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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

PROGRAMA DE SELECCIÓN DE

COMPONENTES PARA UNA

INSTALACIÓN SOLAR TÉRMICA

FERNANDO HERRANZ JIMÉNEZ

MADRID, Junio 2008

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Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Fernando Herranz Jiménez

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Susana Ortiz Marcos

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo: Fecha:

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Resumen iii

PROGRAMA DE SELECCIÓN DE COMPONENTES PARA UNA

INSTALACIÓN SOLAR TÉRMICA

Autor: Herranz Jiménez, Fernando.

Directora: Ortiz Marcos, Susana.

Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia de Comillas.

RESUMEN DEL PROYECTO

El proyecto presenta la elaboración de una aplicación informática sencilla para facilitar

la labor de selección de componentes de una instalación solar térmica para producción

de ACS (Agua caliente sanitaria) de cara a un hipotético usuario con conocimientos

básicos en este tipo de instalaciones.

La aplicación presentada en el proyecto consiste en un programa realizado en el entorno

de Microsoft Excel 2003 que muestra al usuario los parámetros relevantes que inciden

en las características de la instalación particularizados para el caso concreto que el

usuario plantee, previa introducción de ciertos datos iniciales, y que permiten al usuario

seleccionar diferentes componentes obteniendo para cada solución escogida resultados

comparables a los establecidos en el CTE (Código Técnico de la Edificación) con el fin

de valorar su posible implantación.

El programa implementado contiene ocultas una serie de tablas con los valores de

latitud geográfica, temperatura ambiente media diaria, temperatura media diaria del

agua de red y radiación promedio para cada provincia española y para cada mes del año,

con lo que, una vez que el usuario seleccione la provincia donde se ubicará la

instalación el programa muestra los valores mensuales correspondientes, así como la

zona climática en la que se encuentra.

Estos valores mensuales se emplean para calcular la producción energética de la

instalación solar empleando el método de cálculo de las curvas f-Chart, muy extendido

en instalaciones de este tipo y aceptado por la normativa vigente. El método consiste en

un proceso iterativo en el que se calculan los valores mensuales de aportación

energética solar para un determinado grupo de captadores seleccionado por el usuario a

partir de los datos mensuales climatológicos y de consumo, con lo que se calcula la

contribución solar media anual que ha de compararse con la exigida. Cada iteración

consiste en la selección por parte del usuario de un modelo de colector así como la

cantidad que formarán la superficie total de captación. El cálculo de la contribución es

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Resumen iv

inmediato de manera que el usuario puede realizar en poco tiempo varias iteraciones

con distintos modelos de colector.

De cara al usuario, el programa contiene hojas de bases de datos donde se encuentran

almacenados las características técnicas de los principales componentes de la instalación

diferenciando entre varios fabricantes y modelos existentes en el mercado. Esos

componentes son colectores, acumuladores, intercambiadores de calor y grupos de

bombeo.

El programa ha sido desarrollado de tal manera que resulte sencilla su utilización, por

ello la selección de los componentes y la obtención de la mayoría de los resultados se

presentan en una única hoja de cálculo. Además, para cada parámetro de la instalación o

de los componentes de la instalación que deba ser comprobado con la normativa

aplicable, el programa muestra la restricción o los límites impuestos por el CTE para

dicho parámetro.

Asimismo el programa permite valorar económicamente diferentes opciones de

selección de componentes por medio de la presentación de una hoja de presupuesto con

los precios unitarios de los componentes que se incluyen en la base de datos y con

precios fijos del resto de componentes y accesorios de la instalación.

Con el desarrollo de este programa se pretende conseguir una herramienta de fácil

manejo para el usuario, con lo que se pueden nombrar las distintas ventajas de dicha

aplicación:

Cómodo acceso a los valores de las tablas de datos provinciales de latitud,

temperatura, radiación y demás datos relevantes para el cálculo de una

instalación solar térmica.

Simplicidad y fácil manejo de la aplicación.

Permanente comprobación de los resultados obtenidos con el cumplimiento de la

normativa aplicable en cada caso según el CTE para asegurar la validez de la

instalación.

Base de datos de características técnicas y precios orientativos de los principales

componentes de la instalación, ampliable y modificable en todo momento por el

usuario.

Presentación de una hoja que puede servir como base para la realización de un

presupuesto de la instalación.

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Summary v

SELECTION PROGRAM FOR COMPONENTS IN A THERMAL

SOLAR SYSTEM

The project presents the development of a simple software application in order to

facilitate the task of component selection for a thermal solar system for the productionof DHW (Domestic Hot Water) facing a hypothetical user with basic knowledge in this

type of facilities.

The application presented in the project consists of a program made with Microsoft

Excel 2003 that shows the user the important parameters that affect the characteristics

of the installation for the particular case that the user raises, previous introduction of

certain initial data, and that allows the user to select different components obtaining for

each chosen solution comparable results with the established ones in the CTE(Technical Code of the Construction) with the purpose of considering his possible

achievement.

The implemented program contains hidden several tables with the values of geographic

latitude, daily average temperature of the environment, daily average temperature of the

network water and radiation average for each Spanish province and every month of the

year, in a way that, once the user selects the province where the installation will be

located the program shows the corresponding monthly values, as well as the climatic

zone.

These monthly values are used to calculate the energy production of the thermal solar

system via the method f-Chart, very extended between this type of installations and

accepted by the current regulations. The method consists of an iterative process in

which the monthly values of solar energy production are calculated for a specific group

of collectors selected by the user and so the annual solar fraction is calculated to be

compared with the demanded one. Each iteration involves the selection of a collector

model as well as the amount that will form the total surface. The calculation of the

annual solar fraction is immediate, therefore the user can make in a short period of time

several iterations with different collector models.

With a view to the user, the program contains database sheets where technical

parameters of the main components of the installation are stored distinguishing between

several manufacturers and models that exist in the market. Those components are

collectors, storage tanks, heat exchangers and pump stations.

The program has been developed in such a way that is simple its use, for that reason the

selection of the components and the obtaining of the results appear in just one

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Summary vi

spreadsheet. In addition, for each parameter of the installation or each component that

must comply with the current regulations, the program shows the restrictions or the

limits imposed by the CTE.

Furthermore the program allows valuating different options of components selection by

means of the presentation of a budget sheet with the unitary prices of the components

that are include in the database and fixed price of the rest of components.

The purpose of the development of this program is to obtain a tool of easy handling for

the user, in that terms advantages of this application can be named:

Effortless access to the values of the tables of provincial data as latitude,

excellent temperature, radiation and other necessary data for the design of a

thermal solar installation.

Simplicity and easy handling of the application.

Permanent verification of the results obtained with the fulfillment of applicable

regulations in each case according to the CTE, in order to guarantee the legality

of the installation.

Database of technical characteristics and prices of main components of the

installation, that can be enlarged and updated at all time by the user.

Presentation of an estimated budget sheet.

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Índice vii

Índice

1 INTRODUCCIÓN ...................................................... ........................................................... ............. 2

1.1 Motivación...........................................................................................................2

1.2 Objeto del proyecto ............................................................................................2

1.3 Reglamentación y normativa vigente..............................................................3

2 ENERGÍA SOLAR TÉRMICA ..................................................... .................................................... 5

2.1 Introducción ........................................................................................................5

2.2 Tipos de instalaciones ........................................................................................5

3 COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN SOLAR TÉRMICA PARA ACS .................... 11 3.1 Introducción ...................................................................................................... 11

3.2 El colector solar. El colector de placa plana.................................................. 11

3.2.1 Efecto invernadero 12

3.2.2 Funcionamiento de los colectores de placa plana 13

3.2.3 Cubierta transparente 15

3.2.4 El absorbedor 16

3.2.5 El aislamiento posterior 17

3.2.6 Carcasa 17 3.2.7 Estudio energético del colector de placa plana 17

3.3 El almacenamiento ........................................................................................... 20

3.4 El intercambiador de calor .............................................................................. 21

3.5 Electrocirculadores o bombas de circulación ............................................... 23

3.6 Las tuberías........................................................................................................ 25

3.7 Las válvulas ....................................................................................................... 26

3.8 El vaso de expansión........................................................................................27

3.9 Los purgadores ................................................................................................. 28

3.10 Sistema de control ............................................................................................ 29

4 MODELO DE CÁLCULO DE LOS COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR

TÉRMICA DE ACS .................................................... ........................................................... ........... 33

4.1 Introducción ...................................................................................................... 33

4.2 Demanda de energía térmica. Datos de partida ..........................................34

4.2.1 Zonas climáticas definidas en el CTE 35

4.2.2 Contribución solar mínima para ACS 36

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Índice viii

4.2.3 Cálculo de la demanda energética 38

4.2.3.1 Datos de consumo de ACS.....................................................................................................38

4.2.3.2 Cálculo de la demanda energética mensual por consumo de ACS .................................. 40

4.3 Cálculo de la producción energética de la instalación de ACS ................. 40

4.3.1 Predimensionado del campo de colectores 41 4.3.2 Cálculo de la cobertura solar. Método f-CHART 42

4.3.2.1 Cálculo de la radiación solar media diaria incidente H sobre la superficie

inclinada de los colectores para cada mes ...........................................................................................44 4.3.2.2 Cálculo del parámetro D1 para cada mes.............................................................................45

4.3.2.3 Cálculo del parámetro D2 para cada mes.............................................................................46

4.3.2.4 Determinación de la fracción energética mensual f y del factor de cobertura

solar anual F ............................................................................................................................................47

4.3.3 Cálculo de pérdidas por la disposición geométrica de los colectores 48

4.3.3.1 Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación........................................................49

4.3.3.2 Cálculo de las pérdidas por sombras....................................................................................50

4.4 Sistema de acumulación solar ........................................................................ 50

4.4.1 Cálculo del volumen de acumulación 50

4.4.2 Acumulación solar centralizada 51

4.4.3 Acumulación solar distribuida 52

4.5 Sistema de intercambio....................................................................................53

4.5.1 Intercambiadores incorporados al acumulador 53

4.5.2 Intercambiadores independientes 54

4.6 Circuito hidráulico ........................................................................................... 54

4.6.1 Circuito hidráulico primario 55

4.6.1.1 Caudal del circuito primario .................................................................................................58

4.6.1.2 Dimensionado de las tuberías ...............................................................................................59

4.6.1.3 Dimensionado de la bomba de circulación..........................................................................62 4.6.1.4 Dimensionado del vaso de expansión..................................................................................63

5 APLICACIÓN DESARROLLADA PARA EL CÁLCULO DE LOS COMPONENTES ....... 67 5.1 Introducción ...................................................................................................... 67

5.2 Hojas de base de datos.....................................................................................68

5.3 Uso de la aplicación .........................................................................................68

5.3.1 Introducción 68

5.3.2 Datos de partida 69

5.3.3 Datos de consumo ACS 69

5.3.4 Demanda energética total 71

5.3.5 Cálculo de la producción energética de la instalación de ACS 72

5.3.6 Sistema de acumulación solar 76

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Índice ix

5.3.7 Sistema de intercambio 77

5.3.8 Circuito hidráulico 78

5.3.8.1 Bomba del circuito primario ..................................................................................................80

5.3.8.2 Vaso de expansión del circuito primario .............................................................................81

5.3.9 Hoja de presupuesto 82 5.4 Caso práctico ..................................................................................................... 84

5.4.1 Planteamiento del caso 84

5.4.2 Introducción de los datos iniciales 84

5.4.3 Dimensionado del campo de colectores 86

5.4.4 Sistema de acumulación y sistema de intercambio 90

5.4.5 Dimensionado del circuito hidráulico 91

5.4.6 Presupuesto de la instalación 95

6 CONCLUSIONES....................................................... ........................................................... ........... 98

6.1 Introducción ...................................................................................................... 98

6.2 Conclusiones sobre la metodología y los resultados................................... 98

7 BIBLIOGRAFÍA.......................................................... ........................................................... ......... 102

A TABLAS DE CONDICIONES CLIMÁTICAS ....................................................... ................... 105

A.1 Introducción ....................................................................................................105

A.2 Temperatura ambiente media diaria

...........................................................106

A.3 Temperatura media del agua de la red .......................................................107

A.4 Radiación promedio.......................................................................................108

A.5 Datos geográficos de provincia ....................................................................109

A.6 Factor de corrección k para superficies inclinadas....................................110

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Introducción x

Índice de Figuras

Figura 1. Instalación solar térmica de circuito abierto. ........................................................... ............. 7

Figura 2. Instalación solar térmica de circuito cerrado. .......................................................... ............. 7 Figura 3. Instalación solar térmica de circulación natural...................................................................8

Figura 4. Instalación solar térmica de circulación forzada. .................................................... ............. 9

Figura 5. Ilustración del efecto invernadero en un corte transversal de un colector. 1)

Cubierta transparente. 2) Placa absorbedora. 3) Aislamiento................................................13

Figura 6. Corte transversal de un colector de placa plana sin concentración. 1) Cubierta

transparente. 2)Absorbedor. 3) Aislamiento. 4) Carcasa........................................................15

Figura 7. Estratificación del agua en el acumulador. .................................................... ..................... 20

Figura 8. Funcionamiento de un vaso de expansión cerrado. A la izquierda, funcionamientoen caliente. A la derecha, en frío. ....................................................... ........................................ 28

Figura 9. Mapa de zonas climáticas definidas por el CTE.................................................................36

Figura 10. Ángulos de orientación e inclinación de los módulos.....................................................49

Figura 11. Instalación solar con acumulación distribuida a través de interacumuladores

individuales. ........................................................... ........................................................... ........... 52

Figura 12. Conexión de los captadores. a) En serie. b) En paralelo. c) En serie-paralelo. ............. 57

Figura 13. Principio de retorno invertido. Primer esquema correspondiente a equilibrado

hidráulico mediante válvulas. Segundo esquema correspondiente a equilibrado

hidráulico mediante retorno invertido......................................................................................57

Figura 14. Curvas de rendimiento de una bomba. ........................................................ ..................... 62

Figura 15. Ejemplo de datos de partida................................................................................................69

Figura 16. Ejemplo de datos de consumo de uso residencial............................................................70

Figura 17. Ejemplo de datos de consumo de otros usos. ........................................................ ........... 71

Figura 18. Ejemplo de cálculo de la demanda energética..................................................................72

Figura 19. Selección de la energía de apoyo del sistema convencional auxiliar.............................72

Figura 20. Fragmento de la hoja "Colectores" contenida en la aplicación. ...................................... 73 Figura 21. Características de los colectores a instalar............ ........................................................... . 73

Figura 22. Comprobación de la contribución solar.............................................................................74

Figura 23. Gráfico de la contribución solar..........................................................................................74

Figura 24. Pérdidas por orientación e inclinación y sombras............................................................76

Figura 25. Ejemplo de acumulación centralizada. ......................................................... ..................... 76

Figura 26. Ejemplo de acumulación distribuida. ........................................................... ..................... 77

Figura 27. Ejemplo de selección de intercambiador exterior de placas. .......................................... 78

Figura 28. Ejemplo de selección de intercambiador incorporado al acumulador. ......................... 78 Figura 29. Ejemplo de cálculo del caudal del circuito primario........................................................78

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Introducción xi

Figura 30. Ejemplo de selección del fluido caloportador y material de las tuberías......................79

Figura 31. Fragmento de la hoja de cálculo "Circuito hidráulico" para cálculo de perdidas de

carga en tres tramos.....................................................................................................................79

Figura 32. Hoja de perdida de carga del circuito hidráulico.............................................................80

Figura 33. Parámetros de selección de la bomba a instalar. ................................................... ........... 81 Figura 34. Selección del volumen del vaso de expansión..................................................................82

Figura 35. Formato de la hoja de presupuesto. .................................................... ............................... 83

Figura 36. Datos de partida del caso práctico......................................................................................85

Figura 37. Datos de consumo del caso práctico. ............................................................ ..................... 85

Figura 38. Demanda energética del caso práctico...............................................................................86

Figura 39. Contribución solar mínima exigida para el caso práctico. .............................................. 86

Figura 40. Primera iteración para el dimensionado de los colectores del caso práctico................88

Figura 41. Opción nº1 para el campo de captadores a instalar en el caso práctico. ....................... 88 Figura 42. Opción nº2 para el campo de captadores a instalar en el caso práctico. ....................... 89

Figura 43. Gráfico de contribución solar de la opción escogida en el caso práctico. ..................... 90

Figura 44. Pérdidas por la disposición de los colectores del caso práctico. .................................... 90

Figura 45. Sistema de acumulación centralizada del caso práctico..................................................91

Figura 46. Intercambiador exterior de placas del caso práctico........................................................91

Figura 47. Caudal del circuito primario del caso práctico.................................................................92

Figura 48. Cálculo de la pérdida de carga del caso práctico. ........................................................... . 93

Figura 49. Parámetros de selección de la bomba del circuito primario para el caso práctico.......93

Figura 50. Dimensionado del vaso de expansión del caso práctico. ................................................ 95

Figura 51. Presupuesto de la instalación del caso práctico................................................................96

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Índice de Tablas xii

Índice de Tablas

Tabla 1. Zonas climáticas definidas por intervalos de radiación según el CTE............................. 36

Tabla 2. Contribución solar mínima anual exigida en el CTE...........................................................37 Tabla 3. Demanda de referencia unitaria a 60 ºC según el CTE........................................................38

Tabla 4. Número de personas por vivienda a considerar según el CTE..........................................39

Tabla 5. Pérdidas límites según el CTE. ....................................................... ........................................ 48

Tabla 6. Longitudes equivalentes de los diferentes tipos de singularidades. Fuente

:CENSOLAR. .......................................................... ........................................................... ........... 61

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1Introducción

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1 Introducción 2

1 Introducción

1.1 Motivación

El uso de energías renovables se debe entender, hoy en día, como una exigencia

inevitable, tanto desde un punto de vista social como técnico. El aumento exponencial

del consumo de energía, relacionado con el desarrollo tecnológico de las sociedades

post-industriales y las afecciones ambientales que conlleva, con las nuevas

regulaciones que limitan las emisiones de CO2, conducen a la búsqueda de fuentes de

energía no contaminantes y, especialmente, aquellas que aprovechan el ciclo natural de

nuestro planeta y no interfieren en él sino que se aprovechan de las corrientes

circulatorias de la energía y los ciclos que las originan.

La mayor fuente de energía del planeta es el Sol. No debe olvidarse que, en última

instancia, la práctica totalidad de la energía consumida en la actualidad, excepto la

nuclear, es de origen solar, bien sea directamente o de forma acumulada.

El nuevo Código Técnico de la Edificación, vigente desde el 1 de Septiembre de

2006, obliga a establecer una contribución mínima de energía solar en edificios de

nueva construcción y rehabilitaciones con el objeto de aumentar la eficiencia energética

de los edificios. La contribución de energía solar será por un lado en forma de energía

solar fotovoltaica y por otro en forma de energía solar térmica.

El presente proyecto se centra en la contribución relacionada con la energía solar

térmica y en concreto en las instalaciones que aprovechan esta energía para la

producción de agua caliente sanitaria (ACS). Para cumplir con la normativa vigente, se

hace necesario en todos los proyectos de edificios de nueva construcción dimensionar

correctamente los componentes de la instalación de manera que se asegure la

contribución de energía solar mínima establecida en el código.

1.2 Objeto del proyecto

El presente proyecto tiene por objeto principal la creación de un programa que

facilite al usuario la selección de todos los componentes necesarios para una instalación

solar térmica para consumo de ACS, a partir de componentes existentes en el mercado,

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1 Introducción 3

definiendo en cada caso las características correspondientes de los componentes

seleccionados, de manera que se cumpla en todo momento con la normativa vigente y

realizando, finalmente, una valoración económica de la elección escogida por el

usuario.

1.3 Reglamentación y normativa vigente

En la elaboración del programa implementado en el presente proyecto se tienen en

cuenta las recomendaciones y obligaciones recogidas en la normativa de aplicación en

lo referente a las instalaciones de energía solar térmica. El programa recoge algunas de

las restricciones procedentes de la reglamentación vigente que se detalla a

continuación:

Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE) y sus instrucciones

técnicas complementarias (ITE) del Real Decreto 1751/1998.

Código Técnico de la Edificación (CTE), en particular, el documento básico de

dicho código DB-HE4 Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.

Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Térmicas de Baja Temperatura

del IDAE.

Normas UNE.

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2Energía solar térmica

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2 Energía Solar Térmica 5

2 Energía Solar Térmica

2.1 Introducción

Un medio de aumentar la eficiencia energética de un edificio es aprovechando la

energía solar mediante la conversión de ésta en energía térmica en forma de aporte de

temperatura a un fluido.

Esto se consigue por medio de colectores. El colector es un elemento que, expuesto a

la radiación solar, absorbe su energía y la transmite a un fluido en forma de calor.

Existen tres técnicas diferentes en función de la temperatura que puede alcanzar la

superficie captadora:

Baja temperatura: Captación directa, la temperatura del fluido está por debajo del

punto de ebullición.

Media temperatura: Captación de bajo índice de concentración, la temperatura

del fluido es más elevada de 100 ºC.

Alta temperatura: Captación de alto índice de concentración, la temperatura del

fluido es más elevada.

El presente proyecto se centrará en la captación directa, es decir, instalaciones de

baja temperatura que no superan los 80 ºC. Una ventaja importante de las instalaciones

de baja temperatura es el alcance de rendimientos energéticos superiores a otras

tecnologías, en torno al 70-80%, frente a rendimientos del 20% conseguidos a través de

la energía solar fotovoltaica.

2.2 Tipos de instalaciones

La tecnología de baja temperatura tiene cuatro aplicaciones fundamentales:

Producción de ACS.

Climatización de piscinas.

Calefacción y suelo radiante.

Generación de frío.

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Este tipo de instalaciones se dividen en tres subsistemas:

Subsistema de captación: Encargado de captar la radiación solar y transmitir el

calor al fluido.

Subsistema de almacenamiento: Tiene como finalidad facilitar la disponibilidad

de la energía cuando se requiere, acumulando la energía en forma de agua

caliente.

Subsistema de distribución: Traslada a los puntos de consumo el agua caliente

producida y contiene la fuente energética de apoyo.

Entre el subsistema de captación y el subsistema de almacenamiento puede existir o

no un intercambiador de calor dependiendo de si se trata de una instalación de circuito

abierto o de circuito cerrado:

Circuito abierto: No existe intercambiador. El circuito primario está conectado

directamente con el acumulador de manera que el agua de consumo es la misma

que pasa por los colectores. Esta configuración es la más sencilla y obtiene mejor

rendimiento térmico debido a que no hay pérdidas por el intercambio de calor.

Sin embargo, no puede haber materiales contaminantes, no se pueden usar

anticongelantes, la presión del circuito es la presión de red y existen mayores

riesgos de corrosión por el alto contenido de aire en la red y de incrustaciones

calcáreas y de suciedad debido a la continua renovación de agua.

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Figura 1. Instalación solar térmica de circuito abierto.

Circuito cerrado: Existe un intercambiador de calor, que puede situarse en el

interior del acumulador o en el exterior, y que separa el circuito primario que

pasa por los colectores del circuito secundario de consumo. Por esto, en el

circuito primario, se pueden utilizar anticongelantes, se reduce la presión y se

minimiza el riesgo de corrosión. Por otro lado, aumenta la complejidad de la

instalación, aumenta el coste y se disminuye el rendimiento debido a las pérdidas

en el intercambio de calor.

Figura 2. Instalación solar térmica de circuito cerrado.

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En ambos casos se ha de asegurar la circulación del fluido a través del circuito, la

cual se puede realizar de dos maneras:

Circulación natural (Termosifón): Esto requiere que el depósito acumulador se

encuentre a una altura superior a la de los colectores. La circulación del fluido se

produce por la diferencia de temperatura. El agua, al calentarse en los colectores,

disminuye su densidad y asciende hasta la parte superior del depósito

desplazando el agua más fría hacia abajo, ésta entra en los colectores por la parte

inferior donde se va calentando y asciende de nuevo al depósito. Este sistema

aporta simplicidad a la instalación ya que no requiere bomba de circulación ni

regulación electrónica, facilita el montaje y minimiza el mantenimiento. Sin

embargo, tiene algunas desventajas como la necesidad de un purgador o vaso deexpansión, además el caudal circulante no puede ser muy grande y se reduce el

rendimiento de la instalación.

Figura 3. Instalación solar térmica de circulación natural.

Circulación forzada: En este caso la circulación del fluido está controlada por un

electrocirculador, permitiendo colocar el depósito a una altura inferior a la de los

colectores. Con esta configuración se obtiene un mayor rendimiento. Como

inconvenientes tiene la necesidad de energía eléctrica y de regulación y control

de la circulación. Además hay que colocar una válvula antirretorno para evitar el

efecto termosifónico nocturno. El coste de este tipo de instalaciones es mayor que

en el caso de la circulación natural debido al coste de inversión más alto y al

gasto de energía del electrocirculador, sin embargo, este gasto se compensa con

una mayor producción de agua caliente.

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Figura 4. Instalación solar térmica de circulación forzada.

En los sistemas de circulación natural no siempre se puede colocar un

intercambiador de calor debido a que se requiere un caudal mínimo para que el

intercambio sea eficaz, lo cual no siempre se consigue con el simple efecto

termosifónico.

La recomendación general para la aplicación de producción de agua caliente

sanitaria es la de utilizar el tipo de instalación solar de circulación forzada de circuito

cerrado con electrocirculador e intercambiador de calor.

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3Componentes de una instalación

solar térmica para ACS

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3 Componentes de una instalación solar térmica para ACS 11

3 Componentes de una instalación solar térmica para ACS

3.1 Introducción

Dentro de una instalación de energía solar la parte que mayor importancia tiene,

tanto desde el punto de vista técnico como económico, es el campo de colectores, si

bien la calidad de la misma viene dada por el conjunto de todos sus componentes.

El aprovechamiento de la energía solar estará optimizado cuando se diseñe de

forma adecuada la dimensión de los siguientes elementos:

El campo de colectores.

El almacenamiento.

El intercambiador de calor.

Las bombas o electrocirculadores.

Las tuberías.

Las válvulas.

El vaso de expansión.

Los purgadores.

El control de la instalación.

3.2 El colector solar. El colector de placa plana

El colector solar, como ya se ha mencionado, es el elemento encargado de captar la

radiación solar y convertir su energía en energía calorífica.

El colector trata de extraer parte del calor producido por el flujo radiante incidente

para aprovecharlo como energía utilizable, el resto es energía perdida por radiación,

convección y conducción. La energía utilizable es extraída del colector a través de un

fluido llamado fluido caloportador. Cuanto mayor sea la diferencia entre la

temperatura de utilización y la temperatura ambiente, mayores serán también las

pérdidas térmicas y, por tanto, menor la cantidad de energía útil o aprovechable que elfluido será capaz de extraer.

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El mayor o menor aprovechamiento de dicha energía determina el rendimiento del

colector que se define como el cociente entre la energía útil obtenida y la energía solar

incidente. El rendimiento es la característica principal que define un colector y depende

de un gran número de parámetros y variables, como se verá en el apartado del estudioenergético del colector.

Existen muchos tipos de colectores, atendiendo a los fines específicos a que van

destinados, a las características de sus partes fundamentales, a los materiales utilizados

en su construcción, etc. El modelo más utilizado para la aplicación de producción de

ACS es el denominado colector de placa plana.

3.2.1 Efecto invernadero

La radiación solar electromagnética, al incidir sobre un cuerpo, puede ser total o

parcialmente absorbida. Otra parte puede reflejarse y una tercera, atravesar el cuerpo

en cuestión.

Algunos cuerpos son transparentes sólo para ciertas zonas del espectro

electromagnético y resultan opacos para otras. El vidrio, por ejemplo, es transparente

entre 0,3 y 3 m y opaco para una mayor longitud de onda. La mayor parte delespectro de la radiación solar está comprendido entre 0,3 y 3 m por lo que la luz solar

atraviesa el vidrio sin mayor problema.

En un típico colector de placa plana cuya cubierta sea de vidrio el absorbedor, que

es la parte, generalmente metálica, donde se efectúa la conversión de energía

electromagnética en térmica, está situado bajo la cubierta y a unos pocos centímetros

de distancia de la misma. Después de atravesar el vidrio, la radiación llega a la

superficie del absorbedor que se calienta y emite a su vez radiación con una longitud

de onda más o menos comprendida entre 4,5 y 7,2 m, para la cual el vidrio es opaco.

Así, la radiación emitida por el absorbedor y devuelta hacia el vidrio de la cubierta

es reflejada en un pequeño porcentaje por la superficie interior de dicho vidrio, pero el

resto es absorbido, no consiguiendo escapar al exterior. Entonces es el propio vidrio

quien se calienta y comienza también a emitir radiación. Aproximadamente la mitad

de esta radiación se difunde hacia el exterior, perdiéndose, pero la otra mitad vuelve

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hacia el interior y contribuye así a calentar aún más la superficie del absorbedor. Este

último fenómeno se conoce como efecto invernadero.

Figura 5. Ilustración del efecto invernadero en un corte transversal de un colector. 1) Cubierta transparente. 2) Placa

absorbedora. 3) Aislamiento.

3.2.2 Funcionamiento de los colectores de placa plana

Si consideramos un colector expuesto al sol sin ninguna circulación de fluido en su

interior, la temperatura del absorbedor se elevará progresivamente a la vez que lo

harán las pérdidas por conducción, convección y radiación.

radiaciónconvecciónconducción PPPPérdidas ++=

Las pérdidas por conducción son aquellas que se producen por la transferencia de

calor con los materiales adyacentes a la placa, las pérdidas por convección son

provocadas por el aumento de la temperatura del aire que rodea la placa y las pérdidas

por radiación son las debidas a la emisión de la placa de parte de la energía que recibe.

En estas condiciones llega un punto en el que dichas pérdidas se igualan a la energía

que el absorbedor recibe del sol, alcanzando así la temperatura de equilibrio estática.

Dicha temperatura depende de las condiciones exteriores: cuanto más frío sea el

ambiente, más baja será. Por eso, lo que en la práctica importa no es la temperatura de

equilibrio del absorbedor, sino la diferencia entre ésta y la temperatura exterior.

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Asimismo, la velocidad del viento es otro factor que influye notablemente, ya que

cuanto mayor sea, mayores serán las pérdidas térmicas por convección, con la

consiguiente disminución de la temperatura del absorbedor.

Si se permitiese circular el fluido caloportador pasando en contacto con la parte

interior del absorbedor, dicho fluido irá tomando calor del mismo y aumentará de

temperatura a expensas de la del absorbedor, la cual irá disminuyendo. Manteniendo

unas condiciones estacionarias se alcanzará, por tanto, una nueva temperatura de

equilibrio dinámica, que será más baja que la temperatura de equilibrio estática puesto

que a las pérdidas anteriores se suman las pérdidas por el intercambio de calor entre la

placa y el fluido.

Aunque, en rigor, la temperatura no es la misma en todos los puntos del fluido que

circula bajo el absorbedor, siempre se usa una temperatura media que puede definirse

como la semisuma de las temperaturas del fluido a la entrada y a la salida del colector.

2se

m

T T T

+=

Para poder hacer una buena elección del colector, es preciso conocer lascaracterísticas de los diferentes elementos que lo constituyen, de manera que se pueda

evaluar las calidades de los colectores a instalar y elegir el más adecuado a las

condiciones climáticas locales, a las características de la propia instalación a que va

destinado y al presupuesto que ha de ajustarse.

El colector de placa plana está constituido por cuatro elementos principales, que

son: el absorbedor, la carcasa, el aislamiento y la cubierta transparente.

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Figura 6. Corte transversal de un colector de placa plana sin concentración. 1) Cubierta transparente. 2)Absorbedor.

3) Aislamiento. 4) Carcasa.

3.2.3 Cubierta transparente

La función de la cubierta transparente es por un lado provocar el efecto invernadero

y reducir al mismo tiempo las pérdidas por convección, mejorando así el rendimiento

del colector, y por otro lado asegurar la estanqueidad del colector al agua y al aire, en

unión con la carcasa y las juntas.

Las cualidades físicas que debe tener una buena cubierta para cumplir con su

función son:

Poseer un alto coeficiente de transmisión de la radiación solar en la banda de 0,3

m a 3 m, y que dicho coeficiente se conserve con el paso de los años.

Tener, por el contrario, un coeficiente de transmisión para las ondas largas

superiores a 3 m lo más bajo posible.

Tener un coeficiente de conductividad térmica bajo que dificulte el paso de calor

desde la superficie interior de la cubierta hacia el exterior.

Tener un coeficiente de dilatación bajo para evitar el riesgo de rotura o

deformación.

La cara interior debe tener un alto coeficiente de reflexión para la longitud de

onda larga de la radiación emitida por el absorbedor.

Poseer una buena resistencia mecánica y no mantener la suciedad adherida a la

superficie exterior.

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Los principales materiales utilizados en las cubiertas son el vidrio y el plástico

transparente.

El vidrio: Se deben elegir los vidrios recocidos o templados, ya que sus

propiedades ópticas no se deterioran en dichos procesos y, en cambio, mejoran

sus propiedades mecánicas. Las propiedades ópticas se definen por la

transmitancia, es decir, el cociente entre la energía que lo atraviesa y la que incide

sobre él. En cuanto a las propiedades mecánicas, debe resistir la acción del viento

y las contracciones térmicas para lo cual debe tener los bordes muy bien

realizados, paralelos y sin fisuras.

Materiales plásticos: Ciertos materiales plásticos poseen propiedades ópticas

análogas a las del vidrio, además son menos pesados, menos frágiles y tienen una

baja conductividad térmica. Sin embargo, hoy en día, todavía poseen ciertas

desventajas en cuanto a la resistencia mecánica como un coeficiente de dilatación

importante, mala resistencia a temperaturas elevadas o poca dureza.

En algunos casos puede interesar instalar colectores con dos cubiertas. La cubierta

doble tiene la ventaja de acrecentar el efecto invernadero, reducir las pérdidas por

convección y aumentar la temperatura del fluido pero, por el contrario, también

aumenta las pérdidas ópticas. En general, se puede decir que la doble cubierta es tanto

más interesante cuanto más baja es la temperatura exterior y más fuerte es el viento.

3.2.4 El absorbedor

El absorbedor tiene como misión recibir la radiación solar, transformarla en calor y

transmitirla al fluido caloportador. Generalmente está compuesto por una o dos placas

metálicas y tubos de cobre soldados o embutidos a ésta por los que circula el fluido. Enlugar de placa metálica se puede dotar a los tubos de aletas, que son generalmente de

aluminio.

La cualidad principal que define la eficacia de un absorbedor es la capacidad para

absorber la mayor radiación posible, por eso, es conveniente recubrir la cara del

absorbedor expuesta al sol con un revestimiento especial. Se utilizan dos

procedimientos: pinturas o superficies selectivas. Los parámetros que caracterizan

estos recubrimientos son el coeficiente de absorción y el de emisión. Las pinturastienen un alto coeficiente de absorción (del orden de 0,9), pero también tienen un

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coeficiente de emisión sensiblemente igual con lo que se incrementan las pérdidas por

emisión. Las superficies selectivas combinan una alta absortancia (de 0,8 a 0,9) con una

baja emitancia (de 0,06 a 0,15), pero estos tratamientos tienen el inconveniente de tener

un precio más elevado.

3.2.5 El aislamiento posterior

El absorbedor está protegido en su parte posterior contra las pérdidas térmicas por

un aislamiento que debe poseer algunas características especiales:

Debe resistir altas temperaturas sin deteriorarse.

No debe desprender vapores si se descompone bajo la acción del calor.

No debe degradarse por envejecimiento.

Tiene que conservar sus cualidades frente a la humedad que puede crearse en el

interior por la condensación.

Algunos de los materiales que se usan frecuentemente como aislantes son: lana de

vidrio, lana de roca, espuma de vidrio, corcho expandido, poliestireno y poliuretano.

3.2.6 Carcasa

La misión de la carcasa es doble: proteger y soportar los diversos elementos que

constituyen el colector y actuar de enlace con el conjunto del edificio sobre el cual se

sitúa el colector, a través de los bastidores y elementos de anclaje necesarios. Además,

la carcasa debe ser capaz de cumplir estas dos funciones durante muchos años.

La garantía de duración de la carcasa viene determinada por numerosos factores

como la rigidez, la resistencia mecánica de los anclajes, la resistencia química a la

corrosión, la resistencia a las variaciones de temperatura o la aireación del interior de

los colectores.

3.2.7 Estudio energético del colector de placa plana

La energía útil del colector, es decir, la recogida por el fluido caloportador, en la

unidad de tiempo es la diferencia entre la energía total incidente y la perdida, siendo la

energía total incidente la suma de las energías producidas por las radiaciones directa,

difusa y reflejada.

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21 QQQ −=

Donde :

Q es la energía útil.

Q1 es la energía incidente total.

Q2 es la energía perdida.

La energía incidente Q1 es el producto de la intensidad de energía radiante (I) por la

superficie (S), pero no toda la energía incidente es absorbida. Debido a la transmitancia

de la cubierta (τ) y al coeficiente de absorción (α) de la placa absorbente, la fracción deenergía realmente absorbida es :

I SQ ⋅⋅⋅= α τ 1

En cuanto a la energía perdida Q2, su cálculo detallado es muy complejo puesto que

depende en diferente proporción de las pérdidas por radiación, convección y

conducción. Estas pérdidas se pueden englobar en el denominado coeficiente global de

pérdidas U, el cual se mide experimentalmente y es un dato suministrado por elfabricante. Como aproximación válida para el cálculo, se suponen las pérdidas por

unidad de superficie proporcionales a la diferencia entre la temperatura media Tcº de la

placa absorbente y la del ambiente Taº, siendo el factor de proporcionalidad

precisamente dicho coeficiente U, por lo que :

( )ºº2 ac T T U SQ −⋅⋅=

Por lo tanto, la ecuación quedará :

( )ººac T T U S I SQ −⋅⋅−⋅⋅⋅= α τ

( ) ( )[ ]ºº ac T T U I SQ −⋅−⋅⋅⋅= α τ

Donde :

S = Superficie del colector (m2).

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I = Radiación incidente total sobre el colector por unidad de superficie (W/m 2), es

decir, intensidad radiante.

τ = Transmitancia de la cubierta transparente.

α = Absortancia de la placa absorbente.

U = Coeficiente global de pérdidas [W/(m2 ºC)].

Tcº = Temperatura media de la placa absorbente (ºC).

Taº = Temperatura ambiente (ºC).

La temperatura media de la placa absorbente no puede calcularse de forma simple,

sin embargo, sí puede conocerse con suficiente exactitud la temperatura media Tmº del

fluido caloportador cuando éste circula por el colector, bajo la placa absorbente,

hallando la media entre la temperatura de dicho fluido a la entrada y a la salida del

colector.

Si queremos sustituir la temperatura de la placa absorbente Tcº por la temperatura

del fluido Tmº, es necesario introducir un factor de correción, FR, llamado factor de

eficacia o coeficiente de transporte de calor.

De esta manera, la ecuación de la energía útil se transforma en lo que se conoce

como la ecuación de Bliss :

( ) ( )[ ]ºº am R R T T U F I F SQ −⋅⋅−⋅⋅⋅⋅= α τ

El rendimiento del colector se define como la relación entre la energía captada y la

recibida en un instante dado.

I SQ ⋅= / η

Sustituyendo Q por su valor, según la ecuación de Bliss, resulta :

( ) ( )[ ] I T T U F F am R N R ºº−⋅⋅−⋅⋅= α τ η

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3.3 El almacenamiento

Es obvio que la necesidad de energía no siempre coincide en el tiempo con la

captación de la energía solar, por lo que es absolutamente imprescindible disponer de

un sistema de almacenamiento que haga frente a la demanda en momentos de poca o

nula insolación.

Una manera eficaz de almacenar la energía es mediante agua caliente, con la

colocación de un depósito acumulador. Los materiales que se usan normalmente son:

el acero, acero inoxidable, aluminio y fibra de vidrio reforzada. El más adecuado es, sin

duda, el acero inoxidable, si bien su precio es el más elevado.

En cuanto a la forma, suele ser cilíndrica, por su facilidad de construcción. La altura

del depósito debe ser mayor que el diámetro para favorecer el fenómeno de

estratificación. El agua disminuye su densidad al aumentar la temperatura, por lo que

cuanto mayor sea la altura, mayor será la diferencia de temperatura entre el agua de la

parte superior y el agua de la parte inferior, es decir, mayor será la estratificación. Este

fenómeno es importante puesto que de la parte superior del depósito extraeremos el

agua de consumo a la temperatura más alta y el agua de la parte inferior a la

temperatura más baja se dirige al sistema colector, con lo que aumenta su rendimiento.

Figura 7. Estratificación del agua en el acumulador.

Existen acumuladores que llevan el intercambiador de calor incorporado en su

interior. Presentan la desventaja de que en caso de avería del intercambiador queda

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inutilizado el acumulador completo y además, en el caso de aguas con alto contenido

en cal presentan muchas dificultades para su limpieza.

El dimensionado del volumen del depósito acumulador es un factor decisivo en el

diseño de la instalación y depende de tres factores:

1. Superficie de colectores instalada: Los estudios teóricos y experimentales

demuestran que el volumen óptimo de acumulación está en torno a los 70 litros

por cada m2 de colector.

2. Temperatura de utilización: Para obtener agua a mucha temperatura hay que

utilizar un menor almacenamiento, de forma que el agua está más tiempo a una

temperatura próxima a la necesidad a cubrir.

3. Desfase entre captación y consumo: Para desfases no superiores a 24 horas, que

es el caso típico en el calentamiento de agua en viviendas multifamiliares,

hoteles, residencias, etc., el volumen óptimo de acumulación está entre 60 y 90

litros por m2 de colector.

Un almacenamiento mal dimensionado, tanto por exceso como por defecto, puede

dar lugar a un mal funcionamiento de la instalación solar. Por un lado, un

almacenamiento excesivo da lugar a un encarecimiento innecesario de la instalación y ano alcanzar los niveles de temperatura deseados, mientras que un almacenamiento

subdimensionado da lugar a que se produzcan sobrecalentamientos del circuito solar

provocando una aceleración del deterioro de la instalación en su conjunto y una

disminución del rendimiento de los colectores solares.

3.4 El intercambiador de calor

El intercambiador de calor se introduce en una instalación solar cuando se quieren

tener dos circuitos independientes. Se utilizan, por tanto, en instalaciones de agua

caliente sanitaria, en las cuales no se desea que el agua de consumo pase por los

colectores, para evitar riesgos de heladas, incrustaciones en los mismos, corrosión del

circuito, sobrepresión, etc.

La utilización del intercambiador supone una pérdida de rendimiento del sistema.

Siempre hay una diferencia de temperatura entre los líquidos primario y secundario

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que puede ser de 3 º C a 10 º C, por lo que los colectores deben funcionar a una

temperatura superior a la del fluido secundario.

Por su posición en la instalación, los intercambiadores son interiores o exteriores.

Por su construcción, pueden ser de serpentín helicoidal, de haz tubular, de doble

envolvente o de placas. En cuanto a su régimen de funcionamiento, pueden trabajar

por termosifón o forzados mediante electrocirculador, si bien se suele utilizar éste

último para asegurar la circulación del líquido en el interior del intercambiador y

garantizar la eficacia del intercambio de calor.

Los dos parámetros que mejor caracterizan a un intercambiador son el rendimiento

y la eficacia del intercambio.

El rendimiento se define, al igual que en cualquier otro proceso, como la relación

entre la energía obtenida y la introducida. En el caso del intercambiador de calor, la

diferencia entre una y otra sólo puede ser debida a pérdidas térmicas, que deben ser

mínimas, nunca superiores al 5%, por lo que el rendimiento nunca debe ser inferior al

95%. Los intercambiadores interiores no pueden tener pérdidas en sí mismos pues todo

el calor que pudieran perder iría a incrementar la energía calorífica del agua

acumulada, que es precisamente el objetivo que se persigue.

La eficacia se define como la relación entre la energía calorífica realmente

intercambiada en la unidad de tiempo y la máxima que teóricamente podría

intercambiarse si las temperaturas de los dos fluidos entre los que se realiza el

intercambio térmico terminaran igualándose.

Para un determinado caudal, la eficacia es una constante cuyo valor está

comprendido entre cero y uno, y dependerá del área de la superficie de intercambio, de

la forma y geometría de la misma y del material. Un diseño correcto del sistema exige

un valor para la eficacia nunca inferior a 0,7.

Para intercambiadores ubicados en el interior del depósito acumulador, en los que

el intercambio se produce por convección natural, la eficacia vale:

me

se

T T

T T

ºº

ºº

−

−=ε

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Donde:

Teº = Temperatura de entrada del fluido caloportador.

Tmº = Temperatura del agua acumulada.

Tsº = Temperatura de salida del fluido caloportador.

Para intercambiadores exteriores al acumulador, que funcionan normalmente con

circulación forzada, existen dos expresiones para la eficacia, dependiendo del producto

del caudal másico y calor específico del fluido en el primario y en el secundario,

respectivamente.

Si essep p cmcm ⋅≤⋅ :

esep

spep

T T

T T

ºº

ºº

−

−=ε

Si essep p cmcm ⋅>⋅ :

esep

esss

T T T T

ºººº

−−=ε

Donde:

mp y ms = Caudales másicos del primario y del secundario.

cep y ces = Calores específicos del líquido en el primario y en el secundario.

T epº y T esº = Temperatura a la entrada del primario y del secundario.

T spº y T ssº = Temperatura a la salida del primario y del secundario.

3.5 Electrocirculadores o bombas de circulación

El transporte del fluido desde los colectores hasta el almacenamiento y

posteriormente hasta los puntos de consumo se realiza con la ayuda de

electrocirculadores, que se definen como aparatos accionados por un motor eléctrico,

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capaces de suministrar al fluido una cantidad de energía con el fin de transportarlo por

un circuito a una determinada presión.

Los electrocirculadores permiten situar el depósito acumulador por debajo del nivel

del campo de colectores y además garantizan el caudal mínimo necesario para que el

intercambio de calor sea eficaz.

La energía producida por el electrocirculador debe vencer la resistencia que opone

el fluido a su paso por la tubería y mantener la presión deseada en cualquier punto de

la instalación, sin embargo no debe considerarse la presión hidrostática porque la

columna de agua ejerce una fuerza tanto en el sentido de impulsión como en el de

aspiración, anulándose por tanto sus efectos.

El tipo de electrocirculador que se utiliza en las instalaciones de energía solar es el

electrocirculador centrífugo, que está compuesto por los siguientes elementos:

Orificio de aspiración: Lugar por donde entra el líquido al electrocirculador.

Rodete impulsor: Es el elemento rotativo.

Cámara de impulsión: Es el elemento que recoge el líquido y lo conduce a la

descarga del electrocirculador.

Orificio de impulsión: Lugar por donde se expulsa el líquido del

electrocirculador.

Aspiración: Boca de contacto entre el electrocirculador y la tubería.

Difusor: Conducto de salida del líquido dentro del electrocirculador.

Álabes: Palas del rodete impulsor. Pueden ser cerradas o abiertas.

El líquido entra en el electrocirculador por el orificio de aspiración que se encuentra

en el centro del rodete, siendo aspirado y llevado hasta los álabes. El fluido

caloportador gana energía cinética en el rodete debido al movimiento de rotación

producido por el eje de un motor eléctrico. Los álabes desprenden tangencialmente el

fluido mediante su fuerza centrífuga y lo conducen hacia la cámara de presión. El

fluido presurizado es encaminado desde la cámara de presión hacia el orificio de

impulsión y, a través del difusor, hasta el exterior.

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3.6 Las tuberías

Todos los componentes de la instalación se encuentran unidos mediante las

tuberías, que son el elemento lineal hueco, abierto por sus extremos, que realiza el

transporte de los fluidos, configurando el circuito hidráulico.

En cualquier instalación solar térmica existirán al menos dos circuitos hidráulicos, el

primario, del que forman parte los colectores y el intercambiador de calor, en el cual el

fluido recoge la energía solar y la transmite al depósito de acumulación, y el

secundario en el que se recoge la energía transferida desde el circuito primario hasta el

sistema de energía convencional auxiliar.

La diferenciación de estos circuitos es muy importante porque tienen

requerimientos muy distintos, especialmente térmicos, por lo que puede ser necesario

utilizar distintos materiales.

Los materiales usados son: cobre, hierro galvanizado, hierro negro y plásticos.

Cobre: Es un material ampliamente utilizado en instalaciones de todo tipo,

siendo el más aconsejable para instalaciones de energía solar, por ser

técnicamente idóneo y económicamente muy competitivo. A igualdad de

diámetro, la pérdida de carga es más baja que la de otros materiales como el

hierro, por lo que se pueden usar diámetros menores para transportar la misma

cantidad de líquido.

Acero galvanizado: Según la restricción del apartado 3.2.2 de la sección HE4, si la

instalación debe permitir que el agua alcance una temperatura de 60 ºC, no se

admitirá la presencia de componentes de acero galvanizado.

Acero negro: Sólo se debe utilizar en instalaciones que requieran grandes

caudales, y únicamente en circuito primario, puesto que no está permitido su uso

en la conducción de ACS. por sufrir oxidaciones que perjudican la potabilidad

del agua.

Tuberías de plástico: Tienen cualidades semejantes a las del cobre y su uso se está

generalizando cada vez más.

En cualquier caso, las tuberías deben estar convenientemente aisladas para evitar un

menor rendimiento de la instalación a consecuencia de las pérdidas térmicas.

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3.7 Las válvulas

Las válvulas son mecanismos que se utilizan para impedir o controlar el paso del

fluido por una tubería. Las válvulas destinadas a cerrar o abrir el paso se llaman

también llaves, y las que están colocadas en los puntos de consumo se llaman grifos.

El apartado 3.4.6, de la Sección HE4, del DB HE del CTE, establece que la elección de

las válvulas se realizará, de acuerdo con la función que desempeñen y las condiciones

extremas de funcionamiento (presión y temperatura) siguiendo preferentemente los

criterios que se citan a continuación:

a) Para aislamiento: válvulas de esfera.

b) Para equilibrado de circuitos: válvulas de asiento.

c) Para vaciado: válvulas de esfera o de macho.

d) Para llenado: válvulas de esfera.

e) Para purga de aire: válvulas de esfera o de macho.

f)

Para seguridad: válvulas de resorte.

g) Para retención: válvulas de disco de doble compuerta, o de clapeta.

Las válvulas de seguridad, por su importante función, deben ser capaces de derivar

la potencia máxima del captador o grupo de captadores, incluso en forma de vapor, de

manera que en ningún caso se sobrepase la presión máxima de trabajo del captador o

del sistema, según prescribe el apartado 3.4.6, de la Sección HE4.

Se describen a continuación brevemente las características de los diferentes tipos de

válvulas antes enumeradas:

Válvulas de esfera o de bola: El elemento de cierre es una esfera con un orificio

cilíndrico que cuando está orientado paralelamente al eje de la conducción el

agua puede circular normalmente, obturando el paso cuando su posición es

perpendicular. La bola se sitúa entre dos casquillos elásticos, consiguiendo un

cierre hermético tanto para líquidos como para gases, y resistiendo temperaturasy presiones grandes.

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Válvulas de asiento: Son las más habituales en instalaciones de pequeño caudal y

el cierre se realiza mediante un pistón o disco, llamado soleta, que se apoya sobre

el asiento o sección de paso. Proporcionan un cierre hermético y son fáciles de

manipular, pero ocasionan una considerable pérdida de carga debido a que elagua cambia de dirección al pasar por la válvula.

Válvulas de asiento inclinado: Es un dispositivo semejante al anterior, pero con

los elementos de cierre en posición inclinada, permitiendo un paso más directo

del fluido, con menores pérdidas de carga.

Válvulas de macho cónico: Constituidas por un cuerpo en el que se ajusta

perfectamente una pieza cónica llamada “macho”, que puede girar alrededor de

su eje y tiene un orificio transversal que cuando está alineado con la entrada y

salida del fluido permite su paso, mientras que si se hace girar el macho hasta

que su orificio quede en posición transversal el paso queda cerrado.

Válvulas de compuerta: El elemento de cierre es una compuerta en forma de

cuña que al descender se ajusta entre dos planos inclinados, impidiendo el paso

del líquido. El cierre se produce perpendicularmente a la tubería sin obligar a un

cambio de dirección del líquido al pasar por la válvula, con menores pérdidas de

carga, aunque tiene dificultades de hermetismo en el cierre.

Válvulas de clapeta: Son las más utilizadas como válvulas de retención y están

constituidas por una clapeta o compuerta articulada que deja pasar el agua en un

sentido, marcado con una flecha, mientras que si se invierte el sentido de

circulación la propia presión del agua empuja la clapeta contra el asiento

impidiendo el retroceso del líquido.

Las válvulas están construidas con materiales muy diversos, debiendo sercompatibles con los materiales de las tuberías y los líquidos que conducen. Un buen

criterio es utilizar el mismo material para la totalidad de los circuitos y accesorios,

aunque esto no siempre es posible por motivos económicos o de disponibilidad.

3.8 El vaso de expansión

La función del vaso de expansión es compensar los cambios de volumen del fluido

de trabajo ocasionados por la dilatación térmica, evitando el escape de fluido a travésde la válvula de seguridad cuando éste se calienta. Al calentarse el circuito primario,

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una parte del fluido entra en el vaso de expansión, regresando al circuito cuando se

enfría, manteniendo así la presión en el circuito dentro del rango de presiones

admisibles y siempre por encima de la atmosférica, impidiéndose la introducción de

aire en el circuito cuando vuelva a enfriarse.

El vaso de expansión utilizado en instalaciones de circuito cerrado es un recipiente

cerrado formado por dos semicuerpos fabricados por embutición y soldados entre sí.

En el semicuerpo inferior hay una válvula para controlar la presión en el interior del

vaso. Entre los dos semicuerpos se coloca una membrana interior que suele ser de

caucho sintético y que separa el aire y el líquido.

Figura 8. Funcionamiento de un vaso de expansión cerrado. A la izquierda, funcionamiento en caliente. A la derecha,

en frío.

3.9 Los purgadores

Los purgadores son dispositivos que se instalan en los circuitos para dejar salir el

aire que pueda haberse introducido en las tuberías. La presencia de aire perjudica el

buen funcionamiento de los circuitos, especialmente cuando se concentra en forma de

bolsas que pueden llegar a impedir la circulación del fluido y provocar corrosiones enla tubería o los colectores.

Los purgadores pueden ser de dos tipos:

De accionamiento manual, en los que se acumula el aire pero no sale hasta que se

afloja la válvula existente.

De accionamiento automático, que dejan salir el aire cuando se acumula una

cierta cantidad.

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También pueden montarse desaireadores, que son dispositivos que originan una

perturbación del flujo del fluido, favoreciendo la separación del aire, que se acumula

en su parte superior donde se sitúa un purgador para su extracción.

El apartado 3.3.5.5 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, establece que 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 deben colocar 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. También especifica que, en el caso de utilizar purgadores

automáticos, se colocarán adicionalmente los dispositivos necesarios para la purga

manual.

El apartado 3.4.8 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, indica que se evitará el uso

de purgadores automáticos cuando se prevea la formación de vapor en el circuito. Por

ello se recomienda utilizar purgadores manuales para el circuito primario, ya que

existe la posibilidad de formación de vapor.

En los restantes circuitos, donde se instalen purgadores automáticos, el mismo

apartado 3.4.8 establece que 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 hasta 150 ºC en las zonas climáticas IV y V.

3.10 Sistema de control

El sistema de regulación y control se define como uno de los que conforman la

instalación solar térmica para ACS en el apartado 3.2.1, de la Sección HE4, del DB HE

del CTE, con la misión, por un lado de asegurar el correcto funcionamiento del equipo

para proporcionar la máxima energía solar térmica posible y, por otro, de actuar como

protección frente a la acción de múltiples factores como sobrecalentamientos del

sistema, riesgos de congelaciones, etc.

Las funciones se detallan en el apartado 3.3.7, Sistema de control, que dice:

1. El sistema de control asegurará el correcto funcionamiento de las instalaciones,procurando obtener un buen aprovechamiento de la energía solar captada y

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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 delcircuito 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 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 dearranque 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 superior a la de

congelación del fluido.

6. Alternativamente al control diferencial, se podrán usar sistemas de controlaccionados 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, bombas de circulación, o por combinación de

varios mecanismos.

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En general, para realizar una correcta regulación diferencial habrá que realizar una

lectura entre la zona más caliente del circuito primario y la zona más fría del

acumulador. La parte más caliente del circuito primario es la parte superior de los

colectores y la zona más fría la zona inferior del acumulador, zonas donde debensituarse los sensores de temperatura, ya que la diferencia de temperaturas necesaria

para transferir energía se establecerá primeramente entre estos dos puntos. El

accionamiento de las bombas y, la existencia o no de sistemas de control

complementarios en otros circuitos, o en el de suministro de ACS, dependerá de los

esquemas concretos de la instalación.

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4Modelo de cálculo de los

componentes de la instalaciónsolar térmica de ACS

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4 Modelo de cálculo de los componentes de la instalación solar térmica de ACS 33

4 Modelo de cálculo de los componentes de la instalación solar

térmica de ACS

4.1 Introducción

El proyecto de una instalación solar térmica para ACS constituye un desarrollo del

proyecto general del edificio en el que está incluida. Por consiguiente, las decisiones

generales del proyecto de arquitectura condicionan la disposición de la instalación. El

diseño del campo de colectores viene condicionado por la orientación y la colocación

dentro de la cubierta del edificio, a lo que se suman condiciones estéticas en muchasordenanzas.

Por otra parte, el tipo de configuración requerido en la instalación condicionará los

cálculos y el dimensionado de los diferentes componentes de la instalación. El

programa presentado en el presente proyecto pretende facilitar al usuario la elección

de los componentes adecuados para el tipo de configuración que vaya a disponer. De

esta manera, el usuario deberá introducir los datos relacionados con el tipo de

configuración.

Con el fin de cumplir con lo establecido en la Sección HE4, del DB HE del CTE, para

la contribución solar mínima, también será necesario conocer tanto los datos de

ubicación como los datos de consumo del edificio.

Para realizar el proceso de cálculo, el programa requiere la introducción de los

siguientes datos:

Datos generales:

Ubicación geográfica: Provincia en la que va a llevarse a cabo la instalación.

Periodo de utilización: Período durante el cual se va a hacer uso de la instalación.

Puede ser anual, preferentemente verano o preferentemente invierno.

Fuente energética de apoyo: La caldera del sistema auxiliar de energía puede ser

de Gas Natural, de gasóleo, de propano o eléctrica.

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Datos de consumo ACS: Consumo diario en litros de ACS al día a 60 ºC,

basándose en la tabla de referencia del apartado 3.1.1 de la Sección HE4, del DB

HE del CTE. Se indicará también la temperatura de utilización del agua caliente

sanitaria, en el caso que sea distinta de 60 ºC.

Datos específicos del tipo de configuración:

Conexionado de los colectores: Se indicarán el número de filas de colectores que

se conectan en paralelo, teniendo en cuenta que en cada fila se conectarán en

serie el mismo número de colectores.

Tipo de intercambiador: Según la configuración escogida por el usuario, el

intercambiador de calor puede ser exterior o interior.

Disposición de las tuberías: Se indicarán la longitud de tubería recta y la cantidad

de válvulas, curvas, uniones y derivaciones que afectan a la pérdida de carga del

circuito hidráulico.

4.2 Demanda de energía térmica. Datos de partida

Los datos de partida necesarios para el cálculo y dimensionado de la instalación

están constituidos por dos grupos de parámetros que definen las condiciones

climáticas y de uso.

Las condiciones de uso vienen dadas por la demanda energética asociada a la

instalación según los diferentes tipos de consumo. Para aplicaciones de ACS, la

demanda energética se determina en función del consumo de agua caliente.

Las condiciones climáticas vienen dadas por la radiación global total en el campo de

captación, la temperatura ambiente media diaria y la temperatura mensual media del

agua de la red. La dificultad de disponer de las suficientes series estadísticas de estos

datos constituye el principal obstáculo para una valoración adecuada del

dimensionado de la instalación.

De los tres parámetros mencionados el más difícil de tabular ha sido siempre la

radiación global total, debido a que tiene múltiples condicionantes como por ejemplo la

determinación de la radiación difusa o de las condiciones de horas de sol, nubes y

lluvia. En el presente proyecto, para lo que no está prescrito expresamente en el CTE,

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se sigue el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Térmicas de Baja

Temperatura del IDAE, que recomienda, a falta de otros datos, usar las tablas de

radiación y temperatura por provincias publicadas por CENSOLAR, recogidas en los

Anexos IV y X del mencionado Pliego, y expuestas en el Anexo A del presentedocumento.

La aplicación presentada en el presente proyecto contiene las tablas mencionadas

anteriormente, de manera que, una vez que el usuario seleccione la provincia en el

campo habilitado al efecto, el programa dispondrá de los datos de radiación,

temperatura ambiente y temperatura del agua de red, para un día medio de cada mes,

correspondientes a la provincia seleccionada.

De la misma manera la aplicación contiene una tabla por provincias con la latitud

geográfica y la zona climática a la que corresponde según el CTE. La latitud geográfica

se utilizará para determinar la inclinación óptima de colocación de los colectores, una

vez sea informado por el usuario el período de utilización preferente de la instalación:

Anual, Invierno o Verano, según corresponda a una demanda constante anual,

preferente en invierno o preferente en verano.

Las condiciones óptimas de colocación de un colector determinarán el mayor

aprovechamiento de la energía incidente. Para determinar dichas condiciones, se

seguirá lo expuesto en el párrafo 11 del apartado 2.1 de la Sección HE4, del DB HE del

CTE, que dice que se considerará como la orientación óptima el Sur y la inclinación

óptima, dependiendo del periodo de utilización, uno de los valores siguientes:

Demanda constante anual: La latitud geográfica.

Demanda preferente en invierno: La latitud geográfica +10º.

Demanda preferente en verano: La latitud geográfica -10º.

4.2.1 Zonas climáticas definidas en el CTE

El apartado 3.1.2 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, define las zonas climáticas

como aquellas que son homogéneas a efectos de la exigencia, indicando sus límites en

un mapa y una tabla de localidades. Las zonas se han definido teniendo en cuenta la

Radiación Solar Global media diaria anual sobre superficie horizontal (H), tomando losintervalos que se relacionan para cada una de las zonas, como se indica a continuación:

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Tabla 1. Zonas climáticas definidas por intervalos de radiación según el CTE.

Figura 9. Mapa de zonas climáticas definidas por el CTE.

La finalidad de estas zonas es establecer el porcentaje exigible de aportación de la

energía solar a la demanda energética total de ACS. La tabla 3.2 de la Sección HE4, del

DB HE define la clasificación por intervalos de radiación por lo que puede existir una

cierta contradicción con los valores unificados para cada provincia, alguna de lascuales queda dividida por las zonas climáticas. Como los valores de las tablas

provinciales son algo inferiores a los del CTE, su empleo implicará la realización de

una instalación con requisitos más exigentes, lo que es admisible.

4.2.2 Contribución solar mínima para ACS

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

energía solar aportada exigida y la demanda energética anual, obtenidos a partir de losvalores mensuales, según se define en el apartado 2.1 de la Sección HE4, del DB HE del

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CTE. El apartado 2 de dicha sección establece que las contribuciones solares tienen

carácter de mínimos, pudiendo ser ampliadas voluntariamente por el promotor o como

consecuencia de disposiciones dictadas por las administraciones competentes, por lo

que habrá que analizar en cada caso los reglamentos u ordenanzas locales deaplicación.

Las contribuciones solares mínimas para la demanda de ACS a una temperatura de

referencia de 60 ºC se recogen en las tablas 2.1 y 2.2 de la Sección HE4, según la zona

climática en la que se sitúe la instalación y según la fuente energética de apoyo,

considerándose los siguientes casos:

General: Suponiendo que la fuente energética de apoyo es gasóleo, propano, gas

natural, u otras.

Efecto Joule: Suponiendo que la fuente energética de apoyo es electricidad

mediante efecto Joule.

Las tablas, que se exponen a continuación, se encuentran contenidas en el programa

de tal forma que, una vez informados los datos de provincia y de la fuente energética

de apoyo, así como los de la demanda de ACS, que se explicarán en el siguiente

apartado 4.2.3 Cálculo de la demanda energética, se mostrará en la casilla correspondiente

la contribución solar mínima anual requerida para el caso concreto según el CTE.

Tabla 2. Contribución solar mínima anual exigida en el CTE.

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4.2.3 Cálculo de la demanda energética

4.2.3.1 Datos de consumo de ACS

Según se establece en el apartado 3.1.1 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, para

valorar las demandas se tomarán los valores unitarios de consumo en litros de ACS por

día a 60 ºC, de la tabla 3.1:

Tabla 3. Demanda de referencia unitaria a 60 ºC según el CTE.

Esta tabla se encuentra contenida en la aplicación desarrollada de tal manera que

cuando el usuario introduzca el tipo de uso, se mostrará el valor de consumo unitario

diario medio, que posteriormente se multiplica por el número de unidades (personas,camas, servicios, etc.) para obtener el valor de la demanda media diaria para dicho uso.

La demanda total de consumo de ACS para cada mes se calcula multiplicando la

demanda media diaria por el número de días correspondientes a dicho mes.

N D D díames ⋅=

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Siendo:

Dmes = demanda de consumo mensual en litros ACS/mes

Ddia = demanda media diaria en litros ACS/día

N = número de días del mes considerado.

En el cuarto párrafo del citado apartado 3.1.1 se especifica para el uso residencial el

número de personas a considerar en función del número de dormitorios de cada

vivienda fijando como valores mínimos los que se relacionan a continuación:

Tabla 4. Número de personas por vivienda a considerar según el CTE.

En el segundo párrafo del mismo apartado se contempla el caso de que se elija una

temperatura en el acumulador final diferente de 60 ºC, en cuyo caso se deberá alcanzar

la contribución solar mínima correspondiente a la demanda obtenida con las demandas

de referencia a 60 ºC. No obstante, la demanda a considerar a efectos de cálculo, segúnla temperatura elegida, será la que se obtenga a partir de la siguiente expresión:

∑=12

1

)()( T DT D i

−

−×=

i

i

iiT T

T C DT D

60)º60()(

Siendo:

D (T) = demanda de ACS anual a la temperatura T elegida

Di (T) = demanda de ACS para el mes i a la temperatura T elegida

Di (60 ºC) = demanda de ACS para el mes i a la temperatura de 60 ºC

T = temperatura del acumulador final

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Ti = temperatura media del agua fría en el mes i.

4.2.3.2 Cálculo de la demanda energética mensual por consumo de ACS

La demanda energética será la cantidad de energía necesaria para elevar la masa de

agua resultante de los consumos requeridos desde la temperatura de suministro a la de

referencia, en valores mensuales.

El cálculo de la demanda energética, expresada en MJ/mes, se realiza mediante la

siguiente expresión, para cada mes del año:

( )red ACSmesmes T T D DE −⋅⋅= 00418,0

Siendo:

DEmes = demanda energética, en MJ/mes

Dmes =consumo mensual de ACS a la temperatura de referencia TACS o a la

temperatura elegida, en l/mes

TACS = temperatura de referencia utilizada para la cuantificación del consumo de

agua caliente, 60 ºC

Tred = temperatura del agua fría de la red general, en ºC

Calor específico del agua = 4180 J/kg K.

La temperatura del agua de la red general se toma de la tabla correspondiente,

según el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Baja Temperatura del

IDAE, si no se establecen otras condiciones en la ordenanza local o en lareglamentación de la Comunidad Autónoma competente.

4.3 Cálculo de la producción energética de la instalación de ACS

El dimensionado del campo de colectores constituye la base fundamental del cálculo

de la instalación, ya que es elemento encargado de captar la energía solar que se

precisa, y el valor de ésta depende de la superficie total de captación. En los criterios

generales de cálculo especificados para el dimensionado básico en el apartado 3.3.1 de

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la Sección HE4, del DB HE del CTE, se establece que 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 anual;

d) el rendimiento medio anual.

En el apartado anterior se ha obtenido, mediante cálculo, la demanda de energía

térmica. El valor de la energía solar aportada debe ser el producto de la contribución

solar mínima por la demanda de energía, por lo que habrá que dimensionar el campo

de colectores para ello. La fracción solar anual coincidirá con la contribución solar

mínima, dependiendo las fracciones mensuales de las condiciones climáticas y de uso.

Sin embargo, estos valores representan el resultado a cumplir, y no sirven para

definir la superficie de captación de forma directa, por lo que es necesario realizar

varias pruebas, una vez predimensionado el campo, hasta lograr el cumplimiento de

todos los requerimientos, de la forma siguiente:

Predimensionado del campo de colectores.

Cálculo de la cobertura del sistema solar.

Reiteración del proceso hasta obtener los valores de fracción solar mensual y

anual que cumplan las exigencias, teniendo en cuenta los restantes requisitos.

4.3.1 Predimensionado del campo de colectores

La superficie de captación solar es un dato imprescindible para el proceso de

cálculo, siendo necesario realizar una hipótesis de partida fijando un valor previo, para

ajustar la superficie a la contribución requerida posteriormente.

Un método habitual es considerar la relación 70 l/(m2 día), que puede resultar un

valor adecuado para el rendimiento de la instalación, teniendo en cuenta que este valor

tendrá que reconsiderarse posteriormente para cumplir con la contribución solar

mínima requerida.

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En el programa implementado en el presente proyecto, este predimensionado

consiste en introducir, una vez seleccionado el modelo de colector, el número de

colectores a instalar, con lo que dependiendo de la superficie útil unitaria del colector

seleccionado, se obtendrá la superficie total de captación.

El valor en origen no es determinante, ya que tendrá que ajustarse tras el primer

cálculo, pero no conviene quedarse muy alejado del resultado real porque todas las

decisiones que se tomen previamente respecto a la disposición de los colectores,

situación de la acumulación, etc., serán inútiles si la divergencia es excesiva.

4.3.2 Cálculo de la cobertura solar. Método f-CHART

El rendimiento instantáneo de un colector está definido por la ecuación de Bliss, como

se vio anteriormente, sin embargo el rendimiento medio durante un periodo medio de

tiempo es un fenómeno mucho más complejo en el que intervienen numerosos factores,

tales como la climatología, la posición respecto a la inclinación y orientación de los

colectores, la existencia de zonas de sombra y la inercia de la instalación en su

conjunto, que impide el aprovechamiento de la radiación por debajo de un valor

mínimo.

El desarrollo de herramientas informáticas de simulación detallada de los sistemas

de energía solar ha permitido un cálculo preciso de la energía realmente aprovechable,

pero es un proceso complicado que condiciona su utilización generalizada para el

diseño de instalaciones, debido fundamentalmente a la necesidad de disponer de un

gran número de datos del sistema a simular.

La forma práctica de resolver este problema y permitir así el avance del

aprovechamiento de la energía solar térmica ha sido el desarrollo de métodos de

cálculo simplificados obtenidos a partir del tratamiento estadístico de los resultados

obtenidos mediante los entornos de simulación complejos. El número de parámetros

de entrada se reduce considerablemente permitiendo un fácil diseño de la instalación

por parte de los técnicos o instaladores.

Estos métodos de cálculo se aplican habitualmente desde programas informáticos,

siendo el más conocido el de las gráficas-f, o f-Chart, desarrollado en 1973 por los

profesores Klein, Beckman y Duffie, suficientemente exacto para estimaciones de

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largos periodos de tiempo, pero que nunca debe aplicarse en análisis mensuales y,

menos aún, diarios.

El método f-Chart es el que se utiliza en el presente proyecto y cuenta con el

respaldo de numerosas instalaciones realizadas en un largo periodo de tiempo con el

consiguiente análisis de los resultados energéticos en situaciones reales, por lo que

tiene un gran reconocimiento por parte de los profesionales del sector. Es el aconsejado

en el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Solares Térmicas de Baja

Temperatura, del IDAE, y además cumple con lo especificado en el apartado 3.3.1 de la

Sección HE4, del DB HE del CTE.

Su aplicación sistemática consiste en identificar las variables adimensionales delsistema de calentamiento solar y utilizar la simulación de funcionamiento mediante

ordenador, para dimensionar las correlaciones entre estas variables y el rendimiento

medio del sistema para un dilatado periodo de tiempo. Las dimensiones se presentan

por medio de ecuaciones y en forma gráfica.

Para desarrollarlo se utilizan datos mensuales medios meteorológicos, y es

perfectamente válido para determinar el rendimiento o factor de cobertura solar en

instalaciones de calentamiento de ACS, en todo tipo de edificios, mediante colectores

solares de placa plana.

Se determina el porcentaje de la demanda energética mensual, o fracción solar

mensual, como relación entre dos magnitudes adimensionales D1 y D2, mediante la

fórmula siguiente:

31

22

2121 0215,00018,0245,0065,0029,1 D D D D D f ⋅+⋅+⋅−⋅−⋅=

La secuencia que se va a seguir en el cálculo es la siguiente:

1. Cálculo de la radiación solar media diaria incidente H sobre la superficie

inclinada de los colectores para cada mes.

2. Cálculo del parámetro D1 para cada mes.

3. Cálculo del parámetro D2 para cada mes.

4. Determinación de la fracción energética mensual f aportada por el sistema de

captación solar, mediante gráficas o ecuaciones.

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5. Valoración de la cobertura solar anual, grado de cobertura solar o fracción solar

anual F.

6. Reiteración del proceso para ajustar la producción a los requerimientos.

Originariamente para el proceso de cálculo se utilizaban unas gráficas llamadas f, o

f-chart, que dan nombre al método, en un sistema de coordenadas con los valores de D1

en las ordenadas y de D2 en las abscisas, donde se podía encontrar el valor de la

fracción solar de la instalación una vez obtenidos los valores de los parámetros D1 y D2,

de una determinada instalación.

En el presente proyecto no se utilizan dichas gráficas, y el resultado se obtiene a

partir de la fórmula dada, realizando todo el proceso a través de la hoja de cálculo enExcel.

4.3.2.1 Cálculo de la radiación solar media diaria incidente H sobre la superficie

inclinada de los colectores para cada mes

El cálculo de la radiación solar disponible en los colectores solares se efectúa según

la siguiente fórmula:

hmes H k H ⋅=

Siendo:

H = irradiación, o radiación solar incidente sobre la superficie inclinada por m2 de

superficie de los colectores por día, en MJ/(m2 día)

kmes = coeficiente función del mes, de la latitud y de la inclinación de la superficie de

captación solar

Hh = irradiación, o radiación solar incidente sobre la superficie horizontal por m2 de

superficie de los colectores por día, en MJ/(m2 día)

El valor de la radiación solar incidente sobre una superficie horizontal en un día

medio de cada mes, por provincias, puede tomarse de la tabla publicada por

CENSOLAR, recogida en el Anexo IV del Pliego de Condiciones Técnicas de

Instalaciones de Baja Temperatura del IDEA, y que se reproduce en el apartado A.4 del

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Anexo A del presente proyecto. En la mayoría de los casos estas tablas proporcionan

datos suficientemente fiables para redactar el proyecto.

Los valores del coeficiente k utilizados para la estimación de la energía solar

mensual incidente sobre una superficie inclinada a partir de la radiación solar

horizontal se indican en el apartado A.6 del Anexo A del proyecto, para un azimut de

cero grados, correspondiente a orientación Sur.

El procedimiento propuesto para el cálculo de la radiación solar incidente sobre una

superficie inclinada es válido para superficies orientadas al Sur. La influencia de

pequeñas desviaciones respecto al Sur, de unos 25º hacia el Este o el Oeste, no origina

una pérdida significativa de producción solar anual de la instalación.

4.3.2.2 Cálculo del parámetro D1 para cada mes

El parámetro D1 expresa la relación entre la energía absorbida por el colector plano

(EAmes) y la demanda o carga energética mensual del edificio durante un mes, (DEmes).

mes

mes

DE

EA D =1

La expresión de la energía absorbida por el colector, EAmes, es la siguiente:

( ) ( )( ) N H

F F

F S EA R

R

nn Rcmes ⋅⋅

⋅

⋅⋅=

'

τα τα τα

Siendo:

EAmes = energía solar mensual absorbida por los colectores, en MJ/mes

SC = superficie útil de captación, en m2

H = radiación solar incidente sobre la superficie inclinada por m2 de superficie de

los colectores por día, en MJ/(m2 día)

N = número de días del mes

n RF )(τα = factor de eficiencia óptica del colector, ordenada en el origen de la curvade rendimiento del colector

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( ) ( )( )nτα τα = modificador del ángulo de incidencia. En general se puede tomar

como constante 0,96 para una superficie transparente sencilla

R R F F ' = factor de corrección del conjunto colector-intercambiador. Se recomiendatomar el valor 0,95.

4.3.2.3 Cálculo del parámetro D2 para cada mes

El parámetro D2 expresa la relación entre la energía perdida por el captador (EPmes),

para una determinada temperatura, y la demanda energética mensual del edificio

(DEmes).

mes

mes

DE

EP D =2

La expresión de las pérdidas del colector es la siguiente:

( ) 21

'

1000

6,3100 K K t T

F F

U F S E a R

R L Rc p ⋅⋅

⋅∆⋅−⋅

⋅⋅=

Siendo:

EPmes = energía solar mensual perdida por los colectores, en MJ/mes

SC = superficie útil de captación, en m2

FRUL = coeficiente global de pérdidas del colector, en W/m2 ºC

F’R/FR = factor de corrección del conjunto colector-intercambiador. Se recomienda

tomar el valor 0,95

Ta = temperatura ambiente media diaria, en ºC

∆t = periodo de tiempo considerado, en horas

K1 = factor de corrección por almacenamiento que se obtiene a partir de la siguiente

ecuación:

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25,0

1 75

−

⋅=

C S

V K

Donde:

V = volumen de acumulación solar, en litros

K2 = factor de corrección para ACS que relaciona las distintas temperaturas, dado

por la siguiente expresión:

a

ared ACS

T

T T T K

−

⋅−⋅+⋅+=

100

32,286,318,16,112

Donde:

TACS = temperatura mínima del agua caliente sanitaria, que establece el apartado 1.1

de la Sección HE4 del DB HE, en 60 ºC

Tred = temperatura del agua de la red general, en ºC

4.3.2.4 Determinación de la fracción energética mensual f y del factor de cobertura

solar anual F

Una vez determinados los valores mensuales de los parámetros D1 y D2 la fracción

solar mensual se puede calcular a partir de la expresión vista anteriormente:

31

22

2121 0215,00018,0245,0065,0029,1 D D D D D f ⋅+⋅+⋅−⋅−⋅=

De esta manera se puede calcular la energía útil mensual aportada por la instalación

solar como:

mesmes DE f EU ⋅=

El factor de cobertura anual se calcula como la relación entre la suma de las

aportaciones mensuales y la suma de las demandas energéticas de cada mes:

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∑

∑=

12

1

12

1

mes

mes

DE

EU

F

4.3.3 Cálculo de pérdidas por la disposición geométrica de los colectores

La disposición de los captadores en el campo de captación puede originar pérdidas

que reducen el rendimiento de la instalación. Hay tres posibles tipos de pérdidas

debidas a la colocación de los captadores, las pérdidas debidas a la orientación según la

desviación respecto al Sur geográfico, las pérdidas debidas a la inclinación desviando

la recepción ortogonal de la radiación solar, y las pérdidas derivadas de los obstáculos

en el entorno que producen sombras.

Las condiciones relativas a las pérdidas se regulan en los párrafos 8 al 12 del

apartado 2.1, Contribución solar mínima, de la Sección HE4, del DB HE del CTE. Así, el

párrafo 8 dice que la orientación e inclinación del sistema generador y las posibles

sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la

tabla 2.4, que se expone a continuación:

Tabla 5. Pérdidas límites según el CTE.

El párrafo 9 explica que en dicha tabla se consideran tres casos:

General.

Superposición de módulos.

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

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concepto la disposición horizontal con el fin de favorecer la autolimpieza de los

módulos. 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.

Para el cálculo de estas pérdidas se debe seguir el procedimiento establecido en los

apartados 3.5 y 3.6 de la Sección HE4, del DB HE, del CTE.

4.3.3.1 Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación

Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:

a) Ángulo de inclinación (β) definido como el ángulo que forma la superficie

de los módulos con el plano horizontal. Su valor es 0 para módulos

horizontales y 90º para verticales.

b) Ángulo de acimut (α) definido como el ángulo entre la proyección sobre el

plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano

del lugar. Valores típicos son 0º para módulos orientados al sur, -90º para

módulos orientados al este y +90º para módulos orientados al oeste.

Figura 10. Ángulos de orientación e inclinación de los módulos.

El apartado 3.5.2 de la Sección HE4, del DB HE, del CTE establece un procedimiento

para el cálculo de las pérdidas que consiste en determinar, para un ángulo de acimut

conocido, los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas

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admisibles, valiéndose de la figura 3.3 de dicho apartado correspondiente a la latitud

de 41º y realizando la corrección correspondiente a la latitud del lugar en cuestión.

También se propone una fórmula, que es la utilizada en el presente proyecto, para el

cálculo de las pérdidas:

( ) ( ) oo

opt paraPérdidas 9015105,3102,1100% 2524<<⋅⋅+−⋅⋅⋅=

−− β α β β

( ) ( )[ ] o

opt paraPérdidas 15102,1100% 24≤−⋅⋅⋅=

− β β β

4.3.3.2 Cálculo de las pérdidas por sombras

El apartado 3.6 de la Sección HE4, del DB HE, del CTE, describe un método de

cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debido a

sombras circundantes.

El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la

superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Una vez representado el

perfil sobre el diagrama se deben sumar las contribuciones de aquellas porciones del

diagrama que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil sirviéndose de la tablade referencia correspondiente a la orientación y la inclinación que más se aproxime a la

realidad. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción

oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0.25, 0.5, 0.75 o 1.

Las tablas de referencia para distintos ángulos de orientación e inclinación se

encuentran expuestas en el Apéndice B de dicha sección del CTE.

4.4 Sistema de acumulación solar

4.4.1 Cálculo del volumen de acumulación

El volumen de acumulación es una magnitud que permite un cierto grado de

elección entre unos límites, teniendo en cuenta que un volumen excesivamente

pequeño no permite que el colector transfiera suficiente calor para hacer efectivo su

funcionamiento en las horas de emisión solar, y que un volumen excesivamente grande

reduce la productividad.

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El CTE establece en el punto 3.3.3.1, de la Sección HE4, del DB HE, que el área total

de los captadores tendrá un valor tal que se cumpla la condición:

50 < V/A < 180

Siendo:

A la suma de las áreas de los captadores, en m2

V el volumen del depósito de acumulación solar, en litros.

Este valor equivale a una horquilla de 50 a 180 l/m2 de colector, adoptándose

habitualmente 75 l/m2. Hay que tener en cuenta el apartado 3.3.3, Sistema de

acumulación solar, de la Sección HE4, del DB HE del CTE, que establece que el sistema

solar se debe concebir en función de la energía que aporta a lo largo del día y no en

función de la potencia del generador (colectores solares), por tanto se debe prever una

acumulación acorde con la demanda al no ser ésta simultanea con la generación.

4.4.2 Acumulación solar centralizada

La acumulación solar centralizada es la considerada como más conveniente en elCTE, recordando que el apartado 3.3.3.1 de la Sección HE4, del DB HE, dice que,

preferentemente, el sistema de acumulación solar estará constituido por un solo

depósito, será de configuración vertical y estará ubicado en zonas interiores.

El volumen de acumulación podrá fraccionarse en dos o más depósitos, que se

conectarán, preferentemente, en serie invertida en el circuito de consumo o en paralelo

con los circuitos primarios y secundarios equilibrados. El motivo de esta disposición es

que la conexión en serie invertida favorece la estratificación de las temperaturas y, entodo caso la exigencia de que los circuitos estén equilibrados, está establecida con

carácter general en el apartado 3.3.5.1 de la Sección HE4.

La posibilidad de fragmentar el volumen de la acumulación refleja la necesidad de

un equilibrio entre la eficiencia energética y las posibilidades de una instalación, ya que

los grandes volúmenes tienen menores pérdidas, pero implican mayor complejidad de

realización y sustitución por deterioro.

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La necesidad de proteger los depósitos, mediante su ubicación en espacios

protegidos del exterior, representa la principal dificultad de la disposición centralizada

por la gran superficie que ocupan, constituyendo un condicionante importante del

proyecto de arquitectura. La sala deberá cumplir los requisitos de seguridad para laspersonas y para el propio edificio donde esté construida, y deberá disponer de un

sistema eficaz de desagüe, así como del espacio suficiente para permitir los trabajos de

mantenimiento y limpieza.

Es recomendable prever la posibilidad de independizar los acumuladores, mediante

los adecuados by-pass, para efectuar operaciones de mantenimiento sin detener la

instalación.

4.4.3 Acumulación solar distribuida

Este sistema se considera como menos conveniente que el anterior en el CTE. No

obstante, la tendencia del mercado hacia la individualización de las instalaciones para

cada usuario, unida a la dificultad en algunos casos de contar con locales adecuados,

hace prever su amplia utilización, al menos en zonas urbanas consolidadas.

Los depósitos de acumulación suelen ser interacumuladores con intercambiador deserpentín o de doble envolvente. De todas formas, pueden diseñarse instalaciones con

intercambiadores independientes para cada usuario, de forma que el consumo de ACS

se individualice y no se requieran contadores divisionarios de agua caliente.

Figura 11. Instalación solar con acumulación distribuida a través de interacumuladores individuales.

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Si se consideran los límites establecidos (de 50 l/m2 a 180 l/m2 de colector), se

puede decir en una primera aproximación que los depósitos tendrán una capacidad

mínima de 100 litros para cada vivienda en edificios multifamiliares (equivalente a 2

m2 de colector por vivienda) y de 150 litros en viviendas unifamiliares (equivalente a 3m2 de colector por vivienda), adoptando la opción mínima. Ya se ha dicho que se suele

considerar el valor promedio de 75 l/m2.

Si el cumplimiento de los límites ocasiona un volumen excesivo de acumulación

individual, se puede optar por una configuración mixta.

Los circuitos hidráulicos en estos sistemas son más complejos que en los

centralizados, por lo que es importante asegurar el equilibrado hidráulico del circuitocon objeto de que el caudal se distribuya uniformemente por todos los acumuladores

evitándose caminos preferentes del fluido, realizando las conexiones en retorno

invertido o utilizando como alternativa válvulas de equilibrado.

4.5 Sistema de intercambio

El intercambiador de calor del sistema de captación solar debe ser capaz de disipar

toda la energía procedente de los colectores solares hacia el depósito de acumulación.

Según el apartado 3.4.3 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, cualquier

intercambiador de calor existente entre el circuito de captadores y el sistema de

suministro al consumo no debería reducir la eficiencia del captador debido a un

incremento en la temperatura de funcionamiento de los captadores.

Los intercambiadores pueden estar incluidos en el interior del acumulador solar, o

bien ser independientes y estar situados externamente, con condiciones de cálculodistintas en ambos casos.

4.5.1 Intercambiadores incorporados al acumulador

El CTE, en su documento básico HE, Sección HE4, apartado 3.3.4, establece que,

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.

C ercambioútil SS ⋅≥ 15,0int

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Siendo:

Sútil intercambio = superficie útil del intercambiador interno, en m2

SC = superficie total de captadores instalados, en m2.

Esta prescripción tiene carácter de mínimo obligatorio, aconsejando otros autores

una mayor superficie. Así una publicación de Gas Natural dedicada al uso de

viviendas aconseja una relación de 0,20.

4.5.2 Intercambiadores independientes

Al igual que en el caso anterior, el CTE, en su documento básico HE, Sección HE4,apartado 3.3.4 establece que, para el caso de intercambiador independiente, la potencia

mínima del intercambiador (P), se determinará para las condiciones de trabajo en las

horas centrales del día suponiendo una radiación solar de 1.000 W/m2 y un

rendimiento de la conversión de energía solar a calor del 50 %, cumpliéndose la

condición:

C SP ⋅≥ 500

Siendo:

P = potencia mínima del intercambiador, en W

SC = superficie total de captación, en m2.

Otros autores aconsejan al menos 600 W por m2 de colector solar, con el fin de

conseguir un mayor rendimiento de la instalación.

4.6 Circuito hidráulico

Un circuito hidráulico se define, en general, como el conjunto de elementos unidos

de tal forma que permiten el paso o circulación de la corriente hidráulica para

conseguir algún efecto útil.

En el apartado 3.2.1 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, se enumera, entre los

sistemas que conforman la instalación solar térmica, un circuito hidráulico constituido

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por un conjunto de tuberías, bombas, válvulas, etc., que se encarga de establecer el

movimiento del fluido caliente hasta el sistema de acumulación.

En las condiciones generales de la instalación, reguladas en el apartado 3.2.2, de la

Sección HE4, del DB HE del CTE, se dice que las instalaciones se realizarán con un

circuito primario y un circuito secundario independientes, con producto químico

anticongelante, evitándose cualquier tipo de mezcla de los distintos fluidos que

pueden operar la instalación.

El Apéndice A, Terminología, de la Sección HE4, recoge las siguientes definiciones:

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 agua de consumo.

En la práctica, según el esquema de configuración elegido, existirán como mínimo

estos tres circuitos, incluyendo el de consumo o distribución de ACS, pero en cualquier

caso son en todo semejantes, sujetos a las leyes de la hidrodinámica.

En el presente proyecto se recogen los cálculos necesarios para el dimensionado del

circuito primario, quedando fuera del alcance del mismo, los circuitos secundario y de

consumo.

4.6.1 Circuito hidráulico primario

El circuito hidráulico primario es el encargado de establecer el movimiento delfluido que recoge la energía solar hasta el sistema de intercambio y acumulación, y su

retorno hasta los colectores.

En el caso de la configuración con acumulación solar centralizada, el circuito

primario finalizaría en el intercambiador de calor externo o interno del depósito de

acumulación, situado en la sala de máquinas del edificio.

En el caso de la configuración con acumulación solar individual, el circuito primariollegaría hasta cada vivienda, para conectarse a cada interacumulador.

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En cuanto a los materiales empleados en las tuberías del circuito primario, el

apartado 3.4.5 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, recoge que podrán utilizarse el

cobre y el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o embridadas y protección

exterior con pintura anticorrosiva.

A la hora de diseñar el circuito hidráulico es importante garantizar el equilibrado

hidráulico, para lo cual resulta primordial el estudio detallado del sistema de conexión

de los captadores.

La Sección HE4, del DB HE, establece en el apartado 3.3.2.2 las condiciones que

deben cumplir las conexiones de los captadores:

1. Se debe prestar especial atención a la estanqueidad y durabilidad de lasconexiones 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 seinstalará 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 circuitoresulte equilibrado hidráulicamente recomendándose el retorno invertido

frente a la instalación de válvulas de equilibrado.

La conexión en serie de dos captadores conduce a un aumento de la temperatura de

entrada del agua, y por tanto, conlleva una disminución del rendimiento energético de

la instalación. Por ello, el CTE establece las limitaciones expuestas para las conexiones

en serie.

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La disposición más adecuada es la de captadores conectados en paralelo, cuyas filas

se conectan también en paralelo, pero se ha de tener en cuenta que las conexiones en

paralelo requieren mayor caudal de fluido y secciones mayores de tuberías, con lo que

se encarece la instalación.

Figura 12. Conexión de los captadores. a) En serie. b) En paralelo. c) En serie-paralelo.

Para asegurar el equilibrado hidráulico del circuito se debe conseguir una

distribución uniforme del caudal, evitando que existan recorridos preferentes que

puedan originar que algunos grupos de captadores no reciban el caudal suficiente de

fluido para su correcto funcionamiento. Para ello, además de disponer el mismo

número de captadores en todas las filas, se deben realizar las conexiones de los

captadores de manera que se consiga el llamado “retorno invertido”, esto es, conectando

la entrada, en cada fila, al tubo de conexión inferior del primer captador de la fila y

realizando la salida por el tubo de conexión superior del último captador de la fila, de

manera que todos los recorridos sean de la misma longitud de tuberías.

Figura 13. Principio de retorno invertido. Primer esquema correspondiente a equilibrado hidráulico mediante

válvulas. Segundo esquema correspondiente a equilibrado hidráulico mediante retorno invertido.

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Con esta disposición se asegura que la pérdida de carga no presenta grandes

diferencias entre los distintos tramos y el circuito queda equilibrado. A su vez, es

importante que el diseño se realice de modo que la tubería general de retorno, por la

que circula el fluido calentado en los captadores, tenga el recorrido más corto posible,si bien esto no siempre es posible debido a que en un edificio de viviendas el depósito

acumulador sólo se pueda instalar en una sala en el sótano del edificio, lejos del campo

de colectores situado en el tejado.

4.6.1.1 Caudal del circuito primario

El caudal total del circuito primario se calcula a partir del caudal unitario por m2 del

captador, de su superficie y del número de ellos. El apartado 3.3.5.1 de la Sección HE4,del DB HE del CTE, establece que 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, lo que equivale a 43,2 l/hm2 y 72 l/hm2, respectivamente.

Esta condición es algo superior a la del Reglamento de Instalaciones Térmicas en los

Edificios que establece, en su ITE 10.1.3.2, que el caudal de circulación estará

comprendido entre 1,2 l/s y 1,6 l/s por cada 100 m2 de área de captadores (43,2 l/hm2

y 57,6 l/hm2).

También dice el mismo apartado 3.3.5.1 de la Sección HE4 que, en las instalaciones

en las que los captadores estén conectados en serie, el caudal de la instalación se

obtendrá aplicando el criterio anterior y dividiendo el resultado por el número de

captadores en serie.

Un valor medio de 50 l/hm2 de captación solar, para captadores solares conectados

en paralelo, es apropiado para lograr una transferencia adecuada de la energía captada,

y es el que se utilizará como base de los cálculos, salvo que el usuario considere

adecuado otro valor de caudal de acuerdo con el fabricante del captador escogido.

El caudal que circula por una batería de captadores en paralelo es el resultado de la

suma de caudales que circulan por cada uno de los captadores, porque la conexión

distribuye el fluido de forma independiente en cada captador. Sin embargo, una

conexión en serie mantiene el caudal constante, siendo el mismo fluido el que atraviesa

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todos los captadores que componen la fila, aumentando su temperatura en cada paso,

aunque con un rendimiento menor.

El caudal total del circuito primario se calcula con la siguiente fórmula:

N AQQ captador ⋅⋅=

Siendo:

Q = caudal total del circuito primario, en l/h

Qcaptador = caudal unitario del captador, en l/hm2

A = superficie de un captador solar, en m2

N = número de captadores en paralelo, entendiendo que el caudal de una serie

equivale a un único captador.

Se deberá tener en cuenta la forma de conexionado de los captadores a la hora de

determinar los caudales de los diferentes tramos, según el número de captadores en

paralelo que abastezca cada tramo.

4.6.1.2 Dimensionado de las tuberías

El dimensionado de las tuberías del circuito primario se realiza de la forma habitual

de cualquier circuito hidráulico, según las leyes de la dinámica de fluidos en los tubos

de sección constante.

Las tres variables de cálculo de una tubería son el caudal, la pérdida de carga por

rozamiento y la altura piezométrica o presión en el conducto. En los circuitos de lasinstalaciones de energía solar térmica la altura piezométrica se considera a priori igual

a cero, debiendo la bomba de circulación proporcionar la necesaria para el movimiento

del líquido.

La ecuación de continuidad establece la relación entre el caudal Q, la velocidad v y

la sección S, en una tubería de sección constante:

4

2 DvSvQ

⋅⋅=⋅=π

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Siendo:

Q = caudal, en m3/s

v = velocidad, en m/s

S = sección interior de la tubería, en m2

D = diámetro interior de la tubería, en m.

El proceso de cálculo para el dimensionado de las tuberías, al igual que ocurría con

la determinación de la superficie colectora, será un proceso iterativo, en el que

partiendo del caudal, ya sea calculado o introducido por el usuario, y del diámetro

interior, determinado en función del diámetro nominal seleccionado por el usuario, se

calcularán las pérdidas de carga, y si es necesario se modifica de nuevo los valores de

partida hasta cumplir con límites establecidos de pérdida de carga y velocidad del

fluido.

Existen numerosas expresiones empíricas que proporcionan unos resultados

aproximados de la pérdida de carga unitaria de un tramo recto de tubería en función

del diámetro y de la velocidad o el caudal.

En el presente proyecto se utiliza la ecuación de Flamant, que es la empleada

habitualmente en los cálculos de suministro de agua en instalaciones interiores,

aplicando un factor de 1,3 para tener en cuenta la mayor viscosidad del fluido mezcla

de agua y anticongelante a base de glicol. Si el usuario utiliza un fluido específico, debe

introducir el dato del factor de incremento de pérdida de carga indicado por el

fabricante. La expresión de la ecuación de Flamant es:

25,1

75,1

3,1 D

vF Pdcunitaria ⋅⋅=

Siendo:

Pdcunitaria = pérdida de carga, en metros de columna de agua por metro lineal de

tubería (m c.a./m)

v = velocidad media circulante, en m/s

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D = diámetro interior de la tubería, en m

F = constante del material de la tubería. Valores experimentales: 0,0007 para tuberías

de acero y 0,00057 para tuberías de cobre.

Además de las pérdidas de carga lineales, existen en las tuberías otras debidas a las

piezas especiales existentes en el circuito, tales como accesorios, derivaciones, curvas,

codos, llaves, etc., que se denominan aisladas, puntuales o locales.

Para el cálculo de las pérdidas de carga locales también existen varios métodos. El

más habitual y el que se utiliza en el presente proyecto es el método de las longitudes

equivalentes, que asigna a cada uno de los accesorios o singularidades un valor

equivalente en pérdida de carga a una longitud de tramo de tubería recta, obtenido

experimentalmente.

En el presente proyecto se utiliza una tabla con valores medios aproximados de

longitud equivalente, dependiendo del tipo de singularidad. La tabla, que se muestra a

continuación, está contenida en la aplicación desarrollada para el cálculo de la

instalación, y permite conocer la longitud equivalente total de todas las singularidades

que introduzca el usuario.Singularidades Long eqCodos de 45º 0,7Codos de 90º radio pequeño 1,5Codos de 90º radio grande 0,8Contador a turbina 5Contracciones bruscas de 4:1 0,9Contracciones bruscas de 2:1 0,7Contracciones bruscas de 4:3 0,5Curva de 90º 0,4Ensanchamiento brusco de 1:4 1,6Ensanchamiento brusco de 1:2 1,1Ensanchamiento brusco de 3:4 0,5Entrada a depósito 1,5Derivación en T 2,2Reducción cónica suave 0,5Válvula de compuerta abierta 1Válvula de bola abierta 1Válvula de mariposa abierta 1Válvula de asiento abierta 5Válvula de retención de clapeta oscilante 10Válvula de retención de muelle y obús o bola 50Uniones lisas 0,1Uniones diversas 0,8

Tabla 6. Longitudes equivalentes de los diferentes tipos de singularidades. Fuente :CENSOLAR.

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La pérdida de carga total del circuito se calculará, por tanto, como el producto de la

pérdida de carga unitaria por la suma de la longitud de tubería recta y la longitud

equivalente total.

)( eqT unitariatotal L LPdcPdc +⋅=

Siendo:

Pdctotal = pérdida de carga total, en m c.a.

Pdcunitaria =pérdida de carga unitaria, en m c.a./m

LT = Longitud de tramo de tubería recta, en m

Leq = Longitud equivalente total, en m.

4.6.1.3 Dimensionado de la bomba de circulación

La bomba de circulación o electrocirculador tiene la misión de impulsar el fluido

caloportador, por lo que debe vencer la resistencia que opone el fluido a su paso por la

tubería.

Los dos valores característicos de una bomba de circulación son la altura

manométrica H que proporciona la bomba o pérdida de carga que es capaz de vencer,

y el caudal de circulación Q, cuya relación viene determinada por su curva

característica, propia de cada aparato y que debe suministrar el fabricante.

Figura 14. Curvas de rendimiento de una bomba.

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La bomba del circuito primario debe elegirse a partir de las condiciones nominales

de trabajo, definidas por el caudal de circulación y la pérdida de carga total del

circuito. El caudal de circulación se ha calculado en el apartado anterior, y la pérdida

de carga del circuito se determina fundamentalmente por:

Las pérdidas de carga correspondientes al tramo más desfavorable de tuberías.

La pérdida de carga producida por el intercambiador de calor, ya sea externo o

incorporado al acumulador.

La pérdida de carga de los colectores solares.

colectoresr ercambiadotuberías PdcPdcPdc H ++= int

Las pérdidas de carga en los intercambiadores de calor y en los colectores es una

información que deben suministrar los fabricantes de estos componentes. El usuario de

la aplicación deberá por lo tanto introducir los datos en el campo correspondiente.

En cuanto a las pérdidas de carga en las tuberías, el usuario deberá indicar los

tramos que corresponden al circuito más desfavorable que será aquel que circule por el

captador o grupo de captadores más alejado.

Una vez conocidos estos dos valores, Q y H, el usuario podrá seleccionar una

bomba cuya característica debe estar por encima del punto de funcionamiento de

diseño.

4.6.1.4 Dimensionado del vaso de expansión

El vaso de expansión debe compensar los cambios de volumen originados por la

dilatación térmica, por lo que para su correcto funcionamiento se deberá determinar elvolumen necesario del vaso de expansión, que dependerá del volumen contenido en el

circuito, del coeficiente de dilatación del fluido y de un factor de presión función de las

presiones absolutas inicial y final.

La ecuación para el cálculo del volumen del depósito de expansión es:

−

⋅⋅=

i f

f circuito p p

pnV V

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Siendo:

n = coeficiente de dilatación del fluido portador

pi = presión absoluta inicial en vaso de expansión, en kg/cm2

pf = presión absoluta final en vaso de expansión, en kg/cm2

Vcircuito = volumen total de fluido portador en el circuito, resultado de la suma del

volumen contenido en las tuberías, en el intercambiador de calor, en los captadores y el

volumen de reserva, en litros.

Como valor de pf suele partirse del valor de la presión correspondiente al tarado de

la válvula de seguridad (pvs) que es la máxima a la que la instalación puede funcionar y

constituye el límite que nunca se debe alcanzar durante las condiciones de operación,

incluso en estado de estancamiento. La presión de la válvula de seguridad se elige en

función de las presiones nominales de los componentes del circuito primario. Estos a

menudo tienen una presión nominal de 10 bar, mientras que la de 6 bar suele ser

bastante común en instalaciones pequeñas.

Para obtener la presión absoluta, el valor de tarado de la válvula de seguridad debeincrementarse en 1 kg/cm2, que es la presión atmosférica, y aplicar un valor reductor

de 0,9 porque si el límite fuera el mismo que el de la válvula ésta podría dispararse

frecuentemente. Con esto resulta:

19,0 +⋅= vs f p p

La presión inicial (pi) de llenado del circuito será como mínimo de 0,5 kg/cm2 al

nivel de los captadores solares para evitar la entrada de aire en el circuito, a la que se

suma 1 por la presión atmosférica. A este valor deberá añadirse la presión

correspondiente a la altura de la columna de agua situada sobre el vaso, o presión

estática pest. Si la diferencia de cota existente entre el punto más alto de la instalación y

la posición del vaso es de 10 m, la presión estática a añadir será de 1 kg/cm2 de presión

relativa (2 kg/cm2 de presión absoluta). En este caso, el valor de pi sería de 2,5 kg/cm2

de presión absoluta.

15,0 ++= est i p p

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En cuanto al coeficiente de dilatación (n) de la mezcla de agua con anticongelante,

en el caso de que no se disponga de información concreta, se tomará el valor de 0,08, si

bien se aconseja seguir las instrucciones del fabricante de los productos

anticongelantes.

Se debe considerar también el denominado volumen de reserva, para compensar

pérdidas de fluido, como la purga de aire, y la contracción del fluido a temperaturas

muy bajas, que debería ser de por lo menos 3 litros, incluso en el caso de instalaciones

pequeñas.

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5Aplicación desarrollada para el

cálculo de los componentes

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5 Aplicación desarrollada para el cálculo de los componentes 67

5 Aplicación desarrollada para el cálculo de los componentes

5.1 Introducción

El proyecto de una instalación solar térmica para ACS, bien sea como parte del

proyecto general de un edificio de nueva construcción o como proyecto individual

para mejora de un edificio, conlleva un proceso de cálculo, dimensionado y posterior

selección de todos los componentes que intervienen en la instalación.

Con el fin de facilitar al proyectista dicha labor, el presente proyecto pretende

proporcionar una aplicación que sirva como herramienta para el cálculo de losparámetros determinantes que intervienen en el proyecto de la instalación y como

ayuda a la hora de seleccionar los componentes principales de la instalación, de

manera que se cumpla en todo momento con lo establecido en la normativa de

aplicación considerada, y finalmente facilite la elaboración de un presupuesto.

La elaboración de dicha aplicación, desarrollada en formato Excel, se fundamenta en

la creación de hojas de cálculo cuyas celdas están relacionadas mediante las fórmulas

vistas en el capítulo anterior. Todas estas fórmulas están contenidas principalmente en

una hoja de cálculo donde el usuario debe ir rellenando los datos propios de la

instalación a realizar y donde, a su vez, se muestran los resultados del dimensionado

de los diferentes componentes. Esta hoja de cálculo se denomina “Cálculo ACS” y junto

con las hojas de “Circuito hidráulico” y “Colectores” componen la interfaz del programa a

la que el usuario tiene acceso.

A parte de estas tres hojas de cálculo, la aplicación requiere el uso de una serieextensa de datos, normalmente en forma de tabla, como la radiación, la temperatura, la

latitud, etc. Dichas tablas de datos se encuentran contenidas en la aplicación para

poder realizar el proceso de cálculo, pero permanecen ocultas para el usuario con el fin

de simplificar el manejo de la aplicación y aparecen en la hoja de cálculo principal sólo

los datos relevantes para el caso concreto que se realice.

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5.2 Hojas de base de datos

Entre las hojas de base de datos se encuentran las tablas que se exponen a

continuación:

Hoja de Datos Geográficos: Contiene los valores de latitud geográfica y zona

climática para cada una de las provincias. Ver tabla A.5 del Anexo A.

Hoja de Temperatura ambiente: Contiene los valores de temperatura ambiente

media diaria para cada mes y para cada una de las provincias. Ver tabla A.2 del

Anexo A.

Hoja de Temperatura agua de red: Contiene los valores de temperatura media

diaria de la red general para cada mes y para cada una de las provincias. Ver

tabla A.3 del Anexo A.

Hoja de Radiación promedio: Contiene, para cada una de las provincias, los valores

de energía incidente sobre la superficie horizontal en un día medio de cada mes.

Ver tabla A.4 del Anexo A.

Hoja de Factor k: Contiene, para las distintas latitudes españolas, el valor del

factor de corrección para la radiación promedio anterior en función de la

inclinación para cada mes. Ver tabla A.6 del Anexo A.

Hoja de DB HE4: Tablas 2.1 y 2.2 del apartado 2.1 Contribución solar mínima anual,

de la Sección HE4, del DB HE del CTE.

5.3 Uso de la aplicación

5.3.1 Introducción

El uso de esta aplicación se limita principalmente a la introducción de ciertos datos

por parte del usuario para obtener resultados que permitan seleccionar los

componentes de la instalación que cumplan con lo exigido en la normativa. Todo el

proceso de selección de los componentes se realiza en una hoja de cálculo llamada

“Cálculo ACS”.

Tanto en esta hoja de cálculo como en la hoja auxiliar de “Circuito hidráulico” el

usuario está limitado a rellenar una serie de campos o celdas, para no modificar el restodel programa. Hay dos tipos de celdas que el usuario puede modificar, unas las celdas

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que aparecen en color amarillo para introducción de valores, y otras los menús

desplegables de selección.

La hoja principal “Cálculo ACS” está estructurada por apartados según los pasos del

proceso de cálculo de los componentes de la instalación.

5.3.2 Datos de partida

En este apartado el usuario seleccionará a través del menú desplegable

correspondiente la provincia en la cual se llevará a cabo la instalación, con lo que

automáticamente se mostrará la latitud y la zona climática a la que pertenece.

También se indicará la inclinación óptima calculada según el párrafo 11 del

apartado 2.1 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, para el caso de una demanda

constante anual. Si se desea conocer la inclinación óptima para un período de

utilización distinto del anual, el usuario puede seleccionar a través de un menú

desplegable una demanda preferente en verano o una demanda preferente en invierno,

con lo que automáticamente aparecerá la inclinación óptima correspondiente.

La inclinación óptima es sólo una referencia y se utilizará para el cálculo únicamente

en el caso de que el usuario no introduzca ningún valor en la casilla correspondiente al

ángulo de inclinación de los colectores en el apartado 4 de la hoja de cálculo.

Figura 15. Ejemplo de datos de partida.

5.3.3 Datos de consumo ACS

En los datos de consumo de ACS el usuario debe definir los diferentes usos del

edificio con el fin de obtener la demanda total de la instalación en litros por día basada

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en las tablas de demanda de referencia del apartado 3.1.1 de la Sección HE4, del DB HE

del CTE.

En primer lugar, si el uso es residencial, el usuario deberá seleccionar a través del

menú desplegable si se trata de vivienda unifamiliar o de vivienda multifamiliar, con

lo que se mostrará la demanda unitaria correspondiente que se usará en el cálculo.

En el caso de vivienda unifamiliar, el usuario deberá introducir directamente el

número de personas de la vivienda unifamiliar en la casilla correspondiente.

Para el caso de vivienda multifamiliar, el usuario deberá rellenar en la tabla

correspondiente el número de viviendas tipo. Las viviendas tipo se definen según el

número de dormitorios por vivienda, así una vivienda tipo 3 se referirá a una vivienda

de 3 dormitorios. El número de personas por vivienda viene definido por la tabla 4 del

capítulo 3 del presente proyecto que se corresponde con el párrafo 4 del apartado 3.1.1.

de la Sección HE4, del DB HE, del CTE. A partir de estos datos se calcula el número de

personas a considerar para el consumo del edificio.

En la tabla se muestran dos casillas de viviendas tipo 8 y 9 en las que usuario puede

introducir el número de dormitorios por vivienda, para un número de dormitoriosmayor de 7. En las casillas amarillas correspondientes a la fila “nº viviendas” el usuario

deberá introducir el número de viviendas del tipo que correspondan según la columna.

Figura 16. Ejemplo de datos de consumo de uso residencial.

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Una vez introducidos los datos, el programa calcula y muestra el número total de

viviendas, el número total de personas a considerar y el total de la demanda en litros

por día.

En segundo lugar, la aplicación desarrollada permite la introducción de cuatro usos

diferentes adicionales, tres de los cuales se pueden seleccionar a través de un menú

desplegable que contiene los usos contemplados en el CTE con su correspondiente

valor de consumo unitario. Una vez seleccionado el uso, el usuario debe introducir el

número de unidades correspondientes a dicho uso. El cuarto uso se deja para elección

libre del usuario de un uso no contemplado en el CTE, si bien deberá tener en cuenta lo

recogido en el párrafo 3 del apartado 3.1.1 de la Sección HE4, del DB HE del CTE, que

establece que para otro usos se tomarán valores contrastados por la experiencia o

recogidos por fuentes de reconocida solvencia.

Figura 17. Ejemplo de datos de consumo de otros usos.

La demanda total que se utilizará en el proceso de cálculo de la instalación será la

suma de las demandas de los diferentes usos, incluyendo el uso residencial.

5.3.4 Demanda energética total

Para el cálculo de la demanda energética, sólo hará falta añadir un dato más a los

introducidos y calculados en los anteriores apartados, y éste es la temperatura de

utilización de ACS. Por defecto, el programa realizará los cálculos para una

temperatura de 60 ºC, que es la temperatura de referencia en el CTE, sin embargo, si el

usuario introduce en el campo habilitado al efecto una temperatura diferente, el cálculo

de la demanda energética se realizará teniendo en cuenta lo establecido en el párrafo 2

del apartado 3.1.1 de la Sección HE4, del DB HE del CTE.

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Figura 18. Ejemplo de cálculo de la demanda energética.

El dato de temperatura del agua fría de la red se toma de las tablas de CENSOLAR

contenidas en la aplicación y varía según la provincia que se seleccione en el apartado 1

de datos de partida.

5.3.5 Cálculo de la producción energética de la instalación de ACS

En este apartado se determinará la superficie de captación a instalar para cumplir

con la contribución solar mínima exigida en el CTE. Para que el programa muestre la

contribución solar mínima exigida, a parte de los datos ya introducidos de provincia y

consumo, el usuario debe introducir un dato más referente al tipo de fuente del sistema

de energía convencional auxiliar. A través de un menú desplegable el usuario puede

elegir entre el tipo “Hidrocarburos” o “Efecto Joule”. Existe un comentario en la celda deenergía de apoyo con una pequeña explicación de los dos tipos de energía.

Figura 19. Selección de la energía de apoyo del sistema convencional auxiliar.

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Una vez conocida la aportación solar a conseguir el usuario debe introducir el

modelo del colector que se utilizará en la instalación a través de un menú desplegable

que ofrece un importante número de modelos de diferentes fabricantes. En cualquier

caso, si el usuario desea introducir un modelo que no se encuentra en el catálogopropuesto por la aplicación, deberá entrar previamente en la hoja de “Colectores”,

donde se encuentran todos los modelos definidos en la aplicación, e introducir el

modelo que desee junto con todos los parámetros necesarios y después podrá

seleccionarlo de la misma manera que los demás en la hoja “Cálculo ACS”.

m2 W/ m2 ºC litrosSalvador Escoda Escosol 2300 2,13 0,71 6,54 1,6Salvador Escoda Escosol 2300 Selectivo 2,13 0,72 4,5 1,6

Salvador Escoda Escosol 2000 1,8 0,7 7 1,7Salvador Escoda Escosol 2500 Selectivo 2,31 0,68 5,1 2,1Salvador Escoda ML 2.4 SH Tinox Horizontal 2,44 0,73 4,3 1,52Salvador Escoda 2.0 Tinox 1,84 0,74 4,5 1,24Salvador Escoda 3.0 Tinox 2,66 0,75 3,5 1,67Salvador Escoda Sol 25 Plus 2,5 0,781 2,838 1,6Salvador Escoda Sol 20 Plus 2 0,781 2,8376 1,5Solahart B 1,87 0,78 3,6 1,3Solahart BT 1,86 0,8 3,6 1,3Solahart L 1,8 0,7 6,8 1,2Solahart M 1,8 0,73 4,9 1,2Conergy F 4000 1,91 0,806 3,125 1,2Conergy F 6000 1,91 0,849 3,656 1,3Conergy P 20K 1,81 0,718 5,136 1,7Ibersolar Standard Plus 2 0,725 5 2Ibersolar Tinox Select Classic 1 2 0,775 3,5 2Ibersolar Tinox Select Classic 2 2,5 0,775 3,5 2,5

COEF. GLOBAL DEPÉRDIDAS

CAPACIDADMARCA Y MODELO DE COLECTOR

SUPERFICIE ÚTIL RENDIMIENTOÓPTICO

Figura 20. Fragmento de la hoja "Colectores" contenida en la aplicación.

En el momento en el que el usuario seleccione un modelo de captador se mostrarán

los parámetros correspondientes a dicho modelo necesarios para el cálculo de la

producción energética de la instalación, es decir, la superficie útil, el rendimiento

óptico y el coeficiente global de pérdidas.

Figura 21. Características de los colectores a instalar.

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Para comenzar el proceso iterativo de cálculo de la contribución solar el usuario

debe introducir a estima un primer valor de partida para la superficie de captación a

través del número de captadores. Además, debe introducir también la relación teórica

entre el volumen de acumulación y el área de captación que, aunque después cambiaráal seleccionar el volumen de acumulación, sirve como aproximación para la

determinación del número de captadores a instalar.

Con estos datos se obtiene la aportación energética de la instalación que hay que

comparar con la contribución solar mínima exigida por el CTE, con el fin de comprobar

que con el número de captadores seleccionados se cumple con la normativa.

Figura 22. Comprobación de la contribución solar.

Los cálculos intermedios de los diferentes parámetros utilizados para calcular la

aportación solar por el método f-Chart se muestran en la aplicación en tablas

mensuales, y por último se muestra la fracción energética anual y un gráfico de la

contribución solar mensual.

Figura 23. Gráfico de la contribución solar.

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En el caso de que no se cumpla con la contribución solar mínima exigida, el usuario

deberá cambiar el número de captadores a instalar, o el modelo de captador elegido o

alguno de los otros datos relevantes en el cálculo de la contribución.

También se debe prestar especial atención a la contribución solar real en cada mes

con el fin de cumplir con lo establecido en el párrafo 4 del apartado 2.1 de la Sección

HE4, del DB HE, del CTE que especifica 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%,

se adoptarán 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)

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 en ese caso entre las labores del contrato de

mantenimiento

d) desvío de los excedentes energéticos a otras aplicaciones existentes.

También en este apartado se muestra el cálculo de las pérdidas por orientación e

inclinación de los captadores. El usuario debe introducir los valores de los ángulos de

inclinación y acimut del grupo de captadores y el caso a considerar de entre los casos

contemplados por el CTE para las pérdidas límite a través de un menú desplegable:

General, superposición o integración arquitectónica. El programa calcula las pérdidas

por orientación e inclinación y el usuario debe introducir lo obtenido según el perfil de

obstáculos para las pérdidas por sombras, de manera que se comprueba que no se

superan los límites en cada tipo de pérdidas ni los límites de pérdidas totales.

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Figura 24. Pérdidas por orientación e inclinación y sombras.

5.3.6 Sistema de acumulación solar

Una vez fijada la superficie de captación de la instalación, el volumen queda

definido por la relación teórica, si bien el usuario podrá seleccionar otro volumen de

acumulación siempre que cumpla con los límites impuestos por el CTE.

El usuario podrá elegir entre un sistema de acumulación centralizada y un sistema

de acumulación distribuida o mixta.

En el caso de que el usuario elija la opción de acumulación centralizada, elprograma muestra los límites, volumen mínimo y volumen máximo, para cumplir con

la relación volumen/área establecida por el CTE. El usuario indicará en el campo

habilitado al efecto el volumen comercial a instalar y el modelo de acumulador.

Figura 25. Ejemplo de acumulación centralizada.

En el caso de que el usuario opte por la opción de acumulación distribuida, lainstalación se llevará a cabo con interacumuladores individuales para cada vivienda.

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Debido a que cada vivienda presenta un consumo diferente en función del número de

dormitorios, se deberá seleccionar un volumen distinto de depósito acumulador para

cada vivienda tipo. El programa muestra, para cada vivienda tipo, el valor de volumen

a instalar calculado según la relación teórica entre el volumen y el área de captación, yademás los límites mínimo y máximo. El usuario deberá indicar el volumen comercial

a instalar, el modelo de interacumulador utilizado, y en caso de que se vaya a instalar

un acumulador colectivo parcial indicar el volumen y el modelo de dicho acumulador.

Figura 26. Ejemplo de acumulación distribuida.

5.3.7 Sistema de intercambio

El usuario podrá elegir entre un intercambiador exterior y un intercambiador

incorporado al acumulador. Para ambos casos, el programa muestra la condición que

debe cumplir según el CTE y el usuario debe introducir en la casilla correspondiente la

potencia del intercambiador instalado o bien la superficie de intercambio del

interacumulador instalado, según corresponda.

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Figura 27. Ejemplo de selección de intercambiador exterior de placas.

Figura 28. Ejemplo de selección de intercambiador incorporado al acumulador.

5.3.8 Circuito hidráulico

El primer paso para dimensionar las tuberías del circuito primario es determinar el

caudal total en dicho circuito, para lo cual el usuario debe introducir el caudal unitario

para el captador seleccionado y el número de captadores o series de captadores

conectados en paralelo. En caso de no disponer del dato de caudal unitario, se debe

introducir como valor estimativo 50 l/h m2.

Figura 29. Ejemplo de cálculo del caudal del circuito primario.

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Una vez obtenido el caudal, el usuario debe introducir el tipo de fluido caloportador

y el material empleado en las tuberías. En cuanto al material, el usuario podrá

seleccionar cobre o acero inoxidable, que son los dos materiales permitidos por el CTE

para el circuito primario. En cuanto al tipo de fluido, deberá ser agua conanticongelante, si bien el usuario tiene la opción de indicar el fluido específico,

debiendo indicar en este caso el factor de pérdidas de carga a considerar y el

coeficiente de dilatación de dicho fluido.

Figura 30. Ejemplo de selección del fluido caloportador y material de las tuberías.

El siguiente paso para calcular las pérdidas de carga del circuito consiste en definir

la configuración de los diferentes tramos. Por medio de la hoja “Circuito hidráulico” el

usuario debe introducir, para cada tramo, el caudal, el diámetro nominal de tubería, la

longitud de tubería recta a considerar y las singularidades del tramo.

Figura 31. Fragmento de la hoja de cálculo "Circuito hidráulico" para cálculo de perdidas de carga en tres tramos.

Una vez rellenada la hoja “Circuito hidráulico” los resultados aparecen en una tabla

en la hoja “Cálculo ACS” con la pérdida de carga total de cada tramo en milímetros de

columna de agua.

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Figura 32. Hoja de perdida de carga del circuito hidráulico.

5.3.8.1 Bomba del circuito primario

Para el cálculo de la potencia de la bomba a instalar, es necesario el caudal total del

circuito y la pérdida de carga total en el tramo más desfavorable del circuito. El caudal

ya fue calculado en el apartado anterior, y la pérdida de carga total es el resultado de la

suma de la pérdida de carga en las tuberías en el tramo más desfavorable, la pérdida

de carga en los captadores correspondientes a dicho tramo y la pérdida de carga en elintercambiador de calor.

El tramo de tuberías más desfavorable se conocerá a partir de la tabla de cálculo de

la pérdida de carga del apartado anterior. El usuario deberá introducir, por tanto, la

pérdida de carga unitaria del captador seleccionado, según el dato del fabricante, y el

número de captadores conectados en serie para el tramo considerado. Por último,

deberá introducir la pérdida de carga del intercambiador de calor.

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Figura 33. Parámetros de selección de la bomba a instalar.

5.3.8.2 Vaso de expansión del circuito primario

El vaso de expansión se define por su volumen, el cual se calcula a partir del

volumen total del circuito y de un factor de presión. El volumen total del circuito

resulta de la suma del volumen contenido en las tuberías, en los captadores y en el

intercambiador de calor.

El programa calcula el volumen contenido en las tuberías a partir de los datos

introducidos en la hoja “circuito hidráulico” de diámetro y longitud de tubería recta, y a

su vez calcula el volumen total de los captadores a partir de la capacidad unitaria del

modelo de captador seleccionado y el número de captadores instalados.

El resto de parámetros deben ser introducidos por el usuario, el volumen contenido

en el intercambiador de calor que será un dato del fabricante, el volumen de reserva y

las presiones absolutas inicial y final.

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Figura 34. Selección del volumen del vaso de expansión.

5.3.9 Hoja de presupuesto

La aplicación presentada en el proyecto dispone de una hoja de cálculo habilitada

para la obtención de un presupuesto, si bien considerando los precios orientativos

expuestos en las bases de datos de los cuatro principales componentes. Para completar

dicho presupuesto el usuario puede introducir en las casillas habilitadas el resto de

componentes, así como el coste del transporte y montaje en obra con el fin de

aproximarse a una elaboración de un presupuesto final de la instalación.

En cuanto a los componentes de los que se conocen sus características a través de la

base de datos, aparecerán automáticamente en la hoja de presupuesto indicando el

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fabricante y modelo del componente, principales características, precio unitario y

cantidad seleccionada según los haya seleccionado el usuario en la hoja “Cálculo ACS”.

En cada hoja de base de datos de los componentes “Colectores”, “Acumuladores”,

“Intercambiadores” y “Grupos de bombeo” existe una columna para el precio de cadamodelo, siendo ésta una base de datos que se puede ampliar y actualizar siempre que

se quiera.

Figura 35. Formato de la hoja de presupuesto.

A través de la utilización de este programa el usuario podrá evaluar

económicamente diferentes opciones para los distintos componentes que se pueden

seleccionar en la instalación. Así, como se verá en el apartado siguiente se puede ir

variando, por ejemplo el modelo de colector a instalar de manera que se con siga una

optimización técnico-económica de la instalación.

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5.4 Caso práctico

5.4.1 Planteamiento del caso

Se desea realizar el proyecto de la instalación solar térmica para producción de ACS

en un edificio de viviendas situado en Madrid. El edificio consta de ocho plantas con

cuatro viviendas por planta y tres dormitorios por vivienda excepto cuatro viviendas

de cuatro dormitorios. El tipo de configuración de la instalación será el de sistema de

acumulación centralizada e intercambiador de placas exterior. Se dispondrá de una

sala acondicionada para la disposición del depósito acumulador. El sistema de energía

convencional auxiliar funcionará con Gas Natural y la temperatura de utilización del

ACS será de 60 ºC. La colocación de los colectores se realizará de tal manera que esténorientados 30º hacia el Suroeste e inclinados 50º respecto a la superficie horizontal.

En cuanto al circuito hidráulico, se utilizará como fluido una mezcla de agua y

anticongelante a base de glicol. Las tuberías serán de cobre y su configuración, en

cuanto a diámetro, longitud y singularidades (codos, válvulas y demás elementos), se

definirá de manera que se minimicen las perdidas de carga en los diferentes tramos a

considerar y la conexión de los captadores se realizará de manera que se conserve el

equilibrado hidráulico del circuito mediante el llamado principio de retorno invertido.

Para el caso propuesto se mostrará la ayuda que proporciona el programa de cálculo

a la hora de dimensionar los diferentes componentes de la instalación, detallando los

pasos a realizar para el caso concreto, a modo de ejemplo.

5.4.2 Introducción de los datos iniciales

El primer paso consiste en introducir en el programa los datos necesarios parapoder comenzar el proceso iterativo de cálculo para la determinación de la superficie

total de captación a instalar. De esta manera, se introduce la provincia de Madrid y se

considera demanda preferente durante todo el año.

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Figura 36. Datos de partida del caso práctico.

En el apartado 2 de Datos de Consumo de ACS, en el tipo de vivienda, se selecciona

vivienda multifamiliar y se introduce el nº de viviendas en las casillas

correspondientes. En este caso 28 viviendas tipo 3 y 4 viviendas tipo 4, lo que

corresponde según el CTE a un total de 136 personas con un consumo unitario de 22

litros al día por persona. Con estos datos, no habiendo previsto ningún uso adicional,

se calcula la demanda total media del edificio en litros al día.

Figura 37. Datos de consumo del caso práctico.

Al tratarse el caso propuesto de ACS a la temperatura de utilización de 60 ºC, con

los datos introducidos hasta el momento se obtiene directamente la demanda

energética mensual del edificio, mostrada en la tabla del apartado 3 del programa.

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Figura 38. Demanda energética del caso práctico.

El último dato a introducir para comenzar el proceso iterativo de cálculo de la

superficie total de captación será el de la fuente energética del sistema convencional

auxiliar con el fin de definir la aportación mínima energética que exige el CTE. En el

caso propuesto se trata de calderas de Gas Natural por lo que se selecciona

“Hidrocarburos”, con lo que resulta que la producción del campo de colectores solares

que se vaya a instalar debe hacer frente como mínimo al 60% de la demanda energética

del edificio.

Figura 39. Contribución solar mínima exigida para el caso práctico.

5.4.3 Dimensionado del campo de colectores

El dimensionado del campo de colectores consiste en determinar la superficie total

de captación que se instalará, por lo que se debe seleccionar un modelo de colector y

determinar la cantidad que se precisa para la instalación. Este proceso de

dimensionado se debe abordar como un proceso iterativo en el que intervienen

numerosas variables, principalmente el rendimiento del modelo seleccionado, la

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superficie total de captación a instalar en relación con la superficie disponible, la

fracción solar mensual y anual obtenida en relación con la exigida por el CTE y,

evidentemente, el precio.

El primer paso del proceso será, por tanto, la elección de un modelo de colector

cuyo coste se encuentre dentro del presupuesto previsto para la instalación, prestando

atención, a su vez, a los parámetros característicos del colector, puesto que, a posteriori,

puede salir más costosa la elección de un modelo económico si, debido a sus

prestaciones, se debe instalar un número muy elevado. Además de la valoración

económica, a la hora de escoger un modelo de colector, se debe tener en cuenta el

rendimiento del mismo y el cumplimiento de la normativa en lo referente a este punto.

Para el presente caso práctico se opta, a priori, por el modelo de Salvador Escoda

Escosol 2300 Selectivo, debido a su precio reducido frente a sus aceptables prestaciones

que suponen un rendimiento medio anual de 46,44%.

Una vez seleccionado el modelo, se procede a determinar la cantidad de colectores

que formarán el campo de captación. Para lo cual se introduce un valor inicial a estima

del número de captadores y de la relación entre el volumen de acumulación y el área

de captación, que suele ser habitualmente de 75 l/m2. Esta relación variará

posteriormente en función del volumen del depósito acumulador que se instale, con lo

que cambiará la fracción solar aportada, si bien esta variación suele ser pequeña.

Como ejemplo, para el modelo seleccionado, se introduce como valor inicial 18

colectores y se comprueba si la fracción solar anual obtenida para dicho valor de

superficie de captación es superior a la contribución solar mínima exigida por el CTE y

si existe algún mes en el cual la energía producida supera a la demanda

correspondiente a dicho mes. Para dicho valor, la fracción solar es inferior a la exigida,

con lo que se debe aumentar el número de captadores.

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Figura 40. Primera iteración para el dimensionado de los colectores del caso práctico.

Se opta, por lo tanto, por 20 colectores del modelo seleccionado, con lo que se

obtiene una contribución solar anual superior a la exigida.

Figura 41. Opción nº1 para el campo de captadores a instalar en el caso práctico.

La opción escogida a priori resultaría:

20 Colectores Salvador Escoda Escosol 2300 Selectivo

Rendimiento medio anual 46,44%

Superficie total de captación 42,6 m2

Coste total 9.700 €

Sin embargo, a modo de ejemplo práctico, se supone en el caso propuesto que el

usuario, tras realizar un estudio detallado de la situación, llega a la conclusión de que

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no se dispone del espacio físico en el edificio para la ubicación de tal superficie de

captación, con lo que se ve obligado a buscar otra opción en la que se reduzca

sensiblemente la superficie total de captación.

Para plantear una nueva opción que cumpla la contribución solar mínima, se vuelve

a seleccionar un modelo de colector, en este caso, con mejor prestaciones que conduzca

a una disminución de la superficie de captación sin que ello suponga un aumento

excesivo del presupuesto. Para el modelo seleccionado, Enertres PS2402, se realiza el

mismo proceso iterativo que nos determina el número de colectores a instalar que

produzca la aportación solar mínima exigida por el CTE.

Figura 42. Opción nº2 para el campo de captadores a instalar en el caso práctico.

La opción finalmente planteada sería:

16 Colectores Enertres PS 2402

Rendimiento medio anual 62,09%

Superficie total de captación 38,4 m2

Coste total 11.792 €

Se puede observar como se consigue reducir la superficie útil de captación y, a su

vez, el número de colectores a instalar.

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Por último, para aceptar como válida la opción escogida, es necesario prestar

especial atención a la contribución solar en cada mes. En el gráfico de Contribución

Solar se puede observar que, en el caso concreto, no existe ningún mes del año en que

la aportación solar supere a la demanda energética de dicho mes.

Figura 43. Gráfico de contribución solar de la opción escogida en el caso práctico.

En este apartado se comprueba también que no se superan los límites establecidos

por el CTE para las pérdidas por la disposición de los colectores, para el caso general ylos ángulos indicados en el planteamiento del caso.

Figura 44. Pérdidas por la disposición de los colectores del caso práctico.

5.4.4 Sistema de acumulación y sistema de intercambio

El sistema de acumulación en el caso propuesto se dispone en configuración de

acumulación centralizada. En el programa se selecciona la opción de “Acumulación

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centralizada” y se introducen los datos de volumen de acumulación a instalar. En este

caso se toma como solución la instalación de tres acumuladores de mil litros de

capacidad cada uno, lo cual se aproxima al volumen teórico de cálculo.

Figura 45. Sistema de acumulación centralizada del caso práctico.

El sistema de intercambio estará compuesto por un intercambiador de placas

exterior de 31 kW de potencia.

Figura 46. Intercambiador exterior de placas del caso práctico.

5.4.5 Dimensionado del circuito hidráulico

En el dimensionado del circuito hidráulico se definirán diferentes componentes

necesarios para el correcto funcionamiento de la instalación, como son la configuración

de las tuberías y su sección, la forma de conexionado de los captadores, los parámetros

característicos del grupo de bombeo y el volumen del depósito de expansión. Para

dimensionar estos componentes, es importante considerar el sistema como un

conjunto.

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El primer parámetro a determinar es el caudal total del circuito, para lo cual,

habitualmente, se toma como referencia el caudal unitario de un colector, en l/hm2,

dato que se recoge en las especificaciones técnicas del modelo de colector seleccionado.

Una vez conocido este dato, sólo falta determinar el número de captadores o series decaptadores que se conectarán en paralelo, puesto que a efectos de cálculo de caudal los

captadores conectados en serie se consideran como un único captador. Para el caso

propuesto, el caudal unitario del modelo de colector seleccionado es de 50 l/hm2, y

debido a que la superficie útil de un colector es de 2,4 m2 sólo se podrán conectar en

serie dos colectores para la zona climática IV en la que se encuentra la instalación, de

manera que la configuración del campo de colectores consistirá en 8 grupos de

colectores conectados en paralelo con grupos de 2 colectores conectados en serie. Elcaudal total resulta, por lo tanto, 960 l/h.

Figura 47. Caudal del circuito primario del caso práctico.

Una vez obtenido el caudal total del circuito se selecciona el fluido caloportador,

agua con anticongelante, y cobre como material para las tuberías. Con estos datos se

puede comenzar a realizar el dimensionado de los diferentes tramos de tuberías en la

hoja “Circuito hidráulico”. Para ello, se debe estudiar la disposición de las tuberías en

cuanto al conexionado de los captadores mediante retorno invertido, a fin de conocer la

longitud, el caudal y las singularidades de cada tramo.

Una vez estudiada la disposición del circuito la hoja de pérdida de carga quedaría

de la siguiente manera:

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Figura 48. Cálculo de la pérdida de carga del caso práctico.

Seleccionados los tramos del circuito más desfavorable, es decir, el de mayor

recorrido y por lo tanto mayor pérdida de carga, para determinar los parámetros de la

bomba a instalar sólo quedaría introducir la pérdida de carga unitaria del captador,

puesto que la pérdida de carga del intercambiador aparece automáticamente al

seleccionar el modelo de intercambiador exterior.

Figura 49. Parámetros de selección de la bomba del circuito primario para el caso práctico.

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En cuanto al vaso de expansión, el volumen de fluido contenido en las tuberías del

circuito y en los captadores queda determinado automáticamente. El dato de volumen

contenido en el intercambiador de calor se debe recoger del catálogo del fabricante, en

este caso se considera 7,5 litros. Como volumen de reserva se estiman 3 litros.

Por último, se han de determinar las presiones absolutas inicial y final, para lo cual

en este caso se estima una presión inicial resultado de la suma de 0,5 kg/cm2 de

presión de llenado, 1 kg/cm2 de la presión atmosférica y 0,5 kg/cm2 de presión estática

por la diferencia de cota entre el vaso de expansión y el punto más alto de la

instalación. Para la presión absoluta final se considera que se instala una válvula de

seguridad tarada a 10 bar.

Con todos estos datos, el volumen del vaso de expansión a instalar debe ser al

menos de 11,36 litros.

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Figura 50. Dimensionado del vaso de expansión del caso práctico.

5.4.6 Presupuesto de la instalación

Finalmente en la hoja de cálculo “Presupuesto” se presenta un presupuesto con los

componentes básicos de la instalación que se hayan ido seleccionando durante el

proceso de cálculo y dimensionado de la instalación.

Para el caso práctico propuesto, a parte de los precios de los principales

componentes que aparecen automáticamente en la hoja, se estiman el precio del resto

de los componentes de la instalación así como el montaje en obra.

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De esta manera se introduce en la hoja de presupuesto inicial datos de los metros de

tubería, de los componentes de regulación y control, del vaso de expansión y un precio

unitario estimado del transporte y montaje en obra en relación a los m2 de superficie

colectora instalada.

Figura 51. Presupuesto de la instalación del caso práctico.

Como referencia para estos datos se supone un precio unitario del total de la

instalación de 900 €/m2 de superficie colectora instalada, dato contrastado por la

experiencia de los principales fabricantes e instaladores en España.

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6Conclusiones

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6 Conclusiones 98

6 Conclusiones

6.1 Introducción

El aprovechamiento de la energía solar en España está muy por debajo de las

posibilidades que ofrecen las privilegiadas condiciones climatológicas y de radiación

que se dan en la península Ibérica.

Según el plan de Energías Renovables de 2005-2010 establecido por el Gobierno el

objetivo para 2010 es llegar a los 5.000.000 m2 de superficie de captación instalada. Para

cumplir este objetivo, se puso en vigor el nuevo Código Técnico de la Edificación enseptiembre de 2006, que en la Sección HE 4, del DB HE, obliga a establecer una

contribución mínima de energía solar en edificios de nueva construcción y

rehabilitación de edificios existentes de cualquier uso en los que exista una demanda

de ACS.

Todo esto supone un gran incremento en el desarrollo de proyectos de instalaciones

de energía solar térmica para producción de ACS. El presente proyecto presenta una

aplicación informática que sirve como herramienta útil para ingenieros, técnicos y

arquitectos para agilizar el proceso de diseño de este tipo de instalaciones y ayudar a

optimizar técnica y económicamente los componentes de la instalación.

6.2 Conclusiones sobre la metodología y los resultados

La metodología empleada en el desarrollo del programa supone una alta fiabilidad

en la obtención de los resultados puesto que los métodos de cálculo implementados se

fundamentan en la documentación existente proporcionada por entidades de

contrastada experiencia en el campo de la energía solar, como lo son CENSOLAR,

IDAE y el CTE.

En el Anexo A se presentan las tablas de radiación y temperatura por provincias

publicadas por CENSOLAR y empleadas en la ejecución del programa, que son las que

recomienda utilizar el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Térmicas de

Baja Temperatura del IDAE.

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6 Conclusiones 99

De la misma manera, para el cálculo de la radiación incidente sobre una superficie

inclinada un determinado ángulo se utilizan las tablas de factor de corrección

publicadas por CENSOLAR y expuestas en el anexo A del presente proyecto.

En cuanto al método de cálculo empleado para la determinación de la producción

energética del campo de captadores, el método f-Chart, es el aconsejado en el Pliego de

Condiciones Técnicas de Instalaciones Solares Térmicas de Baja Temperatura, del

IDAE, y además cumple con lo especificado en el apartado 3.3.1 de la Sección HE4, del

DB HE del CTE.

Para el cálculo de la pérdida de carga se utiliza la ecuación de Flamant, empleada

habitualmente en las instalaciones de agua interiores, y aplicable al circuito hidráulicoprimario de la instalación solar multiplicando por un factor de 1,3 para tener en cuenta

la viscosidad del fluido caloportador obtenido mediante mezcla de agua y

anticongelante a base de glicol.

Los resultados obtenidos en el programa en cuanto a las características técnicas de

los componentes de la instalación y las selecciones de los modelos a instalar por parte

del usuario se comparan con las limitaciones impuestas por el CTE.

Con el fin de obtener una superficie de captación adecuada para las condiciones del

edificio en el que se desea realizar la instalación, la contribución solar aportada por la

solución adoptada se compara con la contribución solar mínima exigida por el CTE. A

su vez, se comprueba que las pérdidas obtenidas por la orientación e inclinación del

grupo de captadores no superan los límites establecidos.

De la misma manera, para el resto de los componentes principales de la instalación,

se comprueba que cumplen con la normativa aplicable en cada caso. Así, para el

sistema de acumulación, se verifican los límites en cuanto al volumen del depósito

acumulador. Para el sistema de intercambio, se comprueba la potencia del

intercambiador instalado o la superficie de intercambio, dependiendo de si se trata de

un intercambiador exterior o incorporado al acumulador.

Con el desarrollo de este programa se pretende conseguir una herramienta de fácil

manejo para el usuario, con lo que se pueden nombrar las distintas ventajas de dicha

aplicación:

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6 Conclusiones 100

Cómodo acceso a los valores de las tablas de datos provinciales de latitud,

temperatura, radiación y demás datos relevantes para el cálculo de una

instalación solar térmica.

Simplicidad y fácil manejo de la aplicación.

Permanente comprobación de los resultados obtenidos con el cumplimiento de la

normativa aplicable en cada caso según el CTE para asegurar la validez de la

instalación.

Base de datos de características técnicas y precios orientativos de los principales

componentes de la instalación, ampliable y modificable en todo momento por el

usuario.

Presentación de una hoja que puede servir como base para la elaboración de un

presupuesto de la instalación.

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7Bibliografía

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7 Bibliografía 102

7 Bibliografía

[CENS03] Centro de Estudios de la Energía Solar., “Instalaciones de Energía Solar.Sistemas de aprovechamiento térmico (Tomos I, II, III y IV)”, Editorial

PROGENSA, Sevilla. Tercera Edición 2003.

[PERE06] Pereda, P., “Proyecto y Cálculo de Instalaciones Solares Térmicas” Guía de

Asistencia Técnica 17, Coam, Madrid, Noviembre 2006.

[HERV04] Hervo, C., “Microsoft Office Excel 2003” Colección Ofimática Profesional,

Ediciones ENI, Barcelona, Enero 2004.

[IDAE02] I.D.A.E., “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Baja

Temperatura”, Revisión 2002.

[CTE06] Ministerio de Vivienda, “Código Técnico de la edificación, Sección HE4”,

2006.

[PER05] Plan de Energías Renovables 2005-2010.

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Anexos

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ATablas de condiciones climáticas

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A Tablas de condiciones climáticas 105

A Tablas de condiciones climáticas

A.1 Introducción

En el presente anexo se reúnen el conjunto de tablas que contienen los datos de

partida necesarios para los cálculos de la instalación solar y que se encuentran en la

base de datos de la aplicación desarrollada.

Estas tablas han sido especialmente elaboradas por CENSOLAR para los fines

específicos a que van destinadas, partiendo de datos suministrados por diferentes

fuentes y efectuando diversas contrastaciones.

El Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Térmicas de Baja Temperatura

del IDEA recomienda, a falta de otros datos, el uso de estas tablas, recogidas en los

Anexos IV y X del mencionado Pliego.

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A.2 Temperatura ambiente media diaria

Esta tabla representa, para cada provincia y para cada mes, la temperatura ambiente

media diaria durante las horas de sol, en ºC.

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A.3 Temperatura media del agua de la red

Esta tabla representa, para cada provincia y para cada mes, la temperatura media

del agua de la red general en ºC.

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A.4 Radiación promedio

Esta tabla representa, para cada provincia, el valor de la energía en Mega julios que

incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio de cada mes.

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A.5 Datos geográficos de provincia

Esta tabla representa la latitud geográfica de las capitales de provincia y la zona

climática a considerar en los cálculos según el CTE.

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A.6 Factor de corrección k para superficies inclinadas

Estas tablas representan el cociente entre la energía total incidente en un día sobre

una superficie orientada hacia el Ecuador e inclinada un determinado ángulo, y otra

horizontal. En este proyecto se presentan las tablas correspondientes a las latitudes de

posible uso en España. Fuente: CENSOLAR.

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