ANÁLISIS DE VIABILIDAD DE UN SISTEMA SOLAR TÉRMICO CON ACUMULACIÓN ESTACIONAL EN ZARAGOZA.

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1 I Congreso sobre Arquitectura Bioclimática y Frio Solar Almería, 2010 ANÁLISIS DE VIABILIDAD DE UN SISTEMA SOLAR TÉRMICO CON ACUMULACIÓN ESTACIONAL EN ZARAGOZA. Autor: Luis Guiral a / Miguel Angel Lozano a / Fernando Palacín b GITSE-I3A (Universidad de Zaragoza) a / Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) b Resumen: La necesidad de reducir la dependencia energética con otros países y disminuir las emisiones contaminantes al medio ambiente, abren el camino a las energías renovables. En Europa, especialmente en países como Alemania, Austria, Dinamarca y Suecia, se apuesta claramente por la energía solar térmica para cubrir las necesidades de agua caliente sanitaria (ACS) y calefacción. Incluso se han diseñado sistemas a gran escala que atienden la demanda térmica de un conjunto de viviendas (distritos) o incluso de localidades de reducido tamaño. En España, a través del código técnico de la edificación (CTE), solamente se apuesta por cubrir la demanda de ACS con sistemas solares, aunque por otro lado, dadas sus favorables condiciones climáticas, nuestro país posee, en el campo de la energía solar térmica, un potencial mucho mayor susceptible de ser aprovechado. El objetivo a medio plazo debería considerar los planes y acciones de los países europeos mencionados, que poseedores de una amplia experiencia con sistemas térmicos solares consiguen alcanzar fracciones solares de hasta un 50% de la demanda de calefacción. Como ejemplo de estos sistemas, se citan las centrales solares para distrito con acumulación estacional. Su característica principal reside en la capacidad de desacoplar la oferta y la demanda energética. Es decir, los acumuladores estacionales se diseñan para cargarse completamente en los periodos estivales, aprovechando la gran radiación solar existente; para posteriormente descargarse en invierno para suministrar la demanda de calefacción requerida por el edificio. Por lo tanto, para que el sistema solar ceda energía no es necesario que exista una radiación solar suficiente en ese mismo momento, sino que haya sido acumulada en el depósito estacional con anterioridad. Aquí se analiza la viabilidad técnico-económica de la instalación de un sistema solar térmico con acumulación estacional que cubra parcialmente las demandas de ACS y calefacción de un conjunto de viviendas situadas en la ciudad de Zaragoza. Tras un estudio previo se sondea el mercado para encontrar los principales componentes del sistema y realizar una estimación de la inversión necesaria. Posteriormente, con la ayuda de la herramienta informática TRNSYS se elabora un modelo físico-matemático del sistema y se estudia su comportamiento dinámico realizando un análisis de sensibilidad para los parámetros más influyentes. El trabajo concluye mostrando los resultados obtenidos, tanto económicos cono energéticos, correspondientes al diseño final del sistema solar. 1. Introducción Tras la entrada en vigor del código técnico de la edificación (CTE), el Gobierno de España comienza a impulsar tímidamente la instalación de sistemas con aprovechamiento térmico de la energía solar. En concreto, el CTE establece la exigencia de que entre un 30% y un 70% del consumo de agua caliente sanitaria (ACS) se cubra con energía solar. En Europa se tiene una gran experiencia con la energía solar térmica y se han diseñado sistemas a gran escala que atienden la demanda térmica de distritos urbanos e incluso de localidades/regiones enteras.

2 Fig. 1. Mapa europeo de la irradiación global anual sobre módulos óptimamente inclinados y orientados al Sur. Las mejores condiciones de radiación solar que posee España (ver Fig. 1) sugieren apostar por las centrales solares para calefacción de distrito con acumulación estacional en aquellas zonas con consumos significativos de calefacción en invierno, aprovechando así la tecnología que vienen desarrollando nuestros vecinos europeos. En este trabajo, se pretende evaluar técnica y económicamente la instalación de un sistema solar térmico con acumulación estacional que cubra parcialmente (al menos en un 50%) las demandas de ACS y calefacción de un conjunto de 100 viviendas situadas en la localidad de Zaragoza (España). De este modo, se desacopla la oferta de la demanda térmica entre periodos de mayor radiación solar (Verano) y periodos de gran consumo de calefacción (Invierno), obteniéndose independencia energética, ahorro energético y reducción de emisiones contaminantes. Tras estudios previos, se decide un diseño del sistema térmico requerido que servirá de base para dimensionar/seleccionar los equipos necesarios y valorar económicamente de su viabilidad. Para ello se procede al estudio de su comportamiento dinámico con el programa TRNSYS.

3 2. Sistema En el sistema propuesto, cuyo esquema se muestra en la Fig. 2, la energía captada por los colectores se transfiere al acumulador estacional o al acumulador de ACS (con preferencia). Tener un acumulador independiente para el ACS, de pequeño tamaño, facilita la obtención de la temperatura de servicio en pocas horas y permite, como se verá, atender casi toda la carga térmica con energía solar. El proceso dinámico de carga/descarga del acumulador estacional es mucho más lento, pues se pretende atender parcialmente la demanda de calefacción en invierno con la energía acumulada en verano. Las calderas auxiliares apoyaran (y garantizarán) la atención de las demandas cuando no se alcance la temperatura necesaria en los acumuladores respectivos. Fig. 2. Esquema del sistema solar (b1 a b6: bombas; hx1 a hx3: intercambiadores; c1, c2: calderas) La demanda térmica diaria se genera a partir de la demanda de un día tipo de cada mes para un total de 100 viviendas de la zona residencial Parque Goya en Zaragoza. Esta demanda alcanza un valor anual de 101,5 MWh para el ACS y de 479,5 MWh para la calefacción, resultando una demanda total de 581 MWh/año. La red de calefacción propuesta es una red de baja temperatura (50 ºC), favorable en general para la generación, acumulación y distribución de la energía en los sistemas solares térmicos. Un sistema típico de calefacción de baja temperatura es, por ejemplo, el suelo radiante. La selección de equipos se realiza para: colectores solares, acumuladores, calderas auxiliares, intercambiadores de calor y bombas. La prioridad es dimensionar el equipo adecuado y, de las posibles opciones, elegir el más económico a partir de catálogos comerciales (acumulador ACS, calderas, intercambiadores y bombas) o realizar una estimación de su valor a partir de información publicada en la bibliografía científica (campo colector y acumulador estacional). 2.1 Colectores solares Los colectores solares elegidos son del tipo cubierta plana. Estos colectores alcanzan superficies de captación por encima de 10 m 2 y su instalación puede ser tanto en la cubierta de los edificios como en el propio terreno. La superficie que se propone instalar, sobre terreno, es de 801 m 2, lo que corresponde a un ratio de 1,375 m 2 / (MWh/año). En la Tabla 1 se muestran las características técnicas de los colectores solares, instalados con orientación Sur y 50º de inclinación, y operados con un caudal low flow de 20 kg/(m 2 h).

4 2.2 Acumuladores Tabla 1. Características técnicas de los colectores solares Modelo ARCON HT-SA Dimensiones exteriores 2,27 x 5,96 x 0,14 m Área bruta/ apertura 13,57/12,57 m 2 Fluido de trabajo Agua-Glicol (33,3% vol. de etilenglicol) Caudal de test 1499,9 l/h Curva de eficiencia η = η 0 a 1 T * m a 2 G T * m 2 η 0 0,738 a 1 1,63 W/(m 2 K) a 2 0,0299 W/(m 2 K 2 ) Para dimensionar el acumulador de ACS se considero cubrir un suministro diario de 6,52 m 3 /día correspondiente al día tipo de mayor demanda. El volumen de acumulación se estableció en 7 m 3. Las características técnicas del acumulador seleccionado se muestran en la Tabla 2. Tabla 2. Datos técnicos del acumulador inercial de ACS Modelo Ibersolar Keramtech Volumen 7 m 3 Tª max. de operación 100 ºC Altura 2751 mm Diámetro interno 1800 mm Aislamiento 50 mm poliuretano flexible de alta densidad El volumen del acumulador estacional necesario para alcanzar una fracción solar próxima al 50% de la demanda de calefacción se estimo en 2402 m 3. Debido a sus dimensiones este acumulador debe construirse in situ. Como guía del proceso de construcción puede considerarse la instalación del acumulador tipo tanque de agua (TTES) realizada en la ciudad alemana de Munich en el año En la Fig. 3 se puede ver una sección de dicho acumulador y en la Tabla 3 los parámetros más importantes del acumulador estacional diseñado para el estudio realizado. Fig. 3. Detalles del acumulador instalado en Munich (

5 Tabla 3. Datos técnicos del acumulador estacional Tipo Tanque de agua Volumen 2402 m 3 Tª max. de operación 100 ºC Altura mm Diámetro interno mm Coeficiente de perdidas térmicas 0,278 W/(m 2 K) 2.3 Calderas auxiliares, intercambiadores de calor y bombas Las calderas auxiliares con potencia térmica de 39 kw (ACS) y 395 kw (calefacción) pueden suministrar el 100% de las demandas térmicas, independientemente de la instalación solar. Para los intercambiadores de calor se estableció por cálculo el coeficiente global UA que permitiera una eficiencia de 0,95 en las condiciones más adversas de trabajo. El dimensionado de las bombas de impulsión se estableció a partir de los caudales máximos y la pérdida de carga asociada en los circuitos correspondientes. Esta pérdida de carga es la suma de las pérdidas de los equipos con los que se encuentre conectada en serie la bomba, más las pérdidas de carga asociadas a la longitud de las tuberías del circuito y los elementos accesorios. Para el cálculo de las perdidas en tuberías se utiliza la formula de Darcy-Plandtl para tubos lisos. 3. Modelo TRNSYS TRNSYS es una herramienta informática que proporciona un entorno completo para la simulación dinámica de sistemas energéticos, incluidos edificios. El esquema del sistema propuesto en el apartado 2 tiene ahora su reflejo grafico en la Fig. 4. La radiación solar anual se generó con el programa METEONORM, que crea ficheros en formato TMY2 reconocible por el entorno de TRNSYS. Estos datos se obtuvieron para la localidad de Zaragoza (Altitud: 247 m; Latitud: 41,39º N; Longitud: 1,00º W). Fig. 4. Sistema solar térmico con acumulación estacional representado en TRNSYS

6 Tabla 4. Modelos TRNSYS de los componentes del sistema diseñado y parámetros característicos Nombre Definición Type Parametros Valor Tiempo Modelo de radiación solar incidente 109 Terreno Modelo de la Tª del terreno 77 Control 1, 2, 3 Controles diferenciales de Tª 2b Inclinación de la superficie 50º Archivo externo Zarahour.tm2 Nº de nodos 6 Temperatura media de superficie 14,76 ºC Calor especifico del terreno 0,73 kj/(kg K) Profundidad de los nodos 1,...,6 12,...,2 m T superior 20 ºC T inferior 10 ºC Tª de corte 100 ºC Demanda calefacción Lector de la demanda de calefacción 6 Archivo externo Demanda Heating 100Viv.txt Demanda ACS Lector de la demanda de ACS 6 Archivo externo Demanda ACS 100Viv.txt Numero de colectores 59 Colectores Modelo de colector plano 1a Acum. Estacional Modelo de acumulador estacional 4c Acum. ACS Modelo de acumulador de ACS 4a c1 Modelo de caldera auxiliar de ACS 6 c2 Modelo de caldera auxiliar de calefacción 6 hx1, hx2, hx3 Modelo de intercambiadores de calor 5b b1, b2, b4 Modelo de bombas 3b b3 Modelo de bomba de caudal variable 110 p1, p2, p3, p4 Modelo de tuberías de conexión 709 Área del colector 13,575 m 2 Calor especifico del fluido Caudal de test 3,84 kj/(kg K) 1499,9 l/h a0 0,738 a1 1,63 W/m 2 K a2 0,0299 W/m 2 K 2 Volumen 2402 m 3 Calor especifico del fluido 4,18 kj/(kg K) Densidad del fluido 980 kg/m 3 Coeficiente de perdidas térmicas 0,278 W/m 2 K Numero de nodos 10 Volumen 7 m 3 Calor especifico del fluido 4,22 kj/(kg K) Densidad del fluido 980 kg/m 3 Coeficiente de perdidas térmicas 0,556 W/m 2 K Numero de nodos 6 Potencia máxima 43 kw Rendimiento 0,93 Tª de servicio 60 ºC Potencia máxima 395 kw Rendimiento 0,92 Tª de servicio 50 ºC Coeficiente global UA hx W/m 2 K Coeficiente global UA hx W/m 2 K Coeficiente global UA hx W/m 2 K Caudal máximo b1 8,6 m 3 /h Potencia nominal b W Caudal máximo b2 8,3 m 3 /h Potencia nominal b kw Caudal máximo b4 8,3 m 3 /h Potencia nominal b4 200 kw Caudal máximo b3 0,62 m 3 /h Potencia nominal b3 Diámetro interior Diámetro exterior Longitud de tubería p1, p3 Longitud de tubería p2, p4 550 W 0,040 m 0,042 m 175 m 125 m

7 Las demandas térmicas horarias anuales, tanto de ACS como de calefacción, se registran en un archivo tipo texto y se introducen en el modelo. Ya se comentó antes que las demandas se obtuvieron a partir de medidas reales en un grupo de viviendas de la zona residencial Parque Goya en Zaragoza. En la Tabla 4 se recogen los modelos de equipos utilizados en TRNSYS para simular los equipos así como los parámetros más importantes del sistema diseñado. 3.1 Balance de energía anual El balance térmico completo para un año regular de operación de la instalación diseñada se muestra en la Fig. 5. Como puede apreciarse el rendimiento anual del colector solar es del 42%. Como es lógico el acumulador de ACS tiene un rendimiento (86%) mucho mayor que el acumulador estacional (68%). Una de las conclusiones más importantes, obtenidas del análisis de resultados operacionales de las instalaciones europeas, es la importancia de un buen aislamiento térmico del acumulador estacional. En la práctica, se han observado perdidas de calor superando las estimaciones de diseño en 30% hasta 300%. Esto produce una disminución apreciable en la fracción solar alcanzada con relación a la supuesta en diseño. 3.2 Comportamiento dinámico de la instalación Fig. 5. Balance térmico anual del sistema diseñado En las Figuras 6 a 8 se muestra el comportamiento mensual para un año regular de operación de la instalación diseñada. Según vemos en la Fig. 6 el mes con mayor oferta solar es Agosto. Sin embargo, desde Marzo a Julio se consigue captar más energía que en Agosto. Esto se debe a que conforme se va cargando el acumulador estacional la temperatura del líquido caloportador en los colectores solares aumenta y, por tanto, disminuye su rendimiento. La Fig. 7 muestra como la cobertura solar de la demanda de ACS se mantiene elevada (superior al 50%) a lo largo de todo el año. De Junio a Septiembre la cobertura es prácticamente del 100%. En conjunto la cobertura anual es del 73%. La Fig. 8 muestra como la cobertura solar solo es elevada durante los primeros meses de la temporada de calefacción. En conjunto la cobertura anual es del 49%. Agrupando ambas demandas, la de ACS y calefacción, el sistema diseñado consigue una cobertura anual del 53%.

8 Fig. 6. Energía solar incidente, captada (rojo) y desaprovechada (azul) en kwh/mes Fig. 7. Producción mensual (kwh) y fracción solar del ACS Fig. 8. Producción mensual (kwh) y fracción solar de la calefacción

9 Fig. 9. Comportamiento térmico mensual del acumulador estacional (kwh) Fig. 10. Temperaturas (ºC) en el techo (rojo), media (azul) y fondo (rosa) del acumulador estacional El acumulador estacional (Fig. 9) se descarga por completo atendiendo la demanda de calefacción en los meses de Octubre, Noviembre y Diciembre. De Enero a Marzo, cuándo la demanda de calefacción es todavía alta, el acumulador descarga todo el calor que le llega. A partir de Abril se va cargando hasta alcanzar el máximo nivel de temperatura en Septiembre. La Fig. 10 muestra las temperaturas en el acumulador estacional para un año regular de operación de la instalación analizada. 3.3 Consumo de auxiliares En este trabajo se ha tenido en cuenta el consumo auxiliar de energía para el funcionamiento del sistema diseñado. Este consumo tiene dos partes bien diferenciadas. En primer lugar, el consumo de combustible de las calderas auxiliares que atenderán la demanda de ACS y calefacción no atendida con energía solar. En segundo lugar, pero también importante, la energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de las bombas hidráulicas que hacen circular el agua por la instalación. En la Tabla 5 se representan estos consumos mes a mes a lo largo del año.

10 Tabla 5. Consumo de energías auxiliares Consumo bombas (kwh) Consumo calderas (GJ) b1 b2 b4 b3 Total c1 c2 Total Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Anual Análisis económico 4.1 Coste energético Considerando un precio para el gas consumido por las calderas de 11,2 /GJ se obtiene un coste anual de unos Considerando un precio de 0,16 /kwh para la energía eléctrica consumida por las bombas se obtiene un coste anual de En total los costes energéticos de operación a lo largo del año son de Estimación de la inversión La inversión inicial a realizar, sin incluir el IVA ni ayudas, se ha estimado en 1, aprox. La estimación incluye los precios de compra de los equipos que conforman el sistema, así como la instalación de los mismos y un margen industrial para imprevistos del 15%. En la Tabla 6 se muestra un desglose de la inversión a realizar. Suponiendo un 6% de interés y una vida útil de 20 años, el factor de amortización anual de la inversión se calcula en 0,087 año -1. Por tanto el coste anual del capital invertido es de Tabla 6. Inversión Componente Dimensión Precio Factor de modulo simple Coste ( ) Campo solar 801 m /m 2 Incluido en precio unitario Acumulador estacional 2400 m /m 3 Incluido en precio unitario Acumulador ACS 7 m , Caldera calefacción 395 kw , Caldera ACS 43 kw , Intercambiador hx1 50 m , Intercambiador hx2 34 m , Intercambiador hx3 113 m , Bomba b W 820 2, Bomba b W 820 2, Bomba b3 (caudal variable) 550 W , Bomba b4 200 W 700 2, TOTAL componentes Imprevistos, 15% Inversión TOTAL

11 4.3 Otros costes Los costes anuales de mantenimiento se estiman en el 1% de la inversión; es decir, en Coste anual total y coste unitario del calor La suma de los costes anteriores supone un valor anual de Como la demanda anual de calor es de 581 MWh, el coste unitario resulta igual a 0,24 /kwh. 4.5 Coste unitario del calor solar Para calcular el coste unitario del calor solar excluimos de los costes de amortización y mantenimiento la parte correspondiente a las calderas, resultando /año y /año, respectivamente. Los costes de energía eléctrica, 1220 /año, debemos imputarlos íntegramente al calor solar. Sumando estos costes resulta un coste anual para el calor solar producido de Puesto que la producción solar anual es de 310 MWh/año, el coste unitario resulta de 0,40 /kwh. 5. Comparación con otros sistemas En la Tabla 7 se recogen los datos obtenidos de varios sistemas instalados en Alemania y del sistema diseñado para la ciudad de Zaragoza. Tabla 7. Comparación de datos técnicos y económicos de varios sistemas solares térmicos con acumulación estacional Localización Demanda Anual D (MWh/a) Área Colectores A (m 2 ) Volumen Acumulador V (m 3 ) Fracción Solar (%) Ratio A/D m 2 /(MWh/a) Ratio V/A m Coste Calor Solar /kwh Friedrichshafen ,36 2,14 0,159 Hamburg ,86 1,50 0,257 Munich ,26 1,97 0,240 Hanover ,95 2,04 0,414 Zaragoza ,38 3,00 0,400 Los sistemas comparados pertenecen a la misma tipología de sistema solar térmico y tienen un acumulador estacional del mismo tipo; es decir, los captadores solares utilizados son planos y el sistema de acumulación térmica es un tanque de agua caliente. Al disponer España de una mayor cantidad de radiación solar anual, los parámetros de diseño para Zaragoza varían con respecto a los utilizados en Alemania. Para valores similares de demanda energética y fracción solar a alcanzar, se requiere en España una menor superficie de colectores solares y un mayor volumen de acumulación térmica estacional. Esto se observa claramente con el ratio volumen / área resultante del diseño del sistema solar térmico de Zaragoza que muestra la Tabla 7. En cuanto al coste unitario del calor solar producido puede verse claramente que disminuye cuando aumenta el tamaño del sistema; es decir, cuando aumenta la demanda térmica del sistema consumidor. Esto se debe a dos efectos ligados al tamaño del acumulador estacional. En primer lugar a que las economías de escala con el volumen son acusadas (el acumulador de Friedrichshafen 5 veces mayor que el de Zaragoza tiene un coste por m 3 inferior a la mitad). En segundo lugar a que la pérdida relativa de calor disminuye al aumentar el volumen (el acumulador de Friedrichshafen con 5 veces el volumen del de Zaragoza tiene una pérdida por m 3 inferior a la mitad). Para alcanzar una determinada cobertura pueden existir puntos de diseño diferentes en lo que respecta a la relación V/A. La inversión a realizar aumenta drásticamente para coberturas solares

12 elevadas. La experiencia muestra que no debe sobrepasarse el 60% para no incrementar excesivamente el coste del calor solar producido. Concretamente en nuestro sistema el coste unitario alcanza un valor de 400 /MWh, algo mayor que el de los sistemas instalados en Alemania. Sin embargo debe tenerse en cuenta que su tamaño es pequeño y que hemos añadido un 15% de imprevistos a la inversión calculada. 6. Conclusiones En este trabajo se abordó el reto de ofrecer una guía de diseño que facilite la instalación, en España, de sistemas solares térmicos con acumulación estacional, capaces de atender con elevada fracción solar las demandas de calefacción y ACS de un conjunto de edificios. Se observó la oportunidad clara de innovación en el marco nacional, debido al potencial solar desaprovechado y a la necesidad de políticas de desarrollo sostenible que potencien el uso de las energías renovables y reduzcan la dependencia energética con terceros países. También, se disponen a favor las numerosas experiencias que se vienen desarrollando con estos sistemas en países vecinos de la Unión Europea. El estudio realizado proporciona como resultado la caracterización técnica y económica de un sistema solar con acumulación estacional que atiende la demanda térmica de 100 viviendas en Zaragoza. Se obtuvo una cobertura solar del 53% de la demanda con un coste unitario de 400 /MWh. El coste del calor solar resulta entre 3 y 5 veces más caro que el obtenido en la producción centralizada de calor con calderas. Es previsible que esta diferencia vaya disminuyendo en el futuro, al reducirse los costes de inversión, en particular, de los acumuladores estacionales, y al aumento probable del precio de los combustibles ahorrados. 7. Bibliografía 1) F.A. Peuser et al. Sistemas solares térmicos. Solarpraxis-Progensa, ) H.Ö. Paksoy. Thermal energy storage for sustainable energy consumption. Springer, ) D. Lindenberger et al. Optimization of solar district heating systems: seasonal storage, heat pumps, and cogeneration. Energy, Vol. 25, pp , ) J.M. Runager. Large solar plants in Denmark. Arcon Solvarme A/S, ) J.O. Dalenbäck. Europe s largest solar heating plant, at Kungälv-Sweden. CIT Energy M. AB, ) T. Schmidt, D. Mangold. New steps in seasonal thermal energy storage in Germany. Solites ) D. Mangold. Seasonal heat storage. Pilot projects and experiences in Germany. Solites, ) F. Palacín. Optimización de sistemas de climatización con acumulación térmica y aporte solar. Linea de investigación 5L04512, Universidad de Zaragoza, ) F. Palacín, M.A. Lozano. Optimización de sistemas de climatización con acumulación térmica estacional y aporte solar. El Instalador, Nº 462, pp , Abril ) F. Palacín, M.A. Lozano. Sistemas de calefacción de distrito con aporte solar y acumulación térmica estacional. VI Jornadas Nacionales de Ingeniería Termodinámica, Córdoba, Junio ) L.R. Guiral. Análisis de sistemas de energía solar con acumulación estacional para calefacción de distrito. Proyecto final de carrera, Universidad de Zaragoza, Septiembre 2009.