumulador solar sólo se transfiere cuando hay consumo de agua caliente, por lo que no permite cubrir con el calor solar las pérdidas térmicas en el acumulador convencional y en las tuberías, aún en condiciones de elevada insolación.

La operación del sistema solar no es óptima por esta reducción del rendimiento.

5.4.3. Sistema auxiliar en acumulador solar

Una configuración relativamente común hasta ahora en instalaciones pequeñas, de hasta 10m2, para el suministro de agua caliente a una o dos viviendas es el uso de un único acumulador solar denominado bivalente. En la parte baja del acumulador se realiza el intercambio entre el circuito primario y secundario. Al tiempo, en la

parte alta se almacena el agua puesta a disposición para el consumo, con una temperatura ajustable a los requisitos de utilización, mediante una caldera convencional acoplada a él.

El aporte de energía desde la caldera convencional se realiza en la parte alta del acumulador y con una limitación de temperatura (45-50ºC) para evitar calentar

en exceso el agua de la zona inferior, que es la que circula por los captadores. Un calentamiento del agua de esta zona baja supone desaprovechar el potencial del sistema solar frente a un mayor gasto en combustible.

Asimismo es posible controlar el horario de encendido y apagado del generador auxiliar, de forma que quede apagado después del pico de consumo que se produce a primera hora de la mañana, de forma que el aprovechamiento de la instalación solar sea mayor.

Sin embargo, a pesar de su importante presencia en el mercado, el nuevo Código Técnico de la Edificación prohíbe la conexión del sistema de generación auxiliar a un acumulador solar, para evitar la reducción del aprovechamiento solar. Sí es una opción muy extendida

Figura 3.8: Esquema de sistema auxiliar integrado en

acumulador solar, con intercambiados primario interno (acumulador bivalente). Fuente: Elaboración propia y Lumelco

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en países como Alemania, sin embargo justificada por las peores condiciones climáticas allí presentes.

5.5. Clasificación según el grado de descentralización en edificios residenciales multifamiliares

Al igual que ocurre con los sistemas de calefacción convencionales, las instalaciones solares térmicas en edificios multivivienda presentan diferentes configuraciones posibles atendiendo al grado de descentralización.

El sistema de captación suele estar centralizado, común para todas las viviendas. De esta forma se reduce el número de conducciones necesarias, se aprovecha mejor el espacio en cubierta que normalmente no es excesivo y se optimiza la operación del propio sistema de captación. Desde un punto de vista económico también resulta más beneficioso disponer un sistema de captación común para todo el edificio.

Sin embargo, tanto en los sistemas de acumulación e intercambio como en el de generación auxiliar se encuentran diferentes opciones, que a continuación se resumen. No dependen exclusivamente de criterios propios de la instalación solar, sino que deben tener en cuenta los sistemas de apoyo existentes ya en el edificio, o los más habituales en el mercado en el caso de obra nueva.

Asimismo, en el diseño de toda instalación de este tipo debe contarse siempre con las dimensiones y la distribución del edificio.

5.5.1. Acumulación centralizada y sistema auxiliar centralizado

En esta configuración, el agua destinada al consumo se calienta en

uno o varios acumuladores centrales. La transferencia de calor desde el circuito de captadores se realiza mediante intercambiadores internos o externos a los depósitos.

El generador de apoyo también está centralizado, con varias configuraciones posibles: generador auxiliar actuando sobre el mismo acumulador solar (no permitido por el CTE); generador auxiliar actuando sobre un acumulador central secundario o generador auxiliar en línea (figura 3.9) o en paralelo. En la práctica se recomienda el uso de sistemas de generación auxiliar centralizada cuando en el edificio ya existe o está proyectada una caldera central convencional y el espacio suficiente para su ubicación.

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La principal ventaja de estos sistemas reside en una mayor eficiencia de acumulación. Un sistema de acumulación centralizado presenta menores pérdidas que muchos pequeños depósitos. Al tiempo, los costes de inversión son inferiores y no se necesita disponer de un espacio en cada vivienda para situar el depósito, lo cual es importante conociendo el tamaño medio de la vivienda en España.

.

Figura 3.9: Esquema acumulación centralizada, aporte auxiliar centralizado. Fuente: IDAE

En cuanto al aporte auxiliar centralizado, tal y como se explicó para sistemas individuales, este no debe afectar al rendimiento del sistema solar. Resulta aconsejable disponer de un acumulador secundario, independiente del acumulador solar, para evitar que la aportación con combustible convencional afecte a la temperatura de la zona baja del depósito, lo que reduciría la eficiencia del sistema de captadores.

Por este motivo, además de no estar permitido por CTE, no resulta recomendable la instalación de un acumulador bivalente (acumulación solar más aportación auxiliar en un mismo depósito) en este tipo de configuraciones porque falsearía a la baja el rendimiento de la captación solar.

El principal inconveniente de un sistema auxiliar centralizado actuando sobre el acumulador es que no responde directamente a la demanda. Esto es, su encendido y apagado está regulado por temperatura, pero opera sobre un volumen elevado que puede ser demandado en un instante u otro. Si la demanda se retarda, se

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incrementan las pérdidas de calor y parte del gasto de combustible hubiera sido en vano.

Esto se soluciona con un generador auxiliar central en línea, que caliente el agua demandada en cualquier punto de la instalación.

En todos los casos, cabe destacar que el sistema de distribución debe transportar el agua a su temperatura final de uso. Se requiere, entonces, un muy buen aislamiento, ya que el consumo de combustible ya se ha realizado.

Si no es así, debe aportarse un sobrecalentamiento al acumulador, lo cual como es lógico resulta negativo desde el punto de vista de la eficiencia energética.

5.5.2. Acumulación centralizada y sistema auxiliar distribuido

Este tipo de configuración es la más habitual en las instalaciones

solares térmicas en edificios multivivienda.

El sistema de captación común transfiere su calor al acumulador solar central a través del intercambiador interno, en sistemas de tamaño pequeño o medio, o externo en los de tamaño superior.

Figura 3.10: Esquema acumulación centralizada, aporte auxiliar distribuido. Fuente: Termicol

Al acumulador solar se conecta un circuito de distribución principal con recirculación, para mantener una temperatura adecuada. Desde

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este circuito de consumo principal, común para todo el edificio o parte de él, se derivan las conducciones a cada vivienda individual. Si el volumen de acumulación es muy elevado, se instalarán dos depósitos en serie con recirculación entre ellos para mejorar el rendimiento de intercambio térmico a la vez que se favorece la estratificación. En cada conducción individual, y ya dentro de la vivienda particular, se dispone en serie un caldera auxiliar, normalmente de gas o eléctrica.

Las calderas individuales se disponen en línea, de forma que únicamente deben calentar, de forma instantánea, el consumo demandado desde la temperatura de salida del acumulador hasta la temperatura final de consumo. En el sistema de distribución se podrán producir algunas pérdidas en función del tipo de aislamiento y de la distancia de la vivienda al acumulador.

Las principales ventajas de esta configuración residen, por una parte, en la liberación de espacio en la vivienda para a la acumulación, además de una mayor eficiencia.

Asimismo, el disponer de calderas auxiliares individuales implica una mejor adaptación del consumo de combustible convencional a la demanda. Al mismo tiempo, las pérdidas energéticas globales se reducen, ya que en este caso el agua circula por los circuitos de distribución antes de ser calentada por última vez, en caso de ser necesario.

Las calderas auxiliares, sin embargo, deben ser modulantes, esto es con regulación automática en función de la temperatura, para lograr el máximo aprovechamiento de la generación solar.

Un sistema de acumulación solar común implica que este calor gratuito se “comparte” ente todos los vecinos, y los excesos de consumo de unos revierten en el gasto de combustible de otros, ya que la temperatura del agua en el acumulador se reduce con la demanda en cualquier punto del edificio.

Para controlar cuánto calor solar utiliza cada vivienda y poder compensar esas divergencias, deben incluirse contadores individuales de agua caliente solar en cada vivienda, además del contador habitual de gas en el caso de calderas que utilicen este combustible.

5.5.3. Acumulación distribuida y sistema auxiliar distribuido

A partir de un sistema de captación común, también se pueden disponer acumuladores y generadores auxiliares distribuidos, uno por vivienda.

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Esta solución se materializa cuando no existe espacio disponible para un acumulador central o cuando por su ubicación, no se dan las condiciones constructivas para soportar el peso de aquel.

Como elemento a favor también está la valoración que los propios usuarios puedan hacer de disponer del acumulador y caldera en su propia vivienda, en la que ya no será necesario incluir un contador individual de caudal de agua caliente solar.

Sin embargo, este tipo de configuraciones presentan varios inconvenientes. Por una parte las enormes pérdidas de carga que se producirían y por otra parte el diseño del sistema de distribución presenta una mayor complejidad.

En una primera opción (figura 3.11), el circuito de captadores se prolonga y distribuye a los diferentes acumuladores individuales, que disponen de un intercambiador en su interior. A cada uno de estos depósitos se transfiere diferente cantidad de calor en función de la temperatura del agua sanitaria, es decir, de la demanda de agua.

Así, pues, el control de la instalación se presenta bastante más

complejo en este caso que en sistemas con acumulación centralizada. Al ser el circuito solar primario común, con derivaciones, el control de temperaturas a realizar para controlar la circulación del fluido por los captadores es complejo. Se puede comprender la dificultad de operar

Figura 3.11: Esquema acumulación distribuida, aporte auxiliar distribuido. Fuente: Termicol

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una instalación donde las temperaturas de salida de los acumuladores (foco frío) difiere en cada vivienda.

Junto a esto, cabe destacar que la eficiencia de los pequeños acumuladores solares individuales será inferior al de uno central.

Otra opción, también con acumulación distribuida, es disponer un intercambiador central (figura 3.12), de forma que el circuito primario sea más reducido. Existe un circuito secundario intermedio, ya con agua, aunque no de consumo, entre este intercambiador y los acumuladores de cada vivienda, donde se cede al calor a las líneas de consumo.

Figura 3.12: Esquema intercambiador central, con acumulación distribuida y aporte auxiliar distribuido. Fuente: Termicol

El problema de estos sistemas es que si no hay demanda en el circuito de consumo y todos los depósitos han alcanzado la temperatura de consigna, no se produce intercambio lo que puede llevar a graves problemas de sobrecalentamiento y que los colectores alcancen la temperatura de estancamiento, situación fatal para éstos. La solución sería instalar un disipador de calor en el circuito primario acarreando un gasto energético importante que únicamente es justificable por la imposibilidad de disponer de un depósito de acumulación de inercia por problemas de espacio. Se podría recurrir a otras soluciones como infradimensionar la superficie de captación pero iría en contra del espíritu de la energía solar térmica.

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5.5.4. Acumulación solar mixta (central + distribuida) con sistema auxiliar descentralizado

Una solución intermedia entre las dos anteriores se configura con un acumulador solar central, del que parte una línea de distribución a las viviendas. En cada una de ellas se dispone un acumulador secundario para suministrar el agua demandada con un determinado nivel de reserva. De este acumulador parte la línea de consumo sobre la que actúa el aporte auxiliar, en caso de ser necesario, hasta alcanzar la temperatura de utilización.

Figura 3.13: Esquema acumulación solar mixta. Fuente: Termicol

Se puede observar que el circuito secundario es cerrado por lo que el depósito no necesitará tratamiento antilegionella al no existir la posibilidad de presencia de oxígeno.

VI. CAPTADOR SOLAR TÉRMICO

El captador solar es el componente fundamental de toda instalación. Es el elemento donde se produce la aportación de energía externa que permite la operación del sistema.

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Al incidir la radiación solar sobre la superficie del captador, este se calienta. El calor absorbido se trasfiere a un fluido portador que circula por su interior. Este fluido sale del captador en el llamado circuito primario, para ceder posteriormente el calor al agua de consumo o calefacción, en función de la demanda requerida.

Como se explica a continuación, un buen captador debe optimizar la obtención de calor por incidencia de radiación solar. Al mismo tiempo, debe ser lo más eficaz posible en la transferencia de calor al fluido.

Además de la optimización energética, el captador debe garantizar una operación prolongada, sin degradación excesiva. Debe tenerse en cuenta que trabaja a la intemperie, en condiciones de temperatura muy variable, entre el exterior y su interior, y todos los días del año.

Asimismo, debe cuidarse la integración de los captadores solares en los edificios, tanto desde un punto de vista constructivo como estético. Si bien en los inicios no existía prácticamente integración entre equipos y cubierta del edificio, cada vez es mayor el número de desarrollos que incorporan la instalación térmica en el proyecto arquitectónico. Los propios diseños de captadores también se están adaptando a las nuevas necesidades.

Es de esperar que la implantación del Código Técnico de la Edificación incida positivamente en la mejora del nivel de integración arquitectónica de la tecnología solar térmica en la edificación.

Existen varias tecnologías de captadores solares en el mercado. La más extendida en España es, sin duda, la de captadores solares planos, que se adapta mejor a las condiciones climáticas de nuestro país y a las aplicaciones más habituales de suministro de ACS, a precios razonables.

El denominado captador de tubos de vacío se vende a un coste superior, con equipos de menor tamaño que si bien permiten obtener temperaturas superiores, no son por el momento los más adecuados para el mercado español.

El tercer tipo son los captadores abiertos plásticos, normalmente polipropileno, sin cubierta transparente. Sus condiciones operativas son peores que los anteriores, especialmente por sus elevadas pérdidas de calor, sin embargo, su bajo coste hace que tengan un mercado en la climatización de piscinas al aire libre, donde no está permitido el uso de fuentes no renovables y donde tampoco se justifica un gasto excesivo en la instalación.

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Figura 3.12: Captador solar plano (izq.), captador de tubos de vacío (centro) y de polipropileno (dcha.). Fuente: Junkers, Viessmann y Saclima

En la actualidad la presencia de captadores solares planos es

mayoritaria, sobre un 90% del mercado, en m2 instalados. Por este motivo, se realiza primero una descripción de la constitución interna del captador solar plano para después destacar las diferencias existentes en el captador de tubos de vacío y en el captador plástico.

6.1. Constitución y funcionamiento del captador solar plano

Un captador solar plano estándar dispone de los siguientes componentes básicos:

• Cubierta transparente.

• Absorbedor.

• Aislamiento térmico y juntas.

• Bastidor, caja contenedora o carcasa.

Figura 3.13: Esquema de constitución básica de captador solar plano. Fuente: Elaboración propia

Cubierta transparente

Absorbedor

Aislamiento Bastidor

Conductos

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Antes de entrar en la descripción detallada de las características y operación de cada uno de los elementos que componen un captador solar, se describe de forma breve sus mecanismos de funcionamiento básicos.

Como se ha mencionado, en un captador solar térmico se producen los tres tipos de transmisión de calor descritos en el apartado 3: convección, conducción y radiación.

La radiación emitida por el Sol alcanza el captador. En el llamado absorbedor, se convierte en calor y se transmite por conducción hasta los tubos por los que circula el fluido de trabajo. Desde la superficie interna de los tubos se transfiere por convección al fluido, que finalmente extrae el calor por convección (natural o forzada). Asimismo, el propio absorbedor, caliente, emite por radiación una cierta cantidad de energía de pérdidas, que se suman al desplazamiento por convección del aire circundante.

Estas pérdidas se reducen en parte por la presencia de la cubierta transparente, que impide la salida de gran parte de esta radiación.

Puede decirse que el diseño de los captadores se ha desarrollado con los años tratando siempre de optimizar estos procesos dentro de un nivel de costes asumible.

6.1.1. Absorbedor

El absorbedor es el elemento donde se produce la conversión de la energía de la radiación solar en calor. Este calor se transfiere al fluido portador, que circula por los conductos que forman parte del propio absorbedor.

Un absorbedor está formado por láminas o chapas sobre las que incide la radiación y que transmiten el calor a los tubos. Los tubos que reciben el calor y lo transmiten al fluido son finos, con diámetros inferiores al centímetro. En función de la configuración, estos tubos vierten a los tubos de distribución de mayor grosor, sobre los 20mm, y número reducido, que comunican con la salida del captador.

Si bien en modelos antiguos se ha utilizado el acero como material de fabricación, se han detectado importantes problemas de corrosión. Asimismo, su conductividad térmica no es muy elevada, por lo que su presencia actual es escasa.

El uso de acero inoxidable sí ha tenido una mayor aplicación, principalmente en la formación de los tubos conductores. Si el fluido

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portador es agresivo, como puede ser el agua de las piscinas, este tipo de material es recomendable.

Sin embargo, no es habitual utilizar acero inoxidable para conformar las láminas de absorbedor. Para reducir el peso del equipo y para mejorar la transmisión de calor, en la actualidad es más común la fabricación de las láminas en aluminio o cobre, con tubos también en cobre.

Los valores de conductividad térmica de estos tres materiales se reflejan en la tabla 3.3:

Material Conductividad térmica

(W·m-1·K-1) Cobre 372-385 Aluminio 210 Acero 47-58

Tabla 3.3: Coeficientes de conductividad térmica de los materiales más utilizados

en el absorbedor de los captadores planos. Fuente: AJ Chapman

Además del material, el propio diseño del absorbedor define su eficiencia en la transferencia energética al fluido. En la actualidad las configuraciones más habituales son las siguientes:

• Dos chapas conformadas para permitir el paso del fluido y soldadas entre sí (figura 3.13).

• Parrilla de tubos unidos a una chapa continua o a un conjunto de aletas.

• Chapa unida a un serpentín.

Las láminas son de poco grosor (0,3-0,5mm, aprox., según Preuser), para reducir la inercia térmica, esto es, los tiempos de calentamiento y cesión de calor.

El calor del absorbedor debe transferirse de la forma más eficiente (y rápida) posible al fluido portador. Para ello, la distancia entre tubos no debe ser excesivamente grande. Una separación grande ralentiza la respuesta del equipo bajo insolación e incrementa las pérdidas. Valores típicos se encuentran entre 80-120mm (Fuente: catálogos comerciales).

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Los tubos deben estar repartidos de forma uniforme por toda la superficie del captador, para evitar zonas sin aprovechamiento. Deben ser tubos finos, de poco caudal, lo que permite un calentamiento mucho más rápido que si el volumen a calentar fuera mayor.

Al mismo tiempo deben estar diseñados para introducir la menor pérdida de carga posible en el circuito primario, ya que pérdidas elevadas implican un mayor coste del sistema de bombeo.

Pero el absorbedor no sólo está formado por las láminas y los tubos conductores. El material metálico de las láminas del absorbedor, por sí solo, reflejaría una cantidad importante de radiación, con la consiguiente reducción de eficiencia.

Para aumentar el aprovechamiento energético, todos los equipos llevan en su cara expuesta al Sol un recubrimiento que incremente la absorción de energía.

Una posible opción consiste en pintar de negro toda la superficie del absorbedor. Son pinturas especiales que resisten bien las condiciones externas a las que se ven sometidos los captadores.

Las pinturas, además de su bajo coste, ofrecen un índice de absorción o absortancia elevada (α ≈ 0,9), sin embargo, también tienen un índice de emisión, emisividad, o emitancia elevada (ε≈ 0,9).

Una alternativa más costosa es la aplicación de los llamados tratamientos superficiales selectivos, que si bien reducen un poco la absorción de energía (sobre 0,9 de absortancia) reducen de forma significativa la emisión infrarroja (0,05-0,15 de emitancia).

Figura 3.14: Esquema de absorción-emisión de absorbedores con recubrimiento.

Fuente: Elaboración propia

En la actualidad se encuentran en el mercado equipos con tratamiento superficiales tanto selectivos como con pintura negra.

Pintura negra

Absorbedor

Absorción α≈0,9

Emisión ε≈0,85-0,95

Capa selectiva

Absorbedor

Absorción α≈0,95

Emisión ε≈0,05-0,15

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Ante niveles de radiación medios y bajos es cuando más beneficio se obtiene de los captadores selectivos frente a los comunes.

Muchos fabricantes desarrollan tratamientos selectivos para sus equipos, incluidos como un valor añadido en las hojas técnicas del mercado.z

En la siguiente tabla se presentan los principales valores de algunos de estos tratamientos, incluida la pintura negra.

Producto Absortancia Emitancia Recubrimiento Absorbedor

Sunstrip 0,95±0,02 0,15±0,02 Niquel sobre

Aluminio oxidado Aluminio

Sunstrip new 0,95 0,1 Níquel Aluminio

Cromo negro 0,95±0,02 0,12±0,02 Cromo negro sobre níquel

Cobre

Tinox 0,95 0,05 TiNOX Cobre Absorbedor Solar

0,94±0,02 0,18±0,04 Cromo negro sobre níquel

Acero inoxidable

Sun Select 0,94 0,05 Mezcla de materiales

Cobre

Black Cristal ≥0,95 ≤0,1 Níquel Cobre

Maxorb 0,97±0,02 0,11±0,01 Níquel negro Aluminio

Diversos 0,9±0,02 0,9±0,05 Pintura negra

especial Aluminio/Cobre

Tabla 3.4: Valores característicos de recubrimientos de absorbedores del mercado

actual. Fuente: FA Peuser y catálogos comerciales

6.1.2. Cubierta transparente

La cubierta transparente de un captador solar cumple varias funciones importantes:

• Proteger al absorbedor y al aislante térmico de los agentes

externos.

• Contribuir al aislamiento térmico del equipo.

• Permitir el paso de la radiación solar incidente, de onda corta, y, a su vez, impedir la salida de la radiación de longitudes de onda largas emitidas por el absorbedor.

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Para poder cumplir con estas funciones en el tiempo, la cubierta debe tener una vida útil prolongada, sin pérdida de sus condiciones ópticas y con una buena resistencia ante los agentes externos (lluvia, granizo, viento, radiación ultravioleta, etc.)

Para comprender la función esencial de la cubierta transparente en un captador solar térmico resulta necesario describir la distribución espectral de la radiación solar y el comportamiento del absorbedor ante su incremento de temperatura.

Se observa en la figura 3.15 que la radiación solar incidente presenta un espectro de longitudes de onda amplio, desde el ultravioleta, el visible, hasta el infrarrojo cercano (0,5-3μm), donde se concentra la mayor cantidad de energía recibida. En el infrarrojo lejano (por encima de los 3μm) es casi nula la aportación energética de la radiación incidente.

Por el contrario, la radiación emitida por el absorbedor negro una vez calentado entre 40-100ºC, es básicamente radiación infrarroja entre los 4-70μm. Esta diferencia resulta aprovechable con un diseño adecuado de la cubierta transparente, que sea muy transparente a longitudes de onda bajas y casi opaca a longitudes de onda elevadas.

La capacidad de transmisión de la radiación de un material se denomina transmitancia, τ, siendo 1 para un objeto completamente transparente y 0 para uno opaco.

Figura 3.15: Espectro de radiación solar incidente sobre la tierra, porcentaje de irradiancia por debajo de cada longitud de onda y transmitancia de la cubierta

transparente. Fuente: Instituto de Energía Solar

Espectro solar

Transmitancia cubierta

% energía

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En la figura 3.15 también se muestra la curva de transmitancia de una cubierta para cumplir las condiciones expuestas, de transparencia alta ante la radiación entrante (0,5-2,5μm) y opacidad ante la radiación infrarroja de onda larga emitida.

Así pues, la superficie interna de la cubierta refleja la mayor cantidad de radiación posible que llega desde el absorbedor, produciéndose un efecto rebote. Este fenómeno que se produce dentro del captador solar no es más que el efecto invernadero, que en este caso produce un aumento de la eficiencia del equipo.

Figura 3.16: Efecto invernadero en un captador solar con cubierta transparente. Fuente: Elaboración propia

En los primeros captadores térmicos con cubierta se utilizaban plásticos, vidrios de ventana, en ocasiones en doble capa y metacrilato. La doble cubierta pretendía reducir las pérdidas térmicas del equipo si bien también disminuía la transmitancia, es decir, la entrada de radiación solar.

En la actualidad se emplean vidrios templados o recocidos, con un espesor entre 3-6mm y tratamiento superficiales que permitan cumplir la doble función, reducir la reflexión en la cara exterior ante radiación solar y aumentarla en el interior ante la radiación infrarroja de onda larga.

6.1.3. Aislante térmico y juntas

Para reducir las pérdidas térmicas por conducción en el captador

solar se dispone un aislante térmico en la parte posterior y laterales del equipo. Lógicamente, se emplean materiales de baja conductividad térmica que, además, deben tener un buen

Radiación solar incidente

Cubierta transparente

Absorbedor

Emisión infrarroja

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comportamiento ante temperaturas elevadas (hasta 100ºC). También deben tener un peso específico reducido ya que los captadores irán normalmente situados sobre cubierta en las edificaciones. Asimismo, deben ser resistentes a la humedad y al fuego, sin emisión de gases tóxicos.

Los materiales más utilizados son lana de vidrio, fibra de vidrio y lana mineral, además de resinas de melanina para el aislante lateral. También se utilizan espumas de poliuretano, si bien por su baja resistencia térmica, se recomienda disponer una capa de otro aislante entre la espuma y el absorbedor, para evitar su deterioro.

Tan importantes como el aislamiento son las juntas que se sitúan en las uniones del bastidor, en la cubierta transparente y en las conexiones de las tuberías. Además de evitar la fuga de calor, deben impedir la entrada de agua durante la vida útil del equipo.

Estas juntas están sometidas a temperaturas elevadas, sobre todo las situadas en las tuberías de salida del captador. En estancamiento se pueden alcanzar hasta 180ºC. Asimismo, debido a la dilatación térmica, las juntas soportan cargas mecánicas importantes.

Entre los materiales empleados en su fabricación destaca el etilen-propilen-dien-monómero (EPDM), que se encuentra en un gran número de equipos del mercado actual.

6.1.4. Bastidor

En los captadores planos, el absorbedor y el aislante están envueltos por una caja contenedora, carcasa o bastidor. Proporciona protección frente a la humedad y los daños mecánicos.

El material más utilizado en la actualidad para la fabricación de los bastidores es el aluminio o aleaciones de Aluminio, por sus buenas condiciones ante la corrosión y por su ligereza. También se usa fibra de vidrio con chapa de acero inoxidable.

En aplicaciones de integración completa en cubiertas de edificios el bastidor puede formarse con otros materiales y formas siempre que cumpla su función.

6.2. Constitución básica del captador de tubos de vacío

Junto a los captadores planos, la otra gran tecnología presente en el mercado solar térmico actual la constituyen los captadores de

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tubos de vacío, si bien con una cuota de mercado bastante inferior, como se indicó anteriormente.

El objetivo de diseño de estos equipos, de introducción en el mercado mucho más reciente, es la reducción de las pérdidas térmicas por conducción y convección entre el absorbedor y la cubierta de vidrio.

Para ello, se realiza el vacío en el espacio entre ambos tubos, siendo las pérdidas térmicas dependientes del grado de vacío aplicado.

Existen diseños que introducen gas de xenón para obtener pérdidas reducidas con un grado de vacío inferior. De esta forma se reducen los costes de fabricación, que es por el momento la principal desventaja de esta tecnología frente al captador plano.

Figura 3.17: Tubo de vacío de captador solar, con doble tubo de vidrio (tipo Sydney). Fuente: Schott

Los captadores de tubos de vacío alcanzan temperaturas bastante superiores a los captadores planos; tienen un mejor rendimiento, siempre que ese mayor gradiente térmico sea aprovechable. En estos casos se reduce de forma apreciable la superficie/número de captadores para la misma demanda energética.

Así, encajan bien en aplicaciones que requieren condiciones térmicas elevadas, como determinados usos industriales, climatización solar, etc. Son preferibles también para las aplicaciones más comunes de suministro de ACS en lugares con temperatura ambiente fría. Se puede deducir, por tanto, que también lo son para aplicaciones de apoyo a la calefacción, necesaria cuando la temperatura ambiente es baja.

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Sin embargo, las elevadas temperaturas condicionan el propio diseño de los equipos, con materiales adecuados para soportarlas sin degradación. También los aislantes y juntas del circuito hidráulico primario a la salida del captador deben ser aptas para resistir temperaturas de hasta 160ºC.

El propio fluido de trabajo debe estar aprobado explícitamente para poder ser utilizado en este tipo de captadores.

Existen diversos tipos de captadores solares de tubo de vacío. Se resumen a continuación destacando únicamente los elementos que los diferencian.

6.2.1. Tubos de vacío de flujo directo

En estos captadores, el absorbedor se dispone en forma de aletas planas dentro del propio tubo de vacío, con el tubo de circulación del fluido asociado a él.

Para optimizar la recepción de radiación solar el absorbente se puede girar un cierto ángulo (±25º, por ejemplo), siguiendo al Sol. Son captadores que se pueden colocar en horizontal, lo que los hace aprovechables para su integración arquitectónica en cubiertas horizontales.

6.2.2. Tipo heatpipe (tubo de calor)

En estos captadores, el absorbedor está unido a un tubo de calor que contiene una pequeña cantidad de agua u otro fluido. Este fluido se evapora en un vacío parcial al recibir el calor captado por el absorbedor. El vapor asciende hasta un condensador situado en el extremo del equipo, donde cede su calor al fluido del circuito primario. A continuación, el fluido del captador retorna al interior del tubo, de nuevo en forma líquida.

La ascensión del vapor hasta el condensador requiere una inclinación mínima, entre 20-30º.

6.2.3. Captadores tipo Sydney

El diseño de captadores de tipo Sydney presenta un doble tubo de

vidrio. Entre ambos cilindros de vidrio se realiza el vacío (ver figura 3.18), para reducir las pérdidas, como en diseños anteriores.

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En este caso, el absorbedor es también cilíndrico, encontrándose pegado a la cara interna del tubo interior del captador. Aún más al interior circula el fluido de trabajo en un doble circuito de ida y vuelta.

Para que la superficie trasera (inferior) del absorbedor cilíndrico reciba radiación, deben disponerse unos reflectores en la parte trasera del absorbedor que permita aprovechar toda su superficie.

Cabe destacar dos tipos de reflectores que conducen a dos modelos de captadores de tubos de vacío diferentes.

Por una parte, los captadores CPC disponen de unos reflectores cilíndrico-parabólicos compuestos acoplados a los tubos de vacío, por el exterior. El principal problema puede venir de la acumulación de suciedad, de la oxidación y pérdida de cualidades reflectoras.

Por otra parte, existe un diseño comercial, que incluye un reflector semicircular en el interior del tubo de vacío, lo que conlleva un equipo más compacto y asegura una menor degradación y suciedad del reflector.

Figura 3.18: Esquema de sección de un tubo de vacío Sydney con reflectores semicirculares. Fuente: Schott y elaboración propia.

Como se muestra en la figura 3.18, tanto la doble cubierta

transparente como el absorbedor son cilíndricos. Carecen del aislante descrito en los captadores planos. Por dentro del absorbedor cilíndrico se disponen las conducciones del fluido de trabajo, en doble recorrido de ida, por el interior, y vuelta, por el exterior, para obtener un rendimiento óptimo.

Vidrio exterior

Absorbedor

Fluido menor temperatura (ida) Fluido mayor

temperatura (retorno)

Reflectores

Vidrio interior

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La radiación que no ha incidido directamente se refleja en el reflector y alcanza la parte posterior del absorbedor.

6.3. Parámetros característicos y especificaciones técnicas del captador

El objetivo de todo captador solar es convertir la radiación solar incidente en calor y transferir este calor al fluido, todo ello con el mayor rendimiento posible en condiciones seguras.

Una vez estudiada la constitución interna de los captadores se exponen a continuación los principales parámetros característicos, en relación con la información técnica que suministran los fabricantes.

Esta información permite comparar la calidad de diferentes equipos, sus condiciones para una determinada aplicación y los valores que serán de utilidad en el diseño de un sistema.

Como paso previo, se analiza el balance de energía en un captador solar.

6.3.1. Balance de energía en el captador solar térmico

Al incidir la radiación solar sobre un objeto, se produce un incremento de la temperatura de este, hasta que se alcanza un equilibrio entre la energía incidente y las pérdidas por conducción, convección y radiación, asociadas a dicha temperatura.

Si se aprovecha parte de esta energía para el calentamiento del fluido de trabajo, es decir, se extrae parte del calor, se alcanza un nuevo punto de equilibrio, un régimen estacionario en el que se cumple la siguiente relación:

Eútil = Eincidente - Epérdidas

Por la complejidad de los procesos de transmisión de calor

mencionados al inicio del tema, resulta conveniente definir una serie de parámetros de comportamiento global que agrupen los tres mecanismos de pérdidas.

Se define el coeficiente global de pérdidas del captador, UL, expresado en W/m2 oC, a partir del cual se obtiene la potencia calorífica perdida, qperdidas, o energía por unidad de tiempo, como:

qperdidas = A.UL.(Tm-Tamb)

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Donde A es la superficie del captador (área de apertura), Tm es la temperatura media del fluido a su paso por el absorbedor y Tamb la temperatura ambiente. El significado de área total, área de apertura y área de absorbedor se indican más adelante.

Se observa en la expresión anterior la disminución de las pérdidas de calor en el captador con el aumento de la temperatura ambiente.

La potencia incidente sobre la cubierta exterior del captador es la propia irradiancia solar, G, ya tratada en el tema relativo a la radiación solar. La irradiancia solar G se expresa en W/m2.

Debe aclararse que en el coeficiente UL no están incluidas las pérdidas por reflexión en la cubierta transparente ni en el propio absorbedor, sino sólo las pérdidas dependientes de la temperatura. La diferencia entre la radiación que alcanza la cubierta y la que finalmente es absorbida se aborda con sus propios parámetros.

Así, la transmitancia τ de la cubierta indica la proporción de energía que la atraviesa, esto es, que no se ha reflejado en ella. Mientras, la absortancia α del absorbedor, como ya se definió en su momento, indica la proporción de energía absorbida, no reflejada en él.

Así pues, la energía que realmente es absorbida por el captador de superficie de apertura A, por unidad de tiempo, o potencia calorífica absorbida, qabsorbida, es:

qabsorbida = A.G.τ.α

La potencia calorífica útil de un captador solar se obtiene por

diferencia entre la absorbida y las pérdidas medias:

qútil = qabsorbida - qperdidas

qútil = A.[G.τ.α - UL.(Tm-Tamb)]

La temperatura media del captador, Tm, se estima habitualmente como la media entre las temperaturas de entrada, Te, y de salida, Ts, del fluido de trabajo.

Una alternativa al uso de la temperatura media como referencia es considerar que todo el captador se encuentra a la temperatura de entrada Te, valor fácilmente medible situando un termómetro a la entrada del captador.

Para corregir los efectos de esta simplificación se define el llamado factor de evacuación de calor, FR, que es el cociente entre el calor

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absorbido realmente por el fluido y el que absorbería al considerar todo el captador a la temperatura de entrada, más baja y, por tanto, el máximo posible.

En este caso, la potencia calorífica útil que llega al fluido se puede expresar como:

qútil = A.FR.[G.τ.α - UL.(Te-Tamb)]

6.3.2. Rendimiento del captador solar térmico

El comportamiento de un captador solar térmico se evalúa normalmente mediante sus curvas de rendimiento.

El rendimiento de un captador solar térmico, η, es la relación entre la potencia útil transferida al fluido de trabajo por unidad de superficie de captador y la irradiancia solar incidente.

Del análisis del balance energético del apartado anterior, se obtienen dos expresiones, en función de la temperatura de referencia considerada. La primera de ellas utiliza la temperatura media del fluido, Tm:

GTT

UGAq ambm

Lútil −

−== ....

ατη

Mientras que en la segunda ecuación se considera la temperatura

de entrada al captador, Te:

.)(

..... ⎥⎦

⎤⎢⎣⎡ −

−==GTT

UFFGAq ambe

LRRútil ατη

Existe bastante confusión sobre las diferentes formas de expresar

el rendimiento en la actualidad. Tiene su importancia, ya que no es posible la comparación directa entre captadores cuyo rendimiento se haya obtenido y se exprese bajo diferentes condiciones.

Así, con diversos precedentes normativos desde los años 70 y 80, en 1994 se estableció la norma ISO 9806-1. A partir de 2002 entró en vigor la norma EN-12975, actualmente vigente. En España, además, la homologación de paneles se ha realizado hasta ahora según otra norma diferente, la norma del INTA 610001.

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Según la norma EN-12975, para la evaluación del rendimiento de un captador solar térmico se aconseja utilizar la temperatura media del fluido del captador, esto es, con una diferencia de temperatura ΔT=Tm-Tamb, si bien también se acepta el uso de la temperatura de entrada y así se referencia en el Código Técnico de la Edificación.

En el cálculo del rendimiento de un captador también influye el área considerada, ya sea el área total, el área de apertura o el área de absorbedor. En la norma EN-12975 se indica la utilización del área de apertura o del área del absorbedor para este ensayo, no el área total, que incluye el bastidor.

En todo caso, debe indicarse siempre qué área y que temperaturas se han utilizado para la realización de los ensayos.

Junto a las propias condiciones de los ensayos, las curvas resultantes pueden ajustarse de forma matemática por aproximaciones lineales o cuadráticas al modelo físico real, como establece la norma EN-12975.

Así pues, en su aproximación cuadrática la curva característica del rendimiento η de un captador se describe como:

( ) ( )

GTT

aGTT

a ambmambm2

210 ..−

−−

−=ηη

Donde η0 es el denominado rendimiento óptico del captador, o

rendimiento cuando la diferencia de temperatura media del fluido y el ambiente es nula.

El coeficiente a1 es el coeficiente lineal de pérdidas térmicas, expresado en W/m2 .oC y a2 el coeficiente cuadrático de pérdidas térmicas, en W/m2.oC2.

A modo de ejemplo, se ofrecen los valores de los parámetros para un captador solar del mercado.

Parámetro Curva de rendimiento EN

12975

η0 0,773

a1 3,243W/m2 ºC

a2 0,014 W/m2 ºC2

Tabla 3.5: Valores de ajuste del rendimiento en captador solar plano Isotherm

Plus. Fuente: Isofotón

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Si bien la comparación entre captadores basándose únicamente en estos dos parámetros puede conducir a errores, debe entenderse que cuanto mayor sean ambos coeficientes, menor será el rendimiento, sobre todo a temperaturas elevadas.

La representación más habitual de los laboratorios que realizan los ensayos según esta norma EN-12975 muestra la evolución del rendimiento en función del cociente entre la diferencia de temperaturas y la irradiancia. Se obtiene una única curva.

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12

Ren

dim

ien

to, η

(Tm-Tamb)/G, oC/(W/m2)

Figura 3.19: Curva característica cuadrática de rendimiento de un captador, en función del cociente entre diferencia de temperaturas e irradiancia, según norma

EN 12975. Fuente: Elaboración propia con datos de Isofotón (tabla 3.5)

Se puede observar cómo la curva es prácticamente lineal, esto es, el térmico cuadrático tiene una influencia muy reducida. Aumenta el peso de este término para valores elevados de (Tm-Tamb)/G.

Para un análisis más detallado de la operación del sistema, resulta de mayor utilidad la representación del rendimiento en función sólo de la diferencia de temperaturas, dejando la irradiancia como parámetro independiente.

Se obtiene entonces una curva para cada nivel de irradiancia. En función del lugar de ubicación de los paneles (Sur de Europa, Centroeuropa, etc.) convendrá suministrar la curva a un determinado nivel de irradiancia.

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0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Ren

dim

ien

to, η

Tm - Tamb , oC

400W/m2 600W/m2

800W/m2 1.000W/m2

Figura 3.20: Curva característica de rendimiento, con la irradiancia como parámetro. Fuente: Elaboración propia con datos de Isofotón

De dichas curvas, se puede deducir que el rendimiento disminuye al aumentar la diferencia de temperaturas entre el captador y el ambiente, lo cual es lógico ya que aumentan las pérdidas por convección hacia el aire circundante. Si la temperatura del captador aumenta, también lo harán las pérdidas por radiación.

Asimismo, el rendimiento del captador se reduce si la irradiancia disminuye, aunque en este caso también varían las condiciones térmicas.

En estas curvas se observa con algo más de claridad el efecto cuadrático.

Volviendo a las expresiones matemáticas del rendimiento, si se combinan los coeficientes lineal y cuadrático se puede obtener el llamado coeficiente global de pérdidas térmicas, aglobal como:

).(21 ambmglobal TTaaa −+=

Esta forma de expresión se establece en la norma ISO 9806-1.

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El CTE establece una limitación en la elección de los captadores a un valor del coeficiente global de 10W/m2 ºC, obtenido en ensayos con temperatura de entrada respecto a temperatura ambiente.

Si bien la principal norma de aplicación europea es la citada EN 12975 (UNE-EN 12975 en España), hasta ahora la mayor parte de los captadores solares homologados en España lo han sido a través de los ensayos de la norma INTA-610001.

Esta norma utiliza un solo coeficiente de pérdidas térmicas para representar la dependencia del rendimiento, por lo que se obtiene una relación lineal. Se utiliza tanto la referencia a la temperatura media como a la de entrada. Además, presenta diferencias en cuanto a la expresión de la variable dependiente del eje horizontal.

Si se utiliza la temperatura media del fluido en el captador como

referencia, la variable T* de la expresión anterior es:

( )

oambm U

GTTT −

=*

Por el contrario, si se emplea la temperatura de entrada, que es

como se refleja en el CTE:

( )o

ambe UGTTT −

=*

En ambos casos el coeficiente Uo = 10W/m2.ºC es un simple factor

de escala, por lo que el parámetro k1 según norma INTA-610001 es igual al parámetro aglobal dividido por 10, siempre que haya coherencia en la temperatura de referencia (media o de entrada).

A modo de ejemplo se muestra la curva de rendimiento lineal referida a norma INTA de tres modelos de captador del mismo fabricante:

*1Tko −≈ηη

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0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2

Rend

imiento, �

T*

Solaria 2.1Al Solaria 2.4Al Solaria 2.8Al

Figura 3.21: Curva característica lineal de rendimiento, según norma INTA 60001.

Curva de rendimiento, INTA 610001

Parámetro Solaria 2.1 Solaria 2.4 Solaria 2.8

η0 0,7223 0,6715 0,7132

k1 (W/m2ºC) 0,5096 0,3141 0,4396

k1*10 5,096 3,141 4,396

Tabla 3.6: Valores de ajuste lineal del rendimiento de tres modelos de captador

solar plano. Ejemplo. Fuente: Fagor

Si se utiliza el factor de escala 10, los coeficientes lineales están comprendidos entre 0 y 1. Es más habitual trabajar con los coeficientes globales de pérdidas térmicas entre 1 y 10, como se referencia en el propio CTE. Basta con multiplicar por 10 los anteriores.

Es previsible que con el tiempo se alcance una unificación definitiva en la caracterización de los equipos, con la implantación de la norma UNE-EN 1275 en unas condiciones claras, que termine con la confusión actual.

En España existen tres laboratorios acreditados para la certificación de captadores solares térmicos: INTA, CENER e ITC.

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6.3.3. Otros resultados de los ensayos de rendimiento

Junto a la obtención de la curva de rendimiento, con el valor de rendimiento óptico y los coeficientes de pérdidas térmicas a1 y a2, la norma UNE-EN 12975 incluye la medición de otros parámetros:

• Modificador del ángulo de incidencia, kθ: evalúa la variación del rendimiento ante ángulos de incidencia no perpendiculares. Es común suministrar el valor de corrección para un ángulo de 50º, tanto en dirección transversal como longitudinal. En este caso los resultados se sitúan entre 0,9 y 0,95.

• Capacidad térmica del captador, C: es la cantidad de calor necesaria para aumentar la temperatura del fluido en un grado centígrado (o Kelvin). Es una medida de la inercia térmica, esto es, de la rapidez de respuesta del captador ante insolación o ausencia de esta. Es ventajoso disponer de una capacidad térmica reducida, para aprovechar lo antes posible la incidencia solar. En el caso de enfriamiento se pueden disponer los medios adecuados para detener la circulación del circuito primario.

• Pérdidas de carga del captador: se obtienen las pérdidas de carga de fluido al atravesar el captador para diferentes caudales. Si el ensayo se ha realizado con un fluido diferente al de trabajo deben realizarse las correcciones correspondientes.

Figura 3.22: Variación de la pérdida de carga con el caudal y con el número de captadores conectados en serie, auroTherm VFK 900. Fuente: Vaillant

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Las pérdidas de carga en el captador aumentan con el caudal de fluido y, también, con el número de captadores conectados, ya que aumenta el recorrido del primario. Se describe en detalle el conexionado de captadores en el tema dedicado al diseño de instalaciones.

6.3.4. Temperatura de estancamiento del captador

La norma EN 12975 también establece el procedimiento de obtención de la llamada temperatura de estancamiento, importante para el funcionamiento, control y seguridad de la instalación.

Según el CTE la Temperatura de estancamiento del captador corresponde a la máxima temperatura del fluido que se obtiene cuando, sometido el captador a altos niveles de radiación y temperatura ambiente y siendo la velocidad del viento despreciable, no existe circulación en el captador y se alcanzan condiciones cuasi-estacionarias.

Esta temperatura puede ser realmente alta 211ºC Si tomamos por ejemplo el captador más montado en España (según IDAE) aunque en el mercado se puede encontrar alguno hasta con 245ºC que se incrementan a los 300ºC en el de algunos modelos de captadores de tubos de vacío.

Los fabricantes de colectores garantizan sus productos hasta esa temperatura de estancamiento lo que no está tan claro es que determinados elementos de la instalación lo soporten es el caso de racores, juntas, purgadores,…

En el caso, no habitual, de que se produzcan las condiciones de estancamiento, esto es, irradiación solar fuerte con corte en el suministro eléctrico y parada del bombeo, hay que diseñar el sistema para que no sufra daños.

Debe procederse a reducir la temperatura del sistema, o bien mediante el uso de aletas (disipación pasiva) o bien mediante un aerotermo (disipación activa) formado por un electroventilador que impulsa aire a un serpentín que reduce la temperatura del fluido caloportador del circuito primario que circula por dentro.

En toda instalación hay que realizar una prueba de estancamiento en su puesta en marcha para comprobar que la instalación soportaría esa situación límite.

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6.3.5. Área del captador

Al hablar de área de captador, surgen tres referencias diferentes que conviene aclarar:

• Área total (o bruta) del captador, AG: es el área entre los límites externos del captador, incluyendo al bastidor. En inglés se denomina Gross Area.

• Área de Apertura, Aa: es la superficie que ofrece el captador a la radiación solar, normalmente igual a la superficie de la cubierta transparente. En los tubos de vacío es el producto del diámetro de cada tubo por su longitud (no sombreada) y por el número de tubos. Según la norma EN 12975 debe considerarse el área de apertura para la estimación del rendimiento.

• Área del absorbedor, AA: es el área total ocupada por el absorbedor (aletas o chapas y tubos). Según la norma ISO 9806 se puede utilizar esta área para el cálculo del rendimiento.

6.3.6. Ejemplos de especificaciones técnicas de captadores solares

Como resumen de lo tratado hasta ahora en relación con los captadores solares, a continuación se muestra un ejemplo de las características técnicas de un captador solar plano y de un captador de tubos de vacío del mercado.

Características Datos

Medidas 2151x1215x110mm Superficie Bruta 2,61m2 Apertura 2,39m2 Absorbedora 2,33m2 Peso 48kg Volumen de fluido 1,3 l Absorbedor Cobertura Alto selectivo al vacío Absorción, α 0,95 Emisión, ε 0,05 Marco/carcasa Aluminio anodizado, con aislamiento

lateral y posterior (60mm) Cubierta Composición Vidrio seguridad 4mm Transmisión, τ 0,91

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Características Datos Curva de rendimiento Rendimiento óptico, ηo 0,818 Coeficiente lineal de pérdidas, k1 2,47W/m2.ºC Coeficiente cuadrático, k2 0,0101W/m2.ºC2 Presión trabajo, máx. 10 bar Caudal high-flow 30-50l/h.m2 Caudal low flow 10-30l/h.m2 Max temperatura reposo 227º Captadores en serie, máx 4 Inclinación mínima 27º Diámetro interior tubos 6mm Distribución tubos 2 canales paralelos internos 2x5

Tabla 3.7 Ejemplo de especificaciones técnicas de captador solar plano, Roth F1.

Fuente: Roth

Características Datos

Nº tubos 10 Medidas 709x2031x143mm Superficie Bruta 1,44m2 Apertura 1,06m2 Absorción 1,02m2 Peso 26kg Curva de rendimiento Rendimiento óptico, ηo 0,82 Coeficiente lineal de pérdidas, k1 1,62W/m2.ºC Coeficiente cuadrático, k2 0,0068W/m2.ºC2 Capacidad térmica 25,5 kJ/m2.ºC Volumen de fluido 2,2 l Presión de servicio admisible 6 bar Temperatura máxima de estancamiento

300ºC

Tabla 3.8 Ejemplo de especificaciones técnicas de captador solar de tubos de

vacío, Vitosol 200-T SD2. Fuente: Viessmann

La descripción de los diferentes tipos de conexionado de los captadores solares se trata en el apartado dedicado a los circuitos hidráulicos.

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6.4. Captador solar abierto

El captador solar abierto, sin cubierta transparente, y normalmente fabricado en polipropilenos, se utiliza fundamentalmente para el calentamiento del agua de piscinas al aire libre. De esta forma se puede ampliar la temporada de baño al compensar las pérdidas térmicas nocturnas en zonas donde durante las horas de sol la temperatura es agradable.

Al no tener una cubierta delante del absorbedor, realizado en polipropileno, la eficiencia óptica es muy elevada, por encima de 0,9. Sin embargo, las pérdidas térmicas también son altas, con valores de coeficiente global de pérdidas sobre los 18,5 W/m2ºC, precisamente por la ausencia de la cubierta y el efecto invernadero que produce (Fuente: Módulo Solar).

Este captador no se puede utilizar en aplicaciones sometidas al Código técnico de la Edificación, como es el suministro de ACS y la climatización de piscinas cubiertas, pero sí para piscinas al aire libre, donde las necesidades térmicas son inferiores a las del agua caliente de consumo. Su temperatura de estancamiento, esto es, a pleno sol pero sin circulación de fluido y, por tanto, sin extracción de calor, no sobrepasa los 80ºC, frente a los más de 200ºC de otras tecnologías.

Los captadores de polipropileno se fabrican en un rango de tamaños amplio, con equipos que van desde 2 hasta más de 7m2 de superficie.

VII. SISTEMA DE ACUMULACIÓN 7.1. Características generales

El perfil temporal de la demanda de agua caliente difiere del perfil

de incidencia de radiación solar, por lo que no es posible realizar un suministro directo de calor desde la generación al consumo, sino que se requiere un sistema de acumulación.

En función del tipo de aplicación, el tiempo de acumulación puede ser de unas horas o pocos días, en los casos más habituales, hasta meses, en el caso de los acumuladores estacionales.

El sistema de acumulación debe cumplir una serie de requisitos básicos.

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En el estudio del absorbedor del captador solar se explicaba su diseño con baja capacidad calorífica, ya que el objetivo buscado era una respuesta rápida ante insolación y posterior transferencia del calor solar al fluido de trabajo.

En el acumulador, por el contrario, interesa una elevada inercia térmica, esto es, una capacidad calorífica alta que permita conservar el calor durante el mayor tiempo posible una vez cortado el suministro de calor desde los captadores. Esta función la realiza el fluido acumulado.

Se utiliza normalmente agua, por su elevada capacidad calorífica, su disponibilidad y coste, frente a otro tipo de sustancias. Se emplea agua potable en caso de ser la de uso final, o de calefacción cuando no es así.

En instalaciones pequeñas o medianas el acumulador suele contener el agua caliente sanitaria, mientras que en las de mayor tamaño se incluyen depósitos intermedios de inercia con agua no apta para consumo, en una transferencia de calor en etapas.

Una vez que el agua se ha calentado, las pérdidas térmicas hacia el exterior deben ser reducidas, como es lógico. Para ello, el acumulador debe tener un buen aislamiento.

Al mismo tiempo, su forma debe minimizar la relación entre superficie (disipación) y volumen (acumulación). La forma geométrica óptima sería la esfera, habitual en muchos tipos de depósitos de otras aplicaciones. Sin embargo, en depósitos de agua caliente deben considerarse también los efectos de la estratificación del agua acumulada.

La estratificación es la distribución espacial del agua en capas o estratos en función de su temperatura, más caliente en la zona alta y más fría en la zona baja. Esta distribución, sin separación física entre capas, es bastante más eficiente que un volumen total a una temperatura media.

En un acumulador, la entrada de agua fría se debe realizar por la parte baja y la salida de agua caliente desde la zona alta, para no romper dicha estratificación. Asimismo, el flujo de entrada no debe provocar corrientes dentro del acumulador ni la mezcla del fluido, por los mismos motivos.

En el CTE se indica el posicionamiento de las tomas de entrada y salida que deben llevar los acumuladores:

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“Las conexiones de entrada y salida se situarán de forma que se eviten caminos preferentes de circulación del fluido y, además:

a) La conexión de entrada de agua caliente procedente del intercambiador o de los captadores al interacumulador se realizará, preferentemente a una altura comprendida entre el 50% y el 75% de la altura total del mismo;

b) La conexión de salida de agua fría del acumulador hacia el intercambiador o los captadores se realizará por la parte inferior de éste;

c) La conexión de retorno de consumo al acumulador y agua fría de red se realizarán por la parte inferior;

d) La extracción de agua caliente del acumulador se realizará por la parte superior.”

En definitiva, los acumuladores solares suelen tener forma alargada, situados en vertical, para aumentar la estratificación. Así se indica en el CTE (Apartado 3.3.3.1 punto 3 del Documento Básico HE4):

“Preferentemente, el sistema de acumulación solar estará constituido por un solo depósito, será de configuración vertical y estará ubicado en zonas interiores.”

Únicamente se instalan en horizontal por problemas de espacio. En este caso, el CTE señala que las tomas de agua caliente y fría deben

Figura 3.23: Acumulador solar vertical. Fuente: Termosun

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estar situadas en extremos opuestos para evitar caminos directos de circulación del fluido.

Además, el acumulador debe poder soportar las condiciones de trabajo y temperatura previstas, manteniendo sus condiciones estructurales y sanitarias, con tiempos de vida útil sobre los 25 años.

El CTE también obliga a disponer de un acceso al interior (boca de hombre) en los acumuladores de más de 750 litros.

7.2. Tipos de acumuladores

En la sección dedicada a la descripción de las instalaciones ya se mencionaban diferentes opciones en la ubicación y tamaño de los acumuladores, para las diversas configuraciones de instalaciones: centralizada y descentralizada.

En este apartado se describen los tipos de acumuladores existentes según dos criterios: aplicación en el sistema e integración con el intercambiador.

7.2.1. Clasificación según aplicación del acumulador

Se pueden distinguir dos categorías de acumuladores según su posición y función: acumuladores de Agua Caliente Sanitaria y acumuladores de inercia.

a) Acumulador de Agua Caliente Sanitaria

Como su nombre indica, estos depósitos acumulan el agua de consumo. Deben cumplir las condiciones sanitarias y de higiene exigidas por la normativa. Asimismo, deben ser resistentes a la corrosión.

Podrán utilizarse acumuladores de las características y tratamientos descritos a continuación:

- Acero con tratamiento interior vitrificado con protección

catódica.

- Acero con tratamiento interior de resinas epoxi.

- Acero inoxidable de buena calidad, adecuado al tipo de agua y temperatura de trabajo, como por ejemplo, con tratamiento cerámico.

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- No metálicos siempre que soporten la temperatura máxima del circuito y esté autorizada su utilización por las compañías de suministro de agua potable.

Además del uso de materiales compatibles con el agua de

consumo, cabe incidir en un aspecto importante, como es el riesgo de legionelosis, que afecta al conjunto de la instalación, pero tiene su punto central en la temperatura del agua de consumo.

Las instalaciones de agua caliente sanitaria con acumulación están incluidas entre las de elevado riesgo de proliferación y dispersión de Legionella, según el R.D. 865/2003 de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénico-sanitarios para la prevención y control de la legionelosis.

Este Real Decreto excluye de su ámbito de aplicación las instalaciones en edificios dedicados al uso exclusivo en vivienda. Sí debe tenerse muy presente, sin embargo, en instalaciones de uso general como hospitales, hostelería, gimnasios, centros de enseñanza, etc.

La Legionella es una bacteria ambiental capaz de sobrevivir en un amplio intervalo de condiciones físico-químicas, multiplicándose entre 20 oC y 45 oC y destruyéndose a 70 oC. Su temperatura óptima de crecimiento es 35-37 oC.

Además de otras actuaciones, en el citado Real Decreto se cita el control de la temperatura del agua como una de las medidas preventivas frente a la Legionella. En concreto, en su Art. 3: Medidas preventivas especificas de las instalaciones:

“Mantener la temperatura del agua, en el circuito de agua caliente, por encima de 50 °C en el punto más alejado del circuito o en la tubería de retorno al acumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70 °C.

Cuando se utilice un sistema de aprovechamiento térmico en el que se disponga de un acumulador conteniendo agua que va a ser consumida y en el que no se asegure de forma continua una temperatura próxima a 60 °C, se garantizará posteriormente, que se alcance una temperatura de 60 °C en otro acumulador final antes de la distribución hacia el consumo.”

En instalaciones en edificios residenciales que no afecten al entorno, según el Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE, 2007) se debe aplicar la norma UNE 100.030:2005 IN: Guía para la prevención y control de la proliferación y diseminación de la

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legionella en instalaciones. En esta norma técnica se exige que la temperatura de distribución sea de 50ºC, con lo que suponiendo una pérdida en tuberías de 3ºC y admitiendo unos 2ºC de margen en el sistema de control y regulación de la instalación, se debe seleccionar una temperatura mínima de acumulación de 55ºC.

En los casos en los que el depósito de ACS principal no alcance las temperaturas exigidas para prevenir la legionelosis, se puede instalar un depósito adicional en línea donde el calentamiento extra del agua que se va a consumir lo realiza la generación auxiliar convencional. Para evitar quemaduras, debe realizarse una mezcla con agua fría hasta la temperatura final de consumo, de forma que no pueda superar los 60ºC en su salida.

El CTE permite, de forma puntual y sólo para combatir la Legionella, la conexión de la generación auxiliar con el acumulador de ACS, mediante recirculación de agua por ejemplo, para alcanzar una temperatura suficiente.

b) Acumulador de inercia

Los acumuladores de inercia se utilizan habitualmente en instalaciones solares grandes, destinadas al suministro de ACS o para apoyo a la calefacción. Si se requieren grandes volúmenes de acumulación, se puede separar la acumulación de ACS con una acumulación previa en estos acumuladores de inercia, que ya no deben cuidar tanto los requisitos de higiene, de anticorrosión, ni de presión, puesto que no van a estar en contacto con el agua de consumo. Se encuentran de diferentes tipos:

- Acumuladores de inercia en ligera sobrepresión: en un

circuito cerrado, la sobrepresión evita la entrada de oxígeno desde el exterior; se reduce así el riesgo de corrosión. Se puede utilizar acero normal, sin tratamientos especiales antioxidación.

- Acumuladores de inercia abiertos: se pueden usar materiales plásticos, resistentes a la corrosión. Al no estar en contacto con el agua de consumo no requieren especiales condiciones sanitarias.

- Acumuladores combinados: es un acumulador doble, ya que el acumulador de inercia lleva en su interior otro depósito “al baño maría”, para el agua caliente sanitaria. El calor se recibe a través de la propia pared de este segundo

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acumulador, bañada por el exterior por el agua de calefacción, con lo que no es necesario un intercambiador adicional. Existen diversos equipos en el mercado con estas características.

7.2.2. Clasificación según integración del intercambiador en el depósito

La transferencia de calor desde el circuito primario al agua de consumo, o de una etapa de calentamiento a la siguiente, se produce en los intercambiadores de calor, que se explican en la siguiente sección.

Los intercambiadores pueden estar situados en el exterior del depósito. En este caso, el acumulador recibe el calor mediante un circuito de recirculación que pasa por el intercambiador externo. Es una opción habitual en sistemas de gran tamaño.

Por otra parte, se encuentran los acumuladores con intercambiador interno o interacumuladores. En ellos el intercambio de calor se produce dentro del propio depósito. Existen dos tipos de interacumuladores en el mercado:

• De doble pared o de envolvente: el fluido primario circula por

una envolvente o camisa que rodea al depósito de agua. Son habituales en los pequeños sistemas compactos por termosifón, donde el interacumulador se sitúa en posición horizontal acoplado al captador.

Figura 3.24: Acumulador de inercia combinado, con depósito de agua caliente sanitaria en el interior.

Fuente: Wagner & Co.

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Figura 3.25: Interacumulador de doble pared. Fuente: Schüco

• De serpentín: El fluido primario circula por uno o más

serpentines (tubos en espiral), desde donde se transfiere el calor al agua del depósito. Su presencia en el mercado es muy superior al de los acumuladores de doble pared, salvo para los sistemas de pequeño tamaño mencionados.

Figura 3.26: Sección de interacumuladores con uno y dos serpentines. Fuente: Termosun

La división del volumen de acumulación mediante el interconexionado de varios acumuladores se aborda en el tema siguiente. También la operación en carga y descarga y la evolución de sus condiciones con el tiempo.

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VIII. INTERCAMBIADORES DE CALOR 8.1. Características generales y parámetros característicos

Los intercambiadores de calor permiten transferir el calor de un fluido a otro sin mezcla física entre ellos. Su uso en los sistemas solares térmicos permite mejorar las condiciones del fluido que circula por los captadores, a la intemperie. Al no haber contacto con el agua de consumo, al agua del circuito primario se le añade normalmente un anticongelante, en las zonas donde sea necesario. Además, no requiere unas condiciones sanitarias muy exigentes, sino las que mejor se adapten a su función de vehículo de transmisión de calor.

Un buen intercambiador de calor debe cumplir los siguientes requisitos:

• Buenas propiedades de conductividad térmica y transmisión de calor.

• Pequeña diferencia de temperaturas entre las paredes del intercambiador.

• Pérdidas de carga reducidas.

• Resistente a los fluidos de trabajo con los que se encuentre en contacto, tanto en su interior como en el exterior.

• Resistentes a las condiciones de temperatura y presión de trabajo.

Los materiales más utilizados para la fabricación de intercambiadores de calor son el acero inoxidable y el cobre.

Como se especifica en el CTE, existen una serie de limitaciones a aplicar a los materiales empleados para la fabricación de estos equipos. Si se alcanza una temperatura de 60ºC debe evitarse el uso de acero galvanizado. Asimismo, hay que instalar manguitos electrolíticos entre elementos de diferentes materiales, para evitar el par galvánico.

En este sentido, resulta siempre beneficioso el uso de materiales compatibles entre sí o, aún mejor, reducir al máximo la heterogeneidad de materiales.

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Los intercambiadores de calor se caracterizan mediante una serie de parámetros técnicos: potencia térmica, caudal de diseño, temperaturas de entrada y salida y pérdida de carga.

La potencia térmica está relacionada con el caudal de circulación y el salto térmico, mediante la siguiente expresión:

TCQP p Δ= ... ρ

Donde la potencia térmica P se expresa en kCal/h (1W≈0,86kCal/h), el caudal Q en litros/h, el calor específico del fluido Cp en kCal/kg.ºC, la densidad ρ en kg/l y el salto térmico, en ºC. El salto térmico es la diferencia de temperaturas entre la entrada y la salida:

se ttT −=Δ

Para el agua, el calor específico es de 1kCal/kg.ºC y la densidad de 1kg/l.

El calor específico del fluido del primario, normalmente agua con anticongelante, es diferente del secundario que es sólo agua, como se muestra en la sección correspondiente.

El caudal del circuito secundario suele ser algo menor que el del primario, pudiendo estimarse en un 90% de este.

Según el CTE, la potencia térmica del intercambiador independiente debe ser de al menos 500 veces la superficie de captadores, esto es:

Pintercambio (W)≥500.Scaptación(m2)

En otros documentos se recomienda un factor de 600 para esta estimación (Pliego IDAE).

Este requisito se complementa con la limitación de potencia de intercambio mínima por ºC y por m2 de captador:

“Si en una instalación a medida sólo se usa un intercambiador entre el circuito de captadores y el acumulador, la transferencia de calor del intercambiador de calor por unidad de área de captador no debería ser menor que 40 W/m2·ºC.”

Si se trata de un interacumulador, se indica en el mismo CTE:

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“Para el caso de intercambiador incorporado al acumulador, la relación entre la superficie útil de intercambio y la superficie total de captación no será inferior a 0,15.”

El caudal específico de diseño del intercambiador o caudal por unidad de superficie de captador, Qs, debe estar en concordancia con el caudal de diseño del propio sistema de captadores, ya que el fluido del primario circula por ambos. Suelen estar en el rango de los 42-60 litros/h.m2 de captadores (Pliego IDAE).

En cuanto a la diferencia de temperatura entre la entrada y salida, en el Pliego del IDAE se recomiendan los siguientes valores orientativos, según aplicaciones:

Aplicación Temperatura

entrada primario, Tpe

Temperatura salida

secundario, Tss

Temperatura entrada

secundario, Tse

Piscinas 50 28 24 Agua Caliente Sanitaria 60 50 45 Calefacción a Baja Temperatura 60 50 45

Refrigeración/Calefacción 105 60 75

Tabla 3.9: Valores de temperatura del intercambiador recomendados. Fuente: Pliego de Condiciones Técnicas para Instalaciones Solares Térmicas, IDAE.

La pérdida de carga, o pérdida de presión del fluido a su paso por el intercambiador es un factor importante que debe cuidarse en el diseño del intercambiador. El Pliego del IDAE establece un máximo de 3 metros de columna de agua (1m.c.a equivale a 98 mbares), tanto en el circuito primario como en el secundario, aunque normalmente los valores reales son inferiores.

Estos parámetros característicos tienen más utilidad para los intercambiadores independientes, externos al acumulador. En los interacumuladores, la caracterización se centra básicamente en la relación entre superficie de intercambio y volumen de acumulación, sin muchas posibilidades de modificación.

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8.2. Tipos de intercambiadores

Se distinguen dos grupos de intercambiadores en función de su integración con el acumulador.

8.2.1. Intercambiadores de calor internos

Se han descrito ya los llamados interacumuladores, en los que el intercambiador se encuentra integrado en el interior del depósito. Se ahonda algo más en ellos, desde el punto de vista del intercambiador en sus dos configuraciones: serpentín y envolvente o doble pared.

Los intercambiadores de tipo serpentín están fabricados en cobre, con tubos lisos, corrugados o con aletas para mejorar la transferencia de calor. También se fabrican en tubos de acero inoxidable liso o tubo de acero vitrificado u otro tratamiento anticorrosivo.

El fluido caliente se mueve mediante circulación forzada por el interior de los tubos, mientras que en el exterior, el agua del depósito circula por convección natural, por diferencia de temperaturas.

En tubo liso, la transferencia por unidad de superficie es elevada, al utilizar material conductivo y grosores de pared de tubo pequeños. También es menos costoso que el tubo aleteado.

Sin embargo, en el tubo liso la superficie de intercambio no es muy grande, por lo que se requiere una mayor longitud de tubo, con el consiguiente incremento de las pérdidas de carga y aumento del consumo eléctrico de bombeo.

Las aletas incrementan la superficie de intercambio, aunque la transferencia por unidad de superficie es menos eficiente, ya que se produce un gradiente de temperatura a lo largo de la aleta que reduce su diferencia con el fluido frío. Estos diseños presentan una mejor relación de transmisión por unidad de longitud de tubo, aunque con costes de fabricación más elevados que los de tubo liso.

Los intercambiadores internos se utilizan en sistemas de pequeño tamaño puesto que en grandes depósitos difícilmente se alcanzaría la superficie mínima de intercambio por lo que conviene mirar con mucha atención las fichas técnicas facilitadas por los fabricantes, a pesar de resultar más atractivo por el ahorro en mano de obra y de la correspondiente bomba de impulsión.

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8.2.2. Intercambiadores de calor externos

El intercambiador en este caso es un equipo independiente, externo al acumulador de agua. Esta disposición permite una mayor flexibilidad, pudiendo aumentar la potencia de intercambio de forma independiente a la acumulación.

Se pueden encontrar dos tipos de intercambiadores externos:

• Intercambiador tubular (o de haz de tubos o de carcasa y

tubos).

• Intercambiador de placas.

El intercambiador tubular más sencillo está formado por dos tubos

concéntricos. Por dentro del tubo de menor diámetro circula uno de los fluidos, mientras que el otro circula por el espacio entre tubos. Se produce un mejor aprovechamiento térmico si el paso de flujos se realiza a contracorriente, como se muestra en la figura 3.27, donde Tpe y Tps son las temperaturas de entrada y salida del primario, o fluido caliente que entrega el calor, y Tse y Tss son las temperaturas de entrada y salida del secundario, donde se encuentra el fluido frío que recibe el calor.

Figura 3.27: Intercambiador simple de tubos concéntricos. Fuente: Elaboración propia

En esta configuración la diferencia de temperaturas en toda la longitud del tubo intercambiador es más constante que en el paso de flujos en paralelo, en la que iría decreciendo con su avance.

Tpe

Tss

Tse

Tps

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Figura 3.28: Diferencia de temperaturas en un intercambiador tubular con flujo a contracorriente. Esquema. Fuente: Elaboración propia

El diámetro de los tubos debe ser reducido, para que la superficie de intercambio en relación al volumen de circulación sea elevado. Un tubo de mayor diámetro implica que el fluido de la zona central no reciba suficiente calor.

Para poder aumentar el caudal de circulación, se diseñan los equipos mediante un haz de tubos interiores en paralelo por los que circula uno de los fluidos, todos ellos dentro de una carcasa única por la que circula el otro fluido. Como la entrada y salida de la carcasa están situadas en posiciones opuestas (en sentido longitudinal y transversal), ambos fluidos se cruzan (sin contacto físico).

Estos son los denominados intercambiadores de carcasa y tubos, de uso mayoritario en la industria, ya que se comportan bien ante elevadas presiones y temperaturas. Sin embargo, la transferencia de calor no es demasiado eficiente.

En las instalaciones solares térmicas con intercambiador externo es más común la utilización de intercambiadores de placas. Un intercambiador de placas está formado por un paquete de placas metálicas con orificios por los que circulan los fluidos de intercambio. Se disponen unas juntas que obligan a los fluidos a circular entre las

T (ºC)

Tpe

Tse

Tss

Tps

x (m) L

Figura 3.29: Intercambiador de carcasa y tubos. Fuente: J. Mambres SL

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placas, de forma alterna frío-caliente. Las placas presentan una superficie con relieve corrugado, que aumenta la transferencia de calor mediante la formación de turbulencias.

Este tipo de intercambiadores ofrece un mantenimiento más

sencillo, puesto que es desmontable y sus placas reemplazables por otras.

Son adecuados para fluidos con baja viscosidad, como el agua, y temperaturas moderadas, por debajo de los 150ºC, como son los valores de trabajo de las instalaciones solares térmicas de baja temperatura. Tampoco soportan bien presiones elevadas, debido al propio ensamblaje de placas independientes.

Los intercambiadores de placas ofrecen una muy buena transferencia de calor, ya que la superficie de intercambio (placas) es grande en comparación con el volumen de caudal.

El intercambiador de calor externo puede tener diferentes aplicaciones, en función de su posición en la instalación. Puede estar situado en el llamado circuito de carga del acumulador, esto es, transfiriendo el calor entre el circuito primario solar o de captadores y el circuito secundario de agua de calefacción (no ACS de consumo directo) que se almacena en un acumulador de inercia, ya descrito.

La otra ubicación posible es en el circuito de descarga, entre el acumulador de inercia y el acumulador de ACS.

Figura 3.30: Intercambiador de placas. Esquema de funcionamiento y equipo (Modelo: Vitotrans 100)

Fuente: Viessmann

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Dependiendo de su posición, tanto el tipo de fluido como las temperaturas y el caudal serán diferentes, por lo que también lo será su operación.

A continuación se muestran, como ejemplo ilustrativo, los datos técnicos de un modelo de intercambiador de placas del mercado. Puede instalarse tanto en el circuito de carga como en el de descarga. Mediante el acoplamiento de más o menos número de placas se pueden configurar equipos para diferentes rangos de operación (ver variación de longitud, para la misma anchura y altura).

Datos constructivos Circuito de carga Circuito de descarga

Dimensiones sin aislamiento térmico

Longitud mm 155-278 96-211 Anchura mm 118 118 Altura mm 523 523 Dimensiones con aislamiento térmico

Longitud mm 130-282 160-337 Anchura mm 178 178 Altura mm 600 600 Peso kg 14-26 6,8-18,8 Capacidad Circuito primario litros 2,28-4,66 0,85-3,22 Circuito secundario litros 2,37-4,74 0,95-3,32 Presión máxima de servicio admisible

bar 16 30

Temperatura máxima de servicio admisible

ºC 200 200

Datos operativos Potencia térmica kW 25-60 25-90 Caudal Circuito primario m3/h 0,83-2,00 0,61-2,20 Circuito secundario m3/h 0,84-2,01 0,43-1,55 Pérdida de carga máx.

Circuito primario mbar 54-80 27-24 Circuito secundario mbar 51-72 14-12 Superficie máxima de captradores m2 42-100 ----

Tabla 3.10: Datos técnicos de intercambiador de calor externo de placas, varias

configuraciones y aplicaciones de modelo Vitotrans 100. Fuente: Viessmann

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En la tabla se observa cómo para una superficie de captación grande el tamaño y peso del intercambiador no son excesivos.

Los datos operativos están calculados para unas temperaturas de intercambiador de Tpe=60ºC, Tps=36ºC, Tse=30ºC y Tss=56ºC.

En el tema 4 se analizan todos los aspectos relativos al diseño de las instalaciones y sus componentes.

IX. CIRCUITOS HIDRÁULICOS

9.1. Características generales

Los elementos fundamentales de captación, intercambio, acumulación y suministro de calor necesitan del sistema de conducciones que transporte los fluidos de uno a otro de la forma más eficiente y segura posible. Este sistema hidráulico es básico para asegurar el buen funcionamiento de la instalación.

Dentro del estudio del sistema hidráulico incluimos los siguientes puntos:

• Fluido de trabajo.

• Conexionado de captadores.

• Tuberías.

• Bombas de circulación.

• Válvulas.

• Vasos de expansión.

• Purga de aire.

• Vaciado y llenado de la instalación hidráulica.

Como se ha señalado en varias ocasiones a lo largo del documento,

se pueden diferenciar varios circuitos hidráulicos en una instalación solar térmica. El número de ellos no es fijo, ya que depende del tamaño de la instalación.

Debido a la prohibición de los sistemas directos, donde el agua de captadores es la misma que la de consumo, en toda instalación existen al menos dos circuitos hidráulicos, si bien puede haber más. En definición del CTE:

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• Circuito primario: circuito del que forman parte los captadores y las tuberías que los unen, en el cual el fluido recoge la energía solar y la transmite.

• Circuito secundario: circuito en el que se recoge la energía transferida del circuito primario para ser distribuida a los puntos de consumo.

• Circuito de consumo: circuito por el cual circula el agua de consumo.

En sistemas pequeños, con unos pocos captadores y un

interacumulador donde se acumula ya el ACS para suministrar a los diferentes puntos de consumo (a través de un calentador auxiliar en línea, por ejemplo), sólo existen dos circuitos, siendo el secundario y el de consumo el mismo.

En instalaciones grandes, sin embargo, se puede recurrir a intercambiadores externos o a acumuladores de inercia, con lo cual la transmisión del calor se realiza en más etapas y el número de circuitos hidráulicos es mayor. En estos casos, está clara la definición de circuito primario, el de captadores, y circuito de consumo como extremos de la cadena.

Por sus características propias de este tipo de instalaciones, se presta especial atención al circuito primario y así lo hace también el CTE y otros documentos similares. Las siguientes etapas hasta el consumo deben cumplir las condiciones generales de todo sistema de suministro de ACS sobre pérdidas de carga reducida, aislamiento térmico, etc.

Antes de entrar en la descripción de los diferentes elementos, conviene rescatar las indicaciones generales del CTE sobre el circuito hidráulico primario, en su apartado 3.3.5.1 del Documento Básico HE4:

1. Debe concebirse inicialmente un circuito hidráulico de por sí

equilibrado. Si no fuera posible, el flujo debe ser controlado por válvulas de equilibrado.

2. El caudal del fluido portador se determinará de acuerdo con las especificaciones del fabricante como consecuencia del diseño de su producto. En su defecto su valor estará comprendido entre 1,2 l/s y 2 l/s por cada 100 m² de red de captadores. En las instalaciones en las que los captadores estén conectados en serie, el caudal de la instalación se obtendrá aplicando el

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criterio anterior y dividiendo el resultado por el número de captadores conectados en serie.”

Un circuito hidráulico equilibrado es aquel en el que se produce una

distribución uniforme de caudales por cada captador o conjunto de captadores y, en general, por cada rama en paralelo de la instalación. Para lograr esta distribución uniforme, las longitudes y recorrido de las tuberías en cada rama deben producir unas pérdidas de carga similares.

Si los caudales son equilibrados, el incremento térmico en los grupos de captadores conectados en paralelo será similar y el aprovechamiento de la instalación el óptimo.

En ocasiones resulta complicado garantizar el equilibrado únicamente mediante el diseño del sistema de conducciones y conexionado de captadores. En estos casos deben incluirse las válvulas de equilibrado que permitan asegurar la distribución uniforme de caudales.

En cuanto al caudal recomendado para el circuito de captadores o primario, los valores indicados de caudal específico se estiman en un rango entre 43 y 72 litros/h.m2, según el CTE, hasta 60l/h.m2 en el Pliego del IDAE. Algunos fabricantes recomiendan un caudal de 10-30 litros/h.m2, es lo que se conoce como low-flow, mejora el rendimiento aunque puede encarecer el precio de la bomba e intercambiador.

Lógicamente, en los captadores en serie el caudal es el mismo para todos ellos, por lo que se contabilizan a estos efectos como un único equipo. Su efecto se materializa en un mayor salto térmico, por etapas.

Así pues, el rango de caudales recomendados para el circuito primario, Q, se puede estimar cómo:

Q (l/h) =43-72(l/h.m2).Nparalelo.Scaptador (m2)

Donde Nparalelo es el número de ramas en paralelo del sistema de captadores y Scaptador la superficie de cada captador.

Estas estimaciones deben ajustarse con los datos suministrados por el fabricante de los captadores solares.

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9.2. Fluido de trabajo

El fluido de trabajo, o fluido de captadores, es el que circula por el circuito primario. Recibe el calor a su paso por los captadores y lo transfiere al agua del circuito secundario o de consumo en el intercambiador (o interacumulador).

El fluido del circuito primario requiere una serie de características mínimas derivadas de sus condiciones de operación (Peuser, 2005):

• Ser resistente a la temperatura de trabajo, incluso hasta el

valor máximo o temperatura de estancamiento del captador.

• Ofrecer protección frente a las heladas, en el caso de que la climatología del lugar así lo precise.

• Garantizar protección anticorrosiva si en el circuito primario se utilizan materiales mixtos o con tendencia a oxidarse.

• Tener un calor específico elevado y una buena conductividad térmica, para poder efectuar de manera óptima el transporte y transferencia del calor.

• No debe ser tóxico ni contaminar el medioambiente, ya que aunque circula por un circuito cerrado, puede haber fugas y, además, en algún momento hay que cambiar el fluido degradado.

• Tener una baja viscosidad para mantener en valores reducidos las pérdidas de carga en las conducciones.

• Tener un coste bajo y una amplia disponibilidad en el mercado.

La propia agua de red cumple todas estas condiciones, siendo el fluido más adecuado salvo en lugares donde se puedan producir heladas en algún momento del año. Incluso en estos lugares, si el sistema dispone de “drain-back”, puede utilizarse.

El “drain-back” es el vaciado automático del circuito de captadores cuando estos se encuentran a una temperatura excesiva (para evitar el sobrecalentamiento) o muy baja, frente a heladas. Cuando esto ocurre se detiene la bomba de circulación y el fluido se acumula en el depósito instalado al efecto o bien en el propio intercambiador en sistemas con un volumen reducido del circuito primario.

Cuando sí hay riesgo de heladas nocturnas se utiliza agua con anticongelante, normalmente glicol en sus derivados, antes

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etilenglicol y ahora propilenglicol, este último de menor riesgo para la salud.

El CTE establece una serie de requisitos para el fluido de trabajo, que complementan lo anteriormente expuesto:

1. El fluido portador se seleccionará de acuerdo con las especificaciones del fabricante de los captadores. Pueden utilizarse como fluidos en el circuito primario agua de la red, agua desmineralizada o agua con aditivos, según las características climatológicas del lugar de instalación y de la calidad del agua empleada. En caso de utilización de otros fluidos térmicos se incluirán en el proyecto su composición y su calor especifico.

2. El fluido de trabajo tendrá un pH a 20 °C entre 5 y 9, y un contenido en sales que se ajustará a lo señalado en los puntos siguientes:

a) La salinidad del agua del circuito primario no excederá de

500 mg/l totales de sales solubles. En el caso de no disponer de este valor se tomará el de conductividad como variable limitante, no sobrepasando los 650 μS/cm;

b) El contenido en sales de calcio no excederá de 200 mg/l, expresados como contenido en carbonato cálcico;

c) El límite de dióxido de carbono libre contenido en el agua no excederá de 50 mg/l.

3. Fuera de estos valores, el agua deberá ser tratada.

Asimismo, en el punto dedicado a la protección frente a heladas, el

CTE limita las características del aditivo anticongelante del agua del primario:

“La instalación estará protegida, con un producto químico no tóxico cuyo calor específico no será inferior a 3 kJ/kg.K, en 5 ºC por debajo de la mínima histórica registrada con objeto de no producir daños en el circuito primario de captadores por heladas. Adicionalmente este producto químico mantendrá todas sus propiedades físicas y químicas dentro de los intervalos mínimo y máximo de temperatura permitida por todos los componentes y materiales de la instalación.”

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Fluido de trabajo

(% propilenglicol)

Densidad 20ºC

(kg/l)

Viscosidad 20ºC

(mm2/s)

Caída presión relativa

Calor específico Cp (-20ºC) (kJ/kg.ºC)

Conductividad 20ºC

(W/m.ºC)

Punto congelación

(ºC)

Agua (0%) 0,998 1 1 4,182 (0ºC) 0,5996 0

40% 1,037 4,5 1,5 3,55 0,38 -21

50% 1,045 6 1,7 3,3 0,36 -32

60% 1,053 9 1,8 3,1 0,32 -47

Tabla 3.11: Características de fluido de trabajo (agua + propilenglicol) a diferentes

concentraciones. Fuente: Tyforop Chemie GmbH y AJ Chapman

Se observa en la tabla que los aditivos que es necesario añadir al agua para proteger al circuito primario frente a las heladas modifican las condiciones del fluido. El objetivo buscado es la disminución del punto de congelación, dependiendo de las condiciones climatológicas del lugar de instalación. Se observa una importante reducción de este punto con el aumento de la concentración de glicol.

La concentración de anticongelante en agua debe ajustarse a lo requerido; no debe ser excesiva, ya que también aumenta la viscosidad del fluido y disminuye su calor específico. Un aumento de la viscosidad implica mayores pérdidas de carga o presión, que hace necesaria una mayor potencia de bombeo.

La disminución del calor específico supone una menor eficiencia en la transferencia energética. El CTE establece un mínimo de 3kJ/kgºC para una temperatura de 5ºC por debajo del mínimo histórico del lugar. Se ha seleccionado una temperatura de -20ºC, salvo en el agua, ya que esta ya estaría congelada a esa temperatura. Una concentración por encima del 60% supone un calor específico demasiado bajo, fuera de norma.

Además, el fabricante del producto indica una temperatura máxima de operación de 170ºC para evitar la degradación de sus propiedades.

9.3. Conexionado de captadores

En los sistemas que requieren varios captadores para el suministro de la energía térmica demandada, estos deben conectarse en serie y/o paralelo, tratando de mantener un flujo uniforme o equilibrado en todos ellos.

Si por alguno de los conductos del primario a su paso por los captadores circula un flujo inferior a lo previsto, la extracción de calor

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del absorbedor será deficiente, con un incremento excesivo de la temperatura del equipo, que incrementa las pérdidas.

El CTE presenta un conjunto de requisitos para el conexionado de captadores solares térmicos:

1. “Se debe prestar especial atención en la estanqueidad y

durabilidad de las conexiones del captador.

2. Los captadores se dispondrán en filas constituidas, preferentemente, por el mismo número de elementos. Las filas de captadores se pueden conectar entre sí en paralelo, en serie ó en serie-paralelo, debiéndose instalar válvulas de cierre, en la entrada y salida de las distintas baterías de captadores y entre las bombas, de manera que puedan utilizarse para aislamiento de estos componentes en labores de mantenimiento, sustitución, etc. Además se instalará una válvula de seguridad por fila con el fin de proteger la instalación.

3. Dentro de cada fila los captadores se conectarán en serie ó en paralelo. El número de captadores que se pueden conectar en paralelo tendrá en cuenta las limitaciones del fabricante. En el caso de que la aplicación sea exclusivamente de ACS se podrán conectar en serie hasta 10 m2 en las zonas climáticas I y II, hasta 8 m2 en la zona climática III y hasta 6 m2 en las zonas climáticas IV y V.

4. La conexión entre captadores y entre filas se realizará de manera que el circuito resulte equilibrado hidráulicamente recomendándose el retorno invertido frente a la instalación de válvulas de equilibrado.”

El conexionado en serie implica que existe un caudal único por toda

la rama así conectada. El caudal circulante incrementa su temperatura por etapas, a su paso por cada captador. La restricción del párrafo anterior del CTE se debe a que en zonas de menor insolación (zonas climáticas I y II) se requiere un mayor número de etapas (captadores en serie) para obtener el mismo salto térmico total, ya que el calentamiento por cada etapa es inferior al de las zonas de mayor insolación.

Se indica también que para lograr el equilibrado del sistema es preferible una conexión con retorno invertido a la instalación de válvulas de equilibrado.

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La conexión con retorno invertido consiste (ver figura 3.31) en llevar la conducción del fluido frío al captador más lejano y a partir de ahí distribuir el fluido a todos los captadores por su parte baja. La recogida del fluido caliente se realiza por la parte superior opuesta a la conexión de entrada, y en orden contrario a como se ha distribuido, es decir, el captador que se alimenta el último es ahora del que se recoge primero el fluido caliente y viceversa.

Figura 3.31: Conexionado de captadores con retorno invertido. Fuente: Termicol

Para que el retorno invertido realmente provoque un reparto uniforme de caudales, las pérdidas de carga en las tuberías de conexión y distribución deben ser al menos tres veces inferiores a la pérdida de carga en cada captador. Es decir, es el captador el que define principalmente las pérdidas de carga del conjunto.

A continuación se describen las diferentes configuraciones de los sistemas de captación en las instalaciones solares térmicas.

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9.3.1. Conexionado en paralelo

En el conexionado de captadores en paralelo el flujo del primario que proviene del intercambiador se divide en tantas partes como ramas en paralelo haya. Al paso por el captador, el fluido incrementa su temperatura en un valor similar en todos ellos, siempre que el caudal circulante y la radiación incidente sean iguales. A la salida, los caudales de los captadores se vuelven a juntar en una conducción de distribución de mayor diámetro, que retorna al intercambiador o interacumulador, donde cede parte de su calor.

En este tipo de conexiones las pérdidas de carga son reducidas, ya que el recorrido del fluido por los captadores es corto, en comparación con la conexión serie. El caudal es elevado en la distribución, pero basta con diseñar un diámetro de conductos suficiente.

La conexión en paralelo permite disponer de caudales totales elevados.

Además del diseño del circuito primario con retorno invertido mostrado en la figura anterior, existen equipos que incorporan la tubería de distribución y las conexiones de forma que se puede realizar el acoplamiento entre captadores directamente, sin necesidad de añadir tuberías externas para componer la conexión paralelo.

Cada una de estas unidades, de no más de 5 equipos, se denomina batería de captadores. Para formar un campo de captación mayor se pueden conectar varias baterías de captadores en paralelo (o en serie), como se muestra en el ejemplo en la figura 3.32.

Figura 3.32: Conexionado en paralelo de dos baterías de captadores, cada una de

ellas también con equipos en paralelo. Fuente: Isofotón

Entrada agua fría

Salida agua caliente

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Si todos los captadores están conectados en paralelo, el caudal total de diseño del circuito primario es igual al producto del caudal específico del campo solar por la superficie total de captadores.

Qtotal (l/h)= Qs (l/h.m2).Scaptación(m2)

Qtotal (l/h)=Qs (l/h.m2).Ncaptadores.Scaptador(m2)

Si de las hojas técnicas del fabricante se conoce el caudal por captador, el caudal total en la conexión paralelo es:

Qtotal (l/h)=Qcaptador(l/h).Ncaptadores

9.3.2. Conexionado en serie

En el conexionado en serie el flujo total del primario pasa por todos y cada uno de los captadores. De la salida del primero de ellos se accede a la entrada del segundo, de la salida de este a la entrada del siguiente, como se muestra en la figura 3.33.

Figura 3.33: Conexionado en serie de captadores. Fuente: Isofotón

Así pues, en conexión serie el caudal total del conjunto de captadores es igual al caudal de un captador:

Qtotal (l/h)=Qcaptador(l/h)

Si el dato conocido es el caudal específico (por unidad de superficie) el caudal total es el producto de dicho caudal específico por la superficie de un captador:

Qtotal (l/h)=Qs (l/h.m2).Scaptador(m2)

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Se comprende que en una conexión serie el caudal del circuito primario es reducido. Con este caudal, el incremento de temperaturas en las diferentes etapas es elevado, con un rendimiento inferior del campo solar. El número de captadores en serie debe limitarse para evitar problemas de sobrecalentamiento.

Es posible aumentar el caudal sobre lo indicado como mínimo por el fabricante, si bien este aumento implica mayores pérdidas de carga en los captadores.

Resumiendo, la conexión serie se caracteriza por caudales de circulación bajos y pérdidas de carga elevadas. Estas condiciones dificultan las labores de bombeo del agua. Como principal ventaja está el equilibrado del caudal circulante, lógicamente, ya que es el mismo por todos los captadores.

Para que las pérdidas de carga al paso por el captador no sean excesivas, se pueden usar captadores con los tubos internos del absorbedor en forma de parrilla, esto es, en paralelo. El caudal que llega al captador se divide en tantas partes como tubos forman dicha parrilla.

9.3.3. Conexionado en serie-paralelo

En una instalación de gran tamaño resulta complejo obtener un sistema totalmente equilibrado mediante conexionado paralelo exclusivamente, aunque incorpore retorno invertido, debido a las grandes longitudes de tuberías que hay que disponer.

Por otra parte, el número de captadores en serie está limitado por temperatura. Al ser los caudales de circulación bajos no es posible incluir un número de etapas de calentamiento excesivo.

Combinando ambas configuraciones, se obtiene el conexionado mixto, serie-paralelo, como el mostrado en la figura 3.34:

Figura 3.34: Conexionado en paralelo de dos ramas de tres captadores en serie cada una. Fuente: Isofotón

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En esta conexión el caudal total es la suma de los caudales de las ramas en paralelo:

Qtotal (l/h)=Qcaptador (l/h).Nparalelo

Este tipo de conexionado aprovecha las ventajas de ambas

configuraciones y reduce sus inconvenientes.

Debido a que las pérdidas de carga en los captadores son al menos 3 veces superiores a las de las conducciones externas, de distribución, se favorece el equilibrado del sistema. De esta forma, no es necesario el diseño de un retorno invertido que implica un coste elevado en tuberías y una peor integración arquitectónica.

Al mismo tiempo, la reducción de caudal (denominado bajo flujo o low-flow) a la que obliga la conexión serie permite instalar tubos de menor diámetro.

9.4. Tuberías y aislamiento

El CTE establece las siguientes condiciones generales para el sistema de tuberías de la instalación solar:

1. “El sistema de tuberías y sus materiales deben ser tales que no exista posibilidad de formación de obturaciones o depósitos de cal para las condiciones de trabajo.

2. Con objeto de evitar pérdidas térmicas, la longitud de tuberías del sistema deberá ser tan corta como sea posible y evitar al máximo los codos y pérdidas de carga en general. Los tramos horizontales tendrán siempre una pendiente mínima del 1% en el sentido de la circulación.

3. El aislamiento de las tuberías de intemperie deberá llevar una protección externa que asegure la durabilidad ante las acciones climatológicas admitiéndose revestimientos con pinturas asfálticas, poliésteres reforzados con fibra de vidrio o pinturas acrílicas. El aislamiento no dejará zonas visibles de tuberías o accesorios, quedando únicamente al exterior los elementos que sean necesarios para el buen funcionamiento y operación de los componentes.”

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La elección de las tuberías debe tomar en consideración las temperaturas y presiones de trabajo y el tipo de fluido circulante.

Deben ser resistentes a temperaturas de hasta 150ºC en todo el circuito y a la temperatura de estancamiento definida en las especificaciones del captador en los tramos próximos a su salida, en la llamada tubería de impulsión del captador.

Debido al amplio margen de temperaturas de trabajo (-20ºC a 150ºC), entre la noche en invierno y un día soleado de verano, se producen cambios dimensionales por dilatación del material. Los tubos situados a la intemperie deben fabricarse con materiales de bajo coeficiente de dilatación. Resulta especialmente crítico en juntas y uniones entre tramos de tubos y entre tubos y equipos.

El material utilizado debe ser resistente al fluido de trabajo, normalmente agua + glicol en el primario. En la información técnica del fluido de trabajo se indica las posibles incompatibilidades con diversos materiales. Por ejemplo, el glicol disuelve el Zinc, por lo que no se debe utilizar galvanizados en los tubos del primario. Deben cuidarse también las soldaduras, preferiblemente en Plata y Cobre.

Sobre los materiales de fabricación de las tuberías, el CTE ofrece unos requisitos claros:

1. “En las tuberías del circuito primario podrán utilizarse como materiales el cobre y el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o embridadas y protección exterior con pintura anticorrosiva.

2. En el circuito secundario o de servicio de agua caliente sanitaria, podrá utilizarse cobre y acero inoxidable. Podrán utilizarse materiales plásticos que soporten la temperatura máxima del circuito y que le sean de aplicación y esté autorizada su utilización por las compañías de suministro de agua potable.”

Se limita por tanto a tuberías de cobre y acero inoxidable en el circuito primario, a las que se añade plásticos adecuados para ACS en el secundario o circuito de consumo.

Tanto el cobre como el acero tienen una elevada conductividad térmica. Por ello, es indispensable recubrirlas con el aislamiento adecuado que evite la pérdida de calor en los circuitos, de forma que la transferencia hacia el consumo sea lo más eficiente posible.

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El Reglamento de Instalaciones Térmicas de los Edificios (RITE, BOE 29 Agosto 2007), indica espesores mínimos del aislamiento tanto para conducciones interiores como exteriores, en función del diámetro exterior del tubo y de la temperatura del fluido.

Los valores se muestran en la tabla 3.12, para materiales aislantes con conductividad térmica λ20ºC=0,040W/m.ºC. En el mismo documento RITE se propone una corrección para materiales con diferente conductividad.

Temperatura máxima del fluido (ºC) Diámetro exterior (mm) 40-60 60-100 100-180

Int. Ext. Int. Ext. Int. Ext. D≤35 25 35 25 35 30 40

35<D≤60 30 40 30 40 40 50 60<D≤90 30 40 30 40 40 50 90<D≤140 30 40 40 50 50 60

D>140 35 45 40 50 50 60

Tabla 3.12: Espesores mínimos de aislamiento de tuberías y accesorios que transportan fluidos calientes que discurren por el interior y exterior de edificios.

Fuente: RITE, 2007.

9.5. Bombas de circulación

Como ya se mencionó al introducir los diferentes tipos de instalaciones, salvo los pequeños sistemas que funcionan por convección natural o termosifón, la mayor parte disponen de bombas que garantizan la circulación del fluido y compensan las pérdidas de carga en los circuitos, que deben ser bajas.

El propio CTE obliga a instalar bombas de circulación en instalaciones que cuenten con más de 10 m2 de superficie de captación en un solo circuito primario al tener que ser éstas de tipo forzado.

Añade que en sistemas de mayor tamaño, por encima de los 50m2 de captadores, se montarán dos bombas idénticas en paralelo, dejando una de reserva, tanto en el circuito primario como en el secundario. En este caso se preverá el funcionamiento alternativo de las mismas, de forma manual o automática para prolongar su tiempo de vida.

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Las bombas en línea deben instalarse en las zonas más frías del circuito, esto es, en la tubería de retorno a captadores en el circuito primario. Incluso en esta zona pueden alcanzarse temperaturas de 100ºC de forma continuada, con picos sobre los 120-130ºC después de una situación de estancamiento.

Debe cuidarse que no aparezca ningún tipo de cavitación (formación de bolsas de aire, dañinas para la bomba) y siempre con el eje de rotación en posición horizontal.

Como se indica en el CTE, los materiales de la bomba del circuito primario deben ser compatibles con las mezclas anticongelantes y en general con el fluido de trabajo utilizado.

En una bomba de circulación no es posible trabajar al mismo tiempo en los valores máximos de caudal y altura de bombeo, como es normal. Las curvas características muestran los posibles puntos de trabajo (altura de bombeo frente a caudal).

En un circuito cerrado, la altura de bombeo viene determinada por las pérdidas de carga que el fluido debe superar en todo su recorrido, incluyendo tuberías (rectas y codos), caudalímetros, válvulas y cualquier otro componente.

Además, debe tenerse en cuenta que cuanto mayor es la concentración de anticongelante, mayor es su viscosidad y también son más elevadas las pérdidas de carga. Así pues, debe analizarse la operación de la bomba en las condiciones reales de operación.

Figura 3.35: Bomba de circulación centrífuga en línea, UPS 25-40. Fuente: Grundfos

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Se muestra un ejemplo de curva característica en la figura 3.36,

obtenida para unas condiciones de viscosidad comunes en agua con anticongelante y temperatura del fluido de sólo 0ºC. Para temperaturas inferiores la circulación se ve dificultada (arranques después de noches frías), mientras que en operación normal, con temperaturas muy superiores la circulación se facilita.

El caudal circulante está indicado por el fabricante del captador solar, siendo el necesario para poder extraer el calor absorbido por el equipo. Cuando las conexiones de los captadores son en paralelo, el caudal nominal será el igual caudal unitario de diseño multiplicado por la superficie total de captadores en paralelo.

Una evaluación de las pérdidas de carga por debajo de lo real implica que el caudal de circulación en la práctica va a ser inferior a lo esperado. En el gráfico se produce un desplazamiento del punto de

Figura 3.36: Ejemplo de curvas

características de bomba de circulación,

UPS 25-40 180. Fuente: Grundfos

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trabajo hacia la izquierda a lo largo de la curva característica de la figura anterior.

Si esto sucede, la extracción de calor no será suficiente, alcanzándose temperaturas por encima de lo diseñado en los captadores, que pueden resultar peligrosas para los componentes de la instalación. Asimismo, se reduce la eficiencia de la instalación.

En la siguiente tabla se muestran los principales datos técnicos de una bomba de circulación del mercado, a modo de ejemplo.

Producto UPS Solar 25-40 180

Técnico Altura máxima: 4 m

Clase TF 110 (TMAX)

Instalación: Rango de temperaturas ambientes 0 .. 40 °C

Humedad relativa 95 % Presión de trabajo máxima 10 bar Diámetro de conexiones G 11/2

Distancia entre conexiones de aspiración y descarga

180 mm

Líquido Rango de temperatura del líquido 2 .. 110 °C

Datos eléctricos Potencia 35 .. 55 W

Frecuencia de alimentación 50 Hz

Tensión nominal 1 x 230 V

Corriente nominal 0.16 A

IMAX 0.25 A

Otros

Peso bruto: 2.8 kg

Tabla 3.13: Datos característicos de bomba de circulación UPS 25-40 180.

Fuente: Grundfos

Además de los puntos mencionados anteriormente, el CTE limita la potencia eléctrica máxima de la bomba a instalar, de forma que no se consuma una gran cantidad de energía eléctrica para provocar la circulación del fluido. Los valores especificados son los siguientes:

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Sistema Potencia eléctrica de la bomba Sistema pequeño 50W o 2% de la mayor potencia calorífica que pueda

suministrar el grupo de captadores Sistemas grandes 1% de la mayor potencia calorífica que pueda

suministrar el grupo de captadores

Tabla 3.14: Potencia eléctrica máxima de la bomba, según CTE DB HE4. Fuente: Código Técnico de la Edificación

9.6. Válvulas

Las válvulas son dispositivos que se emplean para controlar o impedir la circulación del fluido por una tubería. Como todos los elementos de los circuitos hidráulicos, las válvulas deben resistir las condiciones de máxima temperatura y presión a las que se vayan a ver sometidas. Asimismo, las situadas en el circuito primario deben ser compatibles con la mezcla de agua y anticongelante que circula por él.

Existen diferentes tipos de válvulas según su función dentro de la instalación (CTE en su Documento Básico HE4):

• Aislamiento o corte: siempre debe existir una válvula de corte en la acometida de agua fría a la instalación. Además, salvo en sistemas muy pequeños, se recomienda situar válvulas a la entrada y salida de los principales equipos, de manera que se puedan realizar tareas de mantenimiento forma segura, sin tener que vaciar la instalación. En instalaciones de gran tamaño se puede aislar una parte del sistema sin parar el funcionamiento del conjunto, con los circuitos de by-pass correspondientes con válvulas de tres vías. Se recomienda el uso de válvulas de esfera.

• Equilibrado de circuitos: son válvulas que introducen una pérdida de carga adicional para obtener el equilibrado de caudales en el circuito. Se recomienda el uso de válvulas de asiento.

• Vaciado del circuito: por recambio del líquido degradado o por mantenimiento del circuito hidráulico puede interesar vaciar este completamente. Se recomienda el uso de válvulas de esfera o de macho.

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• Llenado del circuito y presurización: el llenado del circuito debe garantizar un nivel de presión adecuado y reducir la entrada de aire en lo posible. Se recomienda el uso de válvulas de esfera.

• Purga de aire: el aire reduce la transmisión de calor, además de dificultar la circulación del agua y provocar riesgo de cavitación en la bomba. Se recomienda el uso de válvulas de esfera o de macho.

• Seguridad: son válvulas taradas a una cierta presión que permiten la salida de fluido para evitar sobrepresiones peligrosas. Deben instalarse al menos una en cada circuito cerrado de la instalación, además, en cada sección del campo de captadores y en cada acumulador, siempre en un ramal acoplado a la tubería fría del circuito correspondiente. Se recomienda el uso de válvulas de resorte.

• Retención: son válvulas antirretorno, que se utilizan para evitar la circulación del fluido en un sentido no deseado, por circulación natural u otro motivo. Se recomienda el uso de válvulas de disco, de clapeta o de muelle.

Además, pueden utilizarse válvulas mezcladoras en el circuito de consumo para asegurar que la temperatura de utilización no supera los valores de diseño y no causan daños a los usuarios.

9.7. Vasos de expansión

El vaso de expansión es un depósito acoplado al circuito hidráulico cuya función es compensar los cambios de volumen del fluido de trabajo ante variaciones de temperatura.

Cuando el fluido del circuito primario se calienta experimenta una dilatación. El aumento de volumen se recoge en el vaso. Sin un vaso de expansión, se produciría un aumento de presión hasta llegar al escape por la válvula de seguridad instalada para evitar la sobrepresión. Cuando el fluido se enfría retorna al circuito.

Al realizar su función, el vaso de expansión permite también mantener la presión del circuito dentro del rango de diseño, por encima de la presión atmosférica para evitar la entrada de aire.

Los vasos de expansión pueden ser de dos tipos, abierto o cerrados. Un vaso de expansión abierto está en contacto con la atmósfera, por lo que debe estar situado al menos 2,5 metros (según

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Pliego IDAE) por encima del punto más alto del circuito para evitar la entrada de aire y el rebose.

Aunque en el CTE se incluye ambos tipos de sistemas de expansión, es recomendable la instalación de vasos de expansión cerrados, sin ninguna duda en los sistemas de tamaño medio y grande, por encima de los 70kWth, que equivale a 100m2. Por ejemplo, en las Prescripciones Técnicas para las Instalaciones Solares Térmicas de la Junta de Andalucía (Abril 2007) se obliga al uso de sistemas cerrados.

Figura 3.37: Vaso de expansión abierto (izq.) y cerrado (dcha.)

Los vasos de expansión cerrados llevan un gas presurizado separado del fluido de trabajo por una membrana elástica.

Resulta obligada la instalación de un vaso de expansión en el primario, ya que no se puede permitir la fuga de fluido. También si se dispone de un circuito secundario cerrado. Es opcional, disponer de vaso de expansión en el circuito de agua de consumo, abierto, en función de las variaciones de temperatura y del rango de fuga de agua.

Como se indica en el CTE el vaso de expansión se sitúa en la aspiración de la bomba de circulación, como se muestra en la figura

Figura 3.38: Tamaños de vasos de expansión solares cerrados. Fuente: Ibaiondo

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3.37. Los kits de impulsión vienen preparados para la entrada del vaso de expansión, así como del sistema de llenado/vaciado.

El dimensionado de los vasos de expansión se detalla en el tema siguiente. Debe considerarse la temperatura de trabajo, la presión y el volumen del circuito correspondiente.

9.8. Purga de aire

La entrada de aire al circuito primario resulta perjudicial para su operación. Se reduce la eficiencia del intercambio calorífico y se dificulta la circulación del fluido. Asimismo, perjudica la operación de la bomba y aumenta el riesgo de corrosión de los materiales.

Es necesario disponer los mecanismos de purga del aire que haya podido entrar en el circuito. Existen purgadores de aire de dos tipos: de accionamiento manual o automáticos.

El CTE establece los siguientes criterios para el purgador de aire:

1. “En los puntos altos de la salida de baterías de captadores y en todos aquellos puntos de la instalación donde pueda quedar aire acumulado, se colocarán sistemas de purga constituidos por botellines de desaireación y purgador manual o automático. El volumen útil del botellín será superior a 100 cm3. Este volumen podrá disminuirse si se instala a la salida del circuito solar y antes del intercambiador un desaireador con purgador automático.

2. En el caso de utilizar purgadores automáticos, adicionalmente, se colocarán los dispositivos necesarios para la purga manual.”

Añade una restricción importante referida al uso de purgadores en el circuito primario. Se debe evitar el uso de purgadores automáticos cuando se prevea la formación de vapor en el circuito.

En los demás circuitos donde se incluyan purgadores de aire automáticos, estos deben soportar, al menos, la temperatura de estancamiento del captador y en cualquier caso hasta 130 ºC en las zonas climáticas I, II y III, y de 150 ºC en las zonas climáticas IV y V.

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9.9. Sistema de llenado

En los sistemas con vasos de expansión abiertos se pueden utilizar dichos vasos para el llenado de la instalación.

Por el contrario, en los sistemas con vaso de expansión cerrado se debe incorporar un sistema de llenado manual o automático que permita, además presurizar el circuito, como indica el CTE en su apartado 3.4.9 del Documento Básico HE4.

El relleno del circuito primario debe realizarse de forma que se mantengan las condiciones del fluido de trabajo, normalmente agua con anticongelante a una determinada concentración. Asimismo debe evitarse la entrada de aire.

X. SISTEMA DE REGULACIÓN y CONTROL DE LA INSTALACIÓN

Junto a los sistemas de captación, acumulación, intercambio,

aporte auxiliar y a los circuitos hidráulicos, toda instalación solar térmica debe disponer de un sistema de regulación y control.

El sistema de regulación y control se encarga de asegurar el correcto funcionamiento de la instalación para proporcionar la máxima energía solar térmica posible y de la protección frente a la acción de múltiples factores como sobrecalentamientos del sistema, riesgos de congelaciones, etc.

En la sección 3.3.7 del CTE Documento Básico HE4 se especifican las funciones del sistema de control de la instalación:

1. “El sistema de control asegurará el correcto funcionamiento de las instalaciones, procurando obtener un buen aprovechamiento de la energía solar captada y asegurando un uso adecuado de la energía auxiliar. El sistema de regulación y control comprenderá el control de funcionamiento de los circuitos y los sistemas de protección y seguridad contra sobrecalentamientos, heladas etc.

2. En circulación forzada, el control de funcionamiento normal de las bombas del circuito de captadores, deberá ser siempre de tipo diferencial y, en caso de que exista depósito de acumulación solar, deberá actuar en función de la diferencia entre la temperatura del fluido portador en la salida de la

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batería de los captadores y la del depósito de acumulación. El sistema de control actuará y estará ajustado de manera que las bombas no estén en marcha cuando la diferencia de temperaturas sea menor de 2 ºC y no estén paradas cuando la diferencia sea mayor de 7 ºC. La diferencia de temperaturas entre los puntos de arranque y de parada de termostato diferencial no será menor que 2 ºC.

3. Las sondas de temperatura para el control diferencial se colocarán en la parte superior de los captadores de forma que representen la máxima temperatura del circuito de captación. El sensor de temperatura de la acumulación se colocará preferentemente en la parte inferior en una zona no influenciada por la circulación del circuito secundario o por el calentamiento del intercambiador si éste fuera incorporado.

4. El sistema de control asegurará que en ningún caso se alcancen temperaturas superiores a las máximas soportadas por los materiales, componentes y tratamientos de los circuitos.

5. El sistema de control asegurará que en ningún punto la temperatura del fluido de trabajo descienda por debajo de una temperatura tres grados superiores a la de congelación del fluido.

6. Alternativamente al control diferencial, se podrán usar sistemas de control accionados en función de la radiación solar.

7. Las instalaciones con varias aplicaciones deberán ir dotadas con un sistema individual para seleccionar la puesta en marcha de cada una de ellas, complementado con otro que regule la aportación de energía a la misma. Esto se puede realizar por control de temperatura o caudal actuando sobre una válvula de reparto, de tres vías todo o nada, bombas de circulación, o por combinación de varios mecanismos.”

En la figura 3.38 se muestra la disposición del sistema de control básico con dos tipos de actuación sobre la bomba del primario, de acuerdo con las indicaciones del CTE anteriores:

• Control diferencial con sensores en la salida de los captadores

(caliente) y en la parte baja (fría) del acumulador.

• Control de temperatura máxima en el acumulador, con sensor de temperatura en la parte alta (caliente).

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A acumulaciónconvencional

3000 l.D.A.C.S.-02

3000 l.D.A.C.S.-01

Figura 3.38: Control básico de una instalación solar. Fuente: Expert Sistemas Solares

XI. RESUMEN DEL TEMA

En este tema se describen las características básicas de las instalaciones solares y los diferentes tipos según criterios de clasificación diversos.

Se describen los principales componentes de las instalaciones, incidiendo en los requisitos que sobre cada uno de ellos establece el Código Técnico de la Edificación en su Documento Básico HE4.

En primer lugar se explican los tres mecanismos de transmisión de calor que se presentan en una instalación solar térmica: conducción, convección y radiación.

A continuación se describen los fundamentos de la generación térmica y los diferentes tipos de instalaciones.

Las siguientes secciones se dedican a los elementos que componen toda instalación solar térmica: sistema de captación, acumuladores, intercambiadores de calor, circuitos hidráulicos con todos sus componentes, sistema de generación auxiliar, para terminar con el sistema de control y regulación.

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En todos los casos se han descrito las funciones principales, condiciones operativas y las características técnicas fundamentales de los equipos existentes en el mercado.

Se deja para el tema siguiente todo lo relativo al dimensionado de las instalaciones.

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TEMA 3. DISEÑO Y OPERACIÓN DE INSTALACIONES SOLARES TÉRMICAS


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I. INTRODUCCIÓN

Una vez descritas las principales características de las instalaciones solares térmicas y de sus elementos, en este tema se aborda su diseño.

El punto de partida se encuentra en la exigencia de aporte solar que viene marcada por la normativa actualmente en vigor, el Código Técnico de la Edificación, en su Documento Básico de Ahorro de Energía, sección 4: “Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria” (CTE DB HE4). También resulta imprescindible la lectura del Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE que aunque no es de obligado cumplimiento, orienta y asesora con gran rigor técnico. Ambos documentos se encuentran fácilmente en la red.

Los datos de entrada del proceso de dimensionado y diseño de la instalación son:

• Demanda energética total requerida por el edificio, que se obtiene a partir de la estimación de demanda de agua y el salto térmico a aplicar.

• Energía solar disponible en el lugar de instalación y para la posición del campo de captadores, teniendo en cuenta posibles reducciones por sombreado y por orientaciones diferentes de la óptima.

En función de la demanda de agua y de la ubicación de la instalación se determina la contribución solar requerida. Para determinar el número (o superficie) de captadores se aplica uno de los métodos de dimensionado reconocidos en el sector. En este documento se trabaja con el llamado método f-chart, de amplia difusión y reconocimiento.

Para poder dimensionar la instalación deben conocerse de antemano las principales características de los captadores para poder cotejar en cada instalación cual es el que mejor encaja, bien por dimensiones, por superficie de captación, por calidad, por precio, etc.

Después de la descripción del método de diseño, el tema aborda dos casos prácticos. A continuación se indican las tareas de mantenimiento a realizar, para concluir con un análisis energético y económico de este tipo de sistemas.

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• Conocer el alcance y exigencias de la normativa actual aplicable

a las instalaciones solares térmicas.

• Comprender y aplicar las herramientas de dimensionado y diseño de las instalaciones.

• Evaluar la influencia de los diferentes factores externos que condicionan el funcionamiento de los sistemas.

III. CONDICIONES GENERALES DEL PROYECTO DE INSTALACIÓN SOLAR TÉRMICA 3.1. La instalación solar térmica en la edificación

En el tema inicial se ha presentado la evolución y la situación actual de la utilización de sistemas solares activos para la generación de calor en la edificación.

Son instalaciones con un grado de implantación importante en determinadas zonas del planeta con elevada insolación, partiendo de sistemas sencillos y poco costosos que, con el tiempo, han ido perfeccionándose.

En la mayor parte de los casos, la instalación solar térmica ha constituido un añadido al edificio, ya que normalmente su instalación ha sido posterior al propio diseño y construcción de la edificación. El hecho de que la gran mayoría de los sistemas instalados hayan sido de pequeño tamaño permitía su disposición “a posteriori” en edificios con condiciones adecuadas, en terrenos colindantes, azoteas, etc.

La necesidad de diversificar el uso de fuentes de energía y reducir en lo posible el consumo de recursos convencionales como gas o gasóleo ha provocado un aumento importante en el número de sistemas instalados y, poco a poco, en su tamaño.

Desde la aprobación del Código Técnico de la Edificación en marzo de 2006 se ha extendido aún más el uso de sistemas térmicos en España y se han desarrollado nuevos y mejores diseños de componentes.

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Por su relevancia práctica este tema va a tomar como base de desarrollo de un proyecto la aplicación de dicho Código Técnico, remarcando las posibles ampliaciones sobre los mínimos en él exigidos.

En primer lugar debe quedar claro el ámbito de aplicación de la normativa actual, en el Documento Básico HE4 del Código Técnico de la Edificación, sobre contribución solar mínima de agua caliente sanitaria (referido como CTE DB HE4 en lo que sigue).

Como indica el propio documento:

“… es aplicable a los edificios de nueva construcción y rehabilitación de edificios existentes de cualquier uso en los que exista una demanda de agua caliente sanitaria y/o climatización de piscina cubierta.”

Cabe destacar que no se menciona el apoyo a la calefacción, lo que

no impide diseñar instalaciones con ese fin, junto al suministro de ACS, ya que el CTE DB HE4 únicamente establece los mínimos a cumplir.

Como es lógico, existen circunstancias que limitan o incluso excluyen el uso de sistemas solares térmicos en determinados edificios. Así se recoge en el CTE:

“La contribución solar mínima determinada en aplicación de la exigencia básica…, podrá disminuirse justificadamente en los siguientes casos:

a) cuando se cubra ese aporte energético de agua caliente

sanitaria mediante el aprovechamiento de energías renovables, procesos de cogeneración o fuentes de energía residuales procedentes de la instalación de recuperadores de calor ajenos a la propia generación de calor del edificio;

b) cuando el cumplimiento de este nivel de producción suponga sobrepasar los criterios de cálculo que marca la legislación de carácter básico aplicable;

c) cuando el emplazamiento del edificio no cuente con suficiente acceso al sol por barreras externas al mismo;

d) en rehabilitación de edificios, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la configuración previa del edificio existente o de la normativa urbanística aplicable;

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e) en edificios de nueva planta, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la normativa urbanística aplicable, que imposibiliten de forma evidente la disposición de la superficie de captación necesaria;”

En los casos anteriores, salvo el a), se debe justificar en el

proyecto la inclusión alternativa de medidas o elementos que produzcan un ahorro energético térmico o reducción de emisiones de dióxido de carbono, equivalentes a las que se obtendrían mediante la correspondiente instalación solar, realizando mejoras en el aislamiento térmico y rendimiento energético de los equipos.

Así mismo, existe un último caso de excepción por motivos del valor histórico-artístico del edificio:

f) “cuando así lo determine el órgano competente que deba

dictaminar en materia de protección histórico-artística.”

Se establece un procedimiento para la verificación del cumplimiento

del CTE DB HE4, que incluye los siguientes puntos:

a) Obtención de la contribución solar mínima.

b) Cumplimiento de las condiciones de diseño y dimensionad

c) Cumplimiento de las condiciones de mantenimiento.

La contribución solar es la fracción entre los valores anuales de la

energía solar aportada y la demanda energética anual, obtenidos ambos a partir de los valores mensuales.

Según establece el CTE, en la memoria del proyecto debe definirse el método de cálculo, especificando, al menos en base mensual, los valores medios diarios de la demanda de energía y de la contribución solar.

Asimismo el método de cálculo incluirá las prestaciones globales anuales definidas por:

a) La demanda de energía térmica.

b) La energía solar térmica aportada.

c) Las fracciones solares mensuales y anuales.

d) El rendimiento medio anual.

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Como datos de partida para la obtención de la contribución solar, se debe conocer la demanda energética mensual del edificio al que da servicio el sistema y la energía solar que incide sobre la superficie de los captadores, también en base mensual.

En los siguientes apartados se analizan estos aspectos, dejando para secciones posteriores la explicación y aplicación del método de dimensionado y cálculo de la contribución solar de la instalación, su diseño completo y sus necesidades de mantenimiento.

3.2. Contribución solar mínima en el Código Técnico de la Edificación

El CTE DB HE4 exige que toda edificación acogida en su ámbito de aplicación disponga de una instalación solar térmica que sea capaz de suministrar, en diseño, una contribución solar mínima, en función de la zona climática y del nivel de demanda de agua caliente sanitaria del edificio, a una temperatura de referencia de 60ºC.

Establece dos categorías dependiendo de cuál sea la fuente de generación auxiliar:

a) General: suponiendo que la fuente energética de apoyo sea

gasóleo, propano, gas natural, u otras;

b) Efecto Joule: suponiendo que la fuente energética de apoyo sea electricidad mediante efecto Joule, como ocurre con el calentamiento mediante resistencias eléctricas.

Los valores exigidos de aporte solar mínimo anual, expresados en

porcentaje sobre el total, se recogen en las siguientes tablas, para ambas categorías y con temperatura de referencia de 60ºC.

124




MEERR_2_3

Zona climática Demanda total

de ACS del edificio

(m3/día) I II III IV V

0,05-5 30 30 50 60 70 5-6 30 30 55 65 70 6-7 30 35 61 70 70 7-8 30 45 63 70 70 8-9 30 52 65 70 70

9-10 30 55 70 70 70 10-12,5 30 65 70 70 70 12,5-15 30 70 70 70 70 15-17,5 35 70 70 70 70 17,5-20 45 70 70 70 70

>20 52 70 70 70 70

Tabla 4.1: Contribución solar mínima en % exigido por el CTE DB HE4. Caso general (gas, gasóleo, propano,…). Fuente: Código Técnico de la Edificación

Zona climática Demanda total

de ACS del edificio

(m3/día) I II III IV V

0,05-1 50 60 70 70 70 1-2 50 63 70 70 70 2-3 50 66 70 70 70 3-4 51 69 70 70 70 4-5 58 70 70 70 70 5-6 62 70 70 70 70 >6 70 70 70 70 70

Tabla 4.2: Contribución solar mínima en % exigido por el CTE DB HE4. Caso

calentamiento auxiliar por efecto Joule (eléctrico). Fuente: Código Técnico de la Edificación

La distribución de zonas climáticas se establece en el propio CTE, a partir de los datos de radiación solar global anual incidente sobre superficie horizontal, H, con los intervalos indicados en la siguiente tabla. Los valores se expresan en kWh/m2, debiendo multiplicar por 3,6 para pasar a MJ/m2.

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MEERR_2_3


Zona climática kWh/m2 I H<3,8 II 3,8 ≤H < 4,2 III 4,2 ≤H < 4,6 IV 4,6 ≤H < 5,0 V H ≥ 5,0

Tabla 4.3: Distribución de zonas climáticas en función de la radiación solar global

anual sobre superficie horizontal. Fuente: Código Técnico de la Edificación

Se muestra el mapa de España en la figura 4.1, dejando para el anexo correspondiente la asignación de zona climática por localidades.

Figura 4.1: Mapa de zonas climáticas para la aplicación del CTE DB HE4. Fuente: Código Técnico de la Edificación

La zona climática I corresponde a los lugares de menor radiación incidente anual, en el norte del país, mientras que la zona climática V es la de mayor insolación, al Sur.

Si se analizan las tablas anteriores y las diferencias entre los dos casos, con generación auxiliar convencional o eléctrica, se observa una exigencia mucho mayor de aporte solar en el segundo caso. Por

126




MEERR_2_3

ejemplo, en edificios con demanda pequeña-media (entre 50 litros por día y 1.000 litros por día) para zona climática II, se exige un 30% más de contribución solar si se utiliza calentamiento auxiliar eléctrico. En la zona climática III esta diferencia es del 20% y en al IV del 10%. En la zona V ambos casos alcanzan el tope de 70% de contribución exigida.

La electricidad se considera una energía de mayor “calidad”, generalmente se produce a partir del calor, por lo que resulta poco eficiente utilizar electricidad para retornar a usos caloríficos. Es diferente el caso en el que esta electricidad haya sido generada mediante energías renovables, no consumidoras de combustibles convencionales.

En cuanto a las diferencias por zona climática, como es lógico se exige una mayor contribución solar en los lugares donde la insolación es superior, con un 30% en zona I y un 70% en zona V para instalaciones de tamaño pequeño-medio y combustible convencional.

Desde un punto de vista cualitativo, sin entrar todavía en el detalle del cálculo de la instalación, puede decirse que se alcanzan los valores de contribución exigidos para cada zona con sistemas de tamaño similar. De esta forma los costes totales de construcción no se incrementan en exceso en unas zonas respecto a otras.

Debe comprenderse, sin embargo, que en las zonas con menor insolación y menor exigencia de contribución solar, el gasto anual por consumo del recurso auxiliar (convencional o eléctrico) será mayor en las zonas de baja insolación, para la misma demanda total.

En cuanto a la dependencia según la demanda de ACS del edificio, la contribución solar mínima exigida se incrementa con el consumo, siempre con el tope del 70%. Por tanto, cuanta mayor es la necesidad térmica para ACS, mayor debe ser la instalación solar, en proporción, y para una misma zona.

En el CTE también se indica la contribución solar mínima para el caso de la aplicación con climatización de piscinas cubiertas:

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Zona climática I II III IV V

Piscinas cubiertas

30 30 50 60 70

Tabla 4.4: Contribución solar mínima en % exigido por el CTE DB HE4 para climatización de piscinas cubiertas. Fuente: Código Técnico de la Edificación

Los requisitos mínimos de este CTE permiten ser complementados con normativas autonómicas y/o municipales más exigentes.

3.3. Estimación de la demanda de energía calorífica

Para poder calcular la contribución solar de una instalación o bien para poder dimensionarla de forma que suministre dicha contribución solar, el primer paso es la estimación de las necesidades térmicas del edificio en sus aplicaciones de suministro de ACS o bien climatización de piscinas.

La demanda calorífica se obtiene con la siguiente información previa, que habrá que evaluar en base mensual:

• Demanda de ACS del edificio, en litros o m3 por día.

• Temperatura final de calentamiento, normalmente 60ºC como referencia.

• Temperatura fría del agua de red.

En primer lugar se determina la demanda de agua prevista, en

función del tipo de aplicación y de sus dimensiones (ocupación). Posteriormente debe determinarse la demanda energética que supone el calentamiento de dicha cantidad de agua desde la temperatura de red hasta la temperatura final.

3.3.1. Estimación de la demanda de ACS

La estimación del consumo de ACS previsto en el edificio es un dato fundamental para calcular la contribución solar real de la instalación. Sin embargo, existe escasa información del terreno, ya que rara vez se registran directamente estos caudales.

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MEERR_2_3

En edificios ya en funcionamiento, con una instalación convencional, es posible estimar el consumo de ACS a partir del gasto de combustible que aparece en las facturas mensuales o bimensuales. Si la instalación suministra tanto para calefacción como para ACS, debe escogerse un mes de verano, en el que no se conecte la calefacción.

Como se indica en el Manual del Proyectista de Energía Solar Térmica, de la Junta de Castilla y León, el consumo mensual de ACS del mes i, Di, expresado en m3/mes se puede estimar cómo:

ireduso

iecombustibli TT

PCIDD

,

, ..−

=η

Donde:

Dcombustible,i es el consumo de combustible del mes de estudio i, en m3/mes.

PCI es el poder calorífico inferior del combustible utilizado

η es el rendimiento del generador de calor convencional existente.

Tuso y Tred son las temperaturas finales de calentamiento y de agua fría de red, respectivamente.

Otra opción es tomar los registros de agua fría y estimar que el ACS supone entre un 25 y un 35% del total (Fuente: Junta de Castilla y León), aunque en este caso no se consideran las diferencias que pueda haber entre aplicaciones. Otra opción es evaluar individualmente por tipos de utilización, como ducha, lavado de platos, etc.

La solución más habitual, la única en obra nueva, consiste en utilizar las tablas que diversos organismos ofrecen. El propio CTE propone una tabla de consumos unitarios previstos de ACS por aplicaciones. Se ha elaborado a partir de la tabla de consumo unitario medio de la norma UNE 94002:2005 “Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente sanitaria: cálculo de la demanda energética”.

No deben confundirse estos valores de demanda con los registros y estadísticas de consumo de agua por persona y día, que incluye también el agua fría.

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Lugar de consumo Litros ACS/día a 60ºC

Viviendas unifamiliares 30 por persona

Viviendas multifamiliares 22 por persona

Hospitales y clínicas 55 por cama

Hotel**** 70 por cama

Hotel*** 55 por cama

Hotel/Hostal** 40 por cama

Camping 40 por emplazamiento

Hostal/Pensión* 35 por cama

Residencia (ancianos, estudiantes,…) 55 por cama

Vestuarios/duchas colectivas 15 por servicio

Escuelas 3 por alumno

Cuarteles 20 por persona

Fábricas y talleres 15 por persona

Administrativos 3 por persona

Gimnasios 20-25 por usuario

Lavanderías 3-5 por kg de ropa

Restaurantes 5-10 por comida

Cafeterías 1 por almuerzo

Tabla 4.5: Demanda diaria de referencia de ACS a 60ºC según el CTE DB HE4.

Fuente: Código Técnico de la Edificación

Para obtener la demanda mensual de ACS debe multiplicarse la demanda diaria por el número de días de cada mes. Si es constante durante todo el año la demanda total será, obviamente, igual a la demanda diaria por 365 días.

Existen muchas aplicaciones en las que el consumo no es constante durante la semana, con valores muy superiores durante los días laborables como ocurre en escuelas o centros administrativos, por ejemplo, y también casos con mayor consumo durante los fines de semana, como en hoteles o segundas residencias.

El CTE DB HE4 indica que en el caso que se justifique un nivel de demanda de ACS que presente diferencias de más del 50% entre los diversos días de la semana, se considerará la correspondiente al día medio de la semana y la capacidad de acumulación será igual a la del día de la semana de mayor demanda.

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MEERR_2_3

Volviendo a la estimación de la demanda de agua anterior, en usos residenciales, si no se conoce el nivel de ocupación de las viviendas objeto del suministro, debe estimarse el número de personas a partir del número de dormitorios de cada vivienda, según la siguiente tabla extraída del el CTE:

Número de dormitorios

1 2 3 4 5 6 7 >7

Número de personas

1,5 3 4 6 7 8 9 Una persona

por dormitorio

Tabla 4.6: Determinación del número de personas por vivienda

Para la asignación de la contribución solar mínima que debe satisfacer la instalación, debe considerarse siempre la demanda a la temperatura de referencia de 60ºC. Sin embargo, si la temperatura de acumulación de diseño es distinta de los 60ºC, para el dimensionado de la instalación debe corregirse la demanda anterior según las siguientes expresiones:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−

=i

iii TT

TxCDTD 60)º60()(

∑=12

1)()( TDTD i

Donde:

T: Temperatura del acumulador final

Ti: Temperatura media del agua fría en el mes i

D(T): demanda de agua caliente sanitaria anual a la temperatura T elegida.

Di(T): demanda de agua caliente sanitaria para el mes i a la temperatura T elegida.

Di(60º C): demanda de agua caliente sanitaria para el mes i a la temperatura de 60º C.

Para obtener la demanda mensual debe multiplicarse la demanda diaria por el número de días de cada mes.

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MEERR_2_3


Una temperatura de acumulación inferior mejora el rendimiento de la instalación, ya que existe un mayor salto térmico en el intercambiador de calor. Sin embargo, aumenta el volumen de acumulación para almacenar la misma carga térmica y puede haber riesgo de legionelosis.

Si la acumulación se realiza a mayor temperatura se requiere un mayor número de captadores, si bien una acumulación de menor tamaño.

Para realizar estas correcciones por temperatura, así como para cálculos posteriores de la demanda en términos energéticos, se pueden usar las tablas de temperaturas medias de agua de red de CENSOLAR, incluidas en el Pliego del IDAE (ver anexo). Sin embargo, es común utilizar una temperatura media anual de 12º C tal y como hace el propio CTE en la estimación de las demandas energéticas a 60º C antes tabuladas.

Con toda esta información se propone un ejercicio práctico sencillo de repaso de la información hasta ahora expuesta.

Ejercicio:

Se pretende instalar un sistema solar térmico para suministro de ACS en un edificio residencial multifamiliar situado en Alcalá de Henares (Madrid), en zona climática IV. El edificio tiene 6 viviendas de 3 dormitorios y 2 viviendas de 2 dormitorios. La temperatura del agua de acumulación para suministro de ACS es de 55º C. Determinar la contribución solar mínima que deberá cubrir la instalación solar y la demanda real de agua a la temperatura elegida, sabiendo que la fuente de generación auxiliar es gas natural.

El número de personas residentes estimado es:

Tipo vivienda Nº viviendas Nº personas por

vivienda Nº personas

3 dormitorios 6 4 24 2 dormitorios 2 3 6

Total 30

Tabla 4.7 Estimación del número de personas residentes. Ejercicio. Fuente: Elaboración propia

En edificios multifamiliares la demanda mínima propuesta por el CTE es de 22 litros por persona y día, a 60º C, con lo que la demanda total diaria a dicha temperatura asciende a:

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30 personas x 22 litros/día = 660 litros/día = 0,66m3/día

Se concluye que con 0,66 m3/día de consumo y zona climática IV,

la contribución solar mínima de ACS es del 60% del total.

Sin embargo, como la temperatura de acumulación elegida es de 55º C, la demanda de agua real a efectos de cálculo de la instalación se debe estimar con las expresiones anteriores.

Primero vamos a calcular la demanda a 55º C de forma simplificada, suponiendo una temperatura de agua de red constante de 10,3º C para todos los meses (media anual en Madrid) y tomando un mes medio de 30,4 días. La demanda media mensual a 60º C, igual para todos los meses es:

Di(60º C) ≈ 0,66 m3/día.30, 4 días ≈ 20,1 m3/mes

Que se corrige a los 55º C del ejercicio como:

mesmxmesmCDi /3,22

3,10553,10601,20)º55( 33

=⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛−−

=

La demanda anual es:

Daño (55º C) =12 meses x 22,3 m3/mes = 267,6 m3

Y la demanda media diaria, que es de 0,66m3/día a 60º C pasa a ser de:

Ddía (55º C)=267,6 m3/365 días = 0,73 m3/día

Al transformar el valor de demanda de los 60º C a los 55º C se produce un incremento del 10%. Puede calcularse para otras temperaturas, como 45º C, para los que el aumento de demanda es del 50% respecto a la inicial a 60º C.

Si aplicamos de forma estricta las expresiones anteriores, en base mensual, tomando la temperatura media del agua de red de cada mes del lugar de ubicación (en este caso Madrid) y el número de días real de cada uno, se obtienen los siguientes valores:

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Mes Tª agua

red Ddia a 60ºC

(m3/día) Nº días mes

Di(60ºC) (m3/mes)

Di(55ºC) (m3/mes)

Ene 6 0,66 31 20,5 22,5 Feb 7 0,66 28 18,5 20,4 Mar 9 0,66 31 20,5 22,7 Abr 11 0,66 30 19,8 22,1 May 12 0,66 31 20,5 22,8 Jun 13 0,66 30 19,8 22,2 Jul 14 0,66 31 20,5 23,0 Ago 13 0,66 31 20,5 22,9 Sep 12 0,66 30 19,8 22,1 Oct 11 0,66 31 20,5 22,8 Nov 9 0,66 30 19,8 22,0 Dic 6 0,66 31 20,5 22,5

Año 240,9m3 267,9m3 Tabla 4.8: Cálculo de la demanda mensual de ACS para temperatura diferente de

60ºC, según CTE DB HE4. Fuente: Elaboración propia

3.3.2. Cálculo de la demanda energética por consumo de ACS

Una vez estimado el consumo de agua caliente, se calcula cuánta energía requiere su calentamiento desde las condiciones del agua de red hasta la temperatura final.

No debe confundirse la temperatura de utilización del agua con la temperatura final de calentamiento en el acumulador. Por los motivos sanitarios mencionados, debe calentarse el agua a temperaturas superiores aunque después se realice la mezcla con agua fría en el consumo.

Para la estimación de la demanda energética se considera el salto térmico completo, desde la temperatura de red hasta la temperatura final del acumulador.

Así pues, la demanda energética mensual para el mes i, DEmes,i, necesaria para calentar un volumen de agua Ddía, expresado en m3/día, se obtiene mediante la siguiente expresión:

)..(...)/( ,,, iredACSpidíasdíaimes TTCNDmeskcalDE −= ρ Donde:

Ndías,i es el número de días del mes i

Tred,i es la temperatura media del agua de red en el mes i

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TACS es la temperatura final de calentamiento del ACS (60ºC como referencia)

Cp es el calor específico del agua (1kcal/kg.ºC)

ρ es la densidad del agua (1.000kg/m3)

Esta misma demanda energética pero expresada en kWh, se obtiene de la anterior como:

DEmes,i (kWh/mes) = 1,16.10-3.DEmes,i(kcal/mes)

Sin más que utilizar las relaciones:

1kcal=4,168 kJ

1kW.h=1 kJ/s.3600s=3600 kJ

Ejercicio:

En un gimnasio situado en la provincia de Madrid, con 120 usuarios al día, se quiere diseñar un sistema solar térmico para el suministro de ACS, con generación auxiliar de gasóleo. Determinar la contribución solar mínima según el CTE DB HE4 y estimar la demanda energética mensual de la instalación.

En un emplazamiento de uso general (no residencial) como es un gimnasio, la temperatura final de acumulación debe ser de 60º C, según el R.D. 865/2003. Se utilizan los datos de demanda a la temperatura de referencia de 60º C sin necesidad de correcciones posteriores.

Según la tabla por aplicaciones la demanda de diseño en un gimnasio es de 20 a 25 litros de ACS por día y por usuario. Tomamos el valor inferior para reducir el riesgo de un sobredimensionado en verano, con riesgo de estancamiento, ya que es una época de menor afluencia.

La demanda diaria de ACS es, por tanto:

Ddía (60 ºC)=20l/día. usuario x 120 usuarios=2,4m3/día

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MEERR_2_3


En zona climática IV, para un consumo inferior a los 5m3/día, la contribución solar mínima que establece el CTE es del 60%.

Para cada mes debe calcularse la demanda de energía utilizando la expresión antes presentada, ya en kWh/mes y con Ddía en m3/día:

)..(....10.16,1)/( ,,

3, iredACSpidíasdíaimes TTCNDmeskWhDE −= − ρ

Donde Cp=1kcal/kg.ºC y ρ =1.000 kg/m3.

Los datos de entrada y resultados se muestran en la siguiente tabla:

Mes Tª agua

red Ddia a 60ºC

(m3/día) Nº días mes

Di(60ºC) (m3/mes)

DEi(60ºC) (kWh/mes)

Ene 6 2,4 31 74,4 4.660,4 Feb 7 2,4 28 67,2 4.131,5 Mar 9 2,4 31 74,4 4.401,5 Abr 11 2,4 30 72,0 4.092,5 May 12 2,4 31 74,4 4.142,6 Jun 13 2,4 30 72,0 3.925,4 Jul 14 2,4 31 74,4 3.970,0 Ago 13 2,4 31 74,4 4.056,3 Sep 12 2,4 30 72,0 4.009,0 Oct 11 2,4 31 74,4 4.228,9 Nov 9 2,4 30 72,0 4.259,5 Dic 6 2,4 31 74,4 4.660,4

Año 876,0m3 50.538kWh Tabla 4.9: Cálculo de la demanda energética mensual. Fuente: Elaboración propia

Se puede observar cómo para un consumo de agua constante a lo largo del año, la necesidad energética es inferior en verano. Esto se debe a que el agua de red está más caliente y, por tanto, el salto térmico que debe proporcionar la instalación solar es inferior.

Se puede comprender que si además se supusiera un consumo estival de agua caliente inferior, lo cual tiene bastante sentido en una aplicación como esta, las diferencias aumentarían. A todo ello se suma que la radiación es máxima en esta época del año de menor necesidad térmica.

En estas condiciones, como se estudia más adelante, el sistema debe ser capaz de proporcionar la contribución anual mínima establecida por el CTE pero sin generar excedentes excesivos en

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MEERR_2_3

otras épocas que no sólo serían desperdiciados, sino que implican un aumento de las temperaturas y un mayor riesgo de estancamiento de los captadores y una degradación mayor de los componentes.

El propio CTE limita el sobredimensionado en los meses de verano.

3.3.3. Cálculo de la demanda energética para climatización de piscina cubierta

La instalación solar para la climatización de una piscina cubierta

debe suministrar entre un 30 y un 70% de la demanda total de energía, en función de la zona climática, tal y como se indica en la tabla de asignación a partir de los datos del CTE DB HE4.

Figura 4.2: Esquema de instalación solar climatización de piscina cubierta. Fuente: Termicol

La demanda energética total depende por una parte del volumen

de agua a acondicionar y, por otra, de las temperaturas del agua y del aire del recinto.

El propio CTE señala que, para piscinas cubiertas, los valores ambientales de temperatura y humedad deberán ser fijados en el proyecto, la temperatura seca del aire del local será entre 2º C y 3º C mayor que la del agua, con un mínimo de 26º C y un máximo de 28º C, y la humedad relativa del ambiente se mantendrá entre el 55% y el 70%, siendo recomendable escoger el valor de 60%.

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Se deduce, entonces, que la temperatura del agua está entre los 23 y los 26º C, sin que el CTE ofrezca indicaciones más concretas ni proponga métodos de cálculo de la demanda térmica.

Se recurre al Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, que sí aborda en más detalle la estimación de la demanda energética en piscinas.

En primer lugar, el Pliego del IDAE remite a la tabla de temperaturas de agua incluida en el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios, en la ITE 10 sobre Instalaciones específicas, ITE 10.2 de Acondicionamiento de piscinas. Dicha tabla se reproduce a continuación:

Uso principal Temperatura del agua (ºC)

Público Recreo Chapoteo Enseñanza

Entrenamiento Competición

25 24 25 26 24

Privado 25/26

Tabla 4.10: Temperatura del agua de las piscinas, RITE ITE 10.2.

Fuente: Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios

La temperatura del agua se medirá en el centro de la piscina y a unos 20 cm por debajo de la lámina de agua. La tolerancia en el espacio, horizontal y verticalmente, de la temperatura del agua no podrá ser mayor que ± 1ºC.

Cabe mencionar que algunas Instrucciones Técnicas Complementarias, en concreto la IT 10.2 sobre acondicionamiento de piscinas, no ha sido todavía actualizada en el nuevo RITE publicado en Agosto de 2007 en el momento de redactar este texto, por lo que aquí se hace referencia al documento previo. Se advierte, entonces, de su provisionalidad.

Para el cálculo de la demanda energética deben evaluarse las pérdidas térmicas de la piscina hacia su entorno. La aportación del sistema térmico (solar más apoyo auxiliar) debe compensar las pérdidas térmicas de la pileta, de forma que se establezca una situación de equilibrio estacionario. Según el Pliego del IDAE, estás pérdidas se distribuyen de la siguiente forma:

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• Pérdidas por evaporación un 70-80% de las totales.

• Pérdidas por radiación un 15-20% de las totales.

• Pérdidas por conducción a través de los cerramientos despreciables.

Para el cálculo de las pérdidas energéticas en piscinas cubiertas, se puede utilizar la siguiente expresión empírica, que engloba todas ellas, en términos de potencia calorífica. Es un método simplificado propuesto en el Pliego del IDAE:

( ) ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−=

000.1..2,0.3130)( 2 piscina

aguaagua

STTkWP

Donde:

Tagua es la temperatura del agua de la piscina

Spiscina es la superficie de la piscina

Para obtener las pérdidas en unidades de energía se multiplica la potencia P por 24 horas y se obtiene la demanda diaria total requerida para mantener la piscina en las condiciones de diseño:

( ) ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−==

000.1..2,0.3130.2424)/( 2 piscina

aguaaguadía

STTxPdíakWhD

La demanda mensual DEmes se determina multiplicando la demanda diaria por el número de días del mes correspondiente.

Ejercicio:

Calcular la demanda energética diaria que requiere la climatización de una piscina cubierta de 25x10x2,5m, a una temperatura de 24º C, utilizando el método simplificado del Pliego del IDAE.

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Se aplica la fórmula empírica anterior:

( ) díakWhxPdíakWhDdía /2,1039000.1

250.24.2,024.3130.2424)/( 2 =⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+−==

El cálculo mensual se obtiene multiplicando el valor diario por el número de días de cada mes, para los meses de utilización de la instalación.

Junto a este método simplificado, se puede encontrar en la bibliografía un método general que independiza la estimación de las pérdidas a través de cada uno de los mecanismos de transmisión de calor que se producen: evaporación, convección y radiación.

La evaporación requiere una aportación energética elevada, el llamado calor latente (540cal/gr), que extrae de la propia agua de la piscina, con lo que esta se enfría. La evaporación del agua, a temperaturas tan alejadas de la de ebullición, está determinada por el nivel de humedad del entorno, la velocidad del aire en la superficie del agua y la temperatura del agua y del aire.

En la práctica para el diseño de instalaciones solares térmicas de climatización de piscinas cubiertas es suficiente con aplicar el método simplificado, por lo que no se va a abordar con más detalle el método general mencionado. Para ampliar información sobre el método general se recomienda consultar el libro “Proyecto y Cálculo de Instalaciones Solares Térmicas” (Pereda, 2006).

Si bien en el CTE DB HE4 no se incluye la climatización de piscinas al aire libre, es un tipo de aplicación con un cierto mercado en España, donde se logra ampliar los meses de uso, fundamentalmente compensando las pérdidas de calor nocturnas con la aportación del sistema solar. Cabe recordar que es un tipo de aplicación donde no está permitido el uso de fuentes no renovables.

El Pliego del IDAE ofrece una expresión empírica para la estimación de las pérdidas energéticas a superar, P:

[ ] 1000/).)(2028()º/( 2

aguaaireaguaviento STTvCmWP −+=

Donde la velocidad del viento se expresa en m/s.

Al no haber sistema de apoyo, cuando el suministro de calor solar no es suficiente, por una radiación inferior a lo previsto o por temperatura ambiente baja, la temperatura del agua disminuye.

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MEERR_2_3

Para este tipo de sistemas se busca un coste lo menor posible, por lo que se utilizan normalmente captadores solares abiertos o plásticos.

3.4. Condiciones climáticas

3.4.1. Radiación solar incidente

En la asignación de los valores de contribución solar mínima que realiza el CTE DB HE4 se considera la zona climática donde se va a instalar el sistema solar térmico, como se analizó en apartados anteriores. Aparecía ya una primera dependencia del diseño de la instalación con el nivel de radiación global existente en el lugar de ubicación.

Sin embargo, la influencia de la radiación solar no se queda en eso, sino que es necesario disponer de datos de radiación incidente del lugar para poder calcular el número de captadores solares necesarios, en realidad, para estimar la energía generada por estos y poder conocer la energía transferida al agua de consumo.

Para el dimensionado de los sistemas solares térmicos y su análisis energético se utilizan los 12 valores medios mensuales de irradiación diaria global incidente, expresados en MJ/m2 o más habitualmente en kWh/m2.

Si no se dispone de otros datos más precisos del lugar de instalación, el Pliego del IDAE recomienda utilizar los datos suministrados por CENSOLAR, que se reproducen en el anexo. Estos datos se refieren a superficie horizontal, por lo que es necesario transformarlos a la inclinación y orientación real de los captadores solares. Existen aplicaciones informáticas que permiten realizar esta transformación, por ejemplo, la disponible en el Curso Solar de la Universidad de Jaén.

También en el portal sobre radiación solar de la Comisión Europea, PV GIS, se pueden obtener los valores de radiación diaria para cualquier inclinación y para un gran número de Municipios.

Para completar la información, aunque sólo para captadores con orientación Sur, en el anexo al final del tema se ofrecen las tablas con el factor de corrección k que permiten relacionar los valores de radiación solar sobre superficie inclinada con los de superficie horizontal, mediante:

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MEERR_2_3


Gdi (β) = k.Gdi(0º)

Donde Gdi (β) es la media de la radiación solar diaria incidente en el

mes i sobre una superficie de inclinación β y Gdi(0º) la media de la radiación solar diaria incidente en el mes i sobre superficie horizontal.

La energía solar mensual incidente, EImes,i, se obtiene sin más que multiplicar la irradiación diaria de cada mes por el número de días:

EImes,i = Gdi (β).Ndías,mes

3.4.2. Temperatura ambiente

Los captadores solares están expuestos a pérdidas de calor que se reducen con el aumento de la temperatura ambiente. Se produce un incremento de la eficiencia y un mejor aprovechamiento de la radiación solar incidente.

Para el cálculo de la instalación solar capaz de suministrar la fracción de energía que exige el CTE DB HE4 debe disponerse de bases de datos de temperatura ambiente del lugar de ubicación o un lugar próximo.

Son datos de temperatura media mensual registrados durante las horas del día, ya que es en este tiempo en el que los captadores se encuentran funcionando y cuando se pueden producir las pérdidas.

Si no se disponen de datos concretos de la localidad de ubicación puede recurrirse a las tablas que proporciona CENSOLAR y que recomienda el Pliego del IDAE. Se adjuntan en el anexo.

3.5. Energía solar térmica aportada

La energía calorífica que una instalación solar aporta al agua de consumo sólo es posible calcularla, a partir de la radiación incidente, una vez que se conoce el número de captadores solares previstos.

Sin embargo, cuando el objetivo es suministrar la cantidad exigida por el CTE DB HE4, se determina la energía solar a aportar como el producto de la contribución solar mínima por la demanda energética total. El resto proviene del calentador auxiliar.

El análisis mensual de la aportación del sistema se debe realizar para una superficie de captación ya determinada.

142




MEERR_2_3

IV. DIMENSIONADO Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES 4.1. Criterios generales

El dimensionado de la instalación solar térmica y, en concreto, del número de captadores necesarios para cumplir con las exigencias del CTE DB HE4 sobre contribución solar mínima no es una tarea sencilla.

El propio CTE no indica el método a emplear, sino que únicamente señala que en la memoria del proyecto se establecerá el método de cálculo, especificando, al menos en base mensual, los valores medios diarios de la demanda de energía y de la contribución solar.

Asimismo, continúa el CTE, el método de cálculo incluirá las prestaciones globales anuales definidas por:

a) La demanda de energía térmica;

b) La energía solar térmica aportada;

c) Las fracciones solares mensuales y anuales;

d) El rendimiento medio anual.

Los requisitos básicos que establece el CTE relacionados

directamente con el dimensionado son:

• Cumplimiento de la contribución solar mínima en función de la zona climática, de la demanda de ACS y del tipo de generación auxiliar.

• Ningún mes del año la energía producida por la instalación solar debe superar el 110% del consumo estimado y no más de 3 meses el 100%.

• En una instalación de energía solar, el rendimiento del captador, independientemente de la aplicación y la tecnología usada, debe ser siempre igual o superior al 40%.

Se han desarrollado métodos de cálculo con un número de parámetros reducido que facilita enormemente la tarea del diseñador. Uno de los métodos de mayor implantación, y también recomendado por el Pliego del IDAE, es el llamado método f-Chart.

143



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En este libro se propone el uso de este método y con su aplicación se presentarán varios casos prácticos de instalaciones.

El proceso de dimensionado de la instalación parte de los datos de la energía demandada antes expuesta, de las condiciones climáticas y de los parámetros básicos de los captadores y demás elementos fundamentales del sistema. Con esta información se aplica el método con un número de captadores concreto y se estima la contribución solar y el rendimiento. Se reajusta el número de captadores hasta que se alcanzan los valores requeridos de contribución solar.

Como valor orientativo de predimensionado se indica 70 l/m2.día de ACS (Pereda, 2006). Según esta regla, para un consumo diario de 660 litros por día de ACS se puede comenzar el proceso de cálculo del sistema de captación con 9,4 m2 de captadores solares, o con el número correspondiente de unidades, según la superficie de estos. Este valor debe recalcularse teniendo en cuenta la contribución solar exigida y las condiciones particulares de la instalación por lo que únicamente es orientativo, no vinculante en ningún caso.

4.2. Determinación del número de captadores y del volumen de acumulación: método f-chart

El método f-Chart fue elaborado en 1973 por los profesores Klein, Beckman y Duffie y desarrollado en años posteriores (Duffie y Beckman, 1980), en los que se ha convertido en el de más amplia aplicación en todo el mundo.

Es un método destinado a estimar las principales variables de funcionamiento de la instalación en períodos de tiempo largos, no siendo válido para el análisis instantáneo ni diario. Un estudio operativo instantáneo sólo se podrá hacer aplicando condiciones particulares de operación a una instalación ya diseñada.

El método f-chart permite realizar el cálculo de la contribución solar de un sistema y de su rendimiento medio, a partir de valores medios mensuales de las diferentes variables estudiadas (demanda de agua, temperatura de agua de red, radiación solar y temperatura ambiente media durante el día).

Se definen dos parámetros adimensionales D1 y D2, relacionados con la energía absorbida por los captadores y con la energía perdida, respectivamente. Estos parámetros sirven para el cálculo de la fracción solar mensual fmes mediante la siguiente expresión empírica:

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MEERR_2_3

31

22

2121 0215,00018,0245,0065,0029,1 DDDDDfmes ++−−=

El parámetro D1 expresa la relación entre la energía absorbida por

el captador y la demanda energética mensual del sistema, DEmes, ya tratada en apartados anteriores. El parámetro D2 expresa la relación entre las pérdidas de energía del captador, para una determinada temperatura y esa misma demanda energética mensual del sistema. Ambos parámetros deben calcularse para cada mes del año.

Así:

mes

mesdiasdmoC

mes

absorbida

DENGFCMAIS

DEE

D ,int1

.....η==

La energía absorbida por mes por el sistema de captación se obtiene a partir de la irradiación solar diaria de ese mes para la orientación e inclinación de los captadores, Gdm, por el número de días, Ndías,mes, que incide sobre una superficie de captadores SC. Este producto representa la energía mensual incidente, que debe corregirse con el Modificador del Ángulo de Incidencia, MAI, con el parámetro de rendimiento óptico del captador, ηo, ambos ya descritos en el tema 3 y, finalmente, con un factor de corrección del conjunto captador-intercambiador, FCint, para el que el Pliego del IDAE recomienda tomar un valor de 0,95.

La superficie de captadores, SC, suele asociarse con el área de apertura de cada captador, multiplicada por el número de equipos a instalar.

El parámetro adimensional asociado a las pérdidas del captador se puede obtener mediante la siguiente expresión:

mes

mesdiasACSacumambglobalC

mes

perdida

DENFCFCTFCKS

DEE

D ,.int2

.24.).100.(.. −==

El parámetro Kglobal es el coeficiente global de pérdidas, obtenido de las curvas características de rendimiento en aproximación lineal del captador seleccionado, como se explicó en temas anteriores.

Además, se aplican dos factores de corrección, uno para el acumulador, FCacum, y otro por temperatura del agua, FCACS. Para

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estos dos parámetros el Pliego del IDAE propone unas ecuaciones empíricas, que se muestran a continuación.

25,0

2/75

−− ⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛=mlSV

FC Csolaracumacum

Con una relación entre el volumen de acumulador y superficie de

captadores que el CTE DB HE4 sitúa entre:

22 /180/50 ml

SV

mlC

solaracum << −

Por ejemplo, en viviendas unifamiliares, tomando un colector de

2,5 m2 de superficie de captación, el volumen mínimo de depósito será de 125 litros y el volumen máximo de 450 litros. Para edificios residenciales multifamiliares, con unos 2m2 de captación por cada vivienda, el volumen mínimo en el caso de disponer de acumulación descentralizada es de 100 litros por vivienda.

Ya se mencionó en el tema anterior que el CTE da preferencia a la acumulación centralizada frente a la descentralizada, sin embargo, la tendencia actual en el mundo de la construcción es la individualización de los sistemas (excepto los captadores) debido al recelo que existen entre propietarios en cuanto a los consumos de cada uno de los vecinos.

En ocasiones el edificio no dispone del espacio adecuado apara la ubicación de un depósito de grandes dimensiones y un peso muy elevado.

En el Pliego del IDAE se indica, a su vez, que la relación entre el volumen de acumulación y la demanda diaria estará entre 0,8 y 1. En la práctica como dato de referencia se suele seleccionar un acumulador de volumen similar al consumo de ACS diario, debiendo siempre adaptarlo a las medidas comerciales existentes en el mercado y a su coste.

Un criterio adicional de ajuste en el dimensionado del acumulador se puede establecer en función del desfase entre el momento de generación del calor y el del consumo. Si este desfase es breve, es decir, si el consumo se realiza fundamentalmente durante el día, cabe seleccionar un depósito en la zona inferior del rango admisible. Por el

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contrario, si el desfase es mayor, en horas o más de un día conviene incrementar el volumen.

El valor del volumen de acumulación influye sobre el cálculo de la fracción solar, aunque en menor proporción que la superficie o número de captadores.

El factor de corrección por temperatura se calcula como:

amb

ambredACSACS T

TTTFC

−

−++=

10032,286,318,16,11 min,

Este último parámetro corrector, FCACS, relaciona la temperatura

mínima de ACS, establecida en 60º C, la temperatura del agua de red y la temperatura ambiente.

Una vez calculada la fracción solar mensual, se obtiene la energía solar útil aportada como:

EUsolar,mes = fmes.DEmes

Si se realiza el mismo cálculo para cada mes del año, finalmente se

obtiene la fracción solar anual, que es la que evalúa el CTE DB HE4 como contribución solar mínima:

∑

∑

=

== 12

1

12

1,

mesmes

mesmessolar

DE

EUf

Además de esta fracción solar anual que se obtiene al aplicar el método de dimensionado del sistema, debe tenerse en cuenta también la evolución mensual de la aportación solar calculada.

Al respecto, el CTE DB HE4 indica que con independencia del uso al que se destine la instalación, en el caso de que en algún mes del año la contribución solar real sobrepase el 110 % de la demanda energética o en más de tres meses seguidos el 100 %, deben adoptarse cualquiera de las siguientes medidas:

a) Dotar a la instalación de la posibilidad de disipar dichos

excedentes (a través de equipos específicos o mediante la circulación nocturna del circuito primario)

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b) Tapado parcial del campo de captadores. En este caso el captador está aislado del calentamiento producido por la radiación solar y a su vez evacua los posibles excedentes térmicos residuales a través del fluido del circuito primario (que seguirá atravesando el captador)

c) Vaciado parcial del campo de captadores. Esta solución permite evitar el sobrecalentamiento, pero dada la pérdida de parte del fluido del circuito primario, debe ser repuesto por un fluido de características similares debiendo incluirse este trabajo entre las labores del contrato de mantenimiento.

d) Desvío de los excedentes energéticos a otras aplicaciones existentes.

Las dos opciones intermedias sólo se recomiendan cuando existe

un servicio de mantenimiento permanente en el lugar. Si no es así, es recomendable aplicar el desvío de los excedentes a otros usos y, si no se dispone de los medios para ello, recurrir a la recirculación o disipación del calor.

En realidad, la necesidad de aplicar una o varias de estas medidas por exceso de generación no se pueden evaluar en esta evolución mensual de la fracción solar, ya que, una vez en operación, las condiciones iniciales de diseño varían enormemente.

Así, tanto el consumo esperado como la radiación incidente pueden variar, por lo que siempre deben disponerse las medidas de protección y control de la instalación, como se explica en el tema correspondiente. Los resultados mensuales del diseño sí ofrecen, sin embargo, una primera idea de las condiciones de funcionamiento del sistema.

En el caso de ocupaciones parciales de instalaciones de uso residencial turístico, se deben detallar los motivos, modificaciones de diseño, cálculos y resultados tomando como criterio de dimensionado que la instalación deberá aproximarse al máximo al nivel de contribución solar mínima.

El dimensionado de la instalación estará limitado por el cumplimiento de la condición de que en ningún mes del año la energía producida por la instalación podrá superar el 110 % de la demanda energética y en no más de tres meses el 100 % y a estos efectos no se tomarán en consideración aquellos periodos de tiempo en los cuales la demanda energética se sitúe un 50 % por debajo de la media correspondiente al resto del año, tomándose medidas de protección.

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Por último, junto a la fracción solar, debe calcularse el rendimiento medio anual de la instalación, tal y como prescribe el CTE. Se obtiene como el cociente entre la energía solar útil aportada al agua y la radiación solar incidente sobre los captadores, multiplicada por la superficie de captación.

Se puede calcular en valores mensuales o en media anual:

mesdíasdmC

messolarmessistema NGS

EU

−

=..

,,η

∑

∑

=−

== 12

1

12

1,

,

..mes

mesdíasdmC

mesmessolar

añosistema

NGS

EUη

El CTE DB HE4 señala que en una instalación de energía solar, el rendimiento del captador, independientemente de la aplicación y la tecnología usada, debe ser siempre igual o superior al 40%.

Adicionalmente se deberá cumplir que el rendimiento medio dentro del periodo al año en el que se utilice la instalación, deberá ser mayor que el 20 %.

Como repaso del proceso de cálculo del sistema de captación y acumulación se indican las etapas principales:

• Identificar la zona climática de ubicación y el tipo de fuente

auxiliar.

• Determinar la demanda de Agua Caliente Sanitaria.

• Localizar la contribución solar mínima exigida por el CTE DB HE4.

• Determinar la demanda energética mensual a partir de la demanda diaria de ACS, la temperatura de red y la temperatura final de acumulación del agua.

• Obtener la irradiación solar diaria incidente sobre el plano de los captadores (orientación e inclinación) y la energía mensual recibida (irradiación diaria por número de días del mes).

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• Seleccionar un modelo de captador solar, con sus características básicas: área de apertura, rendimiento óptico y coeficiente global de pérdidas.

• Proponer un volumen comercial para el depósito y comprobar que cumple con los requisitos exigidos en el CTE de mínima y máxima acumulación.

• Aplicar el método de cálculo, obtener las fracciones solares mensuales y la contribución anual y verificar el cumplimiento del valor mínimo requerido en el CTE.

• Aumentar o reducir el número de captadores y su inclinación y variar el volumen de acumulación hasta ajustar la contribución solar a lo exigido.

• Verificar la evolución mensual de la fracción solar y comprobar que ningún mes incumple los preceptos del CTE.

Las aplicaciones informáticas de diseño de instalaciones se basan en una hoja de cálculo f-chart sobre la que programan las expresiones anteriores.

4.3. Pérdidas de posición y por sombreado

4.3.1. Aspectos generales

En un proyecto de instalación, el estudio de dimensionado efectuado hasta el momento debe integrarse en las características específicas del edificio donde se va a ubicar, lo cual puede modificar algunos aspectos del diseño o incluso imposibilitar su aplicación.

El edificio se encuentra situado en un entorno urbanístico, ya formado o en construcción, que puede provocar el sombreado parcial del lugar previsto de instalación de los captadores. El propio edificio también puede modificar la recepción solar por sombras (chimeneas o cualquier otro elemento saliente) o por la disposición de las cubiertas adecuadas para la colocación de los captadores.

En este sentido, deben evaluarse las posibles pérdidas por una posición (orientación e inclinación) del campo de captadores diferente de la óptima y los efectos del sombreado de elementos de su entorno.

En realidad, el efecto de una posición no óptima (orientación Sur e inclinación alrededor de los 30-35º en la península) ya se ha tenido en cuenta en el dimensionado, puesto que los datos de radiación

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incidente, Gdm, empleados en el cálculo de la energía solar absorbida, deben ser los obtenidos para la orientación e inclinación real de los captadores, como se recuerda en secciones anteriores del presente tema.

Sin embargo, para que una ubicación de los captadores sea autorizada deben cumplirse unos requisitos adicionales sobre límites admisibles de pérdidas.

El CTE DB HE4 establece que la orientación e inclinación del sistema de captación y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla siguiente:

Caso Orientación e

inclinación Sombras Total

General 10% 10% 15% Superposición 20% 15% 30% Integración

arquitectónica 40% 20% 50%

Tabla 4.11: Pérdidas límite por orientación e inclinación, por sombreado y totales,

según CTE DB HE4. Fuente: Código Técnico de la Edificación

Se diferencian tres casos: general, superposición de módulos e integración arquitectónica. Se considera que existe integración arquitectónica cuando los módulos cumplen una doble función energética y arquitectónica y además sustituyen elementos constructivos convencionales o son elementos constituyentes de la composición arquitectónica.

Se considera que existe superposición arquitectónica cuando la colocación de los captadores se realiza paralela a la envolvente del edificio, no aceptándose en este concepto la disposición horizontal con el fin de favorecer la autolimpieza de los módulos.

En ejemplo más habitual del caso general es la colocación de los captadores sobre una azotea horizontal, donde las posibilidades de posicionamiento de los equipos son mayores que sobre cubierta inclinada.

Una regla fundamental a seguir para conseguir la integración o superposición de las instalaciones solares es la de mantener, dentro de lo posible, la alineación con los ejes principales de la edificación.

En todos los casos se han de cumplir las tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas

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totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores obtenidos con orientación e inclinación óptimas y sin sombra alguna.

Se observa en la tabla anterior cómo los valores de sombras totales son inferiores, para cada caso, a la suma de las sombras de posición y de sombreado. Es decir, no se admite un máximo de sombras en ambos conceptos, ya que entonces la total superaría los límites admisibles.

Se considera como la orientación optima el sur y la inclinación óptima, dependiendo del periodo de utilización, uno de los valores siguientes:

a) Demanda constante anual: la latitud geográfica.

b) Demanda preferente en invierno: la latitud geográfica + 10 º.

c) Demanda preferente en verano: la latitud geográfica – 10 º.

Cuando, por razones arquitectónicas excepcionales no se pueda dar

toda la contribución solar mínima anual correspondiente, cumpliendo los requisitos de pérdidas límite indicados, se justificará esta imposibilidad, analizando las distintas alternativas de configuración del edificio y de ubicación de la instalación, debiéndose optar por aquella solución que dé lugar la contribución solar lo más cerca posible de lo exigido.

4.3.2. Estimación de las pérdidas por orientación e inclinación

El CTE DB HE4 establece el método de evaluación de las pérdidas

por orientación e inclinación y sombras de la superficie de captación.

Figura 4.3: Referencia de ángulos de inclinación (β) y orientación o acimut (α) de

los captadores. Fuente: Código Técnico de la Edificación

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La inclinación de los captadores toma como referencia la horizontal, mientras que para la orientación, se toma como origen de ángulos la dirección Sur (ángulo 0º de acimut), con valores negativos hacia el Este y positivos hacia el Oeste. La línea que marca la orientación es la perpendicular al plano del captador.

En el proyecto inicial, en realidad antes de realizar el dimensionado de la instalación solar, deben determinarse las posibles ubicaciones del campo de captadores entre las cubiertas disponibles en el edificio. En obra nueva la instalación solar debe contemplarse en paralelo al resto de instalaciones del edificio, participando de esta forma en el propio proyecto arquitectónico.

El CTE DB HE4 ofrece una herramienta gráfica para la estimación de las pérdidas por orientación e inclinación, en valor anual. Este gráfico, que se reproduce a continuación, es válido para una la latitud (φ) de 41º, debiendo corregirse los resultados para otras latitudes.

Los ejes radiales representan las diferentes orientaciones, con eje Norte-Sur en la vertical. Las circunferencias concéntricas marcan las inclinaciones de los captadores, siendo el punto central del gráfico la posición horizontal y la circunferencia exterior la vertical (inclinación de 90º). La intersección de una radial con una circunferencia es una posición concreta del campo de captadores.

Las diferentes secciones indican el porcentaje de energía anual recibida respecto al óptimo, situado (punto negro) en orientación Sur e inclinación 34-35º. Las pérdidas anuales se obtienen restando dicho porcentaje de 100.

Para conocer si una posible ubicación es válida de acuerdo con el CTE y su criterio de pérdidas límite, se determina primero la orientación de los captadores (acimut), que se recomienda que estén en línea con la orientación de las cubiertas existentes.

Para dicha orientación, se calculan los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas en la tabla correspondiente, en función del tipo de integración.

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Ejercicio:

En el proyecto de una vivienda (latitud 41º) se planea una posible ubicación para los captadores solares. La cubierta tiene orientación Sureste, con 45º de acimut respecto al Sur. Determinar la inclinación máxima y mínima de los captadores para cumplir los requisitos del CTE sobre pérdidas límite, suponiendo los tres casos: general, superposición en cubierta e integración arquitectónica.

La orientación viene definida por el eje radial indicado en la figura:

Figura 4.4: Herramienta gráfica con porcentajes de energía anual respecto a la orientación e inclinación diferentes de la óptima, para latitud de 41º.


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Figura 4.5: Aplicación de la herramienta gráfica con porcentajes de energía anual respecto a la orientación e inclinación diferentes de la óptima, para latitud de 41º.


Las pérdidas límite por orientación e inclinación son del 10% para el caso general, del 20% para superposición y del 40% para integración arquitectónica. La energía generada mínima debe ser, por tanto del 90%, 80% y 60% respecto al óptimo. Se localizan estos valores en la tabla de sectores y se obtienen las intersecciones con el eje de orientación.

Se extraen los valores límite de inclinación siguiendo las circunferencias concéntricas, con los resultados que se muestran en la tabla siguiente:

Caso Inclinación

Máxima Inclinación

Mínima General 40º 10º

Superposición 60º 0º (5º) Integración

arquitectónica 85º 0º(5º)

Tabla 4.12: Inclinaciones máximas en el ejercicio propuesto.

βmax superposición

βmax integración

βmax general

βmin general

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Se puede observar cómo para los casos de superposición e integración el límite mínimo sería la propia horizontal. Sin embargo, debe siempre realizarse el montaje con una cierta inclinación, de al menos 5º, para favorecer la circulación del fluido y la limpieza externa de los captadores con el agua de lluvia.

Si existe flexibilidad a la hora de posicionar los captadores debe buscarse siempre la orientación e inclinación óptima, dentro de unos parámetros arquitectónicos aceptables, para lograr la mayor generación solar posible.

Para latitudes diferentes de los 41º se corrigen los valores de inclinación obtenidos mediante las siguientes expresiones:

a) inclinación máxima = inclinación (φ = 41º) – (41º - latitud)

b) inclinación mínima = 5º

En casos cerca del límite y como instrumento de verificación, se

utilizará las siguientes fórmulas:

Pérdidas (%)=100.(1,2·10−4·(β − βopt)2 + 3,5·10−5.α2), para

15° < β< 90°

Pérdidas (%) = 100.(1,2·10−4·(β − βopt)2, para β ≤15°

4.3.3. Estimación de las pérdidas por sombreado

El CTE DB HE4 establece el método a emplear para calcular las

pérdidas de radiación incidente sobre los captadores debido a las sombras producidas por elementos del entorno.

Estas pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global anual que incidiría sobre los captadores de no existir sombra alguna. En caso de superar los valores límites establecidos por el CTE y no poder eliminar el elemento causante de la sombra se debe buscar otra ubicación más favorable, en las condiciones expuestas anteriormente.

El procedimiento de cálculo propuesto en el CTE consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del sol de la figura:

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Figura 4.6: Diagrama de trayectorias del Sol. Fuente: Código Técnico de la Edificación

Este diagrama es válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12º en sentido vertical ascendente). Se encuentra dividido en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,... D14).

Cada una de las porciones representa el recorrido del sol en un cierto periodo de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación.

Los pasos a seguir son los siguientes: • Localizar los principales obstáculos que afectan a los

captadores, en términos de sus coordenadas de posición: acimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal), vistos desde los captadores.

• Representar el perfil de obstáculos en el diagrama de trayectorias del sol a lo largo de todo el año.

• Identificar las porciones ocultas por el obstáculo, total o parcialmente (factor de llenado 1, 0,75, 0,5 ó 0,25).

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• Sumar los efectos de cada porción oculta según las tablas correspondientes, para la orientación e inclinación del captador más próxima.

No debe confundirse el ángulo de acimut del obstáculo con el del

propio captador. El acimut del obstáculo es el ángulo respecto al Sur de la línea que une el obstáculo con el captador, independientemente de la orientación de este. El acimut u orientación del captador indica hacia dónde está inclinado.

Se muestra a continuación una de las tablas de referencia para la estimación de pérdidas anuales por sombreado incluidas en el CTE DB HE4, en concreto la correspondiente a orientación Sur e inclinación de paneles 35º.

Tabla 4.12: Tabla de referencia para la estimación de pérdidas anuales por

sombreado. Fuente: Código Técnico de la edificación

4.4. Distancia entre filas de captadores

Una vez que se ha determinado la cantidad de captadores necesaria para cumplir con la contribución solar mínima establecida, debe diseñarse su ubicación física sobre la cubierta elegida cumpliendo los requisitos del apartado anterior.

En este caso, no se trata ya del sombreado de los elementos del entorno, sino de los posibles efectos de unas filas de captadores sobre otras.

Cuando los paneles se disponen en filas sobre una cubierta plana, deben guardar una distancia mínima entre ellas para evitar el

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sombreado de unas sobre otras. La estimación de esta distancia se esquematiza en la figura 4.7.

Conociendo la longitud del panel l (en su lado vertical) y la inclinación β, por simples reglas de trigonometría se puede determinar la distancia d entre paneles que garantiza que al mediodía del día del año con el Sol más bajo (solsticio de invierno), la sombra de una fila no alcanza a la siguiente.

Figura 4.7: Esquema de cálculo de la distancia mínima entre captadores fijos

orientados al Sur, en función de su longitud de inclinación

La expresión de cálculo es:

La distancia mínima entre el final de un captador (u otro obstáculo) y el siguiente, dmin en el eje Norte-Sur, se puede simplificar a:

Figura 4.8: Distancia mínima entre final de un captador (u otro obstáculo) e inicio

del siguiente, en orientación Sur.

dmin

Sur

h

d

l

γmin

Sur

β h

βγβ cos

tan min

llsend +≥

minmin tan γ

hd ≥

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Antes de calcular la separación entre filas debe decidirse cuál es el criterio a aplicar, esto es, cuál es la elevación mínima del Sol a la que no debe haber sombras entre una fila y otra de paneles.

Sin embargo, en el Pliego del IDAE se aplica un criterio diferente. En este caso se exige ausencia de sombreado entre filas no sólo al mediodía solar del solsticio de invierno, sino también 2 horas antes y 2 horas después.

Estas 4 horas sin sombreado implican que la elevación mínima del sol a aplicar a la expresión general de separación va a ser inferior; el Sol está más bajo, por lo que el sombreado es más alargado y la distancia entre filas debe ser mayor.

Recuperando también del tema 2 la ecuación que permite calcular la elevación del sol a cualquier hora del día de cualquier día del año, en un lugar de latitud dada:

Se obtiene que la elevación del sol 2 horas antes (o después) del

mediodía solar (ω=±30º, ya que cada hora equivale a 15º) en el solsticio de invierno varía, aproximadamente, entre los 17º del Norte de la península y los 24º del Sur, Ceuta y Melilla, pasando por los 21º del centro. En las Islas Canarias la elevación del sol en ese momento se sitúa sobre los 30º.

Así, en el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Baja Temperatura del IDAE se propone la siguiente aproximación, basada en lo aquí expuesto, con los 6º de diferencia en elevación:

Aplicando esta ecuación a diferentes latitudes se obtienen otros valores del parámetro k:

Latitud 29º 37º 39º 41º 43º 45º

Coeficiente k 1,600 2,246 2,475 2,747 3,078 3,487

Tabla 4.13: Coeficientes de separación, con criterio de ausencia de sombras durante 4 horas alrededor del mediodía solar del solsticio de invierno.

Fuente: Elaboración propia con datos de IDAE

ωφδφδγ cos.cos.cos. += sensensen s

hkhd .)º61tan(min =

−≥

φ

160




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Comparando los resultados de la aplicación de ambos criterios puede comprobarse cómo la distancia exigida en este segundo caso es entre un 25 y un 40% superior al primero, en función de la latitud.

En realidad es posible aplicar el método de cálculo de sombras especificado en el CTE DB HE4 también a la separación entre filas. Sin embargo, la simplificación a las expresiones expuestas en este apartado facilita enormemente su aplicación práctica.

4.5. Condiciones de diseño del intercambiador

El CTE DB HE4 establece que la potencia térmica de un intercambiador independiente debe ser de al menos 500 veces la superficie de captadores:

Pintercambio (W)≥500.Scaptación(m2)

En otros documentos se recomienda un factor de 600 para esta estimación (Pliego IDAE).

Si el intercambiador está incorporado al acumulador se indica en el mismo CTE que la relación entre la superficie útil de intercambio interno y la superficie total de captación no será inferior a 0,15. En ocasiones se recomienda aumentar este valor a 0,20, si bien siempre se depende de la oferta de equipos existentes en el mercado.

4.6. Condiciones de diseño del circuito hidráulico

El diseño del circuito primario parte del dato de caudal que debe circular por los captadores. Es una información que deben proporcionar los fabricantes. En su defecto, el CTE indica un rango de valores entre los 43-72 l/h.m2, debiendo contabilizarse sólo la superficie de captadores en paralelo, ya que por los elementos en serie circula el mismo caudal. El RITE un valor máximo algo inferior, entre los 43 y los 57 l/h.m2. Como se ha comentado, algunos fabricantes estipulan el caudal en 10–30 l/h.m2 en lo que se conoce como low-flow.

Existe una relación entre el caudal de fluido Q y la velocidad de circulación v, en función del diámetro interior D de la tubería:

161



MEERR_2_3


)()/(.354,0)/( 22 mmDhlQsmv =

En el interior de locales habitados la velocidad de circulación está limitada a 1,5m/s por cuestiones acústicas y no menos de 0,5m/s para evitar sedimentaciones. En el exterior puede aumentarse hasta los 2,5m/s, si bien siempre a expensas de los requisitos de caudal suministrados por los fabricantes.

Asimismo, con el caudal de diseño y su distribución por tramos, se calculan las pérdidas de carga en cada tramo del circuito, utilizando los ábacos o las herramientas informáticas al efecto. Estas pérdidas de carga, por unidad de longitud, dependen del diámetro interno de la tubería y de la viscosidad del fluido de trabajo.

La longitud de tuberías debe ser la menor posible y su trazado lo más recto que permita la edificación y ubicación de los equipos. Asimismo, los tramos horizontales deben tener siempre una pendiente mínima del 1% en el sentido de la circulación, como establece el CTE DB HE4.

Además de las pérdidas en los tramo lineales deben sumarse las singularidades, como pérdidas en codos, reducciones de sección, válvulas y todo elemento que interfiera en la circulación del fluido. Asimismo, deben contabilizarse las pérdidas en el intercambiador y en los propios captadores.

Las pérdidas de carga totales en las tuberías, Pdctuberías, expresadas en milímetros de columna de agua (mmca), se pueden obtener como:

gulartramos

eequivalentunitariatuberías PdcLPdcPdc sin).( += ∑

Donde Pdcunitaria son las pérdidas por unidad de longitud (mmca/m) en cada tramo de tubería, Lequivalente es la longitud por tramo, corregida para la circulación del fluido de trabajo (m) y Pdcsingular las pérdidas de carga en las singularidades (mmca).

La corrección debida a la mayor viscosidad del fluido de trabajo respecto al agua puede estimarse en un 30%. Así:

Lequivalente=1,3. Lreal

162




MEERR_2_3

Uno de los métodos más habituales para contabilizar las pérdidas de carga en las singularidades consiste en establecer su equivalencia en metros de longitud lineal de tubería lisa y añadir esa longitud a la del tramo lineal correspondiente.

Las equivalencias es obtienen de forma experimental y en muchos casos son suministradas por los propios fabricantes. Si no se dispone de información precisa del fabricante se puede emplear la siguiente tabla:

Diámetro interior nominal de tubería (mm)

Accesorio 12 18 22 28 35 42 54 66,7 76,1

Curva de 45º 0,20 0,34 0,43 0,47 0,56 0,70 0,83 1,00 1,18

Codo de 90º 0,38 0,50 0,63 0,76 1,01 1,32 1,71 1,94 2,01

Curva de 90º 0,18 0,33 0,45 0,60 0,84 0,96 1,27 1,48 1,54

Reducción 0,2 0,3 0,5 0,65 0,85 1,00 1,30 2,00 2,30

T confluencia 0,10 0,15 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80

T derivación 1,50 1,68 1,80 1,92 2,40 3,00 3,60 4,20 4,80

Válvula antirretorno

0,20 0,30 0,55 0,75 1,15 1,50 1,90 2,65 3,40

Válvula de compuerta

0,14 0,18 0,21 0,26 0,36 0,44 0,55 0,69 0,81

Válvula de asiento 1,10 1,34 1,74 2,28 2,89 3,46 4,53 5,51 6,69

Tabla 4.14: Equivalencia en longitud lineal de singularidades.

Fuente: P. Pereda, 2006

Las pérdidas de carga en cada singularidad se determinan, por

tanto, como:

Pdcsingular = Pdcunitaria.Lequivalente

163



MEERR_2_3


Pudiendo sumarse al tramo correspondiente. S el fluido es agua + anticongelante la longitud equivalente anterior debe multiplicarse también por 1,3.

Para determinar las pérdidas de carga unitarias se puede emplear una expresión empírica que relaciona caudal y diámetro con dicha pérdida. Es una ecuación obtenida a partir de la fórmula de Flamant, aplicable a tuberías de cobre liso (Pereda, 2006):

75,4

75,1

.378DQPdcunitaria =

Con el caudal expresado en l/h y el diámetro interior de tubería en mm, resultando la pérdida de carga unitaria en mm de columna de agua por metro lineal de tubería (mmca/m).

Se pueden utilizar también los ábacos para el cálculo de las pérdidas de carga unitarias, en función del caudal y del diámetro de tubería, para cada tipo de material (acero inoxidable y cobre). Si no se dispone de datos relativos a la instalación (longitud o diámetro de tuberías), se podrán considerar unas pérdidas de carga máximas de 40 mmca/m (según RITE).

Se muestra en la siguiente figura:

164




MEERR_2_3

Figura 4.9: Gráfico de pérdidas de carga unitaria en conducciones hidráulicas.

Fuente: Asociación de Fabricantes de Tubos y Accesorios

En el circuito secundario el tratamiento es similar, teniendo en cuenta que en este caso el fluido es agua, por lo que no es necesario aplicar el factor de corrección del 30% por viscosidad elevada que se utilizaba para el fluido caloportador en el primario.

165


MEERR_2_3



4.7. Condiciones de diseño de la bomba

La bomba debe tener potencia suficiente para superar las pérdidas de carga del circuito y de esta forma garantizar la circulación del fluido en las condiciones de diseño. Cuanto mayor sea la pérdida de carga, mayor es la bomba necesaria, su coste y su consumo eléctrico.

El CTE DB HE4 limita la potencia eléctrica máxima de la bomba a instalar, con los valores especificados son los siguientes:

Sistema Potencia eléctrica de la bomba

Sistema pequeño 50W o 2% de la mayor potencia calorífica que pueda suministrar el grupo de captadores

Sistemas grandes 1% de la mayor potencia calorífica que pueda suministrar el grupo de captadores

Tabla 4.15: Potencia eléctrica máxima de la bomba, según CTE DB HE4.


Para la estimación de las pérdidas de carga totales se toma el valor

de las pérdidas en tuberías del apartado anterior, en su tramo más desfavorable. Asimismo, deben sumarse las pérdidas en el intercambiador y las pérdidas en el paso por los captadores, ambos datos suministrados por los fabricantes.

HT= Pdctuberías + Pdccaptadores + Pdcintercambiador

Una vez conocido el caudal de circulación Q, en m3/h y la altura manométrica total, HT, expresada en metros, como suma de las pérdidas anteriores, se selecciona una bomba cuya característica de funcionamiento cubra las condiciones de diseño.

166



MEERR_2_3


Figura 4.10: Ejemplo de curva característica de bomba de circulación para 0,948 m3/h de caudal y 5,45 m de altura manométrica, resultado de cálculo: bomba UPS

Solar 15-80 130. Fuente: software Wincaps de Grundfos

El CTE DB HE4 indica que para instalaciones con más de 50 m2 de

captación deben disponerse dos bombas en paralelo, tanto en el primario como en el secundario. Una de ellas actúa de reserva, de forma alterna, para prolongar su vida y garantizar un buen funcionamiento.

4.8. Dimensionado del vaso de expansión

El vaso de expansión del circuito primario tiene una función básica en toda instalación solar. Se encarga de recoger el exceso de volumen de líquido debido a la dilatación por calentamiento. Si no existiera, se produciría una sobrepresión en el circuito que debería aliviarse en las válvulas de seguridad, con la consiguiente pérdida de fluido.

Así pues, su tamaño debe ser tal que permita guardar ese exceso de volumen. Depende, por tanto, del volumen total del circuito primario, de la temperatura máxima del fluido y del coeficiente de dilatación del fluido a dicha temperatura.

En los vasos de expansión cerrados, hay que tener en cuenta las presiones. Así, el volumen del vaso se determina como:

if

fcircuitovaso PP

PVkV

−≥ ..

167


MEERR_2_3



Donde Pf es la presión absoluta final del vaso de expansión, en bar o en kg/cm2 y Pi la presión absoluta inicial, en las mismas unidades. La presión absoluta es la suma de la presión manométrica más la presión atmosférica, de aproximadamente 1 bar.

La presión final del vaso es la presión máxima que puede alcanzar el circuito primario, que es la de tarado de la válvula de seguridad, normalmente 10bar en sistemas grandes y 6 bar en los pequeños.

La presión inicial de llenado del circuito puede establecerse, en frío, como mínimo en 1,5bar esto es, una presión de columna de agua de 0,5bar, para evitar la entrada de aire durante el llenado. Si el vaso no se encuentra en la zona alta de la instalación, a este valor hay que sumar la presión estática, que es la presión de la columna de agua situada entre el vaso y el punto más elevado del sistema (10m equivale a 1 bar aproximadamente).

En realidad se están asumiendo unos errores debidos a las diferencias entre las diversas unidades relativas a la presión. Se sabe que 1 bar = 0,987 atm = 1,0197 kg/cm2, además de 1 bar =105Pa, en unidades Internacionales, menos utilizadas en este tipo de aplicaciones.

V. MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES

El plan de mantenimiento engloba todas las operaciones necesarias

durante la vida de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma. El CTE DB HE4 incluye el cumplimiento del plan de mantenimiento como una de las exigencias, al mismo nivel que el de la contribución solar mínima y las condicione de diseño y dimensionado.

Establece dos etapas de mantenimiento, que se pueden complementar con otras actuaciones derivadas de normativas adicionales:

a) Plan de vigilancia.

b) Plan de mantenimiento preventivo.

168



MEERR_2_3


5.1. Plan de vigilancia

El plan de vigilancia se refiere básicamente a las operaciones que

permiten asegurar que los valores operacionales de la instalación sean correctos. Es un plan de observación simple de los parámetros funcionales principales, para verificar el correcto funcionamiento de la instalación.

En la siguiente tabla, extraída del CTE, se definen las tareas a realizar y su frecuencia:

Elemento de la instalación

Operación Frecuencia

(meses) Descripción

Limpieza de cristales A determinar Con agua y productos adecuados

Cristales 3 IV condensaciones en horas centrales

del día

Juntas 3 IV agrietamientos y deformaciones

Absorbedor 3 IV corrosión, deformación, fugas, etc.

Conexiones 3 IV fugas

CAPTADORES

Estructura 3 IV degradación,

indicios de corrosión

Tubería, aislamiento y sistema de llenado

6 IV ausencia de

humedad y fugas CIRCUITO PRIMARIO

Purgador manual 3 Vaciar aire del

botellín Termómetro Diaria IV temperatura

Tubería y aislamiento 6 IV ausencia de

humedad y fugas CIRCUITO

SECUNDARIO Acumulador solar 3

Purgado de la acumulación de lodos en parte

inferior de depósito

Tabla 4.16: Plan de vigilancia de las instalaciones, según CTE DB HE4. Nota: IV:

Inspección Visual. Fuente: Código Técnico de la Edificación.

169


MEERR_2_3



5.2. Plan de mantenimiento

El plan de mantenimiento incluye las operaciones de inspección

visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.

EL CTE establece, como mínimo, una revisión anual de la instalación para instalaciones con superficie de captación inferior a 20 m2 y una revisión cada seis meses para instalaciones con superficie de captación superior a 20 m2.

El plan de mantenimiento debe realizarse por personal técnico competente que conozca la tecnología solar térmica y las instalaciones mecánicas en general. La instalación tendrá un libro de mantenimiento en el que se reflejen todas las operaciones realizadas así como el mantenimiento correctivo.

Asimismo, el mantenimiento ha de incluir todas las operaciones de mantenimiento y sustitución de elementos fungibles ó desgastados por el uso, necesarias para asegurar que el sistema funcione correctamente durante su vida útil.

En las tablas siguientes se desarrollan de forma detallada las operaciones de mantenimiento que deben realizarse en las instalaciones de energía solar térmica para producción de agua caliente, la periodicidad mínima establecida (en meses) y observaciones en relación con las prevenciones a observar, según establece el CTE DB HE4.

En primer lugar se muestran las tareas de inspección para el mantenimiento a aplicar al sistema de captación:

170



MEERR_2_3


Equipo/componente Frecuencia


IV diferencias sobre original Captadores 6

IV diferencias entre captadores Cristales 6 IV condensadores y suciedad Juntas 6 IV agrietamientos, deformaciones

Absorbedor 6 IV corrosión, deformaciones

Carcasa 6 IV deformación, oscilaciones, ventanas

de respiración Conexiones 6 IV aparición de fugas

Estructura 6 IV degradación, indicios de corrosión y

apriete de tornillos Captadores* 12 Tapado parcial del capo de captadores

Captadores* 12 Destapado parcial del campo de

captadores

Captadores* 12 Vaciado parcial del campo de

captadores

Captadores* 12 Llenado parcial del campo de

captadores Tabla 4.17: Plan de mantenimiento del sistema de captación, según CTE DB HE4.

Nota: IV: Inspección Visual. Fuente: Código Técnico de la Edificación

Las tareas identificadas con un asterisco se refieren únicamente a

los casos en los que para evitar el sobrecalentamiento por exceso de producción solar, se aplican medidas de tapado parcial o de vaciado parcial del campo de captadores, ya explicadas en secciones anteriores.

En cuanto al sistema de acumulación, el CTE establece un conjunto de tares de mantenimiento, que se resumen en la siguiente tabla:



Depósito 12 Presencia de lodos en el fondo

Ánodos de sacrificio 12 Comprobación de desgaste Ánodos de corriente

impresa 12

Comprobación de buen funcionamiento

Aislamiento 12 Comprobación de ausencia de

humedad

Tabla 4.18: Plan de mantenimiento del sistema de acumulación, según CTE DB HE4. Fuente: Código Técnico de la Edificación

Los ánodos de sacrificio están fabricados en un material de

electronegatividad menor que el material que quieren proteger (depósito). De esta forma, son estos ánodos los que se oxidan,

171


MEERR_2_3



reduciendo la corrosión del elemento principal. Si están ya muy oxidados agotan su función.

En la protección catódica mediante ánodos de corriente impresa se utiliza una fuente continua para imprimir la corriente necesaria para la protección frente a la corrosión del depósito.

En cuanto al sistema de intercambio, el CTE establece las siguientes tareas de mantenimiento:



12 Control de funcionamiento, eficiencia y

prestaciones Intercambiador de placas 12 Limpieza

12 Control de funcionamiento, eficiencia y

prestaciones Intercambiador de

serpentín 12 Limpieza

Tabla 4.19: Plan de mantenimiento del sistema de intercambio, según CTE DB

HE4. Fuente: Código Técnico de la Edificación

El circuito hidráulico requiere una especial atención, debido a los elevados gradientes de temperatura que soportan sus componentes y los esfuerzos mecánicos que ello conlleva. Durante el día, con la incidencia solar, el fluido de trabajo que circula por las tuberías puede alcanzar temperaturas muy elevadas, mientras que por la noche, en invierno, las temperaturas exteriores pueden ser muy bajas.

Junto a la inspección de los elementos pasivos, como aislamientos o juntas, debe atenderse a los elementos de control y regulación del sistema como bombas y válvulas, especialmente a las de uso menos frecuente, que podrían agarrotarse.

El CTE DB HE4 establece las siguientes tareas de mantenimiento en el circuito hidráulico primario:

172



MEERR_2_3




Fluido refrigerante 12 Comprobar su densidad y pH

Estanqueidad 24 Efectuar prueba de presión

Aislamiento al exterior 6 IV degradación protección uniones y

ausencia de humedad Aislamiento al interior 12 IV uniones y ausencia de humedad Purgador automático 12 Control de funcionamiento y limpieza

Purgador manual 6 Vaciar aire del botellín Bomba 12 Estanqueidad

Vaso de expansión cerrado

6 Comprobación de la presión

Vaso de expansión abierto

6 Control de funcionamiento y actuación

Sistema de llenado 6 Control de funcionamiento y actuación

Válvula de corte 12 Control de funcionamiento y actuación

(abrir y cerrar) para evitar agarrotamiento

Válvula de seguridad 12 Control de funcionamiento y actuación

Tabla 4.20: Plan de mantenimiento del circuito hidráulico, según CTE DB HE4. Nota: IV: Inspección Visual. Fuente: Código Técnico de la Edificación

El sistema eléctrico y de control también requiere una serie de revisiones periódicas para garantizar su buen funcionamiento.

173


MEERR_2_3





Cuadro eléctrico 12 Comprobar que está siempre bien

cerrado para que no entre polvo y su estado

Control diferencial 12 Control de funcionamiento y

actuación

Termostato 12 Control de funcionamiento y

actuación Verificación del sistema de

medida 12

Control de funcionamiento y actuación

Tabla 4.22: Plan de mantenimiento del sistema eléctrico y de control, según CTE

DB HE4. Nota: IV: Inspección Visual. Fuente: Código Técnico de la Edificación

En cuanto al sistema de generación auxiliar, se requiere una comprobación anual de su operación y de las sondas de temperatura, además de lo exigido por la normativa aplicable en función del tipo de tecnología.

VI. CASO PRÁCTICO I: VIVIENDA UNIFAMILIAR

Se quiere desarrollar un proyecto de instalación solar térmica para suministro de Agua Caliente Sanitaria en una vivienda unifamiliar de 3 dormitorios, de nueva construcción. La vivienda está situada en Alcalá de Henares, provincia de Madrid.

La instalación está compuesta por el sistema de captación solar, con captador solar plano, situado en el tejado del edificio y un sistema de intercambio y acumulación conjunto (interacumulador) y centralizado, único en la vivienda. El sistema de aporte de energía convencional auxiliar es de gas natural.

El proyecto se realiza cumpliendo el R.D. 314/2006 Código Técnico de la Edificación, documento básico DB HE, Ahorro de energía, Sección HE 4, Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.

A continuación se desarrollan los puntos básicos del proyecto.

174



MEERR_2_3


1. Datos de entrada del proyecto

Localidad: Alcalá de Henares (Madrid).

Latitud: 40,5º N.

Zona climática: IV.

Tipo de edificio: Vivienda unifamiliar.

Nº de dormitorios: 3.

Tipo de integración de captadores: integración arquitectónica.

Sistema de energía auxiliar: gas natural.

Orientación de campo de captadores: Sur

Inclinación de campo de captadores: 35º.

Condiciones del entorno: sin sombras posibles.

BOMBA

BATERIA DE 1 COLECTOR

16/18

16/18

16/18

16/18

16/18

M T

M T

DEPOSITO ACUMULADOR

SCHÜCO 200 l

Tm ax. 90ºC

ST T

Ø1"

16 /18

45º

CALDERA GASOIL

16/18

16/18

45ºTODO-N ADA M EZCLADORA

F

GRUPO

Grup o Bom b eo

Figura 4.11: Esquema de instalación solar para suministro de ACS en vivienda unifamiliar. Fuente: Expert Sistemas Solares

175


MEERR_2_3



2. Estimación de la demanda energética de A.C.S.

Según lo estipulado en el CTE DB HE4 y a falta de información específica sobre el número de residentes de la vivienda, se supone una ocupación de 4 personas:


1 2 3 4 5 6 7 >7

Número de personas

1,5 3 4 6 7 8 9 Una persona

por dormitorio

Tabla 4.22: Grado de ocupación por defecto. Fuente: Código Técnico de la Edificación

El consumo de ACS estimado se toma según el valor mínimo recomendado por el CTE para vivienda unifamiliar: 30 litros por día.

Así pues, el consumo diario total de la vivienda es:

Nº viviendas 1 Nº personas por vivienda 4

Consumo por persona 30 l/día 120 l/día

Consumo total de ACS (Ddía) 0,12m3/dí

a

La temperatura final de acumulación se supone TACS=60º C.

Para el cálculo de la demanda energética mensual falta conocer los valores de temperatura media del agua de red. Para ello, se hace uso de las tablas suministradas en el Pliego del IDAE, por provincias (ver anexo).

Como se ha expuesto en la sección correspondiente, la demanda energética mensual se puede obtener cómo:

)..(....10.16,1)/( ,,3

, iredACSpidíasdíaimes TTCNDmeskWhDE −= − ρ


176



MEERR_2_3



MES TRED DÍAS D DÍA

(M3/DÍA) D MES

(M3/MES) DE MES

(KWH/MES)

ENE 6 31 0,12 3,72 233,0

FEB 7 28 0,12 3,36 206,6

MAR 9 31 0,12 3,72 220,1

ABR 11 30 0,12 3,60 204,6

MAY 12 31 0,12 3,72 207,1

JUN 13 30 0,12 3,60 196,3

JUL 14 31 0,12 3,72 198,5

AGO 13 31 0,12 3,72 202,8

SEPT 12 30 0,12 3,60 200,4

OCT 11 31 0,12 3,72 211,4

NOV 9 30 0,12 3,60 213,0

DIC 6 31 0,12 3,72 233,0

AÑO 43,80 2526,9

ContribuciónMÍN= 60% 1516,14

Las diferencias en demanda de agua mensual se deben al diferente número de días, mientras que en el caso de la demanda energética se añade la diferente temperatura del agua de red para cada mes.

3. Contribución solar mínima de ACS

La contribución solar mínima depende del tipo de aporte auxiliar, de la demanda diaria de agua y de la zona climática. En las condiciones del proyecto en desarrollo (0,12m3/día, zona climática IV y aporte auxiliar convencional) se obtiene una contribución solar anual o fracción solar f= 60%:

177


MEERR_2_3



Zona climática Demanda total de

ACS del edificio (m3/día) I II III IV V

0,05-5 30 30 50 60 70 5-6 30 30 55 65 70 6-7 30 35 61 70 70 7-8 30 45 63 70 70 8-9 30 52 65 70 70 9-10 30 55 70 70 70

10-12,5 30 65 70 70 70 12,5-15 30 70 70 70 70 15-17,5 35 70 70 70 70 17,5-20 45 70 70 70 70

>20 52 70 70 70 70

Tabla 4.24: Contribución solar mínima en % exigido por el CTE DB HE4. Caso general (gas, gasóleo, propano,…). Fuente: Código Técnico de la Edificación

Así pues, la demanda mínima a cubrir con el sistema solar debe ser:

EUsolar,año=f.DEaño = 0,6.2526,9kWh/año = 1516,14kWh/año

Para la determinación del número de captadores necesarios y del volumen de acumulación debe hacerse, sin embargo, el análisis mensual utilizando el método de cálculo adecuado.

4. Radiación solar incidente sobre el plano de captadores

Antes de abordar el dimensionado de la instalación deben conocerse los datos de radiación solar incidente para la orientación e inclinación real de los captadores.

Asimismo, en este punto debería verificarse el cumplimiento de los límites establecidos por el CTE DB HE4 de pérdidas por orientación e inclinación y por sombras, analizadas en detalle en el apartado 4.3. En las condiciones de ubicación del proyecto actual, las pérdidas por estos dos conceptos son nulas.

La radiación solar diaria sobre superficie inclinada se obtiene como:


Según las tablas de radiación, los valores mensuales de radiación solar diaria sobre superficie horizontal Gdi(0º) y su corrección k

178



MEERR_2_3


para inclinación de 35º son los mostrados en la tabla siguiente, junto con los valores ya modificados Gdi(35º):

MES DÍAS GDI(0º)

(MJUL/M2) GDI(0º)

(KWH/M2) K (35º) L=40º GDI(35º) EIMES

ENE 31 6,70 1,86 1,37 2,55 79,04

FEB 28 10,60 2,94 1,28 3,77 105,53

MAR 31 13,60 3,78 1,17 4,42 137,02

ABR 30 18,80 5,22 1,06 5,54 166,07

MAY 31 20,90 5,81 0,98 5,69 176,37

JUN 30 23,50 6,53 0,95 6,20 186,04

JUL 31 26,00 7,22 0,98 7,08 219,41

AGO 31 23,10 6,42 1,07 6,87 212,84

SEPT 30 16,90 4,69 1,21 5,68 170,41

OCT 31 11,40 3,17 1,37 4,34 134,49

NOV 30 7,50 2,08 1,47 3,06 91,88

DIC 31 5,90 1,64 1,45 2,38 73,67

AÑO 12,50 3,47 4,80 1752,76

Tabla 4.24: Tabla de valores diarios de radiación solar y energía solar mensual incidente. Fuente: Elaboración propia con datos del IDAE y CENSOLAR

5. Cálculo de número de captadores y volumen de acumulación: método f-chart

Para la aplicación del método de cálculo f-chart, junto a los valores calculados de demanda energética mensual y energía solar disponible, es necesario conocer una serie de datos adicionales:

Modelo de captador Fagor Solaria 2.4 Superficie apertura 2,40 m2

Eficiencia óptica 0,67 Coeficiente global de

pérdidas 3,14 W/m2.ºC

MAI 0,95 FCint 0,95

Para completar los datos de entrada del método, sólo queda conocer los valores medios mensuales de temperatura ambiente durante el día, según lo recomendado por el IDAE sobre datos de CENSOLAR.

En la tabla siguiente se resumen los principales resultados de la aplicación del método f-chart para 1 captador. De aplicación

179


MEERR_2_3



directa del método se obtienen los valores mensuales de contribución solar, fmes.

Con la fracción solar mensual se obtiene la energía solar útil aportada al fluido:


Ncap Sc

Unit Sc

Total η0 Kglobal Vacum

Demanda Vacum (litros) FCacum TACS

1 2,4 2,4 0,67 0,00314 120 150 1,05 60

MES TRED TAMB DÍAS GDI(35º) DE MES

(KWH/MES) Facs D1 D2 fmes EU

solar

ENE 6 6 31 2,55 233,0 0,97 0,5 2,2 31,6% 73,6

FEB 7 8 28 3,77 206,6 0,99 0,7 2,2 50,2% 103,7

MAR 9 11 31 4,42 220,1 1,03 0,9 2,3 60,4% 133,0

ABR 11 13 30 5,54 204,6 1,09 1,2 2,5 75,6% 154,7

MAY 12 18 31 5,69 207,1 1,06 1,2 2,3 79,6% 164,8

JUN 13 23 30 6,20 196,3 1,03 1,4 2,2 87,5% 171,7

JUL 14 28 31 7,08 198,5 0,99 1,6 2,0 98,6% 195,7

AGO 13 26 31 6,87 202,8 0,98 1,5 2,0 95,3% 193,2

SEPT 12 21 30 5,68 200,4 1,01 1,2 2,2 80,5% 161,4

OCT 11 15 31 4,34 211,4 1,06 0,9 2,4 61,4% 129,8

NOV 9 11 30 3,06 213,0 1,03 0,6 2,3 41,2% 87,8

DIC 6 7 31 2,38 233,0 0,96 0,5 2,1 29,2% 68,0

AÑO 2526,8976 1637,5

Cobertura = 0,65 Rendimiento= 0,4

CTE

mesmes

mesmessolar

fDE

EUf >→===

∑

∑

=

= %6565,09,25265,1637

12

1

12

1,

El rendimiento medio anual de la instalación es:

180



MEERR_2_3


4,017,17544,2

5,1637

...12

1

12

1,

12

1

12

1,

, ====

∑

∑

∑

∑

=

=

=−

=

xEIS

EU

NGS

EU

mesmesC

mesmessolar

mesmesdíasdmC

mesmessolar

añosistemaη

Es decir, el rendimiento medio anual es del 40%, en el límite de lo establecido por el CTE.

Resulta interesante analizar la evolución mensual del sistema en diseño, con la relación entre energía demandada y energía solar aportada al agua de consumo. De la relación entre ambos surge la contribución solar mensual, útil para detectar posibles situaciones de sobrecalentamiento.

Los valores de la tabla anterior se representan en las siguientes figuras:

Figura 4.12: Relación entre demanda energética y aportación solar mensual. Fuente: Elaboración propia

Se observa en primer lugar cómo, a pesar de que el consumo de ACS se ha considerado constante durante todo el año, no lo es la demanda energética, debido a las diferencias en la temperatura del agua de red. Al estar más fría en invierno el salto térmico a suministrar es mayor que en verano.

Hay diferencias menores debidas al diferente número de días de cada mes.

181


MEERR_2_3



Se observa también que en los meses de verano la aportación solar prácticamente cubre la demanda, mientras que en inverno se requiere de la aportación fuerte del gas natural.

Este hecho se refleja en la fracción solar mensual, con valores invernales sobre el 30%, que ni mucho menos son despreciables en términos de ahorro de combustible. Mientras, en verano, no se sobrepasa el 100%, con lo que al menos en diseño la instalación parece equilibrada.

Figura 4.13: Fracción solar mensual. Fuente: Elaboración propia

6. Volumen de acumulación y potencia de intercambio

Teniendo en cuenta el rango admitido por el CTE DB HE4:

50 < Vacum/SC < 180 l/m2

y valorando las opciones comerciales existentes en el mercado en cuanto a volúmenes de acumulación, proponemos un depósito interacumulador de 150 litros y comprobamos que es válido.

Vacum/Sc = 150/2,4 = 62,5 Válido

182



MEERR_2_3


Siempre debe buscarse un acumulador entre los equipos del mercado, teniendo en cuenta costes, plazos de entrega, etc. Con el valor definitivo puede corregirse el dimensionado, si bien su influencia es reducida.

Para un sistema pequeño como éste, se selecciona un intercambiador incorporado al acumulador (serpentín).

El requisito exigido por el CTE DB HE4 para los interacumuladores es:

Sinter ≥ 0,15 · SC = 0,15 · 2,4m2 = 0,36m2

Para el diseño del resto de componentes, del circuito primario y secundario deben conocerse las características constructivas completas del edificio. Con esta información se aplica lo descrito en apartados anteriores. En caso de no disponer de dichos datos, deberemos realizar los cálculos estimando las particularidades de una instalación tipo para calcular, por ejemplo, el vaso de expansión y la bomba para lo cual necesitamos conocer el volumen de fluido caloportador y caudal del circuito primario, y la altura manométrica.

VII. CASO PRÁCTICO II: EDIFICIO RESIDENCIAL MULTIFAMILIAR

Se quiere desarrollar un proyecto de instalación solar térmica para suministro de Agua Caliente Sanitaria en un edificio residencial multifamiliar a rehabilitar. El edificio está situado en Alcalá de Henares, provincia de Madrid.

La instalación está compuesta por el sistema de captación solar, con panel solar plano, situado en una cubierta del edificio con orientación Sur e inclinación 60º; un sistema de intercambio y una acumulación centralizada. El sistema de aporte de energía convencional auxiliar es de gas natural, en línea descentralizado, en cada vivienda.

El proyecto se realiza cumpliendo el R.D. 314/2006 Código Técnico de la Edificación, documento básico DB HE, Ahorro de Energía, Sección HE 4, Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.

A continuación se desarrollan los puntos básicos del proyecto.

183


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1. Datos de entrada del proyecto

Localidad: Alcalá de Henares (Madrid).

Latitud: 40,5º N.

Zona climática: IV.

Tipo de edificio: Residencia multifamiliar, 10 viviendas de 4 dormitorios, 40 viviendas de 3 dormitorios y 20 de 2 dormitorios.

Tipo de integración de captadores: superposición.

Sistema de energía auxiliar: gas natural.

Orientación de campo de captadores: Sur.

Inclinación de campo de captadores: 55º.

Condiciones del entorno: sin sombras posibles.

2. Estimación de la demanda energética de A.C.S.

Según lo estipulado en el CTE DB HE4 y a falta de información específica sobre el número de residentes de la vivienda, se supone una ocupación de 4 personas:


1 2 3 4 5 6 7 >7

Número de personas

1,5 3 4 6 7 8 9 Una persona

por dormitorio

Tabla 4.26: Grado de ocupación por defecto. Fuente: Código Técnico de la Edificación

El consumo de ACS estimado se toma según el valor mínimo recomendado por el CTE para vivienda unifamiliar: 30 litros por día.

Así pues, el consumo diario total de la vivienda es:

184



MEERR_2_3


Nº viviendas 4 dorm. 10 Nº personas por vivienda 6



Nº total residentes 280 Consumo por persona 22 l/día

6.160 l/día Consumo total de ACS (Ddía)

6,16m3/día

La temperatura final de acumulación se supone TACS=60ºC.

Para el cálculo de la demanda energética mensual falta conocer los valores de temperatura media del agua de red. Para ello, se hace uso de las tablas suministradas en el Pliego del IDAE, por provincias (ver anexo).

Como se ha expuesto en la sección correspondiente, la demanda energética mensual se puede obtener cómo:

)..(....10.16,1)/( ,,

3, iredACSpidíasdíaimes TTCNDmeskWhDE −= − ρ



MES TRED DÍAS D DÍA (M3/DÍA) D MES

(M3/MES) DE MES

(KWH/MES)

ENE 6 31 6,16 191,0 11.961,7

FEB 7 28 6,16 172,5 10.604,1

MAR 9 31 6,16 191,0 11.297,2

ABR 11 30 6,16 184,8 10.504,0

MAY 12 31 6,16 191,0 10.632,7

JUN 13 30 6,16 184,8 10.075,3

JUL 14 31 6,16 191,0 10.189,6

AGO 13 31 6,16 191,0 10.411,1

SEPT 12 30 6,16 184,8 10.289,7

OCT 11 31 6,16 191,0 10.854,2

NOV 9 30 6,16 184,8 10.932,8

DIC 6 31 6,16 191,0 11.961,7

AÑO 2248,4 129.714,1

ContribuciónMÍN= 70% 90.799,9

185


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Las diferencias en demanda de agua mensual se deben al diferente número de días, mientras que en el caso de la demanda energética se añade la diferente temperatura del agua de red para cada mes.

3. Contribución solar mínima de ACS

La contribución solar mínima depende del tipo de aporte auxiliar, de la demanda diaria de agua y de la zona climática. En las condiciones del proyecto (6,16m3/día, zona climática IV y aporte auxiliar convencional), se obtiene una contribución solar anual o fracción solar f= 70%:

Zona climática Demanda total de

ACS del edificio (m3/día) I II III IV V

0,05-5 30 30 50 60 70 5-6 30 30 55 65 70 6-7 30 35 61 70 70 7-8 30 45 63 70 70 8-9 30 52 65 70 70 9-10 30 55 70 70 70

10-12,5 30 65 70 70 70 12,5-15 30 70 70 70 70 15-17,5 35 70 70 70 70 17,5-20 45 70 70 70 70

>20 52 70 70 70 70

Tabla 4.27: Contribución solar mínima en % exigido por el CTE DB HE4. Caso general (gas, gasóleo, propano…). Fuente: Código Técnico de la Edificación

Así pues, la demanda mínima a cubrir con el sistema solar debe ser:

EUsolar,año=f.DEaño = 0,7x129.714kWh /año = 90.799 kWh/año

Para la determinación del número de captadores y del volumen de acumulación debe hacerse, sin embargo, el análisis mensual utilizando el método de cálculo adecuado.

186



MEERR_2_3


4. Radiación solar incidente sobre el plano de captadores

Antes de abordar el dimensionado de la instalación deben conocerse los datos de radiación solar incidente para la orientación e inclinación real de los captadores.

Asimismo, en este punto debe verificarse el cumplimiento de los límites establecidos por el CTE DB HE4 de pérdidas por orientación e inclinación y por sombras, analizadas en detalle en el apartado 4.3. En las condiciones de ubicación del proyecto actual, las pérdidas por sombreado son nulas, mientras que por la inclinación de 55º se estiman en un 8%, dentro de los márgenes admisibles.

La radiación solar diaria sobre superficie inclinada se obtiene como:


Según los valores mensuales de radiación solar diaria sobre superficie horizontal Gdi(0º) y su corrección k para inclinación de 55º son los mostrados en la tabla siguiente, junto con los valores ya modificados Gdi(55º):

MES DÍAS GDI(0º)

(MJUL/M2) GDI(0º)

(KWH/M2)

K (55º) L=40º GDI(55º) EIMES

ENE 31 7,08 1,97 1,4 2,75 85,32 FEB 28 9,64 2,68 1,27 3,40 95,23 MAR 31 15,79 4,39 1,1 4,82 149,56 ABR 30 18,25 5,07 0,94 4,76 142,95 MAY 31 23,17 6,44 0,82 5,28 163,63 JUN 30 25,84 7,18 0,78 5,60 167,97 JUL 31 26,22 7,28 0,82 5,97 185,13 AGO 31 22,94 6,37 0,95 6,05 187,66 SEPT 30 17,80 4,94 1,15 5,69 170,57 OCT 31 11,97 3,32 1,38 4,59 142,20 NOV 30 7,65 2,13 1,54 3,27 98,18 DIC 31 5,78 1,61 1,52 2,44 75,63 AÑO 12,50 3,47 1664,02

Tabla 4.28: Tabla de valores diarios de radiación solar y energía solar mensual

incidente, por unidad de superficie. Fuente: Elaboración propia con datos del PVGIS

187


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5. Cálculo de número de captadores y volumen de acumulación: método f-chart

Para la aplicación del método de cálculo f-chart, junto a los valores calculados de demanda energética mensual y energía solar disponible, es necesario conocer una serie de datos adicionales:

Ncap Sc

Unit Sc

Total η0 Kglobal

kW/m2ºC Vacum (litros)

Vacum (litros) FCacum

MAI FCint TACS

60 2,205 132,3 0,773 0,00324 6160 7000 1,09 0,922 0,95 60

Tabla 4.29: Datos de entrada del método de cálculo. Fuente: Elaboración propia

Para completar los datos de entrada del método, sólo queda conocer los valores medios mensuales de temperatura ambiente durante el día, según lo recomendado por el IDAE sobre datos de CENSOLAR.

Después de probar con diferente número de captadores, en la tabla siguiente se resumen los principales resultados de la aplicación del método f-chart para 60 unidades. Por aplicación directa del método se obtienen los valores mensuales de contribución solar, fmes.

Con la fracción solar mensual se obtiene la energía solar útil aportada al fluido:


MES TRED TAMB DÍAS GDI(55º) DE MES

(KWH/MES) Facs D1 D2 fmes EU

solar

ENE 6 6 31 2,75 11.961,7 0,97 0,6 2,5 41,0% 4.904,3

FEB 7 8 28 3,40 10.604,1 0,99 0,8 2,6 52,6% 5.576,7

MAR 9 11 31 4,82 11.297,2 1,03 1,2 2,7 75,0% 8.475,8

ABR 11 13 30 4,76 10.504,0 1,09 1,2 2,9 75,7% 7.948,8

MAY 12 18 31 5,28 10.632,7 1,06 1,4 2,7 84,7% 9.002,2

JUN 13 23 30 5,60 10.075,3 1,03 1,5 2,5 91,0% 9.166,1

JUL 14 28 31 5,97 10.189,6 0,99 1,6 2,3 97,7% 9.959,1

AGO 13 26 31 6,05 10.411,1 0,98 1,6 2,3 97,4% 10.135,7

SEPT 12 21 30 5,69 10.289,7 1,01 1,5 2,5 90,8% 9.338,9

OCT 11 15 31 4,59 10.854,2 1,06 1,2 2,7 74,0% 8.033,8

NOV 9 11 30 3,27 10.932,8 1,03 0,8 2,7 51,9% 5.674,7

DIC 6 7 31 2,44 11.961,7 0,96 0,6 2,5 35,9% 4.289,5

AÑO 129.714,08 92.505,6

188



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Cobertura = 0,71

Rendimiento= 0,42

Tabla 4.30: Resultados de aplicación del método f-chart (60 captadores). Fuente: Elaboración propia

Como verificación principal del análisis, se obtiene una fracción solar o contribución solar anual f superior a la exigida en el CTE:

%70%7171,017,714.12960,505.92

12

1

12

1,

=>→===

∑

∑

=

=CTE

mesmes

mesmessolar

fDE

EUf

El rendimiento medio anual de la instalación es:

42,002,664.121,260

6,505.92

...12

1

12

1,

12

1

12

1,

, ====

∑

∑

∑

∑

=

=

=−

=

xxEIS

EU

NGS

EU

mesmesC

mesmessolar

mesmesdíasdmC

mesmessolar

añosistemaη

Es decir, el rendimiento medio anual es del 0,42%, ligeramente por encima de los límites establecidos por el CTE.

Resulta interesante analizar la evolución mensual del sistema en diseño, con la relación entre energía demandada y energía solar aportada al agua de consumo. De la relación entre ambos surge la contribución solar mensual, útil para detectar posibles situaciones de sobrecalentamiento.

Los valores de la tabla anterior se representan en las siguientes figuras:

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Figura 4.14: Relación entre demanda energética y aportación solar mensual. Fuente: elaboración propia

En este caso, en comparación con el anterior de vivienda unifamiliar, la mayor exigencia del CTE sobre contribución solar, conduce a un sistema más grande, en proporción, con una mayor aportación energética y fracción solar en todo el año.

Se observa también en el gráfico de la fracción solar mensual, mayor aportación en invierno con valores cercanos al 40% en el mes más desfavorable. A esto contribuye, además del tamaño del sistema, una inclinación (55º) que favorece la generación solar térmica en invierno, ya que el Sol en dicha estación presenta un recorrido más bajo en el cielo.

190



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Figura 4.15: Fracción solar mensual. Fuente: Elaboración propia

6. Volumen de acumulación y potencia de intercambio

Como variable del método de dimensionado se ha seleccionado una relación entre volumen de acumulación y superficie de captadores de 50l/m2, que se encuentra en el mínimo del rango admitido por el CTE DB HE4:

50 < Vacum/SC < 180 l/m2

Como la superficie total de captación es de 132,3m2, el volumen total de acumulación mínimo es:

Vacum=50l/m2.132,3m2= 6.610 l

Este volumen de acumulación puede distribuirse en uno o varios acumuladores centralizados conectados en serie, lo que implica disponer de un espacio de uso común de grandes dimensiones. La opción opuesta es disponer de acumuladores descentralizados, uno por vivienda, si bien el control del conjunto se complica y la eficiencia se resiente. Una tercera opción, intermedia, es instalar un acumulador colectivo parcial y acumuladores individuales en cada vivienda en función de su tamaño y consumo previsto. Sobre estos acumuladores, ya de ACS, actúan los sistemas auxiliares cuando sea necesario.

191


MEERR_2_3



En este sentido, y tomando valores existentes en el mercado, se puede realizar la siguiente distribución:

Acumulador colectivo: 2.000.

Acumuladores individuales viviendas 4 dormitorios: 100.



El volumen total de acumulación resulta ser 7.000l, poco por encima del volumen diario del edificio y dentro de los límites del CTE.

Figura 4.16: Esquema acumulación solar mixta. Fuente: Termicol

En todo caso, en instalaciones de gran tamaño, al igual que ocurre con los sistemas normales de suministro de ACS convencionales, al esquema anterior se le debe añadir una tubería de retorno que garantice una temperatura de agua adecuada en la vivienda más alejada del punto de generación.

De esta forma, si la temperatura en esa vivienda no es suficiente, se recircula el agua, aumentando su temperatura.

En instalaciones grandes, se dispone un intercambiador externo al acumulador.

192



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El requisito exigido por el CTE DB HE4 para los intercambiadores externos es:

Pinter (W)≥ 500.SC = 500.132,3m2 = 66,15kW

Volviendo al sistema de captación el fabricante del captador solar recomienda un caudal de 110l/h, que equivale a 50l/h.m2, dentro del rango admisible de 43-72l/h.m2.

Para este caudal, se indica una pérdida de carga al paso por el captador de 9,5mmca.

Una posible configuración del campo de captadores es en 20 baterías en paralelo de 3 elementos en serie. Para esta configuración, el caudal total del primario resulta:

Q (l/h) =50(l/h.m2).Nparalelo.Scaptador (m2)

Q (l/h) =50(l/h.m2).20.2,21 (m2)=2210l/h=2,21m3/h

El fabricante recomienda una tubería de 35mm de diámetro interior.

Para el diseño del resto de componentes, vaso de expansión, bomba, tuberías, etc., tanto del circuito primario y secundario deben conocerse las características constructivas completas del edificio. Con dicha información se aplica lo descrito en apartados anteriores.

Un aspecto importante es la propia ubicación de los equipos sobre la cubierta del edificio. En este caso, los 60 captadores ocupan una superficie total de 60x2, 4m2=144m2, que se ve ampliada por la necesaria separación entre filas de captadores, como se analizó en el apartado correspondiente. Para realizar la configuración completa debe conocerse las dimensiones de la cubierta real.

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VIII. OTRAS APLICACIONES

8.1 Instalación solar para suministro de ACS y apoyo a calefacción

Se ha dejado de forma deliberada para el final del tema la

descripción de las características básicas de diseño y operación de las instalaciones de apoyo a la calefacción. Constituyen un tipo de aplicaciones no recogidas en el CTE DB HE4 y, por tanto, de inclusión no obligatoria en la edificación.

Sin embargo, se realizan bastantes proyectos de instalaciones solares para calefacción por suelo radiante, aunque siempre combinada con suministro de ACS.

En realidad, el suministro del calor solar hacia los circuitos de calefacción se encuentra siempre supeditado a que exista un excedente en el suministro de ACS. Esto es, cuando la temperatura en el acumulador solar alcanza el valor de diseño, es entonces cuando se puede derivar hacia la calefacción de la vivienda.

La función del calor solar es fundamentalmente de precalentamiento del agua de calefacción antes de su paso por la caldera desde la que circula por el suelo radiante.

En estas condiciones, se pueden obtener reducción de consumo de combustible para calefacción entre 10 y 30% según las condiciones de la instalación y el lugar de ubicación.

En la figura 4.17 se muestra un esquema general de una instalación de suministro de ACS y apoyo a calefacción.

194



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Figura 4.17: Esquema de instalación solar para suministro de ACS y calefacción por suelo radiante. Fuente Termicol

Al no estar recogida esta aplicación en el CTE DB HE4 no existe una contribución solar mínima que haya que satisfacer. Así pues, es el propio proyectista el que debe decidir qué fracción solar media se quiere cubrir con la instalación solar.

Después de realizar el estudio de las necesidades térmicas de la vivienda, aspecto que queda fuera del alcance de este libro, se determina cuánta de esa demanda se pretende suministrar con el sistema solar. La cantidad obtenida debe sumarse a la demanda energética para suministro de ACS.

8.2. Instalación solar para climatización de piscina al aire libre

En secciones anteriores se ha indicado cómo obtener las pérdidas energéticas en una piscina al aire libre, de acuerdo a lo establecido en el Pliego del IDAE. Asimismo, algunos fabricantes ofrecen un método simplificado para obtener directamente la superficie de captación a disponer, utilizando captadores abiertos plásticos, sin cubierta (figura 4.18).

195


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Figura 4.18: Dimensionado de sistemas de captación para climatización de piscina

al aire libre. Fuente: Saclima

IX. RESUMEN DEL TEMA

Este tema ha expuesto el método de diseño básico de las instalaciones solares térmicas. Para ello, se ha partido de las exigencias de la normativa actualmente en vigor, el Código Técnico de la Edificación, en su Documento Básico sobre Ahorro de Energía, sección 4: Contribución solar mínima para Agua Caliente Sanitaria (CTE DB HE4).

Además, se ha completado con las recomendaciones del Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE y otras referencias puntuales.

Se han explicado las diferentes etapas del diseño, desde la estimación de la demanda energética requerida y la energía solar

196



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disponible hasta el cálculo del número de captadores y el volumen de acumulación. También se han expuesto los criterios de diseño y forma de cálculo del resto de elementos de la instalación: intercambiador, circuitos hidráulicos, bomba, etc. En el proceso de diseño tienen que emplearse las características reales de los equipos del mercado.

Finalmente, se han desarrollado dos casos prácticos de diseño básico de instalaciones: uno para una vivienda unifamiliar y el otro para edificio residencial multifamiliar.

203

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TEMA 4. APLICACIONES SOLARES TÉRMICAS DE MEDIA Y ALTA TEMPERATURA



I. INTRODUCCIÓN

En este capítulo, se describen las denominadas “aplicaciones de media y alta temperatura” de la energía solar térmica, con especial atención a la generación de electricidad a partir de luz concentrada. En estos sistemas, las temperaturas alcanzadas por los fluidos calentados por el sol superan los 90-100 ºC (o, en general, la temperatura de funcionamiento de las aplicaciones de producción de agua caliente sanitaria y calefacción).

En el caso de los sistemas termoeléctricos, la energía luminosa del sol se transforma en calor, y este calor se utiliza para la obtención de electricidad. El concepto es similar al de las centrales térmicas convencionales, en las que se quema algún tipo de combustible (carbón, gas, biomasa, etc.) para producir vapor y éste vapor mueve una turbina para generar energía eléctrica. En los sistemas termosolares que nos ocupan, el combustible es el propio sol.

Existen diversas tecnologías para la producción termoeléctrica, siendo las de Concentradores Cilindroparabólicos (CCPs), de torre solar (o central) y disco parabólico las más desarrolladas. En particular, las primeras a las que se presta especial atención en el texto. Las instalaciones de disco parabólico y de chimenea solar, que apenas han sido experimentadas en algunos prototipos, se describen de manera mucho menos pormenorizada.

En el capítulo, también se muestran algunas aplicaciones de la energía solar que utilizan la luz concentrada para usos no eléctricos. Entre éstas, la descontaminación de aguas residuales, la desalación y la producción de calor para su utilización en procesos industriales.

Finalmente, en la última parte del tema, se abordan los aspectos menos tecnológicos de la solar termoeléctrica, como los normativos y económicos. Así, se describen el Plan de Energías Renovables 2005-2010 y los Reales Decretos 436/04 y 661/07 en lo que a esta tecnología respecta.

204




MEERR_2_3


• Presentar las aplicaciones de la energía solar térmica de media y alta temperatura, con particular atención a la producción de electricidad a partir de fluidos calentados por el sol.

• Conocer la evolución y el estado actual de desarrollo de éstas tecnologías, a partir de las estadísticas publicadas en medios solventes.

• Describir la estructura de los diferentes sistemas termoeléctricos, con sus subsistemas y componentes.

• Proporcionar una visión general de los aspectos económicos y normativos de la energía solar termoeléctrica.

• Evaluar el potencial de desarrollo de esta tecnología como fuente de suministro de energía en el medio y largo plazo.

• Describir los sistemas de desalación y destoxificación para la potabilización de agua y de producción de calor de proceso para aplicaciones industriales.

III. ESTRUCTURA DE UN SISTEMA SOLAR TERMOELÉCTRICO

Existen fundamentalmente 4 tipos de centrales termoeléctricas, que se corresponden con 4 enfoques diferentes de aprovechamiento de un mismo recurso, la energía del sol, para un mismo fin, la producción de electricidad. Se trata de las plantas de concentradores cilindroparabólicos (CCP), de torre o receptor central, de disco parabólico y de chimenea solar. De todos estos sistemas, sólo los dos primeros han sido comercializados a gran escala. Los otros dos tipos de centrales están apenas comenzando en estos momentos su andadura comercial, aunque hay plantas demostradoras desde hace varios años.

Salvo en las chimeneas solares, que serán descritas con posterioridad, las cen-trales termoeléctricas están compuestas por tres subsistemas. Éstos son el sistema de captación, el bloque de producción de calor y el bloque de generación de electricidad. Además, algunos sistemas termoeléctricos incluyen un cuarto bloque, el de almacenamiento energético. Un esquema simplificado de esta estructura se muestra en la figura 5.1.

205

MEERR_2_3




El bloque de captación está compuesto por un reflector óptico, que normalmente es un conjunto de espejos que concentran la luz solar sobre el bloque de producción de calor. En este subsistema, se produce el calentamiento de un fluido, que recibe la energía del sol y aumenta su temperatura. El subsistema de producción eléctrica transforma la energía calorífica del fluido en electricidad, que

es vertida a las redes de suministro para su distribución a los puntos de consumo.

Como se comentó anteriormente, algunas instalaciones tienen capacidad para almacenar energía, en forma de calor, para mantener la producción eléctrica en ausencia de sol. Como se verá con posterioridad, esta propiedad es muy interesante, ya que permite adaptar el ritmo de producción energética al de la demanda, garantizando el suministro en el preciso momento en que se necesita.

IV. LÍMITES DE EFICIENCIA DE LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS

Un parámetro característico de cualquier tecnología de producción

energética es la eficiencia global de conversión. Esta magnitud se puede definir como el cociente entre la energía final suministrada por la central y la energía primaria recibida por ésta (la proporcionada por el combustible de entrada).

En el caso de una central termoeléctrica, el combustible es la luz solar, y la energía final es suministrada en forma de corriente eléctrica.

La eficiencia global de las plantas, η, será el producto de las eficiencias de los subsistemas ya descritos en la sección anterior,

Sistema de captación

Calentamientodel fluído

Producción Eléctrica

AlmacenamientoTérmico

Figura 5.1: esquema simplificado de una central termoeléctrica, con los diferentes subsistemas que la

conforman. Alguno de ellos, como el de almacenamiento térmico, puede no estar presente en

todas las instalaciones.

206




MEERR_2_3

captación (ηcap), producción de calor (ηcal) y generación eléctrica (ηele):

η = ηcap·ηcal·ηele

En el caso de sistemas con medios de almacenamiento, el

rendimiento final habría de considerar también las pérdidas en éstos, caracterizadas por su propia eficiencia.

Para calcular la máxima eficiencia teórica (o el límite de eficiencia), se considera que el sistema óptico es ideal (ηcap=1) y que las pérdidas térmicas por convección y conducción son despreciables. En estas condiciones, las únicas pérdidas se producen por radiación. Suponiendo que el sistema de producción de calor radia como un cuerpo negro, su eficiencia se puede calcular como el balance entre la energía solar incidente y las perdidas radiativas, que se calculan a partir de la ley de Stefan-Boltzmann:

I·C)T-(T

· - 1 4

L4

Hcal ση =

Donde σ es la constante de Stefan-Boltzmann, TL es la temperatura ambiente, TH la temperatura del generador de calor, I es la potencia óptica incidente y C el factor de concentración.

En cuanto a la eficiencia del generador eléctrico, una cota superior se puede estimar a partir de la eficiencia de una máquina térmica sometida al ciclo de Carnot (motor ideal):

H

Lele T

T - 1 =η

La figura 5.2 muestra la eficiencia global calculada en función de la

temperatura para diferentes niveles de concentración óptica, haciendo uso de las expresiones anteriores.

207

MEERR_2_3




Efic

ienc

ia g

loba

l, η

Temperatura, K

Efic

ienc

ia g

loba

l, η

Temperatura, K Figura 5.2: eficiencia global de un sistema termoeléctrico ideal en función de la

temperatura para diferentes niveles de concentración óptica. Fuente: Manuel Romero, Energía Solar Termoeléctrica.

Es inmediato observar que el rendimiento máximo aumenta con la concentración de la luz solar incidente y con la temperatura. A concentraciones muy elevadas, la eficiencia máxima se aproxima al límite de Carnot.

Por lo tanto, para el desarrollo de sistemas termoeléctricos eficientes, se hace necesario utilizar luz solar concentrada. Así se hace en la práctica, el 100 % de los sistemas termosolares hacen uso de dispositivos de concentración de la radiación.

Lógicamente, los sistemas reales tienen rendimientos muy alejados del límite calculado anteriormente, debido a las pérdidas ópticas en los concentradores, a las pérdidas de calor por convección y conducción y a otros efectos no contemplados en el caso ideal. Como se verá con posterioridad, en las centrales y prototipos existentes, el rendimiento se acerca, a lo sumo, al 30 %.

V. RADIACIÓN DISPONIBLE PARA LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS

Como se comentó anteriormente, los sistemas termosolares deben

hacer uso de dispositivos de concentración de la radiación (espejos o lentes). Por ello, dichos sistemas son en general bastante más

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sofisticados que aquellos que captan la radiación solar directamente (sin concentradores).

Una de las principales causas para ello es la necesidad de utilizar sistemas de seguimiento para que las lentes estén orientadas hacia el sol con suficiente precisión. En efecto, si los colectores de la luz (los sistemas de producción de calor) tienen una superficie mucho menor que el área de luz a capturar, es imprescindible enfocar la lente con suficiente puntería sobre el receptor, para no echar la luz fuera y, consecuentemente, perder la energía solar.

Una consecuencia directa de esto es que los sistemas termosolares (salvo las chimeneas, descritas más adelante en el capítulo) sólo pueden aprovechar la luz que llega directamente desde el disco solar (la llamada “radiación directa”), por lo que pierden las componentes difusa (proveniente del resto del cielo) y el albedo (la que procede del entorno, que llega al receptor por reflexiones).

Figura 5.3: mapa de España de radiación solar directa. Los datos han sido obtenidos de partir de la estimación con imágenes de satélite. Fuente: CIEMAT

KWh/m2 día

209

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En consecuencia, la selección de emplazamientos para una instalación termosolar (además de tener en cuenta criterios de cercanía a las redes de evacuación y otros requisitos técnicos) debe realizarse atendiendo a la disponibilidad de radiación directa, y no a la de la componente total (la global, suma de directa, difusa y albedo).

Sin embargo, en general, los lugares más soleados son también aquellos con más recursos de radiación directa. Esto se puede observar en la figura 5.3, que muestra el mapa de España de radiación solar directa: los mayores recursos se encuentran en el Levante, Andalucía y la depresión del Ebro, justo donde más horas de sol hay. Los datos han sido obtenidos de partir de la estimación con imágenes de satélite.

VI. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS TERMO-ELÉCTRICOS

Como se comentó anteriormente, existen fundamentalmente cuatro tipos de centrales termoeléctricas, las de colectores cilindroparabólicos (CCP), disco parabólico, torre central y chimenea solar.

En las dos primeras, la forma del sistema de espejos es la característica que da nombre a la tecnología. Así, en las centrales del tipo CCP, los espejos están dispuestos formando hileras lineales en forma de parábola (ver figura 5.4) y, en las de disco parabólico, el receptor óptico es un gran disco que concentra la luz en un punto, en el que se sitúa el fluido absorbedor (figura 5.4).

En las instalaciones de torre central, es la ubicación del

receptor en lo alto de una gran torre la que da nombre a la tecnología. El sistema de captación está constituido por un conjunto de grandes espejos denominados “helióstatos” que pueden orientarse

Figura 5.4: esquema de un sistema solar térmico del tipo CCP. Un espejo con simetría cilíndrica concentra la radiación solar sobre un tubo absorbedor, por el

que pasa el fluido a calentar.

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hacia la posición del sol. Todos ellos dirigen la luz colectada hacia el receptor, donde se produce el calentamiento (ver figura 5.5).

Las centrales de chimenea solar están constituidas por un gran campo de invernaderos situados alrededor de una enorme chimenea, que puede llegar a medir centenares de metros de altura (figura 5.7). En el interior de la chimenea se sitúa una turbina, elemento que gira al paso de corrientes de aire (de manera similar a como lo hacen las aspas de un aerogenerador movidas por el viento). Cuando el aire del interior del invernadero se calienta, tiende a subir a gran velocidad por la chimenea, provocando el movimiento de la turbina, que a su vez acciona un generador eléctrico. Debido a este principio de funcionamiento, las centrales de chimenea son las únicas plantas termoeléctricas que no utilizan vapor en la generación de electricidad.

Figura 5.5: esquema de un sistema solar térmico del tipo disco parabólico. Un espejo con forma de disco parabólico concentra la radiación solar sobre un receptor situado en el foco de la

parábola, calentando el fluido térmico.

Figura 5.6: esquema de un sistema solar térmico del tipo torre central. Un conjunto de espejos con capacidad para orientarse

hacia el sol (helióstatos) dirigen la radiación solar hacia lo alto de una gran

torre, en la que se sitúa el receptor con el fluido a calentar.

Figura 5.7: esquema de un sistema termoeléctrico del tipo chimenea solar. El aire en el interior de un gran campo de

invernaderos se calienta por la acción de la radiación solar, y tiende a subir a gran

velocidad por la chimenea, provocando el movimiento de la turbina, que a su vez

acciona un generador eléctrico.

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VII. DESARROLLO DE LA ENERGÍA SOLAR TERMOELÉCTRICA

Se muestra en esta sección el estado actual de la energía solar termoeléctrica, tanto a nivel nacional como internacional. Con este fin, se describe en primer lugar el origen de éstos sistemas, para mostrar a continuación los primeros proyectos a nivel de demostración y experimentación, y finalmente, los últimos desarrollos.

7.1. Origen de los sistemas termoeléctricos

Si bien las grandes centrales termosolares no han conseguido un desarrollo a nivel comercial hasta el último cuarto del siglo XX, para encontrar su origen hay que remontarse a la segunda mitad del siglo anterior.

En efecto, los primeros experimentos en este campo datan de 1860, cuando el francés Auguste Mouchout desarrolló un motor de vapor alimentado por energía solar. Dicho ingenio disponía de un contenedor de hierro en el que se introducía agua, con una cubierta de vidrio a través de la cual podía pasar la luz. El recipiente se calentaba bajo la acción del sol, lo que permitía producir el vapor. Dicho vapor se empleaba para generar energía mecánica, como en un motor térmico convencional.

Una de las máquinas de Mouchot, la más grande entre las que construyó, llegó

incluso a exponerse en la Exposición Universal de París, en 1878 (ver figura 5.8).

Posteriormente, en 1888, el norteamericano John Ericsson perfeccionó el motor solar de vapor. Sus avances le hicieron incluso

Figura 5.8: máquina solar de Auguste Mouchot, la más grande que construyó, que llegó a exponerse en la Exposición

Universal de París, en 1878. http://habitat.aq.upm.es/

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idear un plan para producir a gran escala éstas máquinas, y distribuirlas en las zonas más soleadas del país, con el fin de utilizarlas en la agricultura de regadío. Finalmente, los planes de Ericsson no llegaron a ver la luz, aunque sus estudios contribuyeron de manera importante al avance de las aplicaciones termosolares.

Las primeras iniciativas a nivel comercial tuvieron lugar a principios del siglo XX. Su principal promotor fue Aubrey Eneas, de Boston, quien fundó la compañía “Solar Motor Company”.

Eneas consiguió una gran popularidad al organizar una demostración en California con un prototipo de gran tamaño. Constaba de un espejo reflector de 100 metros de diámetro, con un colector de 40 metros de largo. La máquina se utilizó para bombear agua, llegando a transferir cerca de 6.000 litros por minuto.

El promotor norteamericano consiguió vender algunas máquinas en 1903. Sin embargo, su aventura empresarial no terminó bien, debido a algunos accidentes provocados por tormentas y otros fenómenos meteorológicos, que demostraron que el gran tamaño de aquellas máquinas era incompatible con el clima del lugar.

Contemporáneo de Eneas, Henry Willsie también contribuyó de manera importante al desarrollo de éstos sistemas, centrando sus esfuerzos en el estudio de formas de almacenamiento de la energía del sol para extender el funcionamiento de los motores a los periodos sin luz, como las noches. Los prototipos de Willsie utilizaban colectores planos para concentrar la radiación en grandes recipientes con agua. Dichos recipientes estaban aislados térmicamente, lo que les permitía mantener el calor de manera relativamente eficiente, para su utilización en las noches. Cuando era necesario obtener energía mecánica, se producía vapor a alta presión a partir del calor del tanque.

Aunque Willsie intentó comercializar sus ingenios, no logró venderlos, por lo que tuvo que abandonar su negocio. Su idea era aplicarlos en el regadío de grandes extensiones de terreno en zonas áridas de Norteamérica. Además, en sus patentes llegó a contemplar

Figura 5.9: máquina solar del norteamericano John Ericsson, sucesor de A. Mouchot en la investigación en este campo.

http://habitat.aq.upm.es/

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la posibilidad de producir energía eléctrica, refrigeración y fabricación de hielo, además de otras aplicaciones mecánicas.

El sucesor de Willsie fue Frank Shuman, quien, todavía muy al comienzo del siglo XX, fundó la “Sun Power Company”. Junto con otros colaboradores, mejoró significativamente la eficiencia de la conversión termosolar, incorporando avances como la utilización de reflectores con simetría parabólica, y la de receptores en forma de tubo de cristal aislado. Además, utilizaron sistemas de seguimiento del sol

para aumentar el rendimiento de las máquinas.

Sun Power llegó a construir una gran planta termosolar en Egipto, cerca de El Cairo, allá por 1912. Dicha planta, que también fue concebida para bombear agua, llegó a funcionar, generando más de 55 caballos de potencia, y permitiendo una gran reducción de costes con respecto a los sistemas anteriores.

7.2. El desarrollo de las primeras centrales termoeléctricas

Los precursores de las máquinas termosolares vieron frenados sus proyectos por el estallido de la Primera Guerra Mundial. Sin embargo, sus avances sentaron las bases de la moderna energía solar termoeléctrica, ya en la segunda mitad del siglo XX.

En efecto, fue a finales de los años setenta cuando vieron la luz los primeros prototipos de grandes centrales de producción de electricidad mediante energía solar de concentración. Se trataba de plantas experimentales, puestas en marcha con el fin de evaluar la viabilidad de las diferentes tecnologías a escala precomercial.

La tabla 5.1 muestra algunas características de aquellos prototipos, desarrollados en Estados Unidos, Rusia, Japón, España e Italia. Se puede observar como se experimentaron todas las tecnologías, e incluso se llegaron a probar sistemas de almacenamiento térmico.

Figura 5.10: Sistema solar de Frank Shuman, con receptor parabólico,

similar a los actuales CCPs. Fuente: http://habitat.aq.upm.es/

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Nombre Ubicación Potencia (MWe)

Tecnología Año

Aurelios Italia 1 Torre, Vapor de agua 1981

SSPS/CRS España 0,5 Torre, Sodio 1981

SSPS/DCS España 0,5 CC, Aceite 1981

Sunshine Japón 1 Torre, Vapor de agua 1981

Solar One USA 10 Torre, Vapor de agua 1982

Themis Francia 2,5 Torre, Sal fundida 1982

CESA-1 España 1 Torre, Vapor de agua 1983

MSEE USA 0,75 Torre, Sal fundida 1984

SEGS-1 USA 14 CCP, Aceite, con almacenamiento

1984

Vanguard 1 USA 0,025 Disco, Hidrógeno 1984

MDA USA 0,025 Disco, Hidrógeno 1984

C3C-5 Rusia 5 Torre, Vapor de agua 1985

Tabla 5.1: detalle de las primeras centrales termoeléctricas construidas. La tabla

incluye el lugar en el que se construyeron, la potencia eléctrica (en MW), la tecnología empleada y el año de puesta en marcha.

Fuente: Asociación Europea de la Industria Solar Térmica – Greenpeace.

7.3. La energía solar termoeléctrica a escala comercial El despegue definitivo de los sistemas termoeléctricos a escala comercial se produjo tras las crisis del petróleo, en los años ochenta. El fuerte encarecimiento del barril provocado por los embargos de los

países productores (la OPEP) hizo que las naciones industrializadas se vieran en la necesidad de reducir la dependencia de las fuentes de energía de origen fósil, volviendo la mirada a las denominadas energías alternativas.

Figura 5.11: foto de una de las plantas SEGS instaladas en los 80 en el desierto de Mojave, en California. Utilizaban la tecnología de colectores

cilindroparabólicos (CCP). Fuente: www.allposters.es

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En aquella época, la compañía “Luz Internacional”, con capital norteamericano e israelí, construyó nueve centrales solares termoeléctricas en el desierto de Mojave, California. Las denominó “centrales SEGS” (siglas en inglés de “sistemas de generación eléctrica solar”), y tenían una potencia comprendida entre 14 y 80 MW eléctricos (ver tabla 5.2). En total, las plantas SEGS sumaban la no desdeñable cifra de 354 MW. La tecnología empleada fue la de los colectores cilindroparabólicos (ver figura 5.11), la más desarrollada desde entonces hasta la actualidad.

Nombre Potencia (MWe) Almacenamiento Año SEGS-I 14 Sí 1984 SEGS-II 30 Sí 1985 SEGS-III 30 No 1986 SEGS-IV 30 No 1986 SEGS-V 30 No 1987 SEGS-VI 30 No 1988 SEGS-VII 30 No 1988 SEGS-VIII 80 No 1999 SEGS-IX 80 No 1990

Tabla 5.12: detalle de las principales características de las 9 plantas SEGS

implantadas entre 1984 y 1990 en el desierto de Mojave, en California. Fuente: Plataforma Solar de Almería - CIEMAT

La figura 5.12 muestra la energía eléctrica producida en las centrales SEGS en California, entre 1985 y 2001. La gráfica incluye también la energía eléctrica acumulada en ese periodo y los ingresos obtenidos, en millones de dólares.

Como se puede observar en la figura, las SEGs han funcionado sin interrupción todo este tiempo, vertiendo a las redes Californianas miles de gigavatios-hora (GWh, 1 GWh=1.000 MWh). La venta de la electricidad ha generado un volumen de negocio de más de un billón de dólares.

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Figura 5.12: producción en las centrales SEGS, del tipo CCP, en California, entre

1985 y 2001. Se muestran también la energía eléctrica acumulada en ese periodo y los ingresos obtenidos, en millones de dólares.

Fuente: Energía Solar Termoeléctrica 2020: Pasos Firmes Contra el Cambio Climático. Asociación Europea de la Industria Solar Térmica – Greenpeace.

Sin embargo, debido al posterior desplome del precio del petróleo, tras las citadas crisis, el desarrollo de estos sistemas, tanto desde el punto de vista tecnológico como de implantación de centrales a nivel comercial, sufrió un importante parón. No obstante, la experiencia obtenida en las más de 2 décadas de funcionamiento de aquellas centrales es un valiosísimo bagaje, que sin duda está facilitando mucho la implantación de las plantas de última generación.

7.4. Desarrollo actual de los sistemas termoeléctricos

Las tecnologías termosolares han vivido desde el comienzo del presente siglo un importante resurgimiento, fruto de la definitiva constatación de los efectos del cambio climático y de los sucesivos aumentos en el precio del barril de petróleo. Así, existen numerosísimos proyectos en marcha, en lo que parece ser el despegue final de las plantas termoeléctricas.

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La tabla 5.3 muestra las instalaciones en desarrollo en todo el Mundo desde el año 2005. Así, es posible observar cómo existen proyectos de las tres tecnologías más importantes, CCP, torre central y disco parabólico (las chimeneas solares se tratarán con posterioridad). Dichos proyectos se están desarrollando en los cinco continentes, aunque la gran mayoría se ubican en el Sur de Europa (Grecia, Italia y España), en Norteamérica (USA y Méjico) y en el Norte de África (Argelia, Egipto y Marruecos).

La gran mayoría de las plantas se corresponden con la tecnología del tipo CCP. En total, las instalaciones en desarrollo suman una potencia de 570 MW, que aumenta por momentos por el imparable ritmo de los nuevos proyectos en promoción.

Algunas de las plantas utilizan hibridación, complementando la generación termosolar con ciclos térmicos convencionales alimentados con gas natural. Esta solución es muy eficaz a la hora de adecuar la producción eléctrica a la demanda existente en cada momento, soslayando el problema de la aleatoriedad del recurso solar. En total, la potencia eléctrica conjunta de los proyectos en desarrollo asciende a casi 3 GW, debido al aporte de la parte convencional (de gas natural).

Además de los ya citados proyectos, recientemente se ha conocido que la compañía española Abengoa y la norteamericana Arizona Public Service (APS) han firmado un contrato para el desarrollo y la explotación de una planta de 280 MW, la mayor en el mundo hasta la fecha. La central será propiedad de Abengoa y estará situada cerca de de Phoenix, en Estados Unidos. La fecha prevista para la entrada en funcionamiento es el año 2011.

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Nombre Potencia total

(MW) Potencia solar

(MW)

Concentrador Cilindroparabólico

Argelia 140 35 Queenland, Australia 1440 35

Kuraymat, Egipto 127 29 Creta, Grecia 50 50

Mathania, India 140 35 Israel 100 100 Italia 40 40

Baja California, Méjico 300 29 Ain Beni Mathar, Marruecos 230 26

Granada, España 100 100 Navarra, España 15 15

Nevada, USA 50 50

Torre Central

Sevilla, España 10 10 Córdoba, España 15 15

Disco parabólico

California, USA 0,4 0,4

Tabla 5.13: instalaciones de energía solar termoeléctrica en desarrollo en todo el Mundo en el año 2005. Fuente: Energía Solar Termoeléctrica 2020: Pasos Firmes Contra el Cambio Climático. Asociación Europea de la Industria Solar Térmica –

Greenpeace.

Todo parece indicar que en los próximos años coexistirán las diferentes tecnologías comentadas anteriormente, aunque con toda seguridad serán los sistemas de colectores cilindroparabólicos (CCP) y de torre solar los que tendrán una mayor implantación a nivel comercial. A largo plazo, las torres solares tienen muy buenas expectativas, sobre todo para grandes centrales, debido a su mayor eficiencia (estos sistemas permiten un mayor aprovechamiento de la energía del sol, debido a que trabajan a mayores temperaturas). Sin embargo, en el corto plazo, los CCPs tienen una clara ventaja, a

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causa de la mayor experiencia obtenida con estos sistemas en los últimos años.

En cuanto a las centrales de discos parabólicos y de chimenea solar, si bien su desarrollo comercial no ha recibido el impulso de las tecnologías dominantes, esto no significa que no existan proyectos en marcha, que entrarán en funcionamiento en los próximos años. En este sentido, se prevé que entre 2008 y 2012 comiencen a funcionar hasta 900 MW en centrales de disco parabólico sólo en California, promovidas por la empresa Stirling Energy Systems.

Además, existen dos proyectos emblemáticos de centrales de chimenea solar, uno que se desarrollará en Ciudad Real, España, y otro en Australia. En el primer caso, se trata de una central de 40 MW compuesta por una chimenea de 750 metros de alto surtida por el aire caliente proveniente de una superficie de 350 hectáreas de invernaderos. En el caso de la central australiana, se trata sin duda de la instalación de este tipo más emblemática del mundo, ya que la chimenea llegará a alcanzar 1000 metros de altura, y podrá suministrar 200 MW de potencia. Este proyecto comenzará a funcionar en 2009.

7.5. La energía solar termoeléctrica en España

España ha sido durante décadas un referente en el desarrollo de la tecnología solar termoeléctrica, fruto de la intensísima actividad investigadora llevada a cabo en centros como el CIEMAT (siglas de “Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas”). En particular, en la Plataforma Solar de Almería (PSA), complejo dependiente del CIEMAT, es donde se ha desarrollado el grueso de la actividad en este campo en nuestro país.

La PSA es el mayor centro de investigación de Europa en tecnologías termosolares y, en general, de energía solar de concentración. Su origen hay que buscarlo a principios de los años 80, cuando se empiezan a desarrollar proyectos de investigación en los terrenos del desierto de Tabernas, en Almería.

Allí se han llevado a cabo proyectos emblemáticos a escala precomercial, experimentando en conceptos como las grandes torres solares o las plantas CCP, la desalación solar o los sistemas de almacenamiento térmico.

Los desarrollos de la PSA se han transferido con éxito a diferentes empresas del sector, como Abengoa, Iberdrola, Acciona, Sacyr-Vallehermoso, Sener y ACS, que figuran entre los líderes mundiales

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en la promoción y construcción de este tipo de plantas. Ello ha permitido crear un inmejorable caldo de cultivo para que en la actualidad se estén promoviendo en nuestro país tecnologías como las de torre solar, las primeras en el mundo a nivel comercial.

Tras la creación de la PSA, ha habido que esperar casi 25 años para que se produzca el despegue definitivo de la solar termoeléctrica en el país. Esto ha sido posible como consecuencia del marco legislativo en vigor, que ha introducido un sistema de primas para incentivar la generación eléctrica de las tecnologías limpias, incluidas en el denominado “régimen especial” (como se describirá al final del capítulo).

La figura 5.14 muestra la situación de los proyectos termosolares en desarrollo en España a mediados del año 2007, según el registro de instalaciones de producción de energía en régimen especial. Se puede observar el gran número de plantas en promoción, incluso en comunidades en las que no se preveían instalaciones en los planes de desarrollo del gobierno (como Aragón o Cataluña), prueba inequívoca del buen momento que el sector vive en el país.

Figura 5.14: vista aérea de una de las instalaciones de la Plataforma Solar de Almería, una torre solar con su correspondiente campo de

heliostatos

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Figura 14: Situación de los proyectos termosolares en desarrollo en España a mediados del año 2007. Fuente: registro de instalaciones de producción de energía

en régimen especial – IDAE

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VIII. SISTEMAS DE COLECTORES CILINDRO-PARABÓLICOS (CCPS)

Como se comentó anteriormente, los sistemas de colectores

cilindroparabólicos están compuestos por un receptor de luz con simetría cilíndrica, que concentra la radiación en el foco de una

parábola, donde se encuentra el colector por el que circula el fluido térmico. Es en éste donde se convierte la energía de la luz solar en energía calorífica, que se emplea en elevar la temperatura del fluido caloportador.

Como todos los sistemas de concentración, los CCPs disponen de dispositivos de seguimiento o tracking, de un solo eje en este caso (recuérdese que estas instalaciones sólo pueden aprovechar la componente directa de la radiación solar). En particular, el eje del cilindro receptor se encuentra orientado en la dirección norte-sur (figura 5.15), y el seguimiento del sol se realiza en la dirección este-oeste (o seguimiento acimutal). Para ello, el concentrador rota alrededor de su eje de simetría, paralelo al tubo colector.

La tabla 5.4 muestra algunos parámetros reseñables de las centrales del tipo CCPs, incluyendo el rango de potencia instalable, la temperatura típica de operación, el factor de capacidad anual, la eficiencia máxima de operación y la eficiencia efectiva a lo largo del año. Además, se muestran algunas de sus principales características, sobre todo en comparación con el resto de tecnologías: su disponibilidad a nivel comercial, su bajo riesgo tecnológico (debido a la experiencia ya acumulada en las últimas décadas) y su capacidad de almacenamiento e hibridación. Algunos de estos temas serán tratados con mayor detalle en lo sucesivo.

E WE W

Figura 5.15: vista lateral de un concentrador cilindroparabólico, con seguimiento del sol en un solo eje. La orientación del eje

es norte-sur, y el seguimiento se produce en la dirección del

movimiento del sol, este-oeste.

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PLANTAS CCPs

Potencia 30-300 MW

Temperatura operación (ºC) 390

Factor de capacidad anual 23-50 %

Eficiencia pico 20%

Eficiencia Neta Anual 11-16 %

Estado Comercial

Riesgo Tecnológico Bajo

Almacenamiento disponible Limitado

Diseños híbridos Sí

Tabla 5.4: principales características de las centrales del tipo colector

cilindroparabólico. Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos

En la práctica, la potencia nominal de una planta CCPs está entre unos pocos megavatios (20-30 MW) y hasta 300 MW. Sin embargo, realmente es posible realizar proyectos con casi cualquier valor en este rango, dado la elevada modularidad de esta tecnología.

En España, la potencia está limitada en la práctica a 50 MW, debido a que éste es el límite que impone la legislación para las plantas incluidas en el régimen especial de producción de energía. Para esta potencia, la extensión del campo solar es de aproximadamente 250 hectáreas (HA).

La intensidad luminosa (o densidad de potencia) que recibe el fluido absorbedor en un CCPs suele estar en el rango entre 30 y 80 veces el del espectro AM1.5D normalizado (1 kW/m2). Así, se dice que el factor de concentración típico está entre 30 y 80 soles.

A estas concentraciones, el fluido absorbedor puede alcanzar temperaturas de hasta 450 º C, siendo un valor típico el de 390 ºC.

El factor de capacidad de una planta CCPs puede llegar a alcanzar el 50 %, estando en la práctica por encima del 20 %. La eficiencia a pleno rendimiento es del 20 %, típicamente, y el rendimiento medio anual está comprendido entre el 11 y el 16 %.

224


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Campo Solar

Tanque Caliente

Tanque Frío Generador

de vapor

Circuito de aceite

Circuito de agua / vapor

Refrigeración

Turbina

Condensador

Sobrecalentador

GasCampo Solar

Tanque Caliente

Tanque Frío Generador

de vapor

Circuito de aceite

Circuito de agua / vapor

Refrigeración

Turbina

Condensador

Sobrecalentador

Gas

Figura 5.16: diagrama de bloques simplificado de una central CCPs del tipo SEGS,

con el circuito solar (o de aceite), de agua/vapor y de refrigeración.

El tipo de fluido de trabajo que se utiliza en los CCPs depende de la temperatura de funcionamiento del sistema. Si la temperatura de diseño es moderada (<200ºC), se puede utilizar agua desmineralizada o Etilenglicol como fluido de trabajo. Sin embargo, en aplicaciones desarrolladas para funcionar a temperaturas más altas (entre 200 y 450ºC), se suelen utilizar aceites sintéticos.

La figura 5.16 muestra un diagrama simplificado de una central CCP de primera generación, del tipo SEGS (también denominada “Heat Transfer Fluid”, HTF). Consta de un campo de colectores situados en filas paralelas y conectados en serie, que calienta el aceite que circula por los tubos absorbedores (recuérdese que el campo solar sustituye a la caldera de combustible fósil de una central térmica convencional). La energía calorífica del fluido es transferida al circuito de agua/vapor en un intercambiador agua/aceite. La producción de electricidad se realiza mediante una turbina y un generador, utilizando un ciclo Rankine convencional.

En las plantas SEGS típicas, no existe un bloque de almacenamiento térmico, como se puede observar en la figura. Sin embargo, sí existe un sistema de calentamiento auxiliar (una caldera de gas), que permite complementar el aporte solar en momentos de poco sol o, incluso, extender el funcionamiento del sistema a las noches y los días nublados. Se trata, por lo tanto, de tecnologías que permiten la hibridación.

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Se describen a continuación con algo más de detalle los principales componentes de una planta CCP, incluyendo los componentes de los propios colectores, el sistema de seguimiento, la estructura o los fluidos caloportadores.

8.1. Reflectores

Como se comentó anteriormente, los reflectores están constituidos por espejos curvados en forma de parábola, que concentran la luz solar en su línea focal, sobre el tubo absorbedor.

El espejo está formado por una superficie de partículas metálicas, de aluminio o plata, que es depositada sobre un soporte con la simetría adecuada. Dicho soporte puede ser de vidrio grueso o de metal.

El precio de los reflectores es elevado, fundamentalmente por la ausencia de economías de escala y por el limitado número de fabricantes que los desarrollan. Se están buscando en la actualidad otros diseños alternativos, que permitan reducir el coste. Entre los más desarrollados, se encuentran las láminas reflectantes (películas con elevada reflectividad que se moldean insitu sobre el soporte parabólico) y los espejos de vidrio delgado.

La eficiencia de los espejos (definida como la potencia óptica proyectada sobre el tubo colector dividida por la potencia de la radiación directa que incide sobre el espejo) depende fuertemente de las tolerancias de fabricación de la superficie reflectora y de la reflectividad de ésta. Además, otros efectos, como la precisión del sistema de seguimiento o la regularidad en la limpieza de los espejos pueden tener una influencia notable. En cualquier caso, existen diseños comerciales que alcanzan el 90 % de eficiencia.

8.2. El tubo absorbedor

Es el elemento en el que se concentra la radiación solar, que calienta el fluido caloportador que lo recorre en su interior, elevando su temperatura. Está formado por dos

Cubierta de vidrio

Tubo absorbedor interior

VacíoCubierta de vidrio

Tubo absorbedor interior

Vacío

Figura 5.17: esquema del tubo absorbedor de un sistema CCP. En él, se muestra el cilindro exterior de

vidrio y el interior, recubierto de un material selectivo.

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tubos concéntricos, uno interior metálico, el que contiene el fluido, y uno exterior de vidrio, que lo protege y realiza funciones de aislamiento térmico (ver figura 5.17).

El tubo metálico interior por el que circula el fluido está recubierto de una superficie con tratamiento selectivo, que le confiere una gran absortividad de la luz solar y una reducida emisividad. Esto permite reducir las pérdidas por reflexión y por reemisión de la luz, maximizando la eficiencia.

El tubo exterior es de vidrio, que proporciona protección al tubo interior frente a las influencias de la intemperie. Además, evita pérdidas caloríficas, al confinar la radiación infrarroja procedente del absorbedor. Con el mismo fin, de evitar al máximo las pérdidas de energía calorífica, entre los dos tubos concéntricos se realiza el vacío.

La soldadura entre el tubo de vidrio y las partes metálicas es uno de los puntos críticos de todo el dispositivo. El diferente coeficiente de dilatación entre la soldadura y el resto de materiales da lugar a que, a las elevadas temperaturas de funcionamiento, aparezcan tensiones mecánicas inducidas, que pueden provocar la rotura del metal de soldadura.

Este fenómeno fue observado en las plantas SEGS, en California, donde más del 5 % de los tubos tuvieron que ser reemplazados, lo que tuvo una importante influencia en el aumento de los costes de las instalaciones.

8.3. Sistemas de seguimiento o tracking

Los sistemas de seguimiento (o de “tracking”, siguiendo un término inglés muy utilizado en el campo de las tecnologías solares), están constituidos por elementos mecánicos que mueven los receptores, orientándolos hacia el Sol. Para ello, o bien integran sensores que son capaces de detectar la posición del sol en tiempo real, o bien tienen programado el camino a recorrer en cada momento del tiempo, camino que ha de ser corregido periódicamente para mantener la precisión. En este último caso, se utilizan los denominados “algoritmos astronómicos”, que proporcionan con enorme exactitud las coordenadas del sol en cada momento.

Las plantas CCP disponen de seguimiento en un sólo eje. Esta configuración es la más simple entre las posibles para los sistemas de concentración, y también la menos prestacional. Sin embargo, la

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pérdida de energía con respecto a las instalaciones con seguimiento en 2 ejes no es demasiado relevante.

Por ejemplo, en una planta situada en Madrid (40 º de latitud), la ganancia de un sistema de un eje con respecto a uno fijo con inclinación óptima es del 20%. Añadir seguimiento en dos ejes sólo aporta un 16 % más con respecto al eje simple.

Por el contrario, la comentada simplicidad de ésta última configuración tiene como grandes ventajas el menor coste de instalación, un mantenimiento más sencillo y barato y la mayor robustez.

En la práctica, todos los colectores de una rama del campo solar se montan en la misma estructura, y son movidas por el mismo mecanismo, un motor hidráulico. De esta manera, se asegura la uniformidad en la radiación recibida por todos, siempre que la estructura soporte sea suficientemente rígida y no se flexione en demasía ante las cargas de viento.

8.4. Estructura de soporte

El armazón que da rigidez mecánica a los colectores y que soporta el peso de todos los elementos de una rama es la estructura de soporte.

En la gran mayoría de los casos, está fabricada en acero. Este material proporciona las mejores características mecánicas, térmicas, y de estabilidad ante la influencia de la intemperie.

La enorme demanda de acero en todo el mundo, debido a la pujanza de las economías emergentes (como China, India, Rusia o Brasil), ha hecho que en los últimos años haya aumentado significativamente el precio de este componente esencial en todos los sistemas. Todo ello, a pesar de ser un elemento con multitud de fabricantes, en cualquier lugar del mundo, lo que hace que no existan otras limitaciones en cuanto al suministro salvo las del material de partida.

Una de las principales características que una estructura ha de tener es la elevada resistencia ante las cargas de viento, para minimizar la flexión ante el empuje de éste. Una elevada torsión puede provocar que alguna parte del sistema de colectores esté fuera de foco, o incluso sombreada. Por el contrario, una estructura muy rígida será también muy pesada y cara.

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Por ello, el diseño estructural ha de realizarse con minuciosidad, buscando el mejor compromiso entre todos estos condicionantes. Los mejores resultados se obtienen utilizando túneles de viento, que permiten realizar pruebas con las cargas de viento previstas en la zona.

No hay que perder de vista que la estructura ha de poder ser manejada con relativa facilidad, simplificando las labores de montaje y desmontaje, para minimizar los periodos de instalación o de reposición.

8.5. Fluido caloportador

El fluido o líquido caloportador es el elemento que recibe la energia del sol al circular por los colectores. Con este fin, se emplean aceites sintéticos, que permiten temperaturas de trabajo de hasta 450 ºC. Frente al agua, éstos fluidos tienen la ventaja de poder funcionar a una presión menor sin que se forme vapor. Además, tienen otras características interesantes, como su baja reactividad (evitando fenómenos de corrosión), elevada capacidad calorífica y su bajo punto de congelación.

No hay que perder de vista que el rendimiento de un ciclo de vapor aumenta con la temperatura del foco caliente, por lo que, en la actualidad, se investigan fluidos que permitan aumentar la temperatura de operación. Sin embargo, la ganancia en el rendimiento por encima de 450ºC no es excesiva, por lo que no se prevé que se vaya a ir mucho más allá en sistemas del tipo CCP.

El calor del fluido térmico es transferido al agua de un circuito independiente, para producir vapor sobrecalentado. Este proceso se realiza en un intercambiador de calor. A la salida de éste, el fluido se envía de vuelta a los colectores, para iniciar de nuevo el proceso.

8.6. Las plantas de generación directa de vapor (DSG, Direct Steam Generation)

Existe una tecnología termoeléctrica en investigación que emplea agua como fluido de trabajo en lugar del aceite térmico. En ella, el campo solar está compuesto por colectores cilindroparabólicos adaptados, que calientan el agua directamente para generar vapor. El vapor, como en las plantas CCP convencionales, alimenta la turbina para mover un generador y producir la electricidad.

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Esta tecnología se denomina de “Generación Directa de Vapor” (o DSG), y existe un prototipo en la Plataforma Solar de Almería. Sin embargo, no hay en este momento plantas comerciales, dado que no se ha alcanzado la madurez necesaria como para hacer posible instalaciones lo suficientemente fiables.

La idea de las DSG es evitar utilizar aceites térmicos, que son fluidos tóxicos de difícil gestión medioambiental que pueden dar lugar a problemas de contaminación en caso de fugas. Por ello, su eliminación también aumentaría la seguridad de las plantas. Además, éstas serían más simples, dado que se podría suprimir el intercambiador de calor, lo cual permitiría a su vez un mayor rendimiento.

Los principales inconvenientes de las DSG son la mayor presión de trabajo requerida, de unos 100 bares a 400 º C, que hace que sea imprescindible utilizar sistemas hidráulicos más robustos (válvulas, bombas, tubos, etc.), y el mayor peligro de congelación en el campo de captación con respecto a los sistemas con aceites térmicos.

En cuanto a las ventajas, además de las ya citadas, cabe destacar el mayor potencial de eficiencia de las plantas, puesto que sería posible alcanzar mayores temperaturas en el ciclo de vapor. Esto tendría como consecuencia un menor tamaño del campo solar, a igualdad de potencia. Las instalaciones también serían más sencillas (sin intercambiadores) y con menor mantenimiento. Por todo ello, el potencial ahorro de costes es grande.

IX. SISTEMAS DE TORRE CENTRAL

Como se comentó con anterioridad, en las instalaciones de torre o receptor central, el campo solar está compuesto por un conjunto de espejos que siguen la posición del Sol en dos ejes, denominados helióstatos. La radiación colectada es dirigida a un receptor ubicado en lo alto de una gran torre, donde se calienta el fluido absorbedor.

La tabla 5.5 muestra algunas de las principales características de estas plantas, incluyendo el rango de potencia instalable, la temperatura típica de operación, el factor de capacidad anual, la eficiencia máxima y la eficiencia efectiva de funcionamiento a lo largo del año.

Las torres centrales tienen una potencia típica en el rango entre 10 y 200 MW. El factor de concentración suele estar entre 200 y 1000 (flujos de radiación entre 200 y 1000 kW/m2), permitiendo

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temperaturas de funcionamiento superiores a 550 º C. Estas elevadas temperaturas permiten aumentar el rendimiento, siendo técnicamente viable alcanzar valores instantáneos cercanos al 23% y de hasta el 20% de promedio anual.

El factor de capacidad anual de estas plantas puede alcanzar el 77 %, mediante el uso de sistemas de almacenamiento térmico. De esta manera, es posible superar las 4.500 horas equivalentes de funcionamiento al año. En las plantas menos prestacionales, el factor de capacidad puede ser mucho menor, en el entorno del 20 %.

PLANTAS DE TORRE CENTRAL

Potencia 10-200 MW

Temperatura operación (ºC) 565

Factor de capacidad anual 20-77 %

Eficiencia pico 23%


Estado Comercial

Riesgo Tecnológico Medio

Almacenamiento disponible Sí


Tabla 5.5: principales características de las centrales de torre central

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos

Se espera que las plantas de torre central tengan un gran

desarrollo en los próximos años. Y es que su demostración a nivel comercial, con la puesta en marcha de la planta PS10 de Abengoa en el sur de España, ha supuesto un importante punto de inflexión para esta tecnología, reduciendo de manera significativa su riesgo. Además, la capacidad de almacenamiento e hibridación de estas instalaciones son características muy valiosas. Algunos de estas consideraciones serán descritas a continuación.

9.1. La planta PS10 de Abengoa Solar

Como se comentó anteriormente, la primera planta comercial del mundo del tipo torre central se puso en funcionamiento en el año 2007, en España. La denominada PS10, de la compañía española Abengoa, se desarrolló en el municipio sevillano de Sanlúcar la Mayor.

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La figura 5.18 muestra el diagrama de bloques simplificado de la instalación, en el que se aprecian el campo de helióstatos, la torre, el circuito de vapor, la turbina y el generador.

Como se puede observar, se trata de una planta de producción directa de vapor, a una temperatura superior a 250 ºC y a 40 bares de presión. La potencia nominal (eléctrica) de la instalación es de 11 MW, siendo la potencia térmica del ciclo de vapor de 50 MW (ver tabla 5.6).

El campo solar de la PS10 está compuesto por 624 helióstatos

modelo Sanlúcar 120, desarrollados por la propia compañía Abengoa. Su superficie es de 120 m2, y en conjunto conforman un área de colección de 75000 m2.

Tecnología Vapor saturado

Temperatura 257 ºC

Presión de trabajo 40 bares

Potencia eléctrica 11 MW

Potencia térmica 50 MW

Producción anual 24.3 GWh

Factor de capacidad 25 %

Horas efectivas 2200

Altura 115 m

Tabla 5.6: características de la planta de torre central PS10, de la compañía

Abengoa. Fuente: www.solucar.es

Figura 5.18: esquema

simplificado de funcionamiento de la planta de torre

central PS10, de la compañía Abengoa.

Fuente: www.solucar.es

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Los helióstatos proyectan la luz solar colectada sobre el receptor situado en lo alto de la Torre PS, de 115m de altura, también diseñada por Abengoa (figura 5.19). El receptor es del tipo “de cavidad”, denominación que se debe al hecho de que se encuentra situado en un alojamiento en forma de cavidad cuadrada. Está formado por cuatro paneles verticales de 5,5 metros de anchura y 12 de altura, formando un semicilindro. El circuito de agua se sitúa sobre el material refractario que reviste el interior del receptor.

La PS10 incluye un sistema de almacenamiento de corta duración, que permite alargar el funcionamiento durante media hora en ausencia de sol. Además, puede operar en modo híbrido, complementando el aporte solar con hasta un 15 % de calor procedente de una caldera de gas natural. En total, la planta puede generar 24.3 GWh de energía al cabo del año, suficiente para garantizar el consumo de 5.500 hogares. El factor de capacidad anual es del 25 % (algo más de 2.200 horas).

Tras la PS10, se construirá una segunda instalación de torre central en los terrenos aledaños. Se denominará PS20, también de Abengoa, y tendrá 20 MW de potencia nominal. La torre tendrá más de 160 metros de altura y recibirá la radiación colectada por 1.255 heliostatos de 120 m2. La extensión total de la planta será de 90 HA.

La PS20 generará 148,6 GWh al año, energía suficiente para alimentar alrededor de 12.000 hogares.

Figura 5.19: torre central de la planta PS10 de Sanlúcar la Mayor, Sevilla. Se observan también los heliostatos proyectando la radiación solar hacia el

receptor en lo alto de la torre. http://es.wikipedia.org/wiki/Usuario_Discusi%C3%B

3n

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X. SISTEMAS DE DISCO PARABÓLICO

Los sistemas de disco parabólico utilizan concentradores con esta simetría para colectar la radiación solar y concentrarla en el foco de la parábola. En ese punto se sitúa el receptor de la luz, que es un motor de combustión del tipo ‘Stirling’.

Los discos parabólicos utilizan seguimiento en dos ejes, siendo posible alcanzar niveles de concentración de hasta 4.000 soles. Son sistemas muy modulares, con potencias unitarias entre 5 y 25 kW (tabla 5.7). Por ello, tienen gran potencial para instalaciones aisladas de la red, donde podrían competir con los sistemas fotovoltaicos o con las pequeñas instalaciones eólicas.

Las elevadas concentraciones de los discos parabólicos permiten alcanzar temperaturas de funcionamiento de hasta 800 ºC, con las que es posible obtener

rendimientos muy altos. De hecho, se trata de los sistemas solares de generación eléctrica que han demostrado mayor eficiencia, siendo posible alcanzar valores máximos cercanos al 30 % y promedios anuales de hasta un 25 %.

La superficie reflectante de los concentradores puede ser de vidrio (espejos) o de una lámina delgada metalizada, fijada a una estructura de fibra de vidrio. Estos reflectores concentran la radiación sobre receptores que contienen un gas, normalmente helio, hidrógeno o aire. La expansión del gas produce el desplazamiento de un pistón, que mueve un alternador integrado en el mismo foco, para generar la electricidad.

La utilización de motores del tipo Stirling en estas instalaciones se debe a su alto rendimiento termodinámico. Y es que, a las temperaturas alcanzadas en los discos parabólicos, es posible llegar a eficiencias en el motor de entre el 30 y el 40 %. Además, al tratarse de motores de combustión externa, el aporte energético se realiza desde el exterior, mediante la luz solar recogida por el disco parabólico.

Tabla 5.7: principales características de las centrales de

disco parabólico. Fuente: Departamento de Energía de los

Estados Unidos

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Las chimeneas solares son sistemas de producción de electricidad que aprovechan el movimiento de masas de aire calentadas por el sol en un gran invernadero. El movimiento de ascensión de dicho aire por una gran chimenea mueve una turbina para generar electricidad, como en un aerogenerador.

Las chimeneas solares pueden aprovechar la radiación solar global, tanto directa como difusa, lo que supone una ventaja con respecto al resto de las instalaciones termosolares. Además, tienen capacidad de almacenamiento térmico, por su propia naturaleza, dado que pueden producir electricidad 24 horas al día. Esto se debe a que la temperatura nocturna en el interior del invernadero es superior a la existente en el exterior, debido al confinamiento de la radiación infrarroja producido por la cubierta.

No obstante, la potencia generada durante la noche es muy inferior a la que se obtiene en las horas de sol. Aún así, es posible incorporar sistemas de almacenamiento adicionales, complementando el existente de manera natural (por ejemplo, de almacenamiento por cambio de fase).

La tabla 5.8 muestra las dimensiones de una instalación de chimenea (incluyendo su altura y el diámetro de los invernaderos) y la generación de energía eléctrica al año, en función de la potencia nominal de la planta. Para potencias entre 5 y 100 MW, la altura de chimenea está entre 550 y 1000 m, y el diámetro del campo de captación entre 1250 y 4300 m. La generación anual está entre 14 y 320 GWh al año, lo que se corresponde con entre 2800 y 3300 horas efectivas de funcionamiento.

PLANTAS DE DISCO PARABÓLICO

Potencia 5-25 kW

Temperatura operación (ºC) 650 - 800

Factor de capacidad anual 25%

Eficiencia pico 29,4 %


Estado Prototipos

Riesgo Tecnológico Alto

Almacenamiento disponible Baterías


Figura 5.20: prototipo de disco parabólico ensayado en la Plataforma Solar de

Almería, en el marco del proyecto hispano-alemán ‘EuroDISH’. Fuente: www.psa.es

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XI. CHIMENEAS SOLARES

Potencia (MW) 5 30 100

Altura (m) 550 750 1000

Diámetro campo (m) 1250 2900 4300

Generación anual (GWh) 14 99 320

Tabla 5.8: parámetros característicos de chimeneas solares, en función de la

potencia nominal de la planta. Se incluyen la altura de la chimenea, el diámetro del campo de captación y la energía generada al cabo del año.

Las chimeneas solares ocupan grandes extensiones de terreno, lo que a priori puede suponer un importante inconveniente. No obstante, la posibilidad de dar algún tipo de uso complementario a la superficie de invernaderos (como el cultivo de especies que se puedan desarrollar en condiciones de temperatura e iluminación compatibles con las de generación eléctrica de la central) puede paliar este inconveniente. Además, en los pocos proyectos que actualmente se encuentran en fase de estudio (en Australia, o en la India) se contempla la explotación turística de la zona como fuente adicional de ingresos, debido a la espectacularidad de estas instalaciones.

Potencia (kW) 50

Altura (m) 195

Diámetro campo (m) 240

Peso de la torre (t) 200

Tabla 5.9: parámetros característicos de la chimenea solar que funcionó en

Manzanares, Ciudad Real, entre 1982 y 1989.

Figura 5.21: imagen de la chimenea solar de Manzanares, Ciudad Real, en funcionamiento entre 1982 y 1989. Fuente: www.fotovoltaica.com

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Existe un antecedente de instalación de chimenea solar que estuvo en funcionamiento durante 7 años en nuestro país. Se trata de la planta de Manzanares, en Ciudad Real, puesta en marcha en 1982 y que funcionó hasta 1989. Una imagen de la chimenea se muestra en la figura 5.21.

La instalación tenía una potencia eléctrica de 50 kW, con una altura de torre de 195 m. El campo de invernaderos medía 240 m de diámetro (ver tabla 5.9).

XII. ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA EN SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS

Como ya se ha descrito a lo largo del texto, una gran ventaja de

los sistemas termoeléctricos es que es posible almacenar energía para su consumo en los momentos en que no hay sol. Esto se puede conseguir utilizando grandes tanques en los que se guarda un fluido a alta temperatura (normalmente, algún tipo de sales fundidas o directamente vapor), manteniéndolo en estas condiciones hasta los momentos en que se requiere la electricidad. Es entonces cuando se produce o se utiliza el vapor necesario para la generación.

Y es que el almacenamiento de calor se puede realizar de manera eficiente, sobre todo si se compara con el de grandes cantidades de energía eléctrica en baterías, opción que no se utiliza por sus grandes inconvenientes (como el gran tamaño de las baterías, su escasa vida útil o las pérdidas de energía por la descarga de éstas).

Además de los depósitos para almacenamiento directo del fluido caliente, existen otras tecnologías disponibles o en desarrollo. En el denominado "Almacenamiento Dual", se dispone de un depósito lleno de un material con gran capacidad calorífica y baja conductividad térmica

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Hora

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MW

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Almacenamiento

Gas

De Almacenamiento

Sol

Figura 5.22: esquema de funcionamiento de un sistema termoeléctrico con

almacenamiento térmico y sistema de apoyo mediante una caldera de gas

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(normalmente algún metal apilado en forma de placas o un material cerámico). El fluido caliente transfiere su energía al material almacenado, que es el que efectivamente mantiene el calor.

En los sistemas que se están desarrollando actualmente, el almacenamiento de energía permite que el suministro eléctrico se pueda prolongar entre 30 minutos y 15 horas en ausencia de sol. Las pérdidas en el proceso son muy reducidas, existiendo sistemas que han demostrado un rendimiento superior al 99 %.

El incremento en el periodo de operación que el almacenamiento permite tiene indiscutibles ventajas, siendo las más relevantes la mayor flexibilidad a la hora de dimensionar el sistema de captación (que no tiene que ser capaz de gestionar toda la energía disponible en las horas de máxima insolación), la mayor flexibilidad en el funcionamiento de la planta (que puede responder a variaciones en la demanda y a diferencias estacionales en la radiación solar disponible) y, en general, la mejora en la eficiencia global del sistema.

Las citadas ventajas del almacenamiento térmico pueden potenciarse, alcanzando el máximo nivel, mediante la utilización de sistemas de apoyo a la generación basados en calderas convencionales de gas. De esta manera, la planta puede funcionar 24 horas al día, manteniendo su potencia prácticamente constante (figura 5.22). Durante la noche, es la caldera de apoyo la que mantiene el grueso de la producción energética. En las horas centrales del día, si hay sol, es el campo de captación el que proporciona el aporte y, si es posible, alimenta el sistema de almacenamiento. La energía contenida en éste es utilizada a continuación, hasta que entra en acción la caldera de gas. Por supuesto, en general, el funcionamiento de la planta podrá tener diferentes aportes de cada sistema en cada momento, regidos por la aleatoriedad del recurso solar y por las variaciones en la demanda eléctrica a lo largo del día o del año.

La figura 5.22 muestra este esquema de funcionamiento para el caso de una planta de 30 MW de potencia nominal, con apoyo mediante caldera de gas. Se han señalado, para cada hora, los aportes de los diferentes subsistemas.

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XIII. OTRAS APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR DE MEDIA Y ALTA TEMPERATURA

Se describen a continuación algunas de las aplicaciones de la energía solar térmica de media y alta temperatura que no obtienen como producto final energía eléctrica. Se trata de aplicaciones menos extendidas, como la descontaminación de aguas residuales, la desalinización o la obtención de calor para procesos industriales. No obstante, con el paso de los años estos usos cobrarán mayor relevancia, debido a la madurez tecnológica que poco a poco van adquiriendo y al enorme potencial del recurso solar disponible.

13.1. Obtención de calor de proceso para aplicaciones industriales

En multitud de procesos industriales, es necesario utilizar fuentes de calor a media o alta temperatura. Se trata de aplicaciones en las que, para la obtención de diferentes productos, se requieren temperaturas de entre poco más de 100 y hasta 2000 ºC. Esto es posible haciendo uso directo de la energía solar concentrada, con dispositivos receptores y colectores semejantes a los ya descritos en secciones anteriores.

Aplicaciones típicas de estos sistemas térmicos se encuentran en granjas agrícolas, para el secado del grano de los cereales o, en general, de otros productos o subproductos de las cosechas. También en industrias en las que se requiere utilizar vapor para diferentes procesos o, en general, un fluido calentado a media o alta temperatura: tratamiento y tintado de tejidos en la industria textil, fabricación de productos farmacéuticos, cosméticos o detergentes (industria química), industria alimentaria, etc.

13.2. Destoxificación de aguas residuales, suelos contaminados o gases tóxicos

Las necesidades de agua potable para el consumo humano, o para abastecer los múltiples usos en la sociedad moderna (riego de cultivos, limpieza, aplicaciones industriales, etc), crecen día a día, fruto del aumento de la población y del despilfarro que en demasiadas ocasiones se hace de tan preciado bien. Sin embargo, los

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recursos hídricos son limitados y pueden serlo aún más, si los pronósticos de los estudiosos del cambio climático se hacen realidad.

Una manera muy eficaz para minimizar la desproporción entre la disponibilidad de agua y su consumo es la eficiencia en su utilización, que puede lograrse mediante el ahorro de recursos (es decir, gastando únicamente lo estrictamente necesario) y el reciclaje.

El tratamiento integral del agua permite recuperar al máximo cada litro utilizado, devolviéndolo al ciclo de consumo en condiciones aptas para su uso. Así se hace en países como Israel, afectado por grandes sequías, que ha desarrollado una tecnología puntera a nivel mundial para reciclar el 75 % del agua que consumen. El líquido recuperado se emplea para el riego en la agricultura, para recargar sus mermados acuíferos, en tareas de limpieza, etc. De hecho, el gobierno israelí prevé que, en 2020, el 100 % de los regadíos se abastezcan de fuentes residuales, reservando el agua potable para el consumo humano en las poblaciones del país.

Sin embargo, la descontaminación del agua requiere de importantes cantidades de energía, que hay que producir a partir de recursos naturales muy limitados, y que conlleva la emisión de gases de efecto invernadero. Salvo que se realice a partir de fuentes renovables. Esto es posible ya hoy en día, dado que existen procesos muy avanzados para destoxificar aguas contaminadas a partir de energía solar térmica. Estos procesos también se pueden aplicar al tratamiento de gases contaminados provenientes de procesos industriales, o de suelos degradados por diferentes usos.

En efecto, los métodos de oxidación química asistidos por luz tienen la capacidad para producir agentes oxidantes muy potentes, que convierten contaminantes no biodegradables en especies inocuas. Con la ventaja añadida de que pueden ser utilizados para tratar aguas resistentes a otros métodos, dado que la influencia de la iluminación es precisamente la de acelerar la descomposición de los contaminantes.

Figura 5.23: imagen aérea de una instalación de destoxificación solar de

aguas contaminadas. Fuente: www.canren.gc.ca

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Las primeras plantas experimentales de destoxificación solar se desarrollaron en laboratorios de Norteamérica a finales de los 80. Aquellos prototipos utilizaban sistemas solares térmicos del tipo colector cilindroparabólico (CCP), como los empleados todavía hoy en plantas termoeléctricas, en los que el agua a tratar se hacía pasar por el tubo receptor de la luz concentrada (figura 5.23).

Posteriormente, en España, se desarrolló una intensa labor investigadora con el fin de mejorar la eficiencia de estos sistemas. Aquellos trabajos dieron su fruto a finales de los 90, con la inauguración en Madrid de la primera planta experimental de este tipo, en el municipio de Arganda del Rey. Allí se experimentó con el tratamiento de aguas industriales contaminadas con cianuros, utilizando tecnología CCP desarrollada en la Plataforma Solar de Almería.

Ya en 2004, en La Mojonera (Almería), se puso en marcha la primera instalación comercial del mundo, para el tratamiento de aguas procedentes del reciclado de envases de productos sanitarios. Estos logros sitúan a nuestro país en una posición de privilegio en el campo del tratamiento del agua con energías renovables, con la PSA a la vanguardia de la investigación y desarrollo en el sector.

13.3. Obtención de agua potable a partir del agua del mar mediante desalación

Si como se comentó anteriormente, el cambio climático acentúa los problemas de escasez de agua en los países mediterráneos y otras áreas de todo el globo, no será suficiente con el ahorro y el tratamiento integral del agua. Además, será necesario recurrir a fuentes de abastecimiento no convencionales, como la desalación. El mar es una fuente prácticamente ilimitada de agua, que puede aprovecharse para el consumo humano mediante tecnologías ya demostradas, sin grandes inconvenientes técnicos.

Sin embargo, la desalinización requiere de un gran aporte energético. En el caso de España, se estima que, para mantener las desalinizadoras previstas en el Plan Hidrológico Nacional, haría falta instalar centrales con una capacidad de generación superior al 3% de la potencia eléctrica total instalada (o más de 1000 MW). Por ello, como en el caso de la destoxificación, hay que acudir a tecnologías limpias para hacer posible esta solución sin generar problemas de magnitud comparable a aquellos que se pretende solucionar.

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El binomio desalación-energías renovables presenta importantes ventajas. Por un lado, en muchas zonas afectadas por sequías existen abundantes recursos para la generación renovable, particularmente de energía solar. Por otro lado, las necesidades de agua para el consumo humano suelen aumentar en estas áreas en las épocas más calurosas, en verano, cuando la disponibilidad de sol es mayor. Así ocurre en las costas, donde los núcleos de población con potencial turístico multiplican su población en estos meses.

Los sistemas de desalación pasivos utilizan la energía solar para separar el agua de la salmuera mediante evaporación. Existen diferentes tecnologías en desarrollo, siendo las más comunes los Solar Stills, las plantas MED y las MSF.

• Solar Stills

Los Solar Stills están formados por una piscina de almacenamiento para el agua de mar rodeada por una cubierta transparente (que normalmente está hecha de vidrio o de un material plástico). Debido al efecto invernadero que se produce en el interior del recinto, es posible que en éste se alcancen temperaturas superiores a 60 ºC, suficientes para que el agua estancada se evapore. El vapor se condensa al entrar en contacto con la cubierta del invernadero, y el agua condensada se desliza por la pendiente de ésta, hasta acabar almacenada en un depósito (figura 5.24).

La principal ventaja de los Solar Still es su gran simplicidad. Sin embargo, son sistemas muy poco prestacionales, ya que requieren de grandes superficies para el estanque si se desea producir volúmenes considerables de agua destilada. Y es que la eficiencia de estos sistemas tan rudimentarios es baja, lo que los hace inviables a gran escala.

Figura 5.24: esquema simplificado de una planta desaladora solar del

tipo Solar Still

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• Plantas de destilación multiefecto (MED)

Las plantas desaladoras del tipo MED (o de destilación multiefecto) o MSF (o de evaporación instantánea multietapa, descrita con posterioridad), son sistemas más sofisticados que los Solar Stills, y por ello permiten rendimientos significativamente mayores. En ambos casos, están compuestas de un campo de colectores solares, un sistema de almacenamiento térmico y un bloque de desalación propiamente dicho.

Los subsistemas de captación y almacenamiento son la parte más convencional de la planta, y tienen una gran similitud con las centrales termoeléctricas del tipo CCP ya descritas. Su función es aportar la energía necesaria para producir la evaporación del agua salina.

En una deseadora multiefecto (MED), se aprovecha el calor latente que el agua evaporada cede en la cubierta al condensarse, utilizándose para evaporar más líquido. Esto se consigue situando un nuevo recipiente contenedor de agua salada sobre la cubierta del primero.

Las desaladoras MED han sido experimentadas con éxito en España. Así, existe un sistema instalado en la Plataforma Solar de Almería, compuesto por un campo solar del tipo CCP y una planta MED de 14 etapas. Además, dispone de un sistema de almacenamiento de aceite térmico, que consiste en un gran tanque de más de 100 m3 de capacidad.

• Plantas de destilación instantánea multietapa (MSF)

Las desaladoras MSF comparten con las MED la característica de realizar la evaporación en varias fases, aumentando el rendimiento global.

Figura 5.25: detalle del campo de colectores parabólicos de una desaladora

solar.

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En estas plantas, se produce la denominada evaporación instantánea (o “flash”), que tiene lugar cuando un líquido a temperatura cercana a la de ebullición experimenta una reducción de presión súbita. En estas condiciones, parte del líquido se evapora, y se extrae del sistema por condensación.

El proceso se repite en las sucesivas etapas, en las que la presión y la temperatura son menores. La salmuera que no se ha evaporado se hace pasar a la siguiente etapa, donde una parte alcanza el punto de ebullición y se convierte en vapor. El condensado de todas las etapas es el producto final de la desalación.

Las plantas MSF necesitan trabajar con temperaturas superiores a las otras tecnologías de desalación descritas, habitualmente entre 110 y 120º C. Por ello, el campo solar ha de ser capaz de garantizar dicha temperatura.

• Plantas de ósmosis inversa alimentadas por energías

renovables

A medio camino entre los métodos de desalación convencionales y los puramente renovables se encuentran las desaladoras por ósmosis inversa alimentadas por energía solar o eólica. En éstas, el agua salada se bombea a presión a través de una membrana semipermeable, que retiene el líquido con mayor concentración salina, dejando pasar el agua destilada (figura 5.26). La electricidad que mueve la bomba se obtiene de la fuente renovable, la parte solar o eólica de la instalación.

Membrana semipermeable

Agua desaladaAgua salada

Bombeo de agua a presión

Salida de agua

Membrana semipermeable

Agua desaladaAgua salada

Bombeo de agua a presión

Salida de agua

Figura 5.26: esquema de funcionamiento simplificado de una planta de desalación por ósmosis inversa. La energía necesaria para el bombeo de agua salada

puede ser generada mediante energía solar termoeléctrica.

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XIV. ASPECTOS NORMATIVOS Y ECONÓMICOS DE LOS SISTEMAS TERMOELÉCTRICOS

Se describen a continuación algunos aspectos relacionados con la

normativa vigente en la actualidad en nuestro país con respecto a la generación termoeléctrica. En particular, aquellos que establecen el régimen económico de las centrales.

Dicho régimen económico está fundamentado en los Reales Decretos 436/04 y 661/07, que afectan a todas las instalaciones de producción de energía en el llamado régimen especial, es decir, aquellas de potencia inferior a 50 MW que utilizan energías renovables o residuos y también las centrales de cogeneración.

Estas normas fueron promulgadas en el marco del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, transposición de una Directiva comunitaria que establece el objetivo de, que a finales de 2010, el 12 % de toda la energía consumida en la Unión Europea (UE) debe tener origen renovable.

Los objetivos del PER para la energía solar termoeléctrica y el sistema de primas actualmente en vigor son el objeto de las siguientes secciones.

• El Plan de Energías Renovables 2005-2010

El PER estableció un objetivo particular para las tecnologías de producción eléctrica, de tal manera que, en 2010, éstas habían de suministrar el 29.4 % del consumo total.

El PER también asignó un reparto de estos objetivos por tecnologías, estableciendo una potencia a instalar para cada una de ellas. Así, para la energía solar termoeléctrica, estableció que, al final de la década, la potencia total instalada habría de alcanzar los 500 MW. Este objetivo era realmente ambicioso, dado que en 2005, cuando el PER vio la luz, no había ninguna central termoeléctrica en marcha. De hecho, se fijo una potencia mayor que para tecnologías como la energía solar fotovoltaica, para la que existían instalaciones funcionando desde hacía décadas.

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Instalado (MW) Acumulado (MW) 2005 0 0 2006 10 10 2007 40 50 2008 150 200 2009 150 350 2010 150 500

Tabla 5.10: objetivos del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 para las

instalaciones solares termoeléctricas. Para cada año, se muestra la potencia instalada y la acumulada desde 2005, en MW eléctricos.

La potencia prevista en el PER se ha ido instalando en sucesivos desarrollos (véase la tabla 5.10 y la figura 5.27), y lo seguirá haciendo hasta el final del plan. La mayoría de los proyectos se desarrollan en Andalucía (tabla 5.11), comunidad muy favorecida por la disponibilidad de recurso solar y de terrenos aptos para la implantación de las centrales, así como de infraestructuras eléctricas de evacuación de la energía generada (líneas de transporte).

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Instalado

Acumulado0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Figura 5.27: objetivos del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 para las instalaciones solares

termoeléctricas. Para cada año, se muestra la potencia instalada y la acumulada desde 2005, en MW eléctricos.

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Comunidad Potencia (MW) Andalucía 300

Aragón Asturias Baleares Canarias Cantabria

Castilla y León 50 Castilla-La Mancha 50

Cataluña Extremadura 50

Galicia Madrid Murcia 50

Navarra La Rioja

Comunidad Valenciana País Vasco

Total 500

Todo parece indicar que los objetivos del PER para esta tecnología se van a cumplir sobradamente, dado el aluvión de solicitudes de conexión de nuevas plantas (de hecho, se estima que en la actualidad existen instalaciones que suman una potencia superior a 2000 MW inscritas de forma provisional en el Registro de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica en el Régimen Especial).

De cumplirse estos objetivos, las plantas podrían producir en el año 2010 casi 1.300.000 MWh, y habrían generado casi 3.000.000 MWh en 6 años (ver tabla 5.12).

Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTAL Producción

(MWh) 0 26 130 519 909 1.298.000 2.881.560

Tabla 5.12: objetivos del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 para las

instalaciones solares termoeléctricas. Para cada año, se muestra la producción eléctrica total, en MWh.

Tabla 5.11: objetivos del Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 para las instalaciones solares termoeléctricas. Para cada comunicad autónoma, se

muestra la potencia total instalada, en MW, al final de ese periodo.

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Los Reales Decretos 436 de marzo de 2004 (R.D.436/04) y 661 de mayo de 2007 (R.D.661/07)

El Real Decreto 436/04, firmado el 12 de marzo de 2004, unifica toda la normativa nacional en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial. En particular, a la energía solar termoeléctrica, que está incluida en la categoría b (la de las renovables), en el grupo b.1. Dicho grupo engloba a la energía solar fotovoltaica (en el subgrupo b.1.1) y a la propia termoeléctrica (en el subgrupo b.1.2).

Para cada categoría, el R.D.436/04 establece un sistema de primas para incentivar la producción, haciendo las diferentes tecnologías atractivas para la inversión. Los dueños de plantas termoeléctricas, al igual que el resto de promotores de energías renovables, pueden acogerse a dos modalidades de retribución: la opción a mercado y la opción a tarifa regulada.

En el caso de la venta a tarifa regulada (modalidad que también se denomina de “venta a distribuidora”), el productor recibe un precio fijo, que se calcula como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia (TEM). Para las plantas termoeléctricas sujetas al R.D.436/04, dicho porcentaje es del 300 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y del 240 % a partir de entonces (tabla 5.13).

En el caso de la opción a mercado, el dueño de la instalación vende la producción directamente en el mercado eléctrico, percibiendo el precio de éste (que, por lo tanto, está sometido a importantes fluctuaciones, al estar sujeto a la ley de la oferta y la demanda). Además, también recibe un incentivo del 10 % por participar en el mercado, más una prima del 250 % de la TEM durante 25 años y del 200 % a partir de entonces.

Años Tarifa (% TEM) Prima (% TEM)

25 desde p.e.m. 300% 250%

Resto 240% 200 %

Incentivo por participación en el mercado: 10% de la TEM

Tabla 5.13: tarifas y primas percibidas por las instalaciones de energía solar termoeléctrica, según el RD436/04, en función del año de puesta en marcha

(p.e.m.) y de la opción de venta elegida (tarifa regulada o venta al mercado). Afectan a las instalaciones con puesta en marcha anterior al 1 de enero de 2008.

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El R.D. 436/04 fue modificado en el año 2007, mediante el real decreto 661 (R.D. 661/07). Afecta a las plantas con puesta en marcha posterior al 1 de Enero de 2008. No obstante, la modificación del esquema retributivo mantiene los dos mecanismos básicos, la opción a tarifa regulada y la opción de mercado.

La opción de venta al mercado es la que contiene novedades más importantes. Así, las instalaciones que la elijan, recibirán un precio final que tendrá que estar delimitado por una banda. Dicha banda tendrá un valor de precio máximo, por encima del cual las instalaciones no cobrarán prima, y otro de precio mínimo, a partir del que no podrán descender los ingresos. Este mecanismo se denomina de cap and floor, en inglés, y está pensado para proteger al productor ante un hundimiento del mercado y para evitar al sistema eléctrico de costes desproporcionados.

La tabla 5.14 muestra el esquema retributivo para la energía solar termoeléctrica en ambas opciones, la de tarifa regulada y la de mercado. En esta última, se percibe el precio de éste más la prima de referencia, que es de 25,4 céntimos de euro por kWh los primeros 25 años y de 20,3 el resto del tiempo. Los límites superior e inferior de la banda son de 34,4 y 25,4 céntimos de euro. En la opción de tarifa regulada, el precio a percibir es de 26,9 c€ los primeros 25 años y de 21,5 c€ a partir de entonces.

Tabla 5.14: esquema retributivo que el RD661/07 establece para la energía solar termoeléctrica, con el valor de la tarifa regulada (opción de venta a distribuidora) y de la prima a percibir (opción a mercado). También se incluyen los valores máximo

y mínimo de la banda en esta última opción.

El R.D. 661/07 también prevé que las tarifas se revisen cada 4 años, teniendo en cuenta el cumplimiento de los objetivos fijados y los nuevos costes de cada tecnología. Sin embargo, las revisiones futuras no afectan a las instalaciones ya puestas en marcha (como en el R.D. 436/04), para garantizar la estabilidad en el sector.

XV. PERSPECTIVAS DE FUTURO

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Se describen a continuación las principales conclusiones de algunos trabajos publicados sobre el potencial de la energía solar termoeléctrica como fuente de suministro masivo, tanto a nivel nacional como en el ámbito internacional. En particular, de los estudios de la organización ecologista Greenpeace, en colaboración con diferentes organismos (la Universidad Pontificia de Comillas y la Asociación Europea de la Industria Térmica, ESTIA).

Ambos trabajos concluyen que, en el medio y largo plazo, la energía solar termoeléctrica se convertirá en una alternativa energética de primer orden, debido a la abundancia de recursos solares en todo el planeta, a la madurez tecnológica que se alcanzará en pocos años y a las importantes ventajas ya comentadas de esta fuente (en particular, la ausencia de emisiones contaminantes y la capacidad de almacenamiento energético).

15.1. El estudio “Pasos Firmes Contra el Cambio Climático”, de Greenpeace y ESTIA

Publicado en el año 2004, este trabajo afirma literalmente que “no hay barreras técnicas, económicas o de recursos para suministrar el 5% de las necesidades eléctricas mundiales con sólo electricidad solar térmica en el 2040, incluso asumiendo que la demanda eléctrica global se podría doblar para entonces. La industria termosolar puede convertirse en un negocio dinámico e innovador de 15.000 millones de € anuales en 20 años, abriendo una nueva era de progreso económico, tecnológico y medioambiental global”.

Para llegar a estas conclusiones, el estudio parte del análisis de la tecnología disponible y de la evolución prevista para ésta hasta el año 2020. Para entonces, Greenpeace prevé que la energía solar térmoeléctrica podría suministrar electricidad a más de 100 millones de personas, especialmente en las áreas más soleadas del mundo.

Los principales resultados numéricos del estudio se resumen en las tablas 5.15 y 5.16. Así, la potencia termoeléctrica instalada en el mundo podría superar los 21 GW en 2020, para alcanzar los 630 GW en 2040. Ello permitiría crear 200.000 empleos hasta el fin de la próxima década, y evitar la emisión de 154 millones de toneladas de CO2.

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ESCENARIO GREENPEACE-ESTIA 2002-2020 Potencia Instalada (MW) 21.440

Producción Eléctrica (TWh) 54,6 Empleos 200.000

Emisiones de CO2 evitadas 2002-2020 (Mton) 154 EXTRAPOLACIÓN A 2040 Potencia Instalada (MW) 630.000

Producción Eléctrica (TWh) 1.573 Porcentaje de la demanda mundial 5%

Tabla 5.15: escenarios del estudio de Greenpeace-ESTIA para 2020 y 2040, en

términos de potencia instalada, energía producida, empleos generados y emisiones de dióxido de carbono evitadas.

El trabajo también presta atención a otros aspectos económicos,

además del de la creación de empleo. Así, los autores estiman que la inversión en esta tecnología crecerá desde los 375 millones de dólares en 2005 hasta casi 8.000 millones en 2020.

P (MW) E (MWh) tCO2 Inversión (M$) Empleos

2002 354 708.000 424.800 0 0 2005 505 1.058.000 634.800 375 9.900 2010 1.550 6.095.500 3.657.300 1.280 11.929 2015 5.990 15.208.000 9.124.800 2.056 72.294 2020 21.540 54.583.000 32.749.800 7.687 198.774

Tabla 5.16: desglose anual de los resultados del estudio de Greenpeace-ESTIA

para 2020, en términos de potencia instalada, energía producida, empleos generados y emisiones de dióxido de carbono evitadas e inversión económica

realizada.

15.2. El estudio Renovables 2050, de Greenpeace y la Universidad Pontificia de Comillas

Renovables 2050 es quizá el principal trabajo desarrollado para evaluar el potencial de las energías renovables en España. Este estudio presta una especial atención a la energía solar termoeléctrica, como se comenta a continuación.

En efecto, Renovables 2050 concluye que esta tecnología es la que mayor potencial tiene para, a mediados del presente siglo, suministrar la mayor parte del consumo eléctrico del país. Esto se puede apreciar en la figura 5.28, que muestra la potencia instalable para cada tecnología, teniendo en cuenta el desarrollo técnico esperado en el horizonte temporal del estudio, los recursos naturales

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disponibles en España y las particularidades geográficas de su territorio.

Figura 5.28: distribución por tecnologías renovables de la potencia máxima instalable en el año 2050 en España.

Fuente: Informe Renovables 2050, Greenpeace.

Como se puede observar en la figura, las tecnologías termoeléctricas tienen capacidad para suministrar más de las dos terceras partes de la energía total generada por las renovables (el 68 %), que en total sumarían casi 16.000 TWh al año (o lo que es lo mismo, 56,42 veces la demanda de electricidad y 10 veces la demanda de energía primaria total prevista a mediados de siglo).

En particular, las centrales del tipo CCP podrían sumar una potencia total de 2.739 GW en 2050, suficiente para suministrar casi 10.000 TWh de energía eléctrica. De esta manera, sería posible proporcionar más de 35 veces la demanda total proyectada para entonces. Para ello, sería necesario ocupar más del 13% del territorio español.

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Estas cifras han sido calculadas tomando como base instalaciones con orientación norte-sur, que utilizarían agua como fluido de trabajo y con capacidad de almacenamiento de 15 horas. Además, asumen

que las plantas no necesitarán agua para su refrigeración, lo que puede ser una característica muy relevante a mediados de siglo, dado que se espera que la aridez del clima se acentúe en la península, debido a la influencia del cambio climático.

La figura 5.29 muestra la distribución por

comunidades autónomas de la

capacidad máxima instalable en las plantas del tipo CCP. Se puede observar cómo son Castilla y León (con casi la cuarta parte del total), Castilla la Mancha, Andalucía y Aragón las regiones más propicias para esta tecnología.

Renovables 2050 también presta atención a las centrales del tipo chimenea solar, a las que trata de una manera diferenciada con respecto a las CCP. Los autores estiman que sería posible instalar más de 324 GW con esta tecnología, con la capacidad para generar 836 TWh al año. Esta energía seria suficiente para garantizar tres veces la demanda total del país a mediados de siglo.

La figura 5.30 muestra la distribución por comunidades de la potencia total instalable en chimeneas solares. Como en el caso de las instalaciones CCP, son Castilla León, Castilla la Mancha, Andalucía y Aragón las comunidades más propicias. Además de estas cuatro, hay siete regiones con potencial para cubrir el 100 % de su propia demanda con esta tecnología: Galicia, Cantabria, La Rioja, Navarra, Valencia, Murcia, y Extremadura.

Figura 5.29: distribución por comunidades autónomas de la potencia máxima instalable en centrales de

energía solar termoeléctrica en el año 2050 en España. Fuente: Informe Renovables 2050, Greenpeace

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Figura 5.30: distribución por comunidades autónomas de la potencia máxima instalable en centrales de chimenea solar en el año 2050 en España.

Fuente: Informe Renovables 2050, Greenpeace.

XVI. RESUMEN

Las aplicaciones de media y alta temperatura de la energía solar

utilizan fluidos calentados por encima de 90-100 ºC bajo la acción de la luz del sol. La energía calorífica se emplea en la generación de electricidad (en lo que se denomina “aplicaciones termoeléctricas”) o para otros usos, como la descontaminación de aguas residuales, la desalación o la producción de calor paro procesos industriales.

En los sistemas termoeléctricos, la obtención de electricidad se realiza de manera similar a la de las centrales térmicas convencionales, en las que se quema algún tipo de combustible (carbón, gas, fuel o biomasa) para producir vapor, y éste vapor mueve una turbina para generar la energía. Salvo porque el combustible es el propio sol, que proporciona el calor al proceso.

Las centrales termosolares están compuestas por tres subsistemas. Éstos son el sistema de captación, el bloque de producción de calor y el bloque de generación de electricidad. Además, algunas plantas

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termoeléctricas incluyen un cuarto bloque, el de almacenamiento energético.

Para el desarrollo de centrales termoeléctricas eficientes, se hace necesario utilizar luz solar concentrada. Así se hace en la práctica, el 100 % de los sistemas termosolares hacen uso de dispositivos de concentración de la radiación. El rendimiento de las plantas, definido como el cociente entre la energía eléctrica suministrada y la energía en forma de radiación solar recibida, se acerca, a lo sumo, al 30 %.

Existen diversas tecnologías para la producción termoeléctrica, siendo las de Concentradores Cilindroparabólicos (CCPs), de torre solar (o central) y disco parabólico las más desarrolladas. En particular, las primeras, que han sido comercializadas desde hace más de 20 años y que, en estos momentos, están experimentando un gran auge.

Los sistemas de colectores cilindroparabólicos están compuestos por un receptor de luz con simetría cilíndrica, que concentra la radiación en el foco de una parábola, donde se encuentra el colector por el que circula el fluido térmico. Es en éste donde se convierte la energía de la luz solar en energía calorífica, que se emplea en elevar la temperatura del fluido caloportador.

En la práctica, la potencia nominal de una planta CCP está entre unos pocos megavatios (20-30 MW) y hasta 300 MW. Sin embargo, realmente es posible realizar proyectos con casi cualquier valor en este rango, dado la elevada modularidad de esta tecnología.

En España, la potencia está limitada en la práctica a 50 MW, debido a que éste es el límite que impone la legislación para las plantas incluidas en el régimen especial de producción de energía. Para esta potencia, la extensión del campo solar es de aproximadamente 250 hectáreas (HA).

El factor de concentración en un CCP suele estar en el rango entre 30 y 80 soles. A estas concentraciones, el fluido absorbedor puede alcanzar temperaturas de hasta 450 º C, siendo un valor típico el de 390 ºC.

El factor de capacidad de una planta CCP puede llegar a alcanzar el 50 %, estando en la práctica por encima del 20 %. La eficiencia a pleno rendimiento es del 20 %, típicamente, y el rendimiento medio anual está comprendido entre el 11 y el 16 %.

Las plantas de torre central están empezando ahora su andadura comercial. La primera instalación del mundo de este tipo se puso en funcionamiento en el año 2007, en España. Es la denominada PS10,

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de la compañía española Abengoa, que se desarrolló en el municipio sevillano de Sanlúcar la Mayor.

El campo solar de la PS10 está compuesto por 624 heliostatos, con una superficie de 120 m2, y en conjunto conforman un área de colección de 75000 m2. Los heliostatos proyectan la luz solar colectada sobre el receptor situado en lo alto de la Torre PS, de 115m de altura. La planta es capaz de generar 11 MW de potencia eléctrica, suficiente para alimentar el consumo anual de 5.500 familias.

Los sistemas de disco parabólico utilizan concentradores con esta simetría para colectar la radiación solar y concentrarla en el foco de la parábola. En ese punto se sitúa el receptor de la luz, que es un motor de combustión del tipo ‘Stirling’.

Los discos parabólicos utilizan seguimiento en dos ejes, siendo posible alcanzar niveles de concentración de hasta 4.000 soles. Son sistemas muy modulares, con potencias unitarias entre 5 y 25 kW. Por ello, tienen gran potencial para instalaciones aisladas de la red, donde podrían competir con los sistemas fotovoltaicos o con las pequeñas instalaciones eólicas.

Las chimeneas solares son sistemas de producción de electricidad que aprovechan el movimiento de masas de aire calentadas por el sol en un gran invernadero. El movimiento de ascensión de dicho aire por una gran chimenea mueve una turbina para generar electricidad, como en un aerogenerador.

Ni los discos parabólicos ni las chimeneas solares han sido comercializados a gran escala hasta el momento. Sin embargo, existen proyectos en marcha, que entrarán en funcionamiento en los próximos años. Así, entre 2008 y 2012, comenzarán a funcionar hasta 900 MW en centrales de disco parabólico en California. Además, existen dos proyectos emblemáticos de centrales de chimenea solar, uno que se desarrollará en Ciudad Real, España, y otro en Australia.

El régimen económico de las plantas termoeléctricas está fundamentado en los reales decretos 436/04 y 661/07, que afectan a todas las instalaciones de producción de energía en el llamado régimen especial. Estos reales decretos establecen un sistema de primas para incentivar la producción, haciendo las diferentes tecnologías atractivas para la inversión.

Los dueños de plantas termoeléctricas pueden acogerse a dos modalidades de retribución a la hora de vender la electricidad generada: la opción a mercado y la opción a tarifa regulada.

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En el caso de la venta a tarifa regulada, el productor recibe un precio fijo, de 26,9 céntimos de euro los primeros 25 años y de 21,5 céntimos a partir de entonces. En el de mercado, se percibe el precio de éste más la prima de referencia, que es de 25,4 céntimos de euro por kWh los primeros 25 años y de 20,3 el resto del tiempo.

Además, las instalaciones que elijan la opción a mercado recibirán un precio final que tendrá que estar delimitado por una banda. Dicha banda tendrá un valor de precio máximo, por encima del cual las instalaciones no cobrarán prima, y otro de precio mínimo, a partir del que no podrán descender los ingresos. Los límites superior e inferior de la banda son de 34,4 y 25,4 céntimos de euro, respectivamente.

eerr 3 tomo energía solar, termica y pasiva

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