Simulación dinámica de un sistema de calentamiento solar térmico

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1 Simulación dinámica de un sistema de calentamiento solar térmico M. Caldas Curso Fundamentos de Energía Solar Térmica Facultad de Ingeniería, 2010 Resumen Se presentan en este trabajo los resultados de simulaciones dinámicas de un sistema de calentamiento solar térmico para abastecimiento de agua caliente sanitaria (ACS) de un hotel, realizadas con el software TRNSYS. Asimismo, se detallan los datos de radiación solar para Montevideo utilizados por este software, y se realiza una comparación de la media mensual de irradiación solar procesada a partir de estos datos, con los del Mapa Solar. 1

2 Contenido 1 Introducción Demanda energética Dimensionado primario Simulación en TRNSYS Modelo dinámico Datos de radiación solar Campo colector Tanque de acumulación Caudal en circuito primario Resultados Conclusiones Referencias Figuras Figura 1: Esquema del sistema de calentamiento solar Figura 2: Modelo de TRNSYS empleado para las simulaciones dinámicas Figura 3: Irradiancia global sobre plano horizontal Figura 4: Irradiancia difusa sobre plano horizontal Figura 5: Configuración del campo colector Figura 6: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 3000 litros Figura 7: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 2000 litros Figura 8: Energía entregada por el intercambiador, en función del caudal del circuito primario Figura 9: Fracción solar mensual del sistema de calentamiento solar térmico

3 1 Introducción La energía solar térmica ha cobrado un importante impulso en nuestro país en los últimos años. La realización de instalaciones exitosas es de suma importancia para su futuro desarrollo y consolidación en el Uruguay. La simulación dinámica de estos sistemas en herramientas como TRNSYS, permite no solamente optimizar los componentes y parámetros fundamentales del sistema, sino también detectar posibles errores de dimensionado, antes de ser puestos en práctica. En el presente trabajo presentamos un simple dimensionado de un sistema de energía solar térmica para abastecimiento de ACS de un pequeño hotel de 30 habitaciones, a través del cual se pretende mostrar las posibilidades y potencialidades de TRNSYS en este tipo de aplicaciones. A los efectos de evaluar los datos de radiación solar contenidos en la base de datos utilizada por TRNSYS, se realiza una comparación entre estos datos y los del Mapa Solar. El análisis comienza con la asunción de una determinada demanda de ACS para el hotel así como de sus tasas de ocupación medias mensuales. En base a ello, se realiza un dimensionado primario en RetScreen, pasando posteriormente al modelado en TRNSYS. Con este modelo, se optimizan algunos de los componentes fundamentales del sistema (campo colector, tanque de almacenamiento y caudal en circuito primario), y una vez optimizados se realizan simulaciones anuales, obteniéndose resultados de fracción solar mensual, energía aportada por el sistema solar, por el sistema auxiliar, y pérdidas térmicas del tanque de acumulación. 2 Demanda energética De acuerdo al software RetScreen, el consumo diario de ACS de un hotel es de 75 litros a 60 C por habitación. Esto implica que el hotel de 30 habitaciones, con ocupación plena, consume diariamente unos 2200 litros de ACS a 60 C. 3

4 En esta simulación, se asumen las siguientes tasas de ocupación media mensual del hotel: Mes Tasa de ocupación media mensual Enero 80% Febrero 85% Marzo 70% Abril 50% Mayo 45% Junio 50% Julio 60% Agosto 55% Setiembre 40% Octubre 45% Noviembre 55% Diciembre 80% Tabla 1: Tasa de ocupación media mensual asumida para el hotel. Estos datos suponen una tasa de ocupación media anual del 60%. A su vez, y asumiendo las temperaturas del agua de suministro calculadas por RetScreen para la ubicación dada (T min =13,9 C, T max =18,3 C), la demanda de ACS corresponde a una demanda energética anual de 25.1 MWh. 3 Dimensionado primario En esta etapa se definirán los criterios generales del dimensionado (número de colectores, volumen de acumulación, etc.), basados en la demanda de ACS asumida. En primer lugar, se asumió que en los meses de verano existe una mayor tasa de ocupación media mensual. Por ello, y como una primera aproximación, se asumirá una inclinación de los colectores de 30. Asimismo, se asume que la azotea a utilizar permite la orientación de los colectores hacia el ecuador, es decir, el azimuth de los colectores es 0. Los colectores a utilizar son planos, y con los siguientes parámetros de eficiencia: 4

5 Parámetro Valor Area de apertura (m 2 ) 2,0 0 0,75 a 1 (W*m -2 *K -1 ) 3,5 a 2 (W*m -2 *K -2 ) 0,020 IAM Primer orden 0,2 Tabla 2: Parámetros de eficiencia de los colectores empleados, referidos al área de apertura. Para poder determinar el número de colectores necesarios para alcanzar determinada fracción solar (definida a priori) debe asumirse un valor de pérdidas globales (debido a pérdidas térmicas del tanque de acumulación, cañerías, etc.) y una eficiencia del intercambiador de calor a utilizar. Se asume aquí un 10% de pérdidas globales, y una eficiencia del intercambiador de 90%. Asimismo, se supone que a priori se definió una fracción solar deseada del orden del 55%. El software RetScreen arroja que para este conjunto de asunciones, son necesarios 16 colectores y un volumen de acumulación de aproximadamente 3000 litros. La siguiente figura muestra un esquema del sistema: 5

6 Figura 1: Esquema del sistema de calentamiento solar. 4 Simulación en TRNSYS De acuerdo al software RetScreen, la energía aportada por el sistema es de 13,9 MWh anuales, asumiendo las pérdidas indicadas en el apartado anterior. Sin embargo, este software no permite determinar por ejemplo la influencia de la configuración del campo colector en la fracción solar anual. Es de esperar que una configuración con varios colectores en serie, aportará menos energía que una configuración en la cual los 16 colectores están en paralelo, por ejemplo. Esto se debe a que la eficiencia instantánea de un determinado colector disminuye al aumentar la temperatura de entrada, como ocurre con colectores en serie. La influencia de éste y otros efectos puede ser evaluada con un simulador dinámico, como es TRNSYS. 4.1 Modelo dinámico La siguiente figura muestra el modelo empleado, construido en TRNSYS. 6

7 Figura 2: Modelo de TRNSYS empleado para las simulaciones dinámicas. La configuración del campo colector, es decir, cuántos colectores irán en serie en cada batería, conectadas entre sí en paralelo, es modelada con un único componente (Tipo 73, Theoretical Flat Plate Collector). Uno de los parámetros de este componente es el número de colectores en serie. Para determinar el número de baterías conectadas en paralelo, simplemente dividimos el caudal de trabajo de la bomba entre este número (con el componente Equa ). Se asume así que el campo colector está hidráulicamente balanceado. Lo que interesa del colector es su temperatura de salida. El componente que modela el tanque de acumulación permite definir múltiples parámetros asociados al mismo, a saber su volumen, altura, coeficiente global de pérdidas, alturas de las distintas entradas/salidas, parámetros del intercambiador (superficie, ubicación dentro del tanque, etc.), potencia y temperatura de setteo del sistema complementario, entre otros. El componente que modela la bomba de circulación nos permitirá encontrar el caudal óptimo de trabajo. Este componente permite, además, obtener el consumo eléctrico de la bomba. 7

8 La demanda de ACS es modelada asumiendo un caudal medio constante, tal que el producto del mismo por 24 horas sea igual a la demanda considerada en el mes dado. Si bien es posible modelar la demanda considerando picos en la misma y asumiendo cierto factor de simultaneidad (lo cual sería un modelo más ajustado a la realidad), se introduciría cierta complejidad que no se justifica para este trabajo. El controlador diferencial nos permite determinar los T de encendido y apagado de la bomba de circulación. El componente VT3 simula el comportamiento de una válvula termostática de tres vías, cuya función es limitar la temperatura de salida del sistema, en este caso a 60 C. El componente que proporciona los datos meteorológicos (temperatura ambiente, irradiancia, etc.) utiliza la base de datos METEONORM, correspondientes a la Estación Colorado (No WMO , lat. 34,7 S, long. 56,25 O), en la cual se realizaron mediciones in situ de irradiancia (Meteonorm, 2010). A continuación se describen en detalle algunos de estos componentes, así como la optimización de algunos de los parámetros más relevantes del sistema. 4.2 Datos de radiación solar En las siguientes figuras se grafican los datos más relevantes de irradiancia, contenidos en el componente TMY2 de TRNSYS. 8

9 Figura 3: Irradiancia global sobre plano horizontal. t=0 corresponde a la hora 0 del primero de enero. El paso temporal es de 10 min. Figura 4: Irradiancia difusa sobre plano horizontal. t=0 corresponde a la hora 0 del primero de enero. El paso temporal es de 10 min. La Figura 4 muestra la suma de la irradiancia difusa del cielo más la reflejada por el suelo sobre plano horizontal. La reflectancia del suelo asumida es de

10 Los datos de irradianca global sobre plano horizontal, graficados en la Figura 3, fueron integrados en el tiempo para cada día del año. Los valores así obtenidos de irradiación fueron promediados para cada mes, y los resultados se muestran en la siguiente tabla. Mapa Solar Meteonorm [kwh/m 2 ] [kwh/m 2 ] r [%] ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE Tabla 3: Irradiación media mensual, obtenida a partir de la base de datos de Meteonorm (utilizada por TRNSYS), comparada a los valores del Mapa Solar, para Montevideo. La diferencia (en valor absoluto) entre los valores del Mapa Solar y Meteonorm indicada en la tabla es relativa al valor correspondiente del Mapa. Nótese que, exceptuando los meses de marzo, octubre y noviembre, todas las diferencias se sitúan por debajo del 5% del valor correspondiente del Mapa Solar. Dado que se desconoce el tipo y clase de piranómetro(s) utilizado(s) en la estación meteorológica de la cual provienen los datos, no es posible evaluar la incertidumbre en los valores de Meteonorm, aunque es preciso agregar que, además de las incertidumbres contenidas en los valores de irradiancia, se introduce un error numérico al integrar esta cantidad. Como se indicó anteriormente, el paso temporal utilizado fue de 5 minutos. A los efectos de determinar la inclinación óptima para el tipo de demanda dada, se realizaron simulaciones para tres inclinaciones distintas, y se evaluó la irradiación global 10

11 mensual incidente sobre plano inclinado para los meses de enero y junio. La siguiente tabla resume los resultados obtenidos. I t,enero [kwh/m 2 ] I t,junio [kwh/m2] i= i= i= Tabla 4: Irradiación global sobre plano inclinado, en los meses de enero y junio, para distintas inclinaciones. Podría escogerse una inclinación de 30 a los efectos de maximizar la energía recibida en los meses en que la demanda es mayor. Sin embargo, considerando que en julio la demanda asumida es relativamente alta comparado con los restantes meses de invierno (debido a las vacaciones de julio, en que los hoteles suelen tener tasas de ocupación relativamente altas), se opta por una inclinación de Campo colector En este apartado se determinará la configuración del campo colector, es decir, los valores de m y n indicados en la siguiente figura: 11

12 Figura 5: Configuración del campo colector. La configuración óptima en términos de eficiencia instantánea es la de conectar los 16 colectores en paralelo (n=1, m=16). Esta solución introduce empero mayores costos de cañería, tiempo de instalación, etc. Por otro lado, se descartan las configuraciones de n>4, con lo cual resta evaluar n=2 (m=8) y n=m=4. Si bien la primera es más costosa que la última, se evaluará aquí el beneficio en términos energéticos de esta configuración. Para ello, se evaluará la energía aportada por el intercambiador del tanque de acumulación, en términos anuales. Los resultados de las simulaciones se muestran en la siguiente tabla: E solar [MWh] E demanda [MWh] f solar [%] n= n= n= Tabla 5: Resultados de simulaciones anuales, para distintas configuraciones del campo colector. E solar es la energía suministrada por el intercambiador dentro del tanque, mientras que E demanda es la energía suministrada por el sistema, incluyendo sistema complementario. 12

13 Como se aprecia en la Tabla 5, hay una importante diferencia entre la primera configuración y las dos restantes. Particularmente destacable es la baja fracción solar generada por la última configuración, que por esta razón es descartada. Si bien la primera configuración introduce mayores costos iniciales, como se mencionó anteriormente, los valores de la Tabla 5 indican que esta mayor inversión inicial parece justificarse, dada la importante diferencia entre las fracciones solares correspondientes. Finalmente, es de destacar también la concordancia entre los valores de demanda energética obtenidos en estas simulaciones con los proporcionados por el software RetScreen (ver apartado 2). 4.4 Tanque de acumulación El siguiente paso es dimensionar el volumen del tanque de acumulación. Si bien una regla general ( rule of thumb ) es considerar un volumen de entre 75 y 100 litros por m 2 de área colectora, lo cual en este caso daría entre 2400 y 3200 litros, vamos a simular los comportamientos de un tanque de 2000 litros y uno de 3000, a fin de poder determinar si es posible utilizar el de menor volumen (y menor costo). Las siguientes gráficas muestran simulaciones de 5 días en verano, donde se aprecian las temperaturas del nodo superior del tanque, la media del mismo, y la temperatura del agua de salida del sistema, vale decir, la de salida de la válvula termostática de tres vías. En ambos casos se utilizaron 4 nodos para el tanque, se utilizó el mismo sistema complementario, de potencia 25 kw, y se asumió el mismo coeficiente de pérdidas térmicas por unidad de superficie, igual a 1.5 W/m 2 K. 13

14 Figura 6: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 3000 litros. Figura 7: Simulación de 5 días en verano, para un volumen de acumulación de 2000 litros. 14

15 La Figura 7 muestra que es posible utilizar un tanque de 2000 litros, pues la temperatura de suministro (curva violeta) no desciende significativamente por debajo del valor fijado en la válvula termostática (60 C), y la temperatura en el nodo superior nunca supera los 75 C. En términos de energía suministrada anualmente, el siguiente cuadro muestra los resultados de simulaciones anuales: Pérdidas térmicas [MWh] E intercambiador [MWh] E auxiliar [MWh] E demanda [MWh] 2000 litros litros Tabla 6: Resultados de simulaciones anuales para dos volúmenes del tanque de acumulación. La Tabla 6 muestra claramente la conveniencia de utilizar un tanque de 2000 litros, ya que el consumo de energía auxiliar es menor y las pérdidas térmicas también son menores, a la vez que la energía suministrada es mayor. Sin embargo, no sería conveniente utilizar un tanque aún menor, ya que la temepratura del agua almacenada aumentaría por encima de niveles tolerables (típicamente 80 C), lo cual afectaría la vida útil de algunos componentes del sistema, entre otros factores. 4.5 Caudal en circuito primario. El caudal en el circuito primario normalmente suele calcularse empleando la regla general de unos 70 litros por hora y metro cuadrado de área colectora, lo que en este caso serían 140 litros/h por colector. Dado que los 16 colectores están en paralelo, se obtiene un caudal total de 2240 litros/h. Para confirmar este criterio general, basta observar la Figura 8, en donde se grafica la energía aportada por el intercambiador (obtenida a partir de simulaciones de 5 días en verano) en función del caudal. 15

16 Energía intercambiador (kwh) Caudal (litros/h) Figura 8: Energía entregada por el intercambiador, en función del caudal del circuito primario. Nótese que a partir de los 2200 l/h aproximadamente no se aprecian incrementos sustanciales en la energía aportada, razón por la cual no es beneficioso escoger una bomba de circulación que aporte más caudal, ya que el beneficio obtenido no lo justifica. 5 Resultados Una vez optimizados los principales componentes del sistema, se realizaron simulaciones anuales, cuyos resultados se sintetizan en la siguiente tabla. Pérdidas tanque [MWh] Energía intercambiador [MWh] E auxiliar [MWh] E demanda [MWh] f solar [%] ENERO FEBRERO

17 fracción solar mensual [%] MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE Tabla 7: Resultados de simulación annual del sistema. La fracción solar anual es del 64,6%. Las pérdidas térmicas del tanque suman 2,98 MWh anuales, lo que significa un 10,8% de la suma de la energía aportada por el sistema de calentamiento solar y el auxiliar. El siguiente histograma muestra la fracción solar mensual Figura 9: Fracción solar mensual del sistema de calentamiento solar térmico. 17

18 6 Conclusiones En primer lugar, fue analizada la base de datos de radiación solar utilizada por TRNSYS. La comparación de estos datos con los del Mapa Solar arrojó una muy buena concordancia entre ambos, dentro de los márgenes de error esperados (la diferencia entre los valores medios mensuales no superó el 8%). Fue simulado el comportamiento dinámico de un sistema de calentamiento solar térmico de mediano porte para abastecimiento de ACS de un hotel. Lo expuesto en este trabajo demuestra la utilidad de este tipo de simulaciones cuando se desea realizar una optimización del sistema, y un análisis más exhaustivo del comportamiento dinámico del mismo que lo que otro tipo de herramientas de cálculo pueden ofrecer (por ej. RetScreen). Uno de los resultados más llamativos es la diferencia que se obtuvo entre las distintas configuraciones del campo colector, generando la más eficiente una fracción solar superior al 60%, mientras que la menos eficiente (4 baterías de 4 colectores en serie cada una) apenas superó el 20%. Esto muestra claramente las ventajas de realizar simulaciones dinámicas del tipo que permite TRNSYS previo a la instalación de sistemas de energía solar térmica, a fin de, por ejemplo, evitar desempeños muy por debajo de lo que potencialmente se puede lograr. El correcto funcionamiento de instalaciones solares térmicas es vital para el futuro desarrollo de esta tecnología en el país, y en ese sentido es de suma importancia poder simular el comportamiento transitorio del sistema, previo a su puesta en funcionamiento. 18

19 7 Referencias Meteonorm, 2010, Global solar radiation database [Online] Disponible en: (16/10/2010) 19

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