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Radiación solar y su aprovechamiento energético Miguel Pareja Aparicio

Colección Nuevas energías

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Índice general

Título: Radiación solar y su aprovechamiento energético Autor: © 2010 Miguel Pareja Aparicio Diseño cubierta: OENE DISSENY Editorial: © 2010 MARCOMBO S.A. Gran Via de les Corts Catalanes 594 08007 Barcelona (España)

Quedan rigurosamente prohibidas, sin la autorización escrita de los titulares del copyright, bajo las sanciones establecidas en las leyes, la reproducción total o parcial de esta obra por cualquier medio o procedimiento, incluidos la reprografía y el tratamiento informático, así como la distribución de ejemplares mediante alquiler o préstamo públicos. ISBN: 978-84-267-1559-3 Impreso en D.L.: Printed in Spain

PRÓLOGO

Con el nuevo código técnico de la edificación y los planes sobre energías renovables, el interés por este tipo de energías ha ido en aumento.

En particular la energía solar es una fuente inagotable y limpia, que igual al ritmo de consumo energético actual (en cierto grado excesivo) puede ser limitado (debido al gasto económico), pero que permite a un primer paso ayudarnos a la contribución de energía para la climatización y calefacción, así como el consumo de agua caliente proporcionando una reducción de la energía necesaria para su uso (reducción del gasto económico diario y reducción de la emisión a la atmósfera de CO 2), también nos proporciona energía eléctrica para iluminarlos y para el suministro de cualquier vivienda (aunque a mayor tamaño y en función del lugar de la instalación variará su precio). Además sumándole conceptos como ahorro energético (no gastar más energía de la necesaria), proporciona un mayor desarrollo sostenible. Pero volviendo al tema concreto de la obra que tiene en sus manos y respondiendo a la pregunta: ¿Qué es lo que puede encontrar en esta obra? Esta pregunta me la realice cuando inicie la escritura de la misma, partiendo de: a quién va dirigida, posibles conocimientos técnicos de quién se adentra en este campo, si le interesa más el tema fotovoltaico o térmico, etc. Así pues le tengo que decir que no necesita conocimientos anteriores sobre energía solar, por ello se incluyen a modo de introducción el capítulo 2 para solar fotovoltaica y el capítulo 5 sobre solar térmica, así como el primer capítulo que sirve de nexo de unión y que le da título a la obra. Del mismo modo también se ha pensado en técnicos que tengan formación y deseen ampliar conocimientos sobre energía solar, por ejemplo que tengan formación en energía fotovoltaica, que deseen recordar conceptos, y adentrarse en el campo de la energía solar térmica, o viceversa. También se ha pretendido que los conceptos puramente teóricos, se desarrollen de forma lo más clara y práctica posible, incluyendo múltiples ilustraciones que faciliten la tarea de compresión. Además se incluyen de forma general los métodos y procesos de cálculo, además de incluir varias aplicaciones informáticas (así como se pueden obtener y su uso general). Así como la descripción de cada uno de los componentes que forman la instalación y la forma de elegirlos. Resumiendo se encuentra una obra en donde se ha incluido los aspectos generales de uso, elección y diseño de instalaciones solares, tanto fotovoltaicas como térmicas. En esta obra se parte de los conceptos sobre radiación solar para describir los sistemas de captación de energía solar fotovoltaica y térmica. Se ha estructurado mediante un sistema de conocimiento progresivo y que permite la lectura secuencial de conceptos para los que partan de un conocimiento nulo sobre el tema o tengan conceptos básicos sobre energía fotovoltaica o térmica, siendo dedicado un primer capítulo a conceptos generales aplicables a ambas energías, los siguientes capítulos (del 2 al 4 para 3

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

solar fotovoltaica y 5 al 7 para solar térmica) se dedican en particularizar en su aprovechamiento práctico y real. Finalmente se incluye el capítulo 8 con la aplicación y obligación de la instalación de sistemas solares según el Código Técnico de la Edificación (CTE). Continuando con la finalidad didáctica de la obra se incluye el capítulo 9 con información sobre aplicaciones de cálculo que facilitan en gran medida el proceso de dimensionado solar. Se completa la obra incluyendo al final unos apéndices con tablas y valores que son necesarios en los procesos de cálculo y dimensionado de las instalaciones solares, además de una serie de direcciones de internet para la obtención de información.

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Índice Prólogo .......................................................................................................................................... 3 Capítulo 1 .................................................................................................................................... 13 La radiación solar ........................................................................................................................ 13 1.1.- Introducción .................................................................................................................... 14 1.2.- El sol ................................................................................................................................ 14 1.3.- La radiación solar ............................................................................................................ 14 1.4.- Constante solar ............................................................................................................... 15 1.5.- Unidades de radiación solar............................................................................................ 16 1.6.- Posición solar .................................................................................................................. 16 1.7.- Los captadores y su colocación ....................................................................................... 18 1.8.- Tablas de radiación. ........................................................................................................ 21 1.9.- Valores de irradiación ..................................................................................................... 26 1.10.- Instrumentos de medida ............................................................................................... 26 1.11.- Distribución y reparto de radiación solar ..................................................................... 29 1.12.- Horas de pico solar........................................................................................................ 32 1.13.- Efecto de sombra .......................................................................................................... 34 1.14.- Distancia entre captadores ........................................................................................... 34 1.15.- Pérdidas por orientación e inclinación ......................................................................... 36 1.16.- Pérdidas por sombras ................................................................................................... 38 Capítulo 2 .................................................................................................................................... 45 Energía fotovoltaica .................................................................................................................... 45 2.1.- Efecto fotoeléctrico......................................................................................................... 46 2.2.- Célula fotovoltaica .......................................................................................................... 49 2.3.- Características célula fotovoltaica .................................................................................. 52 2.4.- Módulo fotovoltaico ....................................................................................................... 54 2.5.- Partes de un módulo fotovoltaico .................................................................................. 55 2.6.- Asociación de módulos fotovoltaicos ............................................................................. 57 2.7.- Efectos de irradiación y temperatura ............................................................................. 61 2.8.- Aplicaciones de la Energía fotovoltaica .......................................................................... 64 Capítulo 3 .................................................................................................................................... 65 Fotovoltaica conectada a la red .................................................................................................. 65 3.1.-Introducción. .................................................................................................................... 66

3.2.- Componentes .................................................................................................................. 66 3.3.- Inversor ........................................................................................................................... 67 3.3.1.- Características .......................................................................................................... 67 3.3.2.- Principio de funcionamiento .................................................................................... 68 3.3.3.- Monitorización ......................................................................................................... 70 3.3.4.- Interconexión de inversores .................................................................................... 71 3.4.- Cuadro de contadores ..................................................................................................... 72 3.5.- Elementos de protección ................................................................................................ 75 3.6.- Cableado ......................................................................................................................... 78 3.7.- Instalación de toma de tierra .......................................................................................... 79 3.8.- Esquema general ............................................................................................................. 80 3.9.- Instalaciones mixtas ........................................................................................................ 81 3.10.- Integración arquitectónica ............................................................................................ 81 3.11.- Seguidores solares ........................................................................................................ 84 3.12.- Huertos solares ............................................................................................................. 86 3.13.- Proceso general de cálculo ........................................................................................... 86 3.13.1.- Pasos a seguir ......................................................................................................... 86 3.13.2.- Potencia del campo generador .............................................................................. 87 3.13.3.- Número de módulos fotovoltaicos ........................................................................ 88 3.13.4.- Con varios inversores ............................................................................................. 89 3.14.- Cálculo de la producción anual ..................................................................................... 90 3.14.1.- Opciones PVGIS ...................................................................................................... 90 3.14.2.- Visualización de resultados .................................................................................... 93 3.15.- Análisis económico........................................................................................................ 94 3.15.1.- Introducción ........................................................................................................... 94 3.15.2.- Tarifa y legislación vigente ..................................................................................... 94 3.15.3.- Gastos adicionales.................................................................................................. 98 3.16.- Legalizar instalación conectada a la red ....................................................................... 98 3.17.- Características documentación ................................................................................... 100 3.17.1.- Redacción de Documento Básico ......................................................................... 100 3.17.2.- Solicitud del punto de conexión........................................................................... 101 3.17.3.- Redacción del Documento Técnico Definitivo ...................................................... 101 3.17.4.- Solicitud inscripción en el registro de pre-registro de retribución ...................... 101 3.17.5.- Inclusión en el Régimen Especial ......................................................................... 102

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3.18.- Realización del montaje de la instalación ................................................................... 102 Capítulo 4 .................................................................................................................................. 103 Fotovoltaica aislada de la red.................................................................................................... 103 4.1.-Introducción ................................................................................................................... 104 4.2.- Componentes ................................................................................................................ 106 4.3.- Batería ........................................................................................................................... 106 4.3.1.- Baterías de plomo-ácido ........................................................................................ 106 4.3.2.- Baterías níquel-cadmio .......................................................................................... 109 4.3.3 Características técnicas ............................................................................................ 109 4.3.4.- Asociación de baterías ........................................................................................... 112 4.4.- Regulador ...................................................................................................................... 114 4.4.1.- Funcionamiento ..................................................................................................... 114 4.4.2.- Regulador serie ...................................................................................................... 115 4.4.3.- Regulador paralelo ................................................................................................. 116 4.4.4.- Datos equipo comercial ......................................................................................... 117 4.5.- Convertidor ................................................................................................................... 118 4.5.1.- Funcionamiento ..................................................................................................... 118 4.5.2.- Rendimiento ........................................................................................................... 119 4.5.3.- Equipos actuales .................................................................................................... 119 4.5.4.- Convertidor dc-dc diferentes niveles de tensión ................................................... 120 4.5.4.- Convertidor dc-dc punto máximo de potencia ...................................................... 121 4.6.- Suministro ..................................................................................................................... 123 4.7.- Proceso de cálculo ........................................................................................................ 125 4.7.1.- Potencia máxima .................................................................................................... 126 4.7.2.- Cálculo consumo máximo ...................................................................................... 127 4.7.3.- Cálculo del número de módulos fotovoltaicos ...................................................... 129 4.7.4.- Capacidad del acumulador..................................................................................... 130 4.8.- Instalación en tensión continua de 12/24/48 ............................................................... 130 4.9.- Instalación en tensión continua (12/24/48) y alterna (230 V y 50 Hz) ......................... 131 4.10.- Instalación en tensión alterna (230 V y 50 Hz) ........................................................... 132 4.11.- La elección de las baterías .......................................................................................... 133 4.12.- Cálculo de la sección del cable .................................................................................... 135 4.13.- Elección del regulador................................................................................................. 136 4.14.- Instalaciones domésticas ............................................................................................ 139 7

4.15.- Instalación híbrida ....................................................................................................... 141 4.16.- Instalación bombeo de agua ................................................................................... 143 4.17.- Instalaciones móviles .................................................................................................. 146 4.18.- Instalaciones de señalización y alumbrado................................................................. 146 4.19.- Legalizar instalación .................................................................................................... 147 Capítulo 5 .................................................................................................................................. 149 Energía solar térmica................................................................................................................. 149 5.1.-Introducción ................................................................................................................... 150 5.1.1.- Principio de funcionamiento .................................................................................. 150 5.1.2.- Tipos de instalaciones según temperatura ............................................................ 151 5.1.3.- Principales aplicaciones ......................................................................................... 151 5.2.- Panel solar ..................................................................................................................... 151 5.2.1.- Panel plano............................................................................................................. 152 5.2.2.- Panel de tubo de vacío (heat Pipe) ........................................................................ 153 5.2.3.- Panel parabólico compuesto (CPC) ........................................................................ 157 5.2.4.- Comparación colectores ........................................................................................ 158 5.2.5.- Instalación .............................................................................................................. 158 5.3.- Características de los colectores ................................................................................... 159 5.4.- Asociación en serie y paralelo ....................................................................................... 161 5.5.- Componentes básicos de una instalación ..................................................................... 166 5.6.- Fluido de trabajo ........................................................................................................... 168 5.7.- Circulación natural ........................................................................................................ 170 5.8.- Circulación forzada........................................................................................................ 172 5.9.- Pruebas y documentación............................................................................................. 174 5.10.- Prevención de la legionelosis ...................................................................................... 175 Capítulo 6 .................................................................................................................................. 179 Agua Caliente Sanitaria ............................................................................................................. 179 6.1.-Introducción ................................................................................................................... 180 6.2.- Componentes ................................................................................................................ 182 6.3.- Acumulador ................................................................................................................... 182 6.4.- Intercambiador ............................................................................................................. 188 6.5.- Circuito hidráulico ......................................................................................................... 190 6.5.1.- Tuberías.................................................................................................................. 190 6.5.2.- Bombas................................................................................................................... 193

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6.5.3.- Vasos de expansión ................................................................................................ 193 5.4.- Válvulas ..................................................................................................................... 194 6.6.- Control de temperatura ................................................................................................ 196 6.7.- Cálculos instalación ACS ................................................................................................ 200 6.7.1.- Consideraciones previas ........................................................................................ 200 6.7.2. Situación geográfica y energía captada................................................................... 201 6.7.3.- Consumo demandado ............................................................................................ 202 6.7.4.- Energía demandada ............................................................................................... 202 6.8.- Dimensionado y cálculos............................................................................................... 203 6.8.1.- Cálculo del área de captación ................................................................................ 203 6.8.2.- Volumen del acumulador ....................................................................................... 204 6.8.3.- Elección del intercambiador .................................................................................. 204 6.8.4.- Tuberías y bomba de circulación ........................................................................... 205 6.8.5.- Vaso de expansión ................................................................................................. 205 Capítulo 7 .................................................................................................................................. 207 Calefacción y climatización ....................................................................................................... 207 7.1.- Introducción .................................................................................................................. 208 7.2.-Sistemas de calefacción ................................................................................................. 208 7.3.- Aerotermos ................................................................................................................... 209 7.3.1.- Introducción ........................................................................................................... 209 7.3.2.- Criterios de selección ............................................................................................. 211 7.3.3.- Instalación .............................................................................................................. 213 7.4.- Calefacción por aire ...................................................................................................... 214 7.4.1.- Introducción ........................................................................................................... 214 7.4.2.- Funcionamiento panel de aire ............................................................................... 215 7.4.3.- Acumulador de grava ............................................................................................. 216 7.4.4.- Interconexionado con sistemas convencionales ................................................... 216 7.5.- Radiador o convector .................................................................................................... 217 7.6.- Suelo radiante ............................................................................................................... 218 7.6.1.- Introducción ........................................................................................................... 218 7.6.2.- Funcionamiento ..................................................................................................... 219 7.6.3. Estructura y distribución ......................................................................................... 220 7.6.4.- Instalación: colectores ........................................................................................... 224 7.7.- Climatización de piscinas por solar térmica .................................................................. 225 9

7.7.1.- Introducción ........................................................................................................... 225 7.7.2.- Funcionamiento ..................................................................................................... 226 7.7.3.- Demanda energética .............................................................................................. 230 Capítulo 8 .................................................................................................................................. 233 Código técnico de edificación ................................................................................................... 233 8.1.- El nuevo CTE .................................................................................................................. 234 8.2. Código técnico de la edificación y energía solar ............................................................ 234 8.3.- Solar térmica y CTE ....................................................................................................... 236 8.3.1.- Contribución solar mínima energía térmica .......................................................... 236 8.3.2.- Cálculo de la demanda ........................................................................................... 238 8.3.3.- Zonas climáticas ..................................................................................................... 240 8.3.4.- Consideraciones generales de las instalaciones .................................................... 240 8.3.5.- Criterios generales de cálculo ................................................................................ 242 8.3.6.- Componentes......................................................................................................... 246 8.3.7.- Pérdidas por inclinación y orientación, y sombreado ............................................ 249 8.3.8.- Mantenimiento ...................................................................................................... 249 8.4.- Solar fotovoltaica y CTE................................................................................................. 252 8.4.1.- Contribución mínima de energía fotovoltaica ....................................................... 252 8.4.2.- Potencia a instalar .................................................................................................. 253 8.4.3.- Zonas climáticas ..................................................................................................... 255 8.4.4.- Condiciones generales ........................................................................................... 255 8.4.5.- Criterios generales de cálculo ................................................................................ 255 8.4.6.- Perdidas por inclinación y orientación, y sombreado ............................................ 256 8.4.7.- Mantenimiento ...................................................................................................... 256 8.5.- ¿Es obligatorio instalar energía solar? .......................................................................... 257 Capítulo 9 .................................................................................................................................. 259 Software de cálculo ................................................................................................................... 259 9.1.- Introducción .................................................................................................................. 260 9.2.- Fv-Expert ....................................................................................................................... 260 9.2.1.- Introducción ........................................................................................................... 260 9.2.2.- Funcionamiento general ........................................................................................ 261 9.2.3.- Secciones del programa ......................................................................................... 262 9.2.4.- Limitaciones de la edición básica ........................................................................... 263 9.2.5.- Requisitos de la aplicación ..................................................................................... 263 9.2.6.- Instalación de la aplicación .................................................................................... 263 10

9.2.7.- Fv-Expert: análisis económico ................................................................................ 265 9.2.8.- Fv-Expert: dimensionado aislada ........................................................................... 268 9.2.9.- Fv-Expert: cálculo de sección ................................................................................. 270 9.3.- Hoja de cálculo: Pv Sys Calc .......................................................................................... 271 9.3.1.- Introducción ........................................................................................................... 271 9.3.2.- Funciones ............................................................................................................... 272 9.3.3.- Función de las diferentes hojas ............................................................................. 273 9.3.4.- Modo de cálculo ..................................................................................................... 275 9.4.- Ecosol ............................................................................................................................ 275 9.4.1.- Introduccción ......................................................................................................... 275 9.4.2.- Funcionamiento general ........................................................................................ 277 9.4.2.- Asistente dimensionado instalación ...................................................................... 277 9.5.- Buderus ......................................................................................................................... 279 9.5.1.- Introducción ........................................................................................................... 279 9.5.2.- Funcionamiento ..................................................................................................... 281 9.5.3.- Mostrar resultados de la instalación...................................................................... 283 9.6.- Ejemplos cálculo Entidades Energéticas de Comunidades autónomas ........................ 283 9.6.1.- Introducción ........................................................................................................... 283 9.6.2.-Hoja de cálculo ........................................................................................................ 283 9.6.3.-ACSOL ...................................................................................................................... 285 9.6.4.- Software EREN ....................................................................................................... 287 Apéndice.................................................................................................................................... 289 Tabla de valores de irradiación en MJ/m2................................................................................. 289 Apéndice 2................................................................................................................................. 293 Tabla de valores Irradiación en kwh/m2 ................................................................................... 293 Apéndice 3................................................................................................................................. 297 Tabla de valores anuales: HPS ................................................................................................... 297 Apéndice 4................................................................................................................................. 303 Temperatura media del agua de la red general ........................................................................ 303 Apéndice 5................................................................................................................................. 309 Latitud ....................................................................................................................................... 309 Apéndice 6................................................................................................................................. 313 Direcciones Web ....................................................................................................................... 313

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CAPÍTULO 1 LA RADIACIÓN SOLAR

1.1 Introducción La energía proveniente del sol, se denomina energía solar, aunque se conoce como radiación solar. La radiación solar, que recibe la tierra es del orden de 1,5 kilovatios (kW) por hora, esto se podría traducir en un suministro de energía capaz de soportar el consumo mundial. Ante estos datos, se podría decir que se dispone de una fuente de energía con un enorme potencial, además se trata de una energía renovable. Pero a la hora de trabajar con dicha fuente de energía aparecen inconvenientes, como: la forma de captación, de almacenaje; además de presentar variaciones debido a las condiciones: meteorológicas, ambientas y geográficas.

1.2 El sol El sol es una inmensa fuente de energía inagotable con un diámetro de 1,39·109 metros (m) situado a la distancia media de 1,5·1011m respecto de la Tierra. Se trata de una estrella que ilumina y calienta la Tierra, se comporta como un reactor nuclear de fusión. Tiene una temperatura media de 5500ºC, en cuyo interior tienen lugar una serie de reacciones que producen una pérdida de masa que se transforma en energía. Dicha energía se distribuye como radiación electromagnética, de unos 5.4·1024 julios (J). A la radiación electromagnética se le denomina radiación solar.

1.3 La radiación solar La radiación solar emitida por el sol, llega a la atmósfera de la Tierra considerablemente debilitada (aproximadamente 1360 vatios por metro cuadrado-W/m2-), debido a la distancia entre el Sol y la Tierra. Después dicha radiación sufre una atenuación debido a la capa atmosférica, por lo que la radiación en la superficie terrestre es de aproximadamente 1000 W/m2. Se distinguen tres tipos de radiación solar en función de cómo inciden los rayos del sol sobre la Tierra: 

Directa: es la recibida desde el Sol sin que se desvíe en su paso por la atmósfera.



Difusa: es la que sufre cambios en su dirección principalmente debidos a la reflexión y difusión en la atmósfera.



Albedo o reflejada: es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión en el suelo u otras superficies próximas.

De entre los tres tipos la radiación directa es la mayor y más importante en las aplicaciones fotovoltaicas y fototérmicas. Aunque en días nublosos (por cuestiones meteorológicas) en las cuales no se recibe radiación directa (o debido a otro obstáculo), se continua recibiendo radiación solar sobre la 14

superficie debido a la radiación difusa. A dichos días se les denomina días de poca radiación solar. En consecuencia la radiación solar total, será la suma de todos los tipos de radiaciones: Radiación Total = Radiación directa + Radiación difusa + Radiación de albedo

Comentar que debido a las propiedades direccionales de la radiación, en consecuencia el valor de la radiación difusa dependerá del ángulo (debido a factores geográficos) de los sistemas de captación utilizados. También dependerá de la naturaleza del suelo, por ejemplo en la nieve la reflexión en mayor que sobre la vegetación.

Figura 1.1. Radiación

1.4 Constante solar Se define la constante solar como la cantidad de energía por unidad de tiempo y área, que se alcanza sobre una superficie orientada normalmente hacia la dirección de los rayos solares en la atmósfera. Debido a los efectos de atenuación que se producen en la atmósfera, la constante solar para efectos de cálculo se tendrá en cuenta en la superficie terrestre, dependiente de diversos factores: nubes, vapor, horas de sol, etc. 15

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Por lo que se considera un valor de 1 kilovatio por metro cuadrado (kW/m2) para el valor de constante solar. Por ello este valor se tomará para determinar las características de los sistemas captadores de energía, por ejemplo los módulos fotovoltaicos para energía solar fotovoltaica se muestran para una radiación solar de 1000 vatios por metro cuadrado (W/m2).

1.5 Unidades de radiación solar Para los cálculos de dimensionado se debe dar un valor radiación solar, y sus unidades son los kW/m2, aunque en algunas documentaciones se utilizan la otra unidad de potencia, los Julios. Para obtener el valor de radiación solar de una determinada zona se puede tener en cuenta: 

Irradiancia: se define como el flujo de radiación solar que incide sobre una unidad de superficie en un tiempo dado. Se expresa normalmente en W/m2, aunque también se expresa en kW/m2.



Irradiación: se define como la energía por unidad de superficie a lo largo de un periodo de tiempo. Se expresa en julios (energía) por metro cuadrado (J/m2), aunque también se expresa en Wh/m2 (potencia), mediante la conversión de unidades.

La ecuación que relaciona la potencia con la energía, es la siguiente en donde las unidades de la energía son los megajulios (MJ) y la de la potencia los kilovatios hora (kWh): 1 Kwh = 3,6 MJ

Para efectos de cálculo se utiliza la Irradiación, para obtener los valores de irradiación se puede obtener desde: 

La página web del instituto de meteorología (www.inm.es).



La base de datos de irradiancia mundial online, PVGIS (http:/re.jrc.ec.europa.eu/pvgis). En el apartado 1.8, se describe como se puede obtener los valores desde PVGIS.

Este valor también se verá modificado dependiendo de las condiciones de su uso: 

Para un uso anual, todo el año.



Para un uso mensual, por ejemplo: solo en verano, o solo en invierno, o en algunos meses determinados.

Además el grado de inclinación dado a los módulos fotovoltaicos determinarán la captación de energía.

1.6 Posición solar La tierra en su movimiento de translación alrededor del sol define una trayectoria eclíptica. Dicho movimiento se realiza sobre el eje horizontal (que se 16

RADIACIÓN SOLAR

corresponde con el ecuador), y con un ángulo de 23º 27’’. De tal forma que la posición del sol desde el punto de vista de la tierra modifica su altura, siendo diferente la posición del Sol de unas estaciones a otras.

Figura 1.2. Posición Sol-Tierra

Figura 1.3. Posición Sol

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 1.4. Ángulo

Para zonas geográficas situadas en el hemisferio norte (como en el caso de España), la posición más alta del sol se denomina solsticio de verano y la más baja solsticio de invierno. En la figura 1.3 se muestra la representación así como la fecha. Al modificar la altura del sol el ángulo de incidencia sobre la superficie también se modifica, como se muestra en la figura 1.4.

1.7 Los captadores y su colocación Los captadores son los dispositivos que permiten el recoger la energía proveniente del sol y transformarla en energía eléctrica (fotovoltaica) o en energía calorífica (fototérmica). Los dispositivos utilizados para fotovoltaica se denominan módulos o paneles solares (o fotovoltaicos), y los utilizados para fototérmica se denominan paneles solares (o termicos). Tanto para un tipo de energía eléctrica como calorífica, la colocación es importante, puesto que la incidencia del sol se ve modificada en función de la estación y de la zona geográfica. En consecuencia hay algunos términos que se deben conocer, tales como:

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

Latitud: se define como la distancia que hay desde un punto de la superficie terrestre al Ecuador. Se puede obtener este valor haciendo uso de la base de datos On-line PVGIS como se muestra en el apartado 1.8. Se corresponde con el ángulo α de la figura 1.5.



Orientación: se define la orientación como el ángulo de desviación respecto al sur geográfico de una superficie. El sur geográfico no es lo mismo que el sur magnético. Como norma general los captadores situados en el hemisferio norte se orientarán hacia el sur, y los

RADIACIÓN SOLAR

captadores situados en el hemisferio sur se orientarán hacia el norte. Denominado Azimut. Se corresponde con el ángulo α de la figura 1.6.

Figura 1.5. Latitud

Figura 1.6. Orientación o Azimut



Inclinación: se define como el ángulo que forma el plano de la superficie captadora y la horizontal. Se corresponde con el ángulo β de la figura 1.7.



Incidencia: se define como el ángulo que forma la radiación directa sobre la superficie captadora y la perpendicular del captador. Este dato 19

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

conviene que sea lo menor posible porque la energía captada será mayor. Se corresponde con el ángulo φ de la figura 1.8.

Figura 1.7. Inclinación

Figura 1.8. Incidencia

En función del lugar geográfico se obtendrá la orientación y la latitud. Teniendo en cuenta el uso de la instalación (anual, invierno, verano o determinados meses) se obtiene la inclinación para que el ángulo de incidencia sea lo más perpendicular posible al captador. Considerando la dirección Sur (hemisferio norte) como la orientación óptima, y para la inclinación se pueden tomar los siguientes valores:

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

Consumo anual: el mismo que la latitud geográfica menos 10º.



Consumo preferente en invierno: la latitud geográfica más 10º.



Consumo preferente en verano: la latitud geográfica menos 20º.

RADIACIÓN SOLAR

Para instalaciones solares térmicas en donde la captación y requisitos de la instalación en verano, no son excesivos y para evitar un posible exceso de temperatura en el sistema captador, se toman los siguientes valores: 

Consumo anual: el mismo que la latitud geográfica.



Consumo preferente en invierno: la latitud geográfica más 10º.



Consumo preferente en verano: la latitud geográfica menos 10º.

Es muy utilizado para instalaciones anuales el elegir tanto para solar fotovoltaica como solar térmica una inclinación igual a la latitud geográfica, para primar así la mayor captación en energía solar en invierno. En sistemas fotovoltaicos se puede recurrir a sistemas que modifiquen la inclinación y orientación para una mayor captación de forma automática (seguidores de 1 o 2 ejes) o manuales (en donde la estructura dispone de dos posiciones que deben ser cambiadas en función de si es verano o invierno). Para obtener unos valores de latitud se muestra en el Apéndice 5 los valores de latitud de las principales ciudades de España, y que dichos valores pueden servir como referencia. De todas formas existe la ecuación que permite el cálculo del valor de inclinación óptima (βopt) en función de la latitud del lugar (Φ) utilizando la siguiente ecuación: βopt  3.7  0.69 · Φ

1.8 Tablas de radiación Para el cálculo de instalaciones solares se necesita conocer el valor de irradiación de la situación geográfica de la instalación. Además obteniendo valores para una determinada zona, permite obtener unas tablas que podrán ser utilizadas para el cálculo de futuras instalaciones. Se pueden obtener los valores de la tabla de radiación, a partir de los valores estadísticos históricos de la zona en donde se vaya a realizar la instalación, para ello se puede consultar la base de datos de irradiación mundial online denominado PVGIS (figura 1.9). PVGIS se utiliza para obtener los valores de radiación diaria tras la localización de un punto geográfico, así como la latitud del mismo y la tabla de valores de temperatura. El acceso a la base de datos se realiza a través de la siguiente dirección: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/, tal y como se ve en la figura 1.10. Después si se hace clic sobre el icono de Europe del cuadrado Interactive access to solar resource and photovoltaic potential:, se accede a la consulta de la base de datos (figura 1.9).

21

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 1.9. Consulta base de datos PVGIS

Figura 1.10. Pantalla PVGIS

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RADIACIÓN SOLAR

Figura 1.11. Comprobar valor de latitud

Comentar que para la zona de las islas canarias no se encuentra disponible en el mapa de Europa, para consultarlo hay que hacer clic sobre el icono de Africa del cuadrado Interactive access to solar resource and photovoltaic potencial (figura 1.10). En la pantalla de PVGIS (figura 1.10) a la izquierda se puede ver el mapa de Europa que permite la navegación y la localización de un lugar, ya sea mediante el ratón o usando los controles que se encuentran en la parte superior derecha (con los cursores de desplazamiento y mediante el más/menos se realiza los aumentos). Si se conoce la localización, se puede utilizar el cuadro de búsqueda, que se encuentra en la parte superior del mapa. Introduciendo los datos geográficos o el nombre de la ciudad, obteniendo así al mismo tiempo el valor de la latitud. Por ejemplo, en la figura 1.11 se ha introducido como criterio de búsqueda la localidad de Enguera. Entonces aparecerá una marca en sus situación en el mapa y se podrá ver el valor de latitud siendo el que se muestra debajo del texto Selected position, en este caso 38,980º (se puede escoger el valor entero de 38º a efectos prácticos). En la pantalla de PVGIS a la derecha están los menús de consulta de la base de datos, mediante 3 pestañas o opciones se puede realizar la consulta: Estimación producción fotovoltaica (PV Estimation), consulta radiación mensual (Monthly radiation) o radiación diaria (Dialy radiation). La tabla que se obtiene en PVGIS, es como la que se muestra en la figura 1.12, siendo los resultados obtenidos desde la ventana Monthly radiation (figura 23

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

1.13), para Barcelona con una inclinación de 50º. Las diferentes columnas de la figura 1.12 indican: 

Gh: irradiación en el plano horizontal (Wh/m2).



Gopt: irradiación con una inclinación óptima (Wh/m2).



G(50): irradiación con la indicación introducida, en este caso 50º (Wh/m2).



Iopt: inclinación óptima (grados).



T24h: temperatura media al día (ºC).



NDD: número de grados por día de calentamiento.

El valor de irradiación se obtiene en vatios hora por metro cuadrado (Wh/m2), si se desea disponer del valor de kWh/m2 hay que dividir el resultado por 1000. Por ejemplo para el mes de enero de la figura 1.12 sería de 3,5 kWh/m2. Para completar la tabla es conveniente que se disponga de los valores para distintos ángulos de inclinación, modificando el cuadro de texto Irradiation at chosen angle deg. En donde se van introduciendo los valores de los ángulos de inclinación. Los valores se pueden obtener para los ángulos de inclinación de: 0º, 30º, 45º y 60º, tal y como se muestra en la figura 1.14. También se incluye una columna con los valores de temperatura y en el extremo izquierdo superior la latitud.

Figura 1.12. Tabla resultados PVGIS

24

RADIACIÓN SOLAR

Figura 1.13. Calculo valores irradiación

Figura 1.14. Tabla irradiación

Una vez se ha confeccionado la tabla de radiación, se puede obtener la radiación media de la instalación según su uso: 

Consumo anual: se podría escoger una media de todos los meses o la medida de radiación más baja. El segundo método es más fiable para el funcionamiento de la instalación, es conocido como el del peor mes. 25

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Consumo preferente en invierno: se escogería la media de los meses en invierno (noviembre, diciembre y enero).



Consumo preferente en verano: se escogería la media de los meses de verano (julio, agosto y septiembre).

1.9 Valores de irradiación Para simplificar el proceso de generación y obtención de los valores, en parte por si no se dispone de conexión a internet en el momento de la realización de los cálculos, se muestra en el apéndice 1 el valor de irradiación solar sobre el plano horizontal, en megajulios por metro cuadrado (MJ/m2), durante los meses del año y su valor medio anual. Comentar que el valor de inclinación sobre la orientación corresponde con el valor de 0º, en consecuencia para obtener dicho valor para otros valores de inclinación se utiliza la siguiente ecuación: Ga(β )  INC · Ga(0)

La anterior ecuación relaciona la irradiación sobre la horizontal (Ga(0)) con la irradiación en función del ángulo (β) de los captadores (Ga(β)). La variable INC se corresponde con un valor dependiente de la inclinación (β), y que se calcula utilizando la siguiente ecuación: INC 

-4

1

(1 - 4.46·10 ·β - 1.19·10- 4·β2 )

1.10 Instrumentos de medida La medida de la radiación global (la directa más la difusa) se puede realizar mediante el uso de un piranómetro (figura 1.15) o con una célula calibrada. El piranómetro se trata de un sensor, que puede ser de termopila o fotodiodos; siendo los más precisos y caros los de termopila.

26



Piranómetro tipo fotodiodos o células fotovoltaicas: su funcionamiento se basa en generar una una corriente proporcional a la irradiancia recibida. Su funcionamiento es el mismo que el uso de una célula calibrada.



Piranómetro tipo termopila: su funcionamiento se basa en la radiación absorbida por una superficie negra que calienta un conjunto de termopares produciendo una tensión proporcional a la irradiancia. El valor de tensión puede ser medido con un milivoltímetro o un sistema de adquisición de datos para almacenar los valores obtenidos.

RADIACIÓN SOLAR

Figura 1.15. Piranómetro

Figura 1.16. Conexión piranómetro

Respecto a la conexión del piranómetro, se suele disponer de dos cables que son conectados al sistema de adquisición de datos o medidor de tensión continua. Hay que tener la precaución de que existe polaridad, es decir se dispone de conexión positiva y negativa. En la figura 1.16, se muestra la conexión de un equipo comercial en donde el código de colores es: 

Negro: conectado al contenedor (carcasa). 27

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Rojo: positivo de la señal generada por el detector.



Azul: negativo de la señal generada por el detecto.

Figura 1.17. Circuito medida con célula calibrada

Figura 1.18. Hoja de características célula calibrada

28

RADIACIÓN SOLAR

Las células calibradas son células fotovoltaicas que en un laboratorio acreditado las ha puesto a prueba, iluminándolas a luz artificial, midiendo la corriente y tensión generada. A partir de las pruebas realizadas establecen una relación proporcional entre radiación recibida, midiendo la corriente y tensión generada. Se trata de medidores de radiación de menor precisión que los piranómetros pero de un coste considerablemente inferior. Pudiendo ser utilizado como elemento de medida de la producción de la instalación. El método de conexión y utilización de una célula calibrada es sencillo, se conecta en serie con la célula una resistencia variable y un amperímetro. Después con la calibración de la resistencia variable se obtiene un valor de corriente directamente proporcional a la radiación. El esquema de conexionado se muestra en la figura 1.17. Un ejemplo de la medida que da el laboratorio de una célula calibrada, es la que se muestra en la figura 1.18. Como dato característico es la información que muestra de la radiación en W/m2 y la corriente que entrega en mA. En otras hojas de características se puede ver alguna tabla con más datos pero la esencia es la misma.

1.11 Distribución y reparto de radiación solar Como se ha comentado en apartados anteriores, no toda la irradiancia (o potencia radiante) que llega al planeta es la que finalmente alcanza la superficie, debido a fenómenos tales como la reflexión, la absorción o la difusión (apartado 1.3). Así por ejemplo, la difusión debida al polvo y a la contaminación del aire depende bastante del lugar donde se mida, siendo mayor en los lugares industriales y en las ciudades. Los efectos meteorológicos locales como nubosidad, lluvia o nieve, también afectan a la potencia radiante que puede ser aprovechada en un lugar determinado. Además los niveles de radiación según la estación del año se ven modificados, dándose los valores extremos en verano e invierno. Ya se ha comentado en apartados anteriores los valores de radiación a escoger según el uso de la instalación así como la inclinación de los sistemas captadores para aprovechar la mayor energía posible. Así pues en España existen diferencias regionales claras de irradiación global media anual, teniendo la zona sur los mayores valores que las de las zonas del norte. En parte por la proximidad al ecuador. En la figura 1.19 se muestra el mapa de España distribuido en zonas (de la zona I a la zona V), dichas zonas se han definido teniendo en cuenta la radiación solar global media diaria sobre la superficie horizontal (H en la figura 1.23). Los datos de irradiación para cada una de las zonas se muestra en la figura 1.23, dando los valores de energía y de potencia. En las tablas de la figuras 1.20 hasta 1.22, se muestra una distribución por principales ciudades de las varias provincias que conforman la geografía española, en todas ellas se indican a la zona de radiación solar que pertenecen (ver figura 1.19). Con ello se consigue ver los cambios que se producen (diferentes zonas) dentro de una misma provincia.

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 1.19. Mapa de radiación solar por zonas

Figura 1.20. Zonas climáticas I

30

RADIACIÓN SOLAR

Figura 1.21. Zonas climáticas II

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 1.22. Zonas climáticas III

Figura 1.23. Irradiación por zonas

Comentar que las tablas que se muestran en las figuras 1.20 hasta 1.22, se corresponde a valores obtenidos del código técnico de edificación (consultar capítulo 8).

1.12 Horas de pico solar La energía que es captada solo es recogida durante una franja horaria determinada, que es indicada en horas y denominada horas de pico solar. Se representa por sus siglas: HPS. 32

RADIACIÓN SOLAR

Las HPS son las utilizadas para los cálculos de energía recogida por los captadores solares y que se utilizará para el dimensionado de la instalación (números de captadores solares necesarios). El valor de HPS puede variar desde 3 hasta 7 horas diarias dependiendo del mes y lugar de la instalación, del mismo modo puede variar de 3,5 horas (norte de España) hasta 6 horas (sur de España) dependiendo de la zona geográfica de la instalación (ver figura 1.19). Comentar que durante las horas restantes de luz también hay aprovechamiento energético, pero de menor cuantía como se muestra en la figura 1.24.

Figura 1.24. Irradiancia a lo largo de un día

Así pues para obtener el valor de HPS se puede obtener de los valores de la tabla de radiación obtenida con PVGIS en el apartado 1.8. Para ello se utiliza la siguiente ecuación:

HPS β 

Rβ Iβ

h

En donde HPSβ se corresponde con el valor de horas de pico solar, y se obtienen de dividir el valor de irradiación (Rβ) entre el valor de potencia de irradiación incidente (Iβ). El valor de potencia de irradiación incidente (Iβ) en condiciones estándar de medida (CEM), es de 1 kilovatios por metro cuadrado (1 kW/m2), por lo que se deduce que el valor de HPS se obtiene dividiendo entre 1000. El valor de irradiación (Rβ) se corresponde con los valores obtenidos con PVGIS en vatios por metro cuadrado (Wh/m2), es decir son los valores de las columnas G(ángulo) de las tablas 1.1 y 1.2 del apartado 1.8. En la ecuación anterior se incluye el símbolo β, que hace referencia a un ángulo determinado, puesto que modificando el ángulo se modifica la irradiación y en consecuencia las HPS. Por ejemplo en la figura 1.14 se obtienen los valores de irradiación para los ángulos de 0º, 30º, 45º y 60º, esos valores sería los que sustituyen a β. 33

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Por ejemplo para el mes de enero de la figura 1.12, el valor de Rβ para un ángulo 50º de inclinación es de 3500 Wh/m2, al dividir dicho valor por 1 kW/m2 se obtendría el valor de 3,5 horas, tal y como se muestra en la siguiente ecuación:

HPS50º 

R50º 3500 Wh/m 2   3,5 h I 50º 1000 W/m 2

1.13 Efecto de sombra En el proceso de captación de energía solar, tanto fotovoltaica como térmica, hay que evitar el denominado como efecto sombra. Puesto que el cubrir de forma temporal una superficie de captación supondrá unas pérdidas no deseadas. Se produce cuando en una instalación influyen las sombras que puedan proporcionar obstáculos próximos (por ejemplo: edificios, montañas, chimenea, arboles, etc.), o por otros módulos cuando hay varias alineaciones de módulos (por ejemplo: terraza, tejado o suelo). El efecto de sombra se traduce en energía que podría ser captada y no es captada porque hay obstáculos que lo dificultan. Los efectos de sombra irán directamente relacionados con: 

La distancia mínima entre filas de captadores: término principalmente indicado con instalaciones fotovoltaicas y que relaciona el efecto sombra producido por los propios captadores. Este valor se utiliza para evitar el efecto sombra (ver apartado 1.14).



Pérdidas por orientación e inclinación: en función de la orientación e inclinación de los captadores se producen ciertas pérdidas, y que en función de un valor de la orientación se establece los valores mínimo y máximo de inclinación, para que estén dentro de los márgenes permitidos (ver apartado 1.15).



Pérdidas por sombreado: relaciona la energía captada y la que podría ser captada debido a objetos que proyectan su sombra sobre la superficie captadora. Este valor se utiliza cuando el elemento que produce el efecto sombra no es posible evitarlo (ver apartado 1.16).

1.14 Distancia entre captadores Por ejemplo en instalaciones fotovoltaicas en donde se sitúan varias filas de captadores fotovoltaicos para la obtención de energía eléctrica, se debe tener en cuenta la distancia entre captadores para evitar el efecto de sombra de una fila de captadores con la adyacente fila de captadores. Para calcular la distancia entre captadores fotovoltaicos, es necesario conocer la altura del captador. Pero la altura del módulo variará en función de la inclinación y del tamaño (figura 1.25).

34

RADIACIÓN SOLAR

Figura 1.25. Altura del módulo fotovoltaico

Para calcular hay que basarse en las funciones trigonométricas de un triángulo rectángulo, en donde se relacionan la hipotenusa con el cateto opuesto y el seno del ángulo (inclinación, β en la figura 1.25). La hipotenusa se corresponde con la longitud del elemento captador (a en la figura 1.25) y el cateto opuesto al ángulo se corresponde con la altura que después proyectará el captador (h en la figura 1.25). En consecuencia se calcula la altura que proyectará el elemento captador con la siguiente ecuación: h  a · sinβ

m

Figura 1.26. Distancia entre paneles y obstáculos

En la figura 1.25 se muestra los módulos colocados en el mismo nivel, pero puede producirse que la colocación entre elementos captadores se encuentran 35

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

a diferentes niveles como el caso de la figura 1.26, en consecuencia al valor de altura (h) hay que restarle el posible desnivel. También si se encuentra un objeto se puede calcular la distancia mínima a instalar el elemento captador (sin que se produzcan pérdidas) conociendo la altura del mismo. Para el cálculo de la distancia (d) se puede obtener sabiendo la altura (h) (figuras 1.19 y 1.20) y la latitud de la situación geográfica en donde se realizará la instalación (ver apartados 1.7 y 1.8). Se obtiene la distancia utilizando la siguiente ecuación: d

h tan(67º latitud)

m

Aunque para simplificar futuros cálculos se puede utilizar la siguiente ecuación: d  h· k

m

En donde se utiliza el coeficiente adimensional k, el cual se obtiene a partir de la latitud del lugar. Se utiliza este método, ya que el valor de k dependerá del lugar geográfico, y como en una instalación puede haber varios obstáculos; así pues, se calcula una vez el valor de k y después en función de la altura del obstáculo se va calculando la distancia con el módulo fotovoltaico. Es decir se calcula una vez el coeficiente k para ser utilizado varias veces. El coeficiente k se calcula utilizando la siguiente ecuación: k

1 tan(67º latitud)

1.15 Pérdidas por orientación e inclinación Una vez conocido el ángulo de azimut se calculan los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima. Para ello se utiliza la figura 1.27 en donde se muestra las pérdidas en tanto por cien para un valor de latitud de 41º. En la figura 1.27 se muestra el ángulo de desviación respecto al sur, denominado azimut y representado por la porciones en las cuales se ha dividido a circunferencia, a su vez se encuentra subdividido en varias subcircunferencias que cortan la recta que una cada porción y que representa el ángulo de inclinación. En la parte derecha y representado mediante diferentes formas las pérdidas por orientación e inclinación que se producen, las cuales quedan representadas en el interior de la circunferencia, correspondiéndose con los valores de inclinación y orientación. El proceso de cálculo, que se detalla a continuación, se basa en conocer las pérdidas para una latitud de 41º y después se realiza la conversión a la latitud 36

RADIACIÓN SOLAR

de la situación geográfica de la instalación. También sirve para conocer los valores máximo y mínimo de la inclinación para un porcentaje de pérdidas (en tanto por cien) para una latitud de 41º y después se realiza la conversión a la latitud de la situación geográfica de la instalación.

Figura 1.27. Pérdidas por inclinación según azimut

La forma de realizar los cálculos es la siguiente: 1. Conocido el azimut se calcula los límites para la inclinación en la latitud de 41º. 2. Se corrige los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar y la de 41º, escogiendo un valor de del orden del 90 a 95% de la figura 1.27 con ello se obtiene los valores de inclinación mínimo y máximo para una latitud de 41º. 3. Después se obtiene el valor de inclinación mínimo y máximo para la latitud del lugar de la instalación, para el caso de la inclinación mínima no se pueden escoger valores negativos por lo que el valor mínimo será 0º: Inclinación máxima  inclinación máxima (latitud de 41) - (41 - latitud) Inclinación mínima  inclinación mínima (latitud de 41º ) - (4´-latitud)

37

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Entonces se obtiene el valor de la inclinación que pueden tener los elementos captadores, se suele escoger unas pérdidas máximas debidas a pérdidas por inclinación y orientación son: 

General: 10%.



Superposición: 20%.



Integración arquitectónica: 40%.

En consecuencia el valor límite que se puede obtener es para pérdidas del 9095% (figura 1.27), siendo lo más aconsejable centrarse en la pérdidas del 95100% (figura 1.27). En casos cerca del límite y como instrumento de verificación, se pueden utilizar las siguientes ecuaciones:



2  3,5 · 10-5 · α 2  Pérdidas (%)  100 · 1,2 · 10 - 4 · β - βopt 2  

Pérdidas (%)  100 · 1,2 · 10 - 4 · β - βopt

para 15º  β  90º para β  15º

En donde: 

β: se corresponde con el ángulo de inclinación en grados.



βopt: se corresponde con el ángulo óptimo de inclinación en grados y que se muestra como se calcula en el apartado 1.7.



α: se corresponde con el ángulo de azimut en grados.

1.16 Pérdidas por sombras El método utilizado es obtener las pérdidas de sombreado sobre la instalación, utilizando diagrama de trayectoria del sol, que relaciona las sombras producidas con los ángulos de los objetos que la pueden producir. Este método se han obtenido tomando como base los pliegos de condiciones de: instalaciones fotovoltaicas aisladas, conectadas a red y energía solar térmica. Los pasos a seguir para obtener las pérdidas por sombreados, son: 1. Obtención del perfil de los obstáculos: hay que obtener el perfil en base a sus coordenadas de azimut (desviación respecto al sur) y elevación (inclinación). Es decir la silueta de la parte del objeto a partir del cual se proyectará la sombra. Para ello se utiliza el teodolito. 2. Representación del perfil en el diagrama de la figura 1.28: en donde se representa la banda de trayectorias de sol a lo largo de un día. Se debe desplazar 12º en sentido vertical ascendente para Canarias. Las hora 0h se corresponde con el mediodía, en consecuencia las horas negativas (1h, etc.) corresponden con antes del mediodía y las horas positivas (1h) corresponde con después del mediodía. 3. Selección de los datos en las tablas de referencia: según el objeto que indiza y representado en la figura 1.28, al cubrir alguna de las porciones indicadas por una letra y número (A1, A2, …, D14) se traduce en

38

RADIACIÓN SOLAR

pérdidas por sombra proyectada. Entonces para escoger una de las tablas que se muestran en las figuras 1.29 hasta 1.31, se elegirá la tabla que se corresponda con los valores de azimut o orientación (α) e inclinación (β) de la superficie de estudio o valores más próximos.

Figura 1.28. Diagrama de trayectorias de sol (los grados son sexagesimales)

Figura 1.29. Tablas cálculo de sombras I

39

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 1.30. Tablas cálculo de sombras II

Figura 1.31. Tablas cálculo de sombras III

4. Pérdidas por porción: el valor obtenido de la tabla elegida representa todos los valores de porciones que se muestran en la figura 1.27. Pero la porción puede estar parcial o completamente cubierta, en consecuencia se multiplicará por un factor al valor de la tabla elegida: 0,25 (si ocupa aproximadamente una cuarta parte de la porción), 0,50 (si ocupa aproximadamente la mitad de la porción), 0,75 (si ocupa 40

RADIACIÓN SOLAR

aproximadamente tres cuartas partes de la porción) o 1 (si se ocupa casi o la totalidad de la porción). 5. Cálculo final: se obtiene de la suma de todos los valores multiplicados por su factor de porción, de todas las porciones ocupadas por el objeto representado en la figura 1.28.

Figura 1.32. Teodolito

Para la obtención de la representación en el diagrama de trayectorias (figura 1.28), se ha comentado que se hace uso de un teodolito (figura 1.32). Utilizado en topografía. Para efectos prácticos existe un método analítico que permite obtener los valores de azimut y elevación de un objeto, y que permite completar el diagrama de trayectorias sin utilizar un teodolito. Los pasos a seguir son los siguientes: 1. Tomar eje de referencias, o punto de referencia. Puede ser tomado en un captador o como punto central de la instalación. Lo más utilizado es realizar el cálculo fila por fila, después se realiza la media de las pérdidas de cada fila y así obtener las pérdidas totales. También se puede utilizar el punto central de la instalación. 2. Se realizan los puntos de los extermos de los objetos más elevados que pueden producir sombra y se anotan la distancias al origen en los ejes (x,y,z) en metros. 3. Se realiza el cambio de coordenadas OXYZ a azimut y la elevación. 4. Se representa sobre el diagrama de trayectorias (figura 1.28), uniendo los puntos obtenidos. 5. Finalmente en función de los cuadros ocupados se obtiene el cálculo de las pérdidas por sombras.

41

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Las ecuaciones que determinan la conversión desde el plano real al diagrama de trayectorias, tal y como se indica a continuación para la obtención del azimut y la elevación a representar en el diagrama de trayectorias (figura 1.28). 

Azimut, en donde se debe conocer el ángulo de orientación. Se utiliza la siguiente ecuación: X  Azimut(º )  arctan  +Azimut Y 



Elevación con unidades en grados, se utiliza la siguiente ecuación:  Z Elevación(º )  arctan  2 2  X Y





0.5

   

A modo de ejemplo se muestra en la figura 1.33 se muestra un posible objeto procedente de una escalera situada en la parte frontal de una fila de captadores, en donde se ha situado como punto de referencia la parte central de la fila. Tras realiza mediante las ecuaciones antes mostradas se realiza el cambio de coordenadas de los puntos B y C, a azimut y elevación. Con los valores obtenidos se procede a representar dichos puntos en el diagrama de trayectorias y después se unen los puntos. El resultado se muestra en la figura 1.34 del objeto que representa las pérdidas por sombras.

Figura 1.33. Medidas objeto de sombras

42

RADIACIÓN SOLAR

Figura 1.34. Diagrama de trayectorias

El valor máximo que se puede obtener debido a pérdidas por sombreado son: 

General: 10%.



Superposición: 15%.



Integración arquitectónica: 20%.

43

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CAPÍTULO 2 ENERGÍA FOTOVOLTAICA

2.1 Efecto fotoeléctrico Se define el efecto fotoeléctrico o fotovoltaico en la conversión de luz en electricidad. Dicha conversión tiene lugar en la célula fotovoltaica. Una célula está formada por materiales semiconductores, principalmente silicio. Dispone de una capa de material del tipo n y otra capa de mayor espesor del tipo p, por separado su comportamiento eléctrico es neutro pero al realizar la unión se generará un campo eléctrico en su interior. La capa de silicio tipo n, se forma mediante el dopado por átomos de fósforo (P) con el silicio (Si). De tal forma que Si tiene en su última capa de valencia 4 electrones (e-) y el P tiene en su última capa de valencia 5e-, entonces se combinarán 4e- del P con los 4e- del Si y quedará 1e- que no se puede combinar. En consecuencia el silicio de tipo n tiene un exceso de e-. Ver figura 2.1.

Figura 2.1. Silicio tipo n

La capa de silicio tipo p, se forma mediante el dopado por átomos de boro (B) con el silicio (Si). De tal forma que Si tiene en su última capa de valencia 4 electrones (e-) y el B tiene en su última capa de valencia 3e-, entonces se combinarán 3e- del Si con los 3e- del B y faltará 1e- para realizar la combinación con el e- que falta de la última capa del silicio. En este caso se dice que se ha creado un hueco. Al crearse el hueco se facilita el movimiento de e-. Ver figura 2.2. Así pues, al unir ambos semiconductores los electrones (e-) se desplazan desde la zona n hacia la zona p, para que el exceso de e- de la zona n ocupe los huecos de la zona p, este flujo de e- provoca la creación de un campo eléctrico. Al realizar esta combinación aparece una carga negativa en la zona p en la parte más próxima a la unión PN, y una carga positiva en la zona n en la parte más próxima a la unión PN. Ver figura 2.3.

46

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.2. Silicio tipo p

Figura 2.3. Unión PN

Es decir, al realizar la unión hay movimiento de electrones (e-) determinadas por unas fuerzas (ley de Coulomb), las cuales generan un campo eléctrico y a su vez en una diferencia de potencial próximas a la unión PN. La capa sobre la que incide la radiación solar es la de silicio de tipo n, de tal forma que la luz incide sobre la capa de silicio de tipo n se transmite energía a los electrones (e-). Puesto que la energía son fotones que rompen el enlace de los pares electrón-hueco (ver figuras 2.1 y 2.2). Esto se suma al campo eléctrico creado por la unión PN provoca un flujo de e- de la zona p a la zona n (ver figura 2.5). Dicho flujo de electrones si se conecta una carga, se traduce en una corriente (I en la figura 2.5), provocando a su vez una caída de tensión en la carga (V en la figura 2.5).

47

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 2.4. Campo eléctrico unión PN

Figura 2.5. Efecto fotoeléctrico

A la unión de semiconductores de tipo n y tipo p, se denomina célula. Además si se tiene en cuenta que es construida para aprovechar el efecto fotoeléctrico, entonces es denominada célula fotovoltaica. A la vista de lo comentado en este apartado, se puede deducir el circuito equivalente, tal y como se muestra en la figura 2.6. En donde:

48



IL: es la corriente fotogenerada, debido al efecto fotoeléctrico.



ID: es la corriende en antiparalelo y es representada como un diodo, debido a la unión PN.



IP: es la corriente que circula por la resistencia en paralelo (RP), que es debida a la no linealidad de la unión PN.



RS: es la resistencia serie, que es debida a la unión entre el semiconductor y los contactos metálicos (interconexiones).

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.6. Circuito equivalente célula

2.2 Célula fotovoltaica La célula fotovoltaica está formada por una unión PN (apartado 2.1) y están constituidas principalmente por silicio. El uso de silicio es interesante porque es el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre y se presenta en forma de dióxido de silicio (Si O2), por lo que se requiere de cierto tratamiento químico hasta que finalmente se convierte en las láminas que formarán la unión PN. Para la fabricación de las láminas de silicio hay que realizar los proceso de reducción (consiste en obtener el silicio -Si- a partir del dióxido de silicio -SiO2en una pureza del 98%) y purificación (se trata el Si químicamente obteniendo una pureza del 99,99%). Una vez se tiene el silicio se crean unos lingotes cilíndricos sólidos de silicio de tipo p (dopado con Boro), dicho lingote se corta en obleas de aproximadamente 0,3 mm de espesor. Después hay que añadir la zona n, para ello se realiza una difusión de impurezas (fósforo) de tipo n a altas temperaturas (la profundidad de la zona n dependerá de la temperatura y duración del proceso). Una vez obtenida la unión PN hay que realizar un texturado, que sirve para evitar que se refleje la luz incidente, puesto que la superficie de la oblea es muy pulida. El proceso consiste en crear una superficie rugosa formada por pirámides microscópicas que hacen que se refleje la luz hacia el interior de la célula (ver figura 2.8). A continuación hay que añadir los contactos metálicos para realizar las posteriores interconexiones. Se utilizan técnicas serigráficas de pastas conductoras en las dos caras de la unión PN. Los contactos de la cara iluminada (zona n) tienen forma de rejilla para permitir que la luz entre en el semiconductor y en la parte posterior (zona p) cubre toda la superficie (ver figura 2.8). Finalmente se aplica una película antireflectante a la superficie sobre la que incide la luz para disminuir la reflexión de la célula (ver figura 2.8). 49

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 2.7. Fabricación célula fotovoltaica

50

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.8. Estructura célula fotovoltaica

Comentar que con el método de texturado y película antireflejante se consiguen perdidas por reflexión de la luz del 8%. El proceso de fabricación de células se muestra en la figura 2.7, en donde se muestran los pasos explicados en los anteriores párrafos. Mientras que en la figura 2.8 se muestra una representación gráfica de las partes de una célula fotovoltaica. Según las características de cristalinidad del silicio se clasifican en: 

Monocristalinas: se caracterizan porque los átomos están perfectamente ordenados en la red cristalina. Es decir, todo el volumen de la célula es un único cristal de silicio. En consecuencia presenta un color monocromático, azulado, oscuro y con cierto brillo metálico. La eficiencia se sitúa, aproximadamente, entre un 16 % y un 25%.



Policristalinas: están formados por una agrupación de cristales de silicio. En consecuencia presentan un aspecto de una variedad de cristales de distintos tonos azulados y grises con brillo metálico. La eficiencia se sitúa entre un 10% y un 14% siendo posible que se eleve a corto plazo a un nivel similar al alcanzado ya para el monocristalino. Como ventaja respecto a las monocristalinas es que su procedimiento de fabricación en menor, traduciéndose en una reducción de los costes y en el precio final.



Amorfas: están formados por átomos de silicio sin conformar una red cristalina. Presentan un aspecto de color marrón y gris oscuro. El rendimiento es menor a los anteriores, sobre el 10%. Pero el proceso de fabricación es más simple y menos costoso que en los anteriores. De 51

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

silicio amorfo están hechas las células de las calculadoras porque son eficientes bajo iluminación artificial. También existen otros tipos de células que no están fabricadas por silicios, son: 

Células de Arseniuro de Galio (Ga As): se obtienen buenos rendimientos con pequeños espesores, además de mantener sus características a elevadas temperaturas y presenta tolerancia a radiaciones ionizantes. Se obtiene un rendimiento del 27%. Como desventaja presentan un elevado coste de producción y la obtención del material (poco abundante). Este tipo se utiliza en aplicaciones espaciales por su resistencia a la radiación.



Células de Teluro de cadmio (Cd Te): células económicas y con rendimientos del 15%, aunque se prevé llegar a un 20-25%. Un inconveniente en la utilización del Cd, puesto que serios inconvenientes para su reciclaje.

Existe otro término asociado a cierto tipo de células, denominándolas como de de película delgada. Pero en realidad no son células en sí mismas, sino hace referencia a su fabricación, porque se pueden encontrar células de películas delgadas fabricadas con: silicio amorfo, teluro cadmio o arseniuro de galio (sus características se han visto en párrafos anteriores). Las células de película delgada se depositan en capas muy finas, por lo que sus características son. menos material (grosor de 1 a 10micrómetros, aunque existen películas gruesas de 100 a 300 micrómetros), permite la fabricación en sistemas de producción automatizados (continuos pues no tienen un tamaño prefijado), pueden ser depositadas en materiales flexibles, pueden ser depositados en varios sustratos (como cristal, acero inoxidable o plástico) y se puede modificar fácilmente el tamaño (la técnica es la misma para fabricar células de 2x2 centímetros como una de célula de 50x100 cm). El uso de células de película delgada sirve como apoyo a términos como integración arquitectónica. Puesto que permite que las células fotovoltaicas sustituyan a otros elementos de la estructura, como por ejemplo: células fotovoltaicas en forma de teja o uso sobre superficies translúcidas como cristaleras (dejando pasar la luz al interior y captando su energía).

2.3 Características célula fotovoltaica Las características de la célula fotovoltaica vendrá dadas por la denominada curva tensión-corriente (curva V-I), que se muestra en la figura 2.9 en línea continua. En dicha curva se muestra la tensión y la corriente, teniendo en cuenta los valores máximo de corriente y de tensión (potencia máxima). Otra gráfica que se suele representar es la denominada curva de potencia, que se muestra en la figura 2.9 en línea discontinua. En dicha curva se muestra la potencia y la tensión, se puede ver en la figura 2.9 su relación con la curva V-I. En la figura 2.9, se muestra este tipo de curva, en donde en el eje vertical representa la corriente y el eje horizontal se representa la tensión, también se puede ver el punto de potencia máxima (Pmax), que se corresponde con el producto de la tensión máxima (Vpmax) y la corriente máxima (Ipmax). Ya se

52

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

puede apreciar que la tensión que generará una célula fotovoltaica será de 0,5 voltios.

Figura 2.9. Curva de características célula fotovoltaica

La gráfica representada en la figura 2.9, y para todas las células, está tomada para valores estándar. Es decir los valores pueden ser distintos en función de la irradiación solar y la temperatura. Así pues, de no decir lo contrario en las hojas de características dadas por el fabricante las condiciones estándar de medida (denominadas CEM), son: G  1000W T  25º C AM  1.5

m2

Radiación Temperatura Masa de aire

En la figura 2.9, se pueden apreciar los valores máximos de corriente y el de tensión, los cuales se corresponden al valor de la corriente en cortocircuito (Isc) y de la tensión en circuito abierto (Voc), valores que siempre son proporcionados por el fabricante. Lógicamente cuando la tensión sea nula (V=0) se obtendrá la corriente de cortocircuito y cuando la corriente sea nula (I=0) se obtendrá la tensión en circuito abierto. Otros conceptos a tener en cuenta son el factor de forma (FF) y la eficacia (η), de los cuales FF relaciona la tensión y corriente máxima con la corriente en cortocircuito y la tensión de circuito abierto, tal y como se muestra en la siguiente ecuación:

53

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

FF 

Vm·Im Voc·Isc

Mientras que la eficacia relaciona la potencia máxima (Pm) de la celda con la potencia luminosa (Pl) recibida por la célula, tal y como se muestra en la siguiente ecuación: η

Pm Vm·Im  Pl Pl

Figura 2.10. Módulo fotovoltaico

2.4 Módulo fotovoltaico Un modulo fotovoltaico está formado por la interconexión de varias células en serie y/o paralelo, para adaptar el módulo fotovoltaico a los niveles de tensión y corriente (figura 2.10). Entonces se pueden obtener las características del módulo fotovoltaico en función de las características de la célula. Esto es debido a que las características de las células que forman un módulo fotovoltaico son idénticas y en consecuencia se puede obtener la curva de tensión-corriente a partir de las curvas de las células que lo componen. Para el cálculo de la intensidad hay que tener en cuenta el número de células en paralelo:

54

ENERGÍA FOTOVOLTAICA Icc módulo=Icc célula · Ncélulas en paralelo

Para el cálculo de la tensión hay que tener en cuenta el número de células en serie: Vca módulo=Vca célula · Ncélulas en serie

Para el cálculo de la potencia hay que tener en cuenta el número de células en serie y paralelo: Pmax módulo=Pmax célula · Ncélulas en serie · Ncélulas en paralelo

La curva resultante tiene la misma forma que la de las células.

2.5 Partes de un módulo fotovoltaico Un módulo fotovoltaico está compuesto por varias células fotovoltaicas, pero además dispone de elementos que permiten la sujeción de todas las células así como la conexión de la misma. En la figura 2.11 se muestra un corte de la sección de un módulo fotovoltaico para ver las partes que lo forman, la numeración se corresponde con: 

Perfil: se corresponde con el soporte metálico que servirá para el montaje del módulo fotovoltaico, proporcionándole rigidez y protección ante los vientos. El material más utilizado es el aluminio anodizado.



Agujero de fijación: en el perfil se suelen colocar unos taladros que permiten anclarlo y fijarlo a otros módulos, o sobre un soporte, o conexión de la toma de tierra.



Conexión exterior: se utilizan para la conexión en la instalación o entre los módulos fotovoltaicos entre sí. Pueden aparecen en cajas de conexión en donde se realiza la conexión o aparecen en cables exteriores con conectores especiales que facilitan la interconexión entre los propios módulos fotovoltaicos (ver apartado 2.6).



Protección inferior: se encuentra en la parte trasera del módulo fotovoltaico y suele ser opaca, su función es la de protección contra agentes externos. Los materiales utilizados son Tedlar u otro tipo de vidrio.



Encapsulante o material encapsulante: se encuentra recubriendo las células y las conexiones eléctricas, debe presentar una transparencia a la radiación solar. Su función es la de unión entre el vidrio y la protección inferior, además protege a las células ante posibles vibraciones. Los materiales más utilizados son siliconas, polivinio y etil-vinil-acetileno (EVA).



Vidrio: se trata de un vidrio resistente a los golpes y con una superficie lisa para que no retenga la suciedad. Se trata de un elemento de 55

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

protección para las células y debe presentar una elevada transparencia a la radiación solar. También se puede denominar cubierta superior. 

Conexión: se corresponde con las conexiones internas del módulo fotovoltaico para la interconexión de las células.



Célula fotoeléctrica: se trata del elemento principal y que proporciona la transformación a energía eléctrica. Se ha descrito en detalle tanto el funcionamiento como los materiales utilizados en los apartados 2.1 y 2.2.

Figura 2.11. Estructura módulo fotovoltaico

Al asociar las células fotovoltaicas en módulos fotovoltaicos, se consiguen las siguientes ventajas: 

Una mayor resistencia mecánica.



Protección contra los agentes ambientales externos.



Aislamiento eléctrico.

Con las ventajas comentadas se consigue garantizar su duración de los materiales, y la seguridad de las personas y animales que se encuentran en su entorno. Además presentan un mayor rendimiento de captación respecto a los efectos de temperatura, puesto que presentan una mejor evacuación de calor (ver apartado 2.7 en donde se muestra las variaciones de potencia generada ante un aumento de la temperatura). Comentar que los módulos fotovoltaicos es el principal componente de una instalación y a su vez el más duradero, por ejemplo los fabricantes ofrecen garantías del orden de los 25 años. En la figura 2.12 se muestra una parte de la garantía que ofrece un módulo fotovoltaico comercial, en donde garantizan un rendimiento de potencia mínimo del 80% hasta los 30 años.

56

ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.12. Período garantía módulo fotovoltaico

2.6 Asociación de módulos fotovoltaicos Con una célula fotovoltaica se puede obtener unos niveles de tensión del orden de 0,5 voltios y 0,2 amperios (figura 2.9 del apartado 2.3), y estas se asocian para constituir los módulos fotovoltaicos. Ahora con los módulos fotovoltaicos se obtienen tensiones del orden de: 12 o 24 voltios y valores de corriente de: 4, 8, etc. Amperios. Pero como se ha comentado en apartados anteriores, la principal función del módulo fotovoltaico es la de proporcionar energía a la instalación a partir de la radiación solar aprovechando el efecto fotoeléctrico. Entonces en función de las características de la instalación se necesitarán asociar varios módulos fotovoltaicos para obtener los requisitos de potencia a generar. Los módulos fotovoltaicos se pueden asociar en: 

Serie: para asociar módulos fotovoltaicos en serie se conecta el polo positivo de un módulo con el polo negativo del siguiente módulo y así sucesivamente tantas veces como elementos se necesiten. El asociar baterías en serie permite el aumentar la tensión nominal. En la figura 2.13, se muestra el resultado de asociar 2 módulos de 12 voltios en serie, obteniéndose 24 voltios (tensión nominal). Las ecuaciones que definen la asociación en serie son: U TOTAL  U 1  U 2  U 3  ... I TOTAL  I 1  I 2  I 3  ... PTOTAL  P1  P2  P3  ... PTOTAL  U TOTAL · I TOTAL



V  A W  W 

Paralelo: para módulos fotovoltaicos en paralelo se conecta el polo positivo de un módulo con el polo positivo del siguiente módulo y el polo negativo de un módulo con el polo negativo del siguiente módulo, tantas veces como elementos se necesiten. El asociar módulos en paralelo permite el aumentar la corriente generada. En la figura 2.14, se muestra el resultado de asociar 2 módulos de 12 voltios y 1 amperio en paralelo, obteniéndose 12 voltios (tensión nominal) y 2 amperios (corriente generada). Las ecuaciones que definen la asociación en paralelo son: U TOTAL  U 1  U 2  U 3  ... I TOTAL  I 1  I 2  I 3 ... PTOTAL  P1  P2  P3 ... PTOTAL  U TOTAL · I TOTAL

V 

A W  W 

57

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Mixta: consiste en una combinación de una instalación en serie y paralelo, lo que permitirá aumentar tanto la tensión como la corriente generada. En la figura 2.15, se muestra el resultado de asociar 4 módulos de 12 voltios y 1 amperio para obtener 24 voltios (tensión nominal) y 2 amperios (corriente generada). Para ello se ha asociado dos ramas en paralelo (el aumento de corriente), las ramas están compuestas por dos módulos en serie (el aumento de tensión).

Figura 2.13. Asociación en serie

Figura 2.14. Asociación en paralelo

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ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.15. Asociación mixta

Figura 2.16. Caja de conexiones

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 2.17. Conexiones mediante cable externo

En la mayoría de las instalaciones, dependiendo de la potencia de la instalación, será necesario asociar varios módulos fotovoltaicos en serie o paralelo para obtener los niveles de tensión de la instalación. Para la realización de las conexiones se puede realizar desde una caja de conexiones que se encuentra en la parte posterior del módulo fotovoltaico (figura 2.16), o en algunos casos dispone de un cableado de conexión con conectores especiales que facilitan la conexión (figura 2.17). En la figura 2.18, se pueden ver dos diodos denominados diodos de paso. Dichos diodos también son denominados diodos de bypass, y su función es la de proteger individualmente a cada panel de posibles daños ocasionados por sombras parciales, evitando que los módulos fotovoltaicos actúen como receptores.

Figura 2.18. Caja de conexiones de 12 voltios

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ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.19. Caja de conexiones de 24 voltios

Los diodos de bloqueo suelen ir conectados en la caja de conexiones de cada módulo fotovoltaico (figura 2.18) y se utilizan en disposiciones de módulos fotovoltaicos conectados en serie. Así pues se puede encontrar con un diodo o más, ya que si son módulos de 24 voltios se trata como si se dispusiera de dos módulos de 12 voltios, se muestran en la figura 2.18 y 2.19 dos ejemplos de caja de conexiones de diferentes tensiones con diferente número de diodos de bypass o bloqueo. Dichos diodos van interconectados en paralelo con las conexiones de módulo fotovoltaico, siendo conectado el ánodo del diodo con el terminal negativo del módulo fotovoltaico y el cátodo del diodo con el terminal positivo del módulo fotovoltaico. En la figura 2.19 se muestra una conexión mixta de 8 módulos asociados en dos ramas en paralelo con 4 módulos en serie por cada rama, se puede apreciar las conexiones de los diodos de baypass o bloqueo.

2.7 Efectos de irradiación y temperatura En el apartado 2.3 se comentaba que la curva tensión-corriente está tomada para valores estándar, pero dicha curva puede tomar modificaciones en función de la irradiación y la temperatura. En la curva representada en la figura 2.21 se pueden ser distintos en función de la irradiación solar, puesto que la corriente generada va directamente relacionada con la irradiación solar. De tal forma que contra mayor sea la irradiación mayor será el valor de corriente generada, es decir la corriente en cortocircuito (Isc). Al igual sucede con las variaciones de temperatura, pero estas influyen sobre el punto de potencia máxima (Pmax), la tensión máxima (Vpmax) y la tensión en circuito abierto (VOC). Dichos valores disminuyen ante el aumento de temperatura. También influyen sobre la corriente en cortocircuito (Isc) provocando que está aumente al aumentar la temperatura, pero este aumento es menos significativo que las variaciones de tensión, por ello la potencia 61

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

también disminuye. Las modificaciones por temperatura se representa en la figura 2.22.

Figura 2.20. Asociación mixta con diodos bypass

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ENERGÍA FOTOVOLTAICA

Figura 2.21. Curva V-I con variaciones de irradiación

Figura 2.22. Curva V-I con variación de temperatura

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

2.8 Aplicaciones de la Energía fotovoltaica En este capítulo encontrará aplicaciones en donde se utiliza como fuente de energía la energía solar fotovoltaica, cuyo elemento principal es el módulo fotovoltaico. El módulo fotovoltaico suministrará energía a la instalación, después en función de su utilización se puede catalogar en: 

Sistemas fotovoltaicos de conexión a red: consisten básicamente en instalaciones en donde la energía generada se convierte a los valores de tensión alterna de la red de distribución. Vendiendo a la empresa suministradora la energía generada (capítulo 3).



Sistemas fotovoltaicos aislados: consiste en sistemas alejados de la red eléctrica de distribución y mediante la energía eléctrica obtenida del sol alimentan los distintos equipos (capítulo 4).

Estos son los dos grandes bloques, pero el del sistema fotovoltaico aislado presenta un mayor abanico de posibilidades o instalaciones similares, pero a la vez distintas, tales como: suministro en una vivienda, suministro en sistemas móviles, suministro en sistemas de telecomunicaciones, suministro en instalaciones de riego o bombeo de agua. Así pues en los siguientes capítulos verá una muestra de sistemas alimentados o que utilizan la energía solar fotovoltaica.

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CAPÍTULO 3 FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

3.1 Introducción El funcionamiento de una instalación fotovoltaica conectada a la red de distribución es sencillo, la energía es captada a través de los módulos fotovoltaicos y es convertida a los valores de la red eléctrica por medio del Inversor, para ser conectada a la red eléctrica. Antes de ser conectada a la red eléctrica, se dispondrá de una caja de protección general (C.G.P) y un contador. El contador medirá los kilovatios hora (kW/h) que se inyectan a la red. El precio de Kw/h producido viene determinado por Orden del Ministerio de Industria. En la figura 3.1, se muestra los componentes básicos de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red. Representándose por medio de flechas el sentido de la corriente generada y de la corriente consumida.

Figura 3.1. Esquema general de energía solar conectada a red

3.2 Componentes Una instalación solar conectada a la red consta de cuatro elementos básicos:

66



Módulos solares fotovoltaicos o generador fotovoltaico: es el encargado de captar la energía solar (ver capítulo 2).



Inversor: es el encargado de la conexión a red, transforma la corriente continua en corriente alterna, y decide cuándo puede inyectarla a la red de distribución.



Cuadro de contadores: es el encargado de medir la energía producida por el sistema fotovoltaico durante su período de funcionamiento.

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED



Elementos de protección: protegen la descarga y derivación de elementos en el caso de fallo o ante sobrecargas.

3.3 Inversor 3.3.1 Características Los inversores utilizados para la conexión a red eléctrica dispondrán de un control de la tensión de red, de la onda de salida, del sincronismo entre la señal generada con la de la red eléctrica, y dispositivos de protección. Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante). Los inversores tendrán incorporando protecciones frente a: 

Cortocircuitos en alterna.



Tensión de red fuera de rango.



Frecuencia de red fuera de rango.



Sobretensiones, mediante varistores o similares.



Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.



Los inversores dispondrán de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo. Un inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:



Encendido y apagado general del inversor.



Conexión y desconexión del inversor a la interfaz de corriente alterna. Podrá ser externo al inversor.

Otro aspecto a destacar es que las tensiones de entrada a las que suele trabajar son del orden de 100 a 750 voltios de continua, es decir mucho más altas que a las que suele trabajar las instalaciones solares aisladas o autónomas. En la figura 3.2, se muestran las características de un inversor real utilizado para la conexión a red. Los datos más característicos son: 

El rango de tensión de continua que acepta, como recomendación se escoge lo más que se pueda para que la transformación de potencia requiera menor corriente.



Tensión máxima y mínima de generación.



Potencia nominal de salida y su valor máximo, que determinará la potencia de la instalación.



Rendimiento o eficiencia, también denominado como eficacia europea o rendimiento anual, se expresa en tanto por ciento e indica la relación entre potencia de entrada y potencia de salida. 67

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



El rango de temperatura, y las dimensiones del equipo.

Figura 3.2. Equipo comercial

3.3.2 Principio de funcionamiento En equipos actuales se está utilizando para el control dispositivos programables, como microcontroladores o DSP (procesado digital de la señal), que realizan las medidas de las condiciones de entrada y salida, para realizar el control del puente inversor. Con dicho control se pretende buscar siempre el punto máximo de potencia que se verá modificado en función: del nivel de irradiación y temperatura. Desde el campo de módulos fotovoltaicos se puede conseguir que se trabaje en el punto máximo de potencia mediante el uso de convertidores continua a

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

continua (DC/DC) que después se conectarán al circuito inversor para obtener la tensión que será inyectada a la red. Cuando se habla de máximo punto de potencia se utilizan las siglas MPPT (de las siglas en inglés Maximum Power Point Tracking), que se corresponde con los valores de tensión máxima (Vm) y corriente máxima (Im). Con lo cual un circuito de control realiza las medidas de corriente y tensión (VPV y IPV en la figura 3.3), para obtener una señal de control (Rapport Cyclique D en la figura 3.3) que controla el convertidor (Convertidor DC-DC), para adaptar la potencia de salida (I2 y V2 en la figura 3.3), que será aplicada a carga (Carga DC en la figura 3.3). En el caso de un inversor, la salida del convertidor irá aplicada a la entrada del bloque inversor para convertir la tensión continua a alterna, como se puede ver en la figura 3.4.

Figura 3.3. Gráfica punto máximo de potencia

Figura 3.4. Bloques de un inversor

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

También se está utilizando el uso de aislamiento, mediante transformadores de baja frecuencia (se utilizan a la salida del inversor 50 hercios) o de alta frecuencia si se utiliza en el convertidor (DC-DC). Para que no exista una conexión eléctrica directa entre la red y el campo de módulos fotovoltaicos. En la figura 3.4, se muestra el diagrama de bloques del funcionamiento del inversor controlado por DSP, en donde se representa la instalación de módulos fotovoltaicos como una fuente de corriente.

3.3.3 Monitorización Al utilizar un control de procesado por DSP o microcontrolador, se pueden utilizar medios de visualización por ordenador. Estableciendo una comunicación entre el ordenador y el sistema. En dichos sistemas se pueden visualizar diversa información sobre la instalación fotovoltaica: potencia generada por el campo fotovoltaico, corriente desde el campo fotovoltaico, potencia entregada a la red, potencia de salida a la red, análisis de fallos, gráficas de historial, etc. A dichos sistemas de visualización se denominan monitorizados, que permiten además la visualización en la pantalla del ordenador mediante aplicaciones Scada, o la creación de una página web con información de la instalación. Aunque también disponen de la visualización en pantallas LCD integradas en el propio equipo inversor.

Figura 3.5. Ejemplo monitorización

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Figura 3.6. Ejemplo visualización monitorización de una instalación

Para la comunicación utilizan el protocolo RS485, con lo cual necesitan de un convertidor a RS232 para ser conectado al puerto serie del ordenador. Cuando se disponen de varios inversores se necesitan equipos especiales para conmutar entre la información de los diferentes equipos que forman la instalación. En la figura 3.5, se puede ver un ejemplo de conexión para la monitorización de inversor o consulta rápida en la pantalla LCD del propio inversor, y en la figura 3.6 se muestra un ejemplo de una aplicación de visualización de las características de la instalación. En los sistemas de monitorización existe la posibilidad de monitorización a distancia, es decir remota. Con la posibilidad de notificar posibles errores o fallos, mediante el uso de módem telefónico o web server.

3.3.4 Interconexión de inversores En una instalación conectada a la red, se puede realizar la instalación con un solo inversor (figura 3.7) o varios inversores (figura 3.8). En el caso de utilizar un solo inversor (denominado inversor centralizado), se conectan todos los módulos fotovoltaicos en serie y paralelo a la entrada del inversor. Dicho inversor tiene que ser de potencia igual al de toda la instalación del campo de módulos fotovoltaicos. En el caso de realizar una descentralización, en donde se distribuye un inversor por una serie de diferentes ramas de módulos fotovoltaicos fotovoltaicos. Después se interconectan en paralelo para la inyección a la red eléctrica.

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 3.7. Instalación conectada a la red con un inversor

Figura 3.8. Instalación conectada a la red con tres inversores

3.4 Cuadro de contadores Como su propio nombre indica el cuadro de contadores será el armario en donde irán los dispositivos de medida de la potencia inyectada a la red de distribución eléctrica.

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Figura 3.9. Cuadro eléctrico instalación fotovoltaica conectada a la red

Figura 3.10. Localización de contadores

En el caso de producirse consumos en la misma localización de la instalación fotovoltaica (por ejemplo: para uso doméstico), estos se situarán en circuitos independientes, es decir la instalación de la vivienda tendrá su contador y la instalación fotovoltaica tendrá su contador. 73

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 3.11. Cuadro eléctrico esquema unifilar cuadro de contadores

Para el contador que mida la energía inyectada a la red, habrá dos posibilidades: 

Un contador: en este caso debe ser un contador que sea capaz de medir en ambos sentidos. Este tipo de contadores utiliza circuitería electrónica con capacidad de memoria para almacenar, tanto los datos relativos al consumo, como los datos relativos a la energía generada.



Dos contadores: en este caso se conectan en serie con el interruptor general en conexión en oposición de circulación de corriente.

La colocación de los contadores vendrá determinada por el reglamento electrotécnico de baja tensión, en su instrucción ITC 16. Tras su instalación todos los elementos integrantes del equipo de medida (tanto de entrada como de salida) serán precintados por la empresa distribuidora, y el instalador autorizado solo podrá abrir dichos precintos con el consentimiento por escrito de la empresa distribuidor. Aunque en caso de peligro podrá retirar dichos precintos, notificándolo lo antes posible a la empresa distribuidora. En la figura 3.9, se muestra el esquema unifilar de un cuadro eléctrico correspondiente al esquema unifilar de obligado cumplimiento, según Resolución de 31 de mayo de 2001 de la Dirección General de Política Energética y Minas. Se puede ver el contador de salida (energía generada) y el contador de entrada (consumo de la vivienda). En dicha figura aparece un cuadro con un asterisco en su interior, que según la normativa indica que se trata de un dispositivo que impida la entrada de energía o en su defecto contador de entrada, o un contador que mida en ambos sentidos. Así pues en la figura 3.10 y 3.11, se puede ver el esquema unifilar del cuadro de contadores con dos contadores, conectándose el contador de entrada en contraposición del contador de salida. Del mismo modo en la figura 3.11 se indica el dispositivo que interrumpe el suministro de energía de la instalación

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

generadora fotovoltaica, dicho símbolo representa un interruptor de protección de desenganche térmico, denominado Interruptor frontera.

3.5 Elementos de protección No cabe duda que es importante el uso de varios sistemas de protección, ya sea para proteger la instalación generadora, o la red de distribución, o la instalación de consumo, o la del técnico o usuario. Por lo que se debe incluir: 

Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual.



Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continúa de la instalación.



Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión o conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento.



Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente), además de máxima y mínima tensión (1,1% y 0,85% de la tensión nominal, respectivamente).

Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora, tras realizar las verificaciones. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión, así como de máxima y mínima frecuencia, y en tal caso las maniobras automáticas de desconexión-conexión serán realizadas por inversor. En este caso sólo se precisará disponer adicionalmente de las protecciones de interruptor general manual y de interruptor automático diferencial, si se cumplen las siguientes condiciones: Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red. El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado manualmente. El estado del contactor (on/off), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado. En caso de que no se utilicen las protecciones precintables para la interconexión de máxima y mínima frecuencia, de máxima y mínima, el fabricante del inversor deberá certificar: 75

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Los valores de tara de tensión.



Los valores de tara de frecuencia.



El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de fallos (modelo, marca, calibración, etc.).



Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites de establecidos de tensión y frecuencia.

Figura 3.12. Cuadro generador fotovoltaico con adaptador de corriente

Figura 3.13. Bloques de protecciones sistema de generación y adaptación de corriente

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de software de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación. En la figura 3.12, se muestra el esquema unifilar de sistema formado por el generador fotovoltaico y de accionamiento de potencia correspondiente al esquema unifilar de obligado cumplimiento, según Resolución de 31 de mayo de 2001 de la Dirección General de Política Energética y Minas. Se puede ver el contador de salida y el contador de entrada. El cuadro Protecciones de la figura 3.12, incorpora las protecciones que se han comentado en este apartado. Algunas de ellas pueden estar integradas en el inversor. En la figura 3.13, se ve en más detalle en donde se incluye en un cuadro con las protecciones relativas al circuito de tensión continua y el cuadro con las protecciones relativas al circuito de tensión de alterna. Incluyéndose un dispositivo de supervisión de la tensión y frecuencia de la red. Para la protección diferencial se utilizan equipos especialmente preparados para este fin. Puesto que el uso de diferenciales preparados para la instalación de instalaciones de alterna no funcionan. En la figura 3.14 se muestra el circuito interno de un equipo especial con los diferentes bloques que lo integran.

Figura 3.14. Protección diferencial circuito de corriente continua

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 3.15. Protección contra sobretensiones

En la figura 3.14, se muestra un equipo comercial que realiza la medida de la corriente que es derivada a tierra de cualquier parte metálica de la instalación de continua. Cuando detecta una corriente de fuga habré el circuito mediante el uso de un contactor. El uso de equipos electrónicos digitales o microcontrolados en el dispositivo de protección diferencial permite la incorporación dentro del sistema de supervisión o monitorización mediante sistema informático. Respecto al circuito de protección de corriente alterna (cuadro protecciones AC de la figura 3.13), se utilizará un magnetotérmico y un diferencial que se adapten a los niveles de corriente máxima. También podrá incluir la instalación protección contra sobretensiones, basados en sistemas con varistor (absorbe los picos mayores a su tensión nominal) pero adaptados a los niveles de tensión continua de la instalación. Como se muestra en la figura 3.15.

3.6 Cableado Respecto al cableado que une los diferentes equipos se debe cumplir las siguientes condiciones:

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

Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente.



Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Tomando como caída de tensión: 1,5% para continua y 2% para corriente alterna.



Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas.



Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED



Para el cálculo hay que tener en cuenta una caída de tensión del 1,5% para continua y del 2% para alterna, así como la longitud del cableado. Utilizando la siguiente ecuación: S  2·

l·I k·U

mm  2

3.7 Instalación de toma de tierra La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución. La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el desarrollo tecnológico. Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento electrotécnico para baja tensión, así como de las masas del resto del suministro. Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición. Los módulos fotovoltaicos y sus estructuras de sujeción debe estar conectado a tierra (figura 3.16), generalmente este dispositivo de un orificio característico para permitir esta conexión a tierra. De igual forma los demás componentes a tierra, generalmente cada dispositivo lleva indicado el terminal correspondiente conexión a tierra. En la figura 3.17, se muestra el esquema de una instalación conectada a red con conexión de toma de tierra mediante una línea discontinua.

Figura 3.16. Conexión a tierra de la estructura metálica

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 3.17. Conexión de toma de tierra en instalación

3.8 Esquema general Según Resolución de 31 de mayo de 2001 de la Dirección General de Política Energética y Minas se indica el esquema unifilar de obligado cumplimiento (figura 3.18). En donde CT indica centro de transformación, y hace referencia a la red de distribución. La Caja general de protección de la ED, que según el reglamento electrotécnico para baja tensión es la caja general de protección (indicado en varias documentaciones como CGP), en donde se han incluido las siglas ED referentes a la Empresa Distribuidora. El interruptor de control de potencia o ICP, sirve para controlar que el consumo de la vivienda no exceda de la potencia contratada a la compañía distribuidora. Se distinguen por llevar impreso las siglas ICP, además de estar sellado por la compañía distribuidora. El Cuadro de distribución hace referencia a la distribución individual, ya que se puede tratar de una sola vivienda o varias. Comentar que según el reglamento electrotécnico para baja tensión actual, en cada vivienda (o derivación individual) se debe disponer de interruptor de control de potencia (ICP)

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

integrado con los dispositivos generales de mando y protección (denominado DGMP).

Figura 3.18. Esquema unifilar de una instalación fotovoltaica conectada a red

3.9 Instalaciones mixtas Las instalaciones mixtas, son instalaciones que disponen de una instalación aislada y otra conectada a la red de energía fotovoltaica. Pero en España está prohibido este tipo de instalaciones. En un campo fotovoltaico todo lo que se genera se debe inyectar en la red, es decir es un sistema generador. Una instalación fotovoltaica aislada la energía se consume o almacena para uno propio, es decir es un sistema abastecedor. Comentar que una instalación mixta no es lo mismo que un sistema híbrido, en donde el sistema fotovoltaico se complementa con otro sistema generador de energía (eólica o grupo electrógeno). Los sistemas híbridos se utilizan con energía solar fotovoltaica aislada o autónoma, para obtener una mayor fiabilidad en el suministro de energía.

3.10 Integración arquitectónica Se define la integración arquitectónica de los módulos fotovoltaicos en un edificio, como la sustitución parcial o total de un elemento constructivo (revestimiento, cerramiento o elemento de sombreado) por módulos fotovoltaicos. 81

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

En estos casos los módulos fotovoltaicos realizan doble función, por un lado la propia función de captación de energía solar y por otro lado la estructura de un edificio. Para la colocación en un edificio existen diferentes posibilidades: se puede colocar en tejados, fachadas, azoteas, aparcamientos, etc. En la colocación también hay que tener en cuenta la colocación de los módulos, no por colocar módulos fotovoltaicos se colocan en cualquier lugar o posición. Es decir, deben colocar de tal forma que la captación sea la mayor posible.

Figura 3.19. Estructura emplazada en el tejado o terraza

82

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Figura 3.20. Instalación superpuesta sobre un tejado

Figura 3.21. Instalación integrada en una cubierta semitransparente

Según donde y como vayan colocados los módulos fotovoltaicos, presentan un mayor o menor grado de integración. Se puede realizar la siguiente clasificación: 

Estructura soporte o emplazada: son los soportes adaptados a la estructura del edificio. Es la técnica más sencilla para tejados planos y edificios ya construidos. Son estructuras independientes a la estructura del edificio (figura 3.19). 83

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Superpuesto: son la colocación de los módulos en paralelo a la envolvente del edificio (tejado o fachada). En este tipo de estructuras no sustituyen a ningún otro elemento constructivo. El grado de integración en la edificación es mayor que la estructura soporte y el impacto visual es menor, pero no cumple la doble función energética y arquitectónica (figura 3.20).



Integrado: Estos módulos cumplen la doble función de generación de energía y forman parte del propio edificio. Por ejemplo se muestra en la figura 3.2 la integración en tejado, siendo utilizado módulos fotovoltaicos en forma de teja. O por ejemplo se muestra en la figura 3.3 la integración en vidrieras, siendo utilizados módulos fotovoltaicos semitransparentes integrados en una cubierta (figura 3.21).

3.11 Seguidores solares Se trata de equipos que permiten aprovechar la mayor cantidad posible de energía captada. Su funcionamiento está basado en motores que permiten modificar la inclinación y la orientación buscando la mayor potencia capturada posible. El uso de sistemas de seguimiento permiten un aumento de la energía total recibida del orden al 40%, aunque claro está el uso de este tipo de sistemas aumentan el precio de la instalación.

Figura 3.22. Tipos de seguidores

84

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Los tipos de seguimiento pueden ser de un eje o de dos ejes, dependiendo del tipo de engranajes (figura 3.22): 

Seguimiento de un eje (inclinación): el eje norte-sur permanece fijo o ajustado en la instalación, y el eje este-oeste se orienta automáticamente buscando la máxima radiación solar. Es usado en estructuras pequeñas y ligeras.



Seguimiento de dos ejes (acimut e inclinación): tanto el eje norte-sur (eje vertical) como el este-oeste (eje horizontal) son orientados automáticamente buscando siempre la máxima radiación solar. Este sistema es utilizado en seguimientos de precisión con estructuras pesadas.

Para obtener la modificación de la inclinación y del acimut, utiliza equipos como: células solares, pequeños módulos fotovoltaicos o equipos específicos de medida. Es decir necesita saber el valor de la radiación solar que está incidiendo sobre los módulos fotovoltaicos para ajustarse al mayor valor (ver instrumentos de medida en el apartado 1.9). Para cuando los seguidores son de gran tamaño deben disponer en el circuito de control de un anemómetro (mide la velocidad del viento), para evitar posible deterioro en alguno de los módulos fotovoltaicos o en el propia estructura del seguidor. Por ejemplo en la figura 3.23 se muestra el bloque o caja de control de un seguidor, en donde se puede apreciar los dispositivos de medida de radiación y de viento. Existe otro sistema de seguimiento manual, que es utilizado en instalaciones de muy pequeña potencia. Consiste en modificar el ángulo de inclinación de la estructura para aumentar la potencia generada ante cambios de estaciones. Por ejemplo, el modificar la inclinación para obtener el ángulo de mayor captación en verano y después modificarlo para obtener el ángulo de mayor captación en invierno (ver valor de inclinación según estación en el apartado 1.7). Se utilizan estructuras como la de la figura 3.24.

Figura 3.23. Dispositivo de control de un seguidor

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 3.24. Estructura de cambio manual de inclinación

3.12 Huertos solares Un huerto solar es un recinto o parcela en el que pequeñas instalaciones fotovoltaicas comparten infraestructura y servicios. Cada instalación tiene un titular diferente, pero todas las instalaciones están ubicadas en el mismo terrero. El titular se trata de un inversor que adquiere un porcentaje de la instalación, recibiendo los ingresos proporcionales a la cantidad adquirida. El inversor es alguien interesado en la energía fotovoltaica (en su vertiente más económica) y que no dispone de terreno propio para su instalación. Entonces varios inversores dan su dinero para los costes de construcción y tramitación de una instalación fotovoltaica conectada a la red de distribución. Después los beneficios obtenidos de la instalación se reparten entre todos los inversores, siempre en función de la inversión inicial. Este tipo de instalaciones se ubican en puntos en donde la radiación solar es muy alta y la cantidad de horas de sol es abundante; estos factores garantizan una producción rentable y elevada de plantas fotovoltaicas.

3.13 Proceso general de cálculo 3.13.1 Pasos a seguir Cuando se realiza una instalación solar conectada a la red, hay que tener en cuenta que se diseña pensando en la potencia que se va a inyectar a la red. Independientemente del consumo que se realice en la vivienda, ya que se trata de instalaciones independientes.

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Así pues, el dato de partida es la potencia que se inyectará a la red. Por una parte para los trámites que se deben seguir para su instalación y por otra para calcular la potencia del campo generador. Después se obtendrá la asociación de varios módulos fotovoltaicos en serie (para aumentar la tensión) y en paralelo (para aumentar la corriente) hasta obtener la potencia de generación. Comentar que se denomina ramas a un grupo de módulos fotovoltaicos que se conectarán en paralelo con otro grupo de módulos fotovoltaicos de las mismas características. A continuación se muestran los pasos del proceso de cálculo manual: 

Potencia que se inyectará en la red de distribución (Pred).



Elección del inversor, para conocer las características de entrada: tensión y corriente (ver apartado 3.3).



Potencia del campo generador (Pcampogenerador).



Se calcula el número de módulos fotovoltaicos necesarios para satisfacer el valor de potencia de la instalación en función de la potencia de cada panel (Nmódulos).



Elección de la tensión del campo generador que estará directamente relacionado con el valor de tensión de continua que acepte el inversor (Vn). Es recomendable la elección de un valor elevado de tensión para obtener un valor menor de corriente, lo que repercutirá en el cálculo de la sección del cableado.



Cálculo del número de módulos fotovoltaicos en serie (Nmódulosserie).



Cálculo del número de ramas (Nramas), o lo que es lo mismo el número de conjuntos de módulos fotovoltaicos en serie conectados en paralelo.

3.13.2 Potencia del campo generador Se calcula el valor de potencia del campo de módulos fotovoltaicos (Ppgenerador), para obtener la potencia elegida (Pred), teniendo en cuenta las pérdidas del panel (ηpanel) y las pérdidas del inversor (ηinversor). La potencia del campo de módulos fotovoltaicos viene dada por la siguiente ecuación: Ppgenerador 

Pred

 panel · inversor

Las diferentes incógnitas de la ecuación anterior, son: 

Ppgenerador: potencia de pico del campo de módulos fotovoltaicos fotovoltaicos, en kW.



Pred: potencia a inyectar a la red, en kW.



ηinversor: rendimiento del inversor en tanto por uno. El rendimiento del inversor variará entre el 0.83 (83%) y 0.89 (89%), en función de la potencia del inversor. 87

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



ηpanel: rendimiento medio del panel fotovoltaico, como defecto se puede tomar un valor de 0.85 (85%).

3.13.3 Número de módulos fotovoltaicos El número de módulos fotovoltaicos fotovoltaicos vendrá dado por su potencia pico y voltaje de trabajo, dependiendo del inversor y del panel elegido, para proporcionar la potencia del campo de módulos fotovoltaicos. Se redondeará el resultado al número de módulos inmediatamente superior. Se utiliza la siguiente ecuación:

N paneles 

Ppgenerador Ppanel

1

Las diferentes incógnitas de la ecuación anterior, son: 

Nmódulos: es el número total de módulos fotovoltaicos que formarán la instalación.



Ppgenerador: es el valor de potencia de pico calculada en el apartado 3.13.2.



Ppanel: potencia máxima del panel fotovoltaico, en kW, en condiciones estándar de medida, se obtiene de las hojas de características del panel. En ciertas documentaciones se muestra este valor como potencia de pico.

Para calcular el número de módulos fotovoltaicos en serie, se utiliza la siguiente ecuación: N panelesserie 

Vn

V npanel

Las diferentes incógnitas de la ecuación anterior, son: 

Nmódulosserie: es el número de módulos fotovoltaicos que se conectarán en serie con cada rama.



Vn: tensión nominal de la instalación en voltios, es el valor en continua que corresponderá con la tensión de entrada del inversor.



Vnpanel: tensión nominal de los módulos fotovoltaicos en voltios, suele ser de 24 voltios pero no siempre será así, dependerá del panel elegido.

Para calcular el número de ramas (Nramas), o conexión de módulos fotovoltaicos en paralelo, se utiliza la siguiente ecuación:

N ramas 

88

N paneles N panelesserie

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

3.13.4 Con varios inversores Si dependiendo de las características de la instalación, se requiere de la conexión de varios inversores, se tendrá en cuenta que los inversores utilizados sean todos de las mismas características y preferiblemente del mismo fabricante. De igual modo el número de módulos fotovoltaicos serán los mismos que se conectan a cada inversor, siendo todos de las mismas características y utilizando la misma disposición (conexión en serie y en ramas). En consecuencia se realizarán los cálculos para la potencia de cada inversor, teniendo en cuenta que dicha disposición será repetida tantas veces como inversores sean necesarios. Por ejemplo, se realiza una instalación de 5 kilovatios de potencia y se utilizan inversores de 2,5 kilovatios. Así pues, se realizan los cálculos para que la potencia de red sea de 2,5 kilovatios (Pred). Después se necesitan el doble de módulos fotovoltaicos y se conectará las salidas de ambos inversores para inyectar los 5 kilovatios. Es decir, se obtendrá un valor de Ppgenerador de 2,5 kilovatios para calcular el número de módulos fotovoltaicos en serie y el número de ramas, después se repetirá tantas veces como sea necesario: Ppgenerador1, Ppgenerador2; hasta conseguir la potencia deseada a la red de distribución. Se muestra en la figura 3.25 el ejemplo descrito.

Figura 3.25. Conexión varios inversores

Si se tiene en cuenta el código técnico de Edificación (CTE) para conocer la potencia generada por el campo fotovoltaico, hay que consultar el capítulo 8 en donde se indica cómo obtener el valor de Ppgenerada en función de las características del nuevo edificio, mirando el apartado: HE5 Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica. 89

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

3.14 Cálculo de la producción anual 3.14.1 Opciones PVGIS Para calcular la producción anual, se realiza teniendo en cuenta la producción del campo fotovoltaico para cada mes del año, en función de la inclinación de los módulos fotovoltaicos y de la situación geográfica. Para simplificar el proceso de cálculo, se describe la forma de obtener la producción anual, utilizando la base de datos PVGIS.

Figura 3.26. Pantalla PVGIS

El acceso a la base de datos se realiza a través de la siguiente dirección: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/. Después si se hace clic sobre el icono de Europe del cuadrado Interactive access to solar resource and photovoltaic potential: para acceder a la aplicación. En la pantalla de PVGIS (figura 3.26) a la izquierda se puede ver el mapa de Europa que permite la navegación y la localización de un lugar, ya sea mediante el ratón o usando los controles que se encuentran en la parte superior derecha (con los cursores se desplaza y mediante el más/menos se realiza los aumentos/reducción en el propio mapa). Si se conoce la localización, se puede utilizar el cuadro de búsqueda, que se encuentra en la

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FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

parte superior del mapa. Simplemente introduciendo el nombre de la zona geográfica, mostrándose el resultado en el mapa. En la pantalla de PVGIS a la derecha están los menús de consulta de la base de datos, mediante 3 pestañas o opciones se puede realizar la consulta: Estimación producción fotovoltaica (PV Estimation), consulta radiación mensual (Monthly radiation) o radiación diaria (Dialy radiation). En este caso hay que consultar el menú PV Estimation (figura 3.26), en donde los datos a introducir son los siguientes: 

PV Technology: tecnología fotovoltaica, la más extendida es la de silicio cristalino (Crystalline Silicon).



Installed Peak PV power (kWp): potencia fotovoltaica de pico del campo fotovoltaico en kilowatios (kW). Valores vistos en los apartado 3.13.



Estimated system losse: estimación de pérdidas del sistema, como el rendimiento energético suele ser de un 85%, se pueden escoger una pérdidas de 14% (valor por defecto de ―PvGIS‖) o 15%.



Module inclination: inclinación de los módulos fotovoltaicos.



Module orientation: orientación de los módulos correspondiéndose el valor de 0 con el sur geográfico.

fotovoltaicos,

Después se encuentran 3 opciones a elegir una, respecto a la inclinación y orientación (ver apartado 1.7): 

Use given inclination and orientation: usar los valores de inclinación y orientación introducidos.



Find optimal inclination for given orientation: encontrar el valor óptimo de inclinación para la orientación introducido.



Find optimal inclination and orientation: encontrar inclinación y orientación óptima.



El resto de opciones son de visualización de los resultados:



Show performance for 2 axis tracking system: muestra el rendimiento para un sistema de rastreo de 2 ejes (apartado 3.11).



Show horizon: muestra la gráfica sobre la horizontal, sobre modificar el eje horizontal (variación de la orientación).



Show in-plane irradiation: muestra la radiación sobre el plano fotovoltaico sin pérdidas.



Show graphs: muestra las gráficas de los datos anteriores.



Output formats: como muestra los resultados, en una ventana (Output in new window), en un fichero de texto (Export to text) o en un fichero pdf (Save as PDF).

91

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 3.27. Datos de la instalación

Figura 3.28. Tabla resultados

92

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Figura 3.29. Gráfica de valores obtenidos

3.14.2 Visualización de resultados Tras pulsar en el botón Calculate, se mostrarán los resultados. Primero indicará los datos de partida (figura 3.27), después una tabla con los resultados tanto para el ángulo de inclinación como con el uso de seguidor de 2 ejes (figura 3.28), y las gráficas que muestran los resultados tanto para el ángulo de inclinación como con el uso de seguidor de 2 ejes (figura 3.29). Los resultados que se muestran en la figura 3.28, las tablas representan: 

Ed: (media de electricidad diaria generada por el sistema en kilovatios a la hora –kWh-)



Em: (media de electricidad mensual generada por el sistema en kWh), tanto el valor por meses como la anual (última fila –Year-).

En el ejemplo que se muestra en las figura 3.27, 2.28 y 3.29, se puede ver el aumento de energía generada al utilizar un sistema de seguimiento por ejes (ver apartado 3.11 sobre seguidores solares).

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3.15 Análisis económico 3.15.1 Introducción El análisis económico consiste en ver si se pueden obtener beneficios de la instalación fotovoltaica conectada a la red. Una de las características que tiene las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red es su gran gasto inicial, pero si se tiene en cuenta que la vida de una instalación está garantizada para 15 o 20 años. Esto supone que una vez sufragado el gasto inicial solo se pueden llegar a obtener beneficios, es decir ganar dinero. Por ello es importante hacer un estudio para saber cuánto tiempo se va a necesitar para sufragar el gasto inicial.

3.15.2 Tarifa y legislación vigente Para calcular los beneficios, se calcula teniendo en cuenta el valor de referencia de 7 céntimos el kilovatio hora, estableciéndose una prima en función de los años y la potencia instalada según el RD 436/2004: 

Instalaciones de 100kW o menos de potencia instalada.

Tarifa: 575 % durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 460% a partir de entonces. 

Resto de instalaciones de energía fotovoltaica.

Tarifa: 300% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 240% a partir de entonces. Prima: 250% durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 200% a partir de entonces. El RD 436/2004 fue actualizado a través del RD 661/2007 del 25 de mayo, en donde se estipulan las tarifas del precio del kW de la electricidad fotovoltaica instalada a partir de dicha fecha. El precio kWh es el siguiente en función de la potencia de la instalación: 

Potencias menores a 100kW: primeros 25 años el precio es de 0,440381 €/kWh, y a partir de 25 años el precio es de 0,352305 €/kWh.



Potencias mayores de 100kW hasta 10MW: primeros 25 años el precio es de 0,417500 €/kWh, y a partir de 25 años el precio es de 0,334000 €/kWh.



Potencias mayores de 10MW hasta 50MW: primeros 25 años el precio es de 0,229764 €/kWh, y a partir de 25 años el precio es de 0,183811 €/kWh.

Por ejemplo para una instalación de 1kW se obtendría un precio de 0,44 euros el kilovatio hora. De la que se ha obtenido el valor de producción anual con PVGIS en el apartado 3.14. Si se tiene en cuenta que el precio aproximado de una instalación es de unos 7 euros el vatio de pico. Por lo que una instalación de 1kWp puede ser de 94

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

aproximadamente 7000 euros. Este precio disminuye al aumentar la potencia de pico de la instalación o aumentar en función de los requisitos de la instalación y precio de los equipos. A modo de referencia con los valores de producción que se han obtenido con PVGIS con un valor medio anual por mes de 113 kWh (tabla superior de la figura 3.28) con una posición fija se obtendría unos ingresos de 49,72 euros mensuales (se trata del producto producción menual por el precio del kilovatio de 0,44 €/kWh), que se traducen en unos ingresos de 596,69 euros anuales. Para sufragar unos gastos iníciales de 7000 euros se necesitarían aproximadamente 11 años y 9 meses. Si se tuviera en cuenta las ganancias con doble seguidor de tensión (tabla inferior de la figura 3.28), se obtendrían unos ingresos de 66,44 euros mensuales, o lo 797,28 euros anuales. Las ganancias con doble seguidor aumentan pero el uso de seguidores solares también aumentan el gasto inicial y el gasto de mantenimiento también aumenta. Los cálculos realizados en este apartado, son a modo orientativo para ver cuánto tiempo se tardaría en sufragar la instalación, para llevar a cabo la instalación se debe realizar unos cálculos más exactos: cálculo de los módulos, inversores, instalación, soporte de las instalaciones, garantía, mantenimiento, cableado y canalizaciones. También se deberían tener en cuenta si en el momento de realizar la instalación se dispone de algún tipo de subvención, lo que reduciría el gasto inicial. Otro aspecto a tener en cuenta es el interés fiscal de la necesidad de pedir un préstamo. Además de obtener ventajas fiscales con deducciones del orden del 8% de la inversión sobre el Impuesto de sociedades o el IRPF. En el RD 1578/2008 de 26 de septiembre actualiza la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007. Es decir en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red inscritas después del 29 de septiembre de 2008 se aplicará el RD 1578/2008. Las novedades introducidas por el RD 1578/2008, son: 

Contempla dos tipologías diferenciadas, suelo y techo (instaladas en edificios), y orienta la inversión privada hacia la tipología en techo, por sus mayores beneficios económicos (en cuanto a reducción de pérdidas en la red, reducción de inversiones en infraestructuras) y medioambientales (mejor utilización del suelo y preservación de zonas con un potencial mayor valor natural).



La retribución, es decir el precio del kWh, puede verse modificada de una a otra convocatoria.



Establece un mecanismo de pre-registro, de forma que una vez realizados determinados trámites administrativos (autorización administrativa, conexión, etc.), los proyectos se inscriben en un registro, asignándoles en ese momento una tarifa regulada que percibirán una 95

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

vez esté finalizada la instalación. Para el pre-registro se dispondrá de 4 convocatorias anuales. 

Las instalaciones no podrán tener un tamaño superior a 10 megavatios (MW) en suelo y 2MW en edificios. Está limitando el tamaño de las instalaciones.



La tarifa regulada de cada convocatoria se calculará en función de la demanda que haya existido en la convocatoria anterior, con bajadas de la retribución si se cubre el cupo completo. Asimismo, podría elevarse la tarifa si en dos convocatorias consecutivas no se alcanza el 50% del cupo.



Este esquema retributivo beneficia a los consumidores, al establecer una retribución ajustada a la curva de aprendizaje de la tecnología, lo que se traducirá en un abaratamiento del coste de la electricidad en relación al modelo vigente. También beneficia a los inversores, al aportar predictibilidad de las retribuciones futuras.



Los cupos iníciales serán de 400 MW al año: dos tercios para las instalaciones en edificación y el resto para el suelo.



Con la finalidad de establecer un régimen transitorio para suavizar la inercia de la industria fotovoltaica actual, se establecen unos cupos extraordinarios adicionales de 100 MW y 60 MW para 2009 y 2010, respectivamente, en suelo. Las dos primeras convocatorias se resolverán en unos plazos muy reducidos: la primera, el 15 de diciembre de 2008.



Los cupos anuales se incrementarán en la misma tasa porcentual en que se reduzca la retribución en el mismo período, hasta un 10%.



Se establecerán mediante Orden Ministerial los requisitos técnicos y de calidad de las instalaciones para contribuir a la seguridad del sistema.



El plazo de retribución para cada instalación es de 25 años y la actualización anual de la retribución en función del IPC -0,25 ó -0,50, en ambos casos igual que en el anterior real decreto.

Estos cambios en son debidos a que el crecimiento de la potencia instalada ha experimentado son muy superiores al crecimiento esperado. Tomando como referencia el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 20002010 establecía el objetivo de potencia fotovoltaica de 150MW fue aumentado a 400MW en el Plan de Fomento de las Energías Renovables en España 20052010, debido a las numerosas inversiones en instalaciones fotovoltaicas conectada a la red. Por ejemplo a fecha del 25 mayo del 2007 se supero el 85% del objetivo de previsión de potencia instalada para el 2010 y a fecha de mayo del 2008 ya se vio superada la previsión, alcanzando los 1000MW de potencia instalada. En consecuencia el nuevo decreto, pretende servir para que la inversión en energía fotovoltaica continúe aumentando pero dentro de unos límites, es decir pretende garantizar un mercado mínimo para el desarrollo del sector fotovoltaico y asegurar la progresiva implantación de la tecnología fotovoltaica que será fijada en el Plan de Energías Renovables 2111-2020. 96

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

Así pues para el primer año se ha preservado el objetivo de 371MW, repartidas en función del tipo de instalación: 

Instalaciones ubicadas en cubiertas o fachadas de edificios, o sobre estructuras con el objetivo de cubierta para aparcamiento o sombreamiento: se destina 267 MW. En este tipo se distribuye el 10% para instalaciones inferiores a 20kW y el 90% para instalaciones superiores a 20kW.



Instalaciones sobre suelo (es decir instalaciones no incluidas en el párrafo anterior): se destina 133MW.

Al mismo tiempo se establecerán diversas convocatorias por año, para la inscripción en el registro de pre-asignación, repartiéndose en partes iguales la potencia prevista por año. Así pues en el Anexo III se establecen las convocatorias y plazos de presentación de solicitudes para la pre-asignación: 

Convocatoria 1º trimestre del año: la presentación de la solicitud se realizará entre el 1 de agosto del año anterior hasta el 31 de octubre del año anterior, y la publicación del resultado se realizará antes del 1 de enero.



Convocatoria 2º trimestre del año: la presentación de la solicitud se realizará entre el 1 de noviembre del año anterior hasta el 31 de enero, y la publicación del resultado se realizará antes del 1 de abril.



Convocatoria 3º trimestre del año: la presentación de la solicitud se realizará entre el 1 de febrero hasta el 30 de abril, y la publicación del resultado se realizará antes del 1 de julio.



Convocatoria 4º trimestre del año: la presentación de la solicitud se realizará entre el 1 de mayo hasta el 31 de julio, y la publicación del resultado se realizará antes del 1 de octubre.

En consecuencia con la nueva normativa en donde se ha establecido un precio para la primera convocatoria de: 

32 céntimos de euro por kWh para suelo.



Entre 32 y 34 céntimos por kWh para techo (tanto en instalaciones mayores como menores de 20 kilovatios).

Para la siguiente convocatoria (n) se modificará en función del número de instalaciones inscritas en el registro de pre-asignación y los valores de la convocatoria anterior (n-1), siguiendo la siguiente ecuación si la potencia preregistrada en la convocatoria anterior (Pn-1) es mayor o igual al 75% del cupo de la convocatoria establecida para la convocatoria anterior (P0):

Si

Pn 1  P0

 1  A· P0  P    Tn  Tn 1 ·    0,25 · P0   A 

Pero si la potencia pre-registrada en la convocatoria anterior (Pn-1) es menor al 75% del cupo de la convocatoria establecida para la convocatoria anterior (P0), se sigue la siguiente ecuación: 97

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO Si

Pn1  P0

 Tn  Tn1

Las variables de las ecuaciones anteriores son: 

Tn-1: tarifa para instalaciones pre-registradas de la convocatoria anterior (n-1).



Tn: tarifa para instalaciones pre-registradas de la convocatoria (n).



P: potencia pre-registrada en la convocatoria anterior (n-1).



P0: cupo de potencia para la convocatoria (n).



A: esta variable estará en función del número de convocatorias (m) con el factor de 0,91/m.

Es decir, si la potencia es mayor del 75% de la prevista para una convocatoria el precio del kWh será menor para la siguiente convocatoria; pero si la potencia es menor del 75% de la prevista para la convocatoria el precio del kWh se mantiene. Ahora se tendrá en cuenta el valor de T n para conocer los beneficios por la venta de la energía generada, dicha tarifa tiene un vigencia de 25 años. El ejemplo anterior quedaría de la siguiente forma si la instalación se incluyera en la primera convocatoria (0,32 euros el kilovatio hora) y teniendo en cuenta los valores obtenidos con PVGIS en el apartado 3.14. A modo de referencia con los valores de producción que se han obtenido con PVGIS con un valor medio anual por mes de 113 kWh (tabla superior de la figura 3.28) con una posición fija se obtendría unos ingresos de 36,16 euros mensuales, que se traducen en unos ingresos de 433,92 euros anuales.

3.15.3 Gastos adicionales A parte de los gastos iníciales de una instalación, debido a: equipos, instalación y trámites. Hay que añadir unos gastos anuales en función de las características de la instalación. Dichos gastos anuales son: 

Seguro: póliza de seguro, cuyo precio variará dependiendo del riesgo que se contrate y del tamaño de la instalación. No suele superar los 250€ anuales.



Mantenimiento: dependerá directamente de tamaño de la instalación. Se puede estipular en unos 100€ euros anuales.

3.16 Legalizar instalación conectada a la red Para obtener y poner en marcha una instalación fotovoltaica conectada a la red (figura 2) se requiere de ciertos trámites burocráticos. A continuación se muestran por orden los pasos a seguir para solicitar una instalación fotovoltaica conectada a la red de forma general:

98

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

1. Solicitud del punto a la conexión. Deberá dirigirse al servicio territorial de energía de la provincia en donde esté ubicada la instalación. Este proceso debe realizarse siempre independiente de: la tecnología, potencia y nivel de tensión de la instalación conectada a la red. La documentación a presentar es: carta de solicitud de punto de conexión, memoria resumen de la instalación (plano ubicación, esquemas, componentes). 2. Autorización administrativa. Una vez resuelta la solicitud del punto de conexión, se deberá cumplimentar un impreso normalizado con las características principales del proyecto. También se pedirá el proyecto visado para potencias superiores a 10 kilovatios. En este paso se requerirá el pago de las tasas por los trámites. 3. Licencia de obra. Deberá ponerse en contacto con el Ayuntamiento del municipio en donde se realice la instalación, puesto que cada ayuntamiento puede disponer de procedimientos propios. Normalmente se suele pedir el proyecto de la instalación a parte de los datos del titular o representante legal. En este paso se requerirá el pago de un porcentaje al ayuntamiento del total del presupuesto del proyecto, dicho porcentaje puede ser diferente en distintos municipios. 4. Inclusión de la instalación en el régimen especial. Para legalizar la instalación se requiere de la inscripción en el registro de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. Se realiza por comunidad autónoma en la consejería de industria. 5. Inscripción previa en el registro autonómico de productores de electricidad en régimen especial. Este trámite se realiza en cada comunidad autónoma, principalmente en la consejería de industria. Esto dará lugar a la asignación de un número de identificación en el registro. 6. Aval y depósito. Consiste en ingresar en la Caja General de Depósitos de la Consejería de Hacienda y Administración Pública de la comunidad Autónoma. Si la instalación es en suelo se ingresará un aval de 500€ por kW de la potencia del proyecto o instalación, si la instalación es en tejado se ingresará un aval de 50€ por kW de la potencia del proyecto o instalación. 7. Inscripción en el Registro de pre-asignación de retribución. Este trámite determinará la tarifa regulada para la venta de energía generada (Tn apartado 3.15.2). 8. Alta censal en Hacienda. Impreso modelo 036 que sirve para darse de alta el titular como productor de energía, y entonces el titular estará obligado a realizar declaraciones de IVA.

99

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

9. Conexión a la red. Con los trámites anteriores realizados hay que presentar cierta documentación a la compañía eléctrica suministradora de la zona en donde esté ubicada la instalación. Este paso es conocido como celebración del contrato con la empresa distribuidora. 10. Primera verificación. Una vez realizado el contrato, la empresa distribuidora procederá a la verificación técnica de la instalación. En algunas comunidades se requerirá el pago por adelantado antes de la visita del inspector. La verificación consiste en la comprobación de la instalación. Tras la verificación y el pago de las tasas correspondientes la compañía distribuidora emitir un certificado de cumplimiento o boletín. 11. Puesta en marcha de la instalación A partir de ese momento se conecta la instalación a la red y comienza el proceso de conexión en pruebas, dicho proceso consiste en un período de pruebas en donde se controla la energía vertida a la red. Durante la conexión en pruebas se venderá la energía a un 50% del precio final 12. Inscripción en el régimen especial El titular se da de alta en el régimen especial de productores de electricidad, y en consecuencia también se debe dar de alta como productor de energía. Respecto a los tiempos para realizar los trámites pueden ser del orden de los 5 a 6 meses, pero este plazo puede verse aumentado hasta más de un año si algún trámite no se realiza correctamente. Además se debe tener en cuenta que para instalaciones posteriores a septiembre de 2008 se deben ajustar al RD 1578/2008 y los períodos determinados por las convocatorias que se realicen a lo largo del año (paso 7).

3.17 Características documentación 3.17.1 Redacción de Documento Básico Cuando se decide en invertir en una instalación fotovoltaica hay que realizar una memoria técnica o proyecto que servirá para la solicitud del punto de conexión. La documentación debe contener la siguiente información según lo indicado en el artículo 3 del RD 1663/2000:

100



Titular: Nombre, dirección y medio de contacto.



Simulación de la instalación.



Características técnicas: potencia de pico, potencia nominal, características del inversor, dispositivos de protección y seguridad, modo de funcionamiento, esquema unificar, etc.



Lugar propuesto para la conexión a la red de baja tensión.

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED

3.17.2 Solicitud del punto de conexión Al realizar la solicitud del punto de conexión se debe entregar otra documentación con las condiciones técnicas de la conexión. La documentación debe contener la siguiente información según lo indicado en el artículo 4 del RD 1663/2000: 

Punto de conexión y medida propuesto.



Tensión nominal máxima y mínima en el punto de conexión.



Potencia nominal máxima disponible de conexión prevista.

En este trámite pueden aparecer discrepancias entre los propuesto entre titular y empresa suministradora, como puede ser que en el punto de conexión solicitado por el titula sea desestimado por la empresa suministradora, ya que exista una máxima potencia admisible en dicho punto de conexión propuesto.

3.17.3 Redacción del Documento técnico Definitivo Una vez aceptado el punto de conexión y aceptadas las condiciones técnicas y de seguridad para la instalación. Se debe proceder a realizar el documento técnico o proyecto definitivo. Las condiciones técnicas indicadas en el RD1663/2000 son de obligado cumplimiento. Aunque también se debe seguir la normativa: 

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.



Especificaciones particulares de las Comunidades Autónomas.



Especificaciones particulares de la Compañía Distribuidora.



Normas que afecten a los equipos que componen la instalación.

3.17.4 Solicitud inscripción en el registro de pre-registro de retribución La solicitud de inscripción en el registro de pre-asignación de retribución para un proyecto o instalación, se realizar siguiendo el modelo indicado en el Anexo I del RD 1578/2008, en donde se indica: 

Tipo de solicitud: nueva, modificación o cancelación.



Datos de la instalación: localización y potencia.



Datos del titular.



Datos a efectos de comunicaciones: dirección, teléfono, faz y correo electrónico.



Documentación aportada.



Además irá acompañado de la documentación establecida en el Anexo II del RD 1578/2008:



Autorización administrativa de la instalación. 101

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Licencia de obras del proyecto de instalación.



Resguardo de constitución del aval.



Inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial, si se dispone de ella.

3.17.5 Inclusión en el Régimen Especial Con el documento técnico definitivo junto con el resto de la documentación que se especifica en el artículo 7 del RD 436/2004, el titular debe solicitar a la Administración el reconocimiento de su instalación como productora de electricidad en el Régimen Especial. El procedimiento para que la instalación se incluya en el régimen especial se describe en el capítulo 2 del RD 436/2004 y la ley 30/1992. Respecto a la inclusión las competencias recaen en cada comunidad autónoma, por lo que las solicitudes deben dirigirse a las consejería correspondiente (principalmente el de industria). Comentar que la inclusión se divide en 2 partes (ver apartado 3.15.2): 

Inscripción Previa (artículo 11 del RD 436/2004). Se obtiene al obtener el reconocimiento como instalación de producción de energía eléctrica en Régimen Especial. Una vez obtenía se puede iniciar la ejecución de la instalación.



Inscripción definitiva (artículo 12 del RD 436/2004). Una vez finalizada la instalación y realizado la verificación (obtención Certificado de la instalación) y firmado el contrato de venta entre el titular y la empresa suministradora.

3.18 Realización del montaje de la instalación El montaje de la instalación será realiza por un instalador autorizado en baja tensión. Al finalizar el montaje el instalador emitirá el Certificado de Instalación en Baja Tensión, la Memoria Técnica de diseño o boletín. Para potencias superiores a 10 kilovatios se sustituirá la Memoria Técnica por un proyecto y para potencias superiores a 25 kilovatios se emitirá un certificado por el Organismo de Control. Según el RD 1663/2000 indica que los Instaladores Autorizados en Baja Tensión que además cumplan los requisitos de las distintas comunidades autónomas, puesto que se pueden requerir exigencias complementarias.

102

CAPÍTULO 4 FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

4.1 Introducción El funcionamiento de una instalación fotovoltaica aislada de la red de distribución es sencillo, la energía es captada a través de los módulos fotovoltaicos para ser la fuente de energía para cierta aplicación que requiere de un suministro eléctrico. En algunos casos como no siempre se dispondrá de energía se deberá disponer de un dispositivo de almacenaje, además de otro dispositivo que adapte la señal obtenida a los requisitos de los equipos que formen la instalación. En la figura 4.1, se muestra los componentes básicos de instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red.

Figura 4.1. Esquema general de energía solar aislada de la red

A continuación se muestra una lista de las aplicaciones que se utilizan para sistemas fotovoltaicos aislados:

104



Electrificación rural: lugares en los cuales no llega la red de distribución eléctrica, y se debe de utilizar un sistema de generación de energía. Este tipo de sistemas se pueden complementar con grupos electrógenos, o con aerogeneradores (Energía eólica), denominándose como instalación híbrida.



Electrificación de repetidores, balizas, señalización marítima y vial. Es decir sistemas de telecomunicaciones.

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Figura 4.2. Instalación solar de bombeo agua



Electrificación autónoma de viviendas e industrias: cuando los usuarios de la vivienda o los propietarios de una industria tienen concienciación y buscan el uso de generación que apoyen al sistema ambiente. Este tipo es menos usual ya que suelen usar sistemas conectados a red, que además se puede ofrecer como una inversión económica (figura 4.1).



Electrificación de grupos de bombeo y riego agrícola: se trata de una variación de la electrificación rural, pero cuyo suministro son los equipos de bombeo (figura 4.2) y riego (Programador, abonadora y/o electroválvula).



Iluminación vial de parques y vías públicas retiradas de la red de distribución: alimentar las lámparas de forma autónoma (Figura 4.3), así como de señales de advertencia en carreteras en lugares de poca iluminación.



Usos militares y médicos: para alimentar equipos que funcionan con cargas autónomas como baterías, y la disponibilidad de carga de la batería utilizando una fuente en cualquier lugar del planeta, con el requisito indispensable de la necesidad de radiación solar.



Aplicaciones espaciales: para alimentar todos los equipos que funcionan en un satélite.



Coche eléctricos: añadir la disponibilidad de recarga y alimentación de motores de funcionamiento eléctrico.

105

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 4.3. Farola funciona con energía solar

4.2 Componentes Una instalación solar conectada a la red consta de los siguientes elementos: 

Módulos solares fotovoltaicos o generador fotovoltaico: es el encargado de captar la energía solar (ver capítulo 2) para el suministro a la instalación y mantenimiento de la carga de la batería.



Batería o acumulador electroquímico: es la encargada de proporcionar energía a la instalación cuando la radiación solar es escaso o nula.



Regulador: es el encargado del control de la carga de la batería, adaptando los diferentes ritmos de producción y demanda de la energía.



Convertidor: es el encargado de transformar la corriente continua en corriente alterna, se utiliza cuando los equipos que forman la instalación no pueden funcionar a tensión continua.



Suministro: que hace referencia a la instalación que debe alimentar el sistema fotovoltaico.

4.3 Batería 4.3.1 Baterías de plomo-ácido Las más utilizadas son las baterías denominadas estacionarias, que se utilizan también como sistemas de alimentación ininterrumpida (alumbrado de emergencia, señalización, etc...). La principal característica es que son 106

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

capaces de permanecer largos periodos de tiempo totalmente cargada y son capaces de resistir descargas profundas de forma esporádica. En determinadas instalaciones en donde la potencia de consumo no es muy elevada se utilizan baterías de arranque, que son las utilizadas en los vehículos (apartado 5.1). La razón del uso de este tipo baterías en vez de las propias de un sistema fotovoltaico, es puramente económica. Suele ser en pequeñas instalaciones como para el uso de puntos de luz o pequeñas instalaciones de riego, en donde la carga suele ser de uno o dos puntos de luz, una bomba de abonado y/o programador de riego, en estos casos también puede ser utilizada las baterías monobloc. Las baterías utilizadas en un sistema fotovoltaico se pueden simplificar en tres tipos: 

Estacionarias Monobloc (figura 4.4): como su propio nombre indica está formada en un solo bloque, es decir no es necesario asociarlas para obtener los 12 voltios, son de menor capacidad que las translucidas o herméticas de un vaso o célula. Se utilizan en pequeñas instalaciones de poca potencia. Suelen tener un tamaño mayor que las utilizadas en vehículos, pero eso dependerá de la capacidad de la batería.



Estacionarias translucidas o transparentes (figura 4.5): son baterías que se encuentran separadas en células pero el material que lo cubre permite ver el interior de la batería (transparente) o no (translucidas). Como son baterías de un vaso o célula su tensión es del orden de 2,2 voltios por lo que son necesario conectarlas en serie para obtener tensiones mayores. Así pues se necesitan 6 baterías para obtener los 12 voltios. La diferencia entre transparentes y translucidas es que el recipiente deja ver su interior y el paso de la luz a su interior. Este tipo de baterías son de mayor tamaño que las monobloc y de mayor peso para obtener una mayor tensión, suelen ser distribuidas sin el electrolítico (ácido) para facilitar su instalación y después deben ser rellenadas tras su colocación.



Estacionarias herméticas (figura 4.6): son las denominadas también como sin mantenimiento, no se tiene acceso a su interior aunque sus características son las mismas, en relación de materiales activos y a las reacciones de carga y descarga. En este tipo de baterías, pueden ser selladas gelidificadas que presentan como característica que el electrolítico es mucho más denso, por lo que no se derraman y pueden montarse en cualquier posición. Para conseguir esta densidad se consigue añadiendo dióxido de silicio. Este tipo de baterías no requiere mantenimiento de recarga del líquido de su interior, pero no tienen un buen comportamiento ante descargas profundas. Que se denominen sin mantenimiento, no indica que no requieran ningún tipo de mantenimiento, sino que deben ser sometidas a tareas de limpieza, control y recargas adicionales.

107

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 4.4. Batería monobloc

Figura 4.5. Batería estacionaria transparente

Figura 4.6. Batería hermética sin mantenimiento

108

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

4.3.2 Baterías níquel-cadmio Otro tipo de batería que se utiliza en algunas instalaciones fotovoltaicas son las de níquel-cadmio, denominado Ni-Cd (utilizando sus símbolos químicos). Reciben esta denominación debido al material de cátodo, que es níquel hidratado, y al ánodo, que es cadmio. Se trata de baterías recargables de tipo alcalino ya que usa de electrolito hidróxido potásico. La tensión nominal de las baterías Ni-Cd es de 1,2 voltios, por lo que para conseguir la tensión de 12 voltios se necesitarían 10 baterías. Las ventajas que presenta respecto las de plomo-ácido, son: 

Buen comportamiento operando en descargas profundas y en sobrecarga, por lo que necesita un regulador.



Puede permanecer largos períodos en estados parciales de carga.



La tensión de la batería se mantiene prácticamente constante durante la descarga, hasta que se alcanza el 90% de la descarga.



Tiene un tiempo mayor que las de plomo-ácido, ante un mismo ciclo de trabajo, es decir en las mismas características duran más.



Resiste muy bien a bajas temperaturas, incluso ante la congelación del electrolito cuando se recupera temperatura vuelve a funcionar normalmente.



Tiene un mantenimiento mínimo.



No se producen gases corrosivos.



Pero también presenta ciertas desventajas que hace que las baterías de plomo-ácido sean mucho más utilizadas que las de Ni-Cd, las cuales son:



Tienen una autodescarga mayor que las de plomo-ácido.



En regímenes de descarga lentos, se produce un descenso de la capacidad.



El contenido en Cadmio, que se trata de un componente muy tóxico para el medioambiente.



Su precio, que es muy elevado.

El uso de baterías de Ni-Cd en sistemas fotovoltaicos aislados se centra en instalaciones que requieran un alto nivel de fiabilidad o que trabajen a temperaturas muy extremas.

4.3.3 Características técnicas Las baterías o acumuladores se definen por un conjunto de especificaciones eléctricas con las que se indican sus condiciones de trabajo y funcionamiento, así como son las utilizadas posteriormente en los procesos de cálculo y dimensionado. Las características principales de una batería son: 109

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Tensión: indicada como tensión nominal, y se representa como el producto de 2 voltios por cada vaso. Así pues como las monobloc disponen de 6 vasos entonces tienen una tensión nominal de 12 voltios y las translucidas solo disponen de 1 vaso entonces tienen una tensión nominal de 2 voltios.



Capacidad: indica la cantidad de electricidad que puede suministrar la batería. Por ejemplo si se indica una batería C100 como régimen de descarga para una capacidad de 60Ah, quiere decir que se puede obtener 64 amperios durante 100 horas. Para los cálculos se tiene en cuenta el valor de capacidad nominal que el que proporciona el fabricante y se representa por CN.



Capacidad útil: indica la capacidad de la batería disponible, teniendo en cuenta la descarga de la batería. Es decir indica la cantidad de corriente que se puede obtener de la batería en un momento dado.



Estado de carga: indica la energía que se puede obtener de una batería, puesto que al disminuir la capacidad esta se ve afectada por la tensión en bornes de la batería. Se representa en %, siendo 100% cuando está totalmente cargada y un 0% cuando se encuentra descargada. El estado de carga, también denominado EDC o SOC (State of Charge), que se expresa en tanto por ciento y que relaciona la capacidad que posee la batería con la capacidad nominal, mediante la siguiente ecuación: EDC 

110

Capacidad Actual ·100 Capacidad Nominal

%



Régimen de carga o descarga: es el coeficiente entre la capacidad nominal de la batería y la corriente de carga o descarga. Este dato aparece en las hojas del fabricante cuando indica la capacidad, como: Cxx, siendo xx un valor numérico que determina el tiempo de descarga o carga en función de una corriente. Para cálculos en instalaciones fotovoltaicas se utiliza un valor de C100 porque se supone una descarga y cargar gradual.



Ciclo de vida: indica el nuevo de veces que es posible cargar completamente la batería. Esto es debido a que durante los procesos de carga y descarga va perdiendo propiedades. El ciclo de vida se ve seriamente reducido cuando se producen los efectos de sobrecarga o sobredescarga. La batería se considera inservible cuando la capacidad cuando está cargada ha disminuido un 20% del valor nominal.



Autodescarga: indica la pérdida de energía que experimenta la batería cuando están inactivas o en circuito abierto. Un valor común de autodescarga es del 3% al 10% del valor nominal en un mes. Por lo que es aconsejable realizar cargas periódicas para mantener la carga de la batería.

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Algunos efectos no deseables que se producen cuando se carga o se descarga una batería son: 

Sobrecarga: si durante la carga se llega al máximo de la capacidad de la batería, sino se finaliza el proceso de carga el agua de la disolución se empieza a descomponer. Es decir una sobrecarga supondrá una pérdida de líquido en el interior de la batería.



Sobredescarga: si durante la descarga no se produce la carga de la batería durante mucho tiempo y permaneciendo durante un tiempo prolongado la batería con un estado de carga bajo, la batería presenta una dificultad al proceso de carga normal (necesita más tiempo para recuperar la carga). Esto es debido a que aparecen cristales de sulfato que aumentan la resistencia interna de la batería y disminuyen la capacidad de la batería.

Los efectos comentados, en sistemas fotovoltaicos son controlados por el regulador de carga (apartado 4.4).

Figura 4.7. Asociación en serie

111

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 4.8. Asociación en paralelo

4.3.4 Asociación de baterías En la mayoría de las instalaciones será necesario asociar en serie y/o paralelo, puesto que las baterías son de una sola célula, y proporcionan tensiones del orden de 2 voltios. Así pues se asocian en serie o paralelo para aumentar la tensión nominal o la capacidad. Las baterías se asocian en: 

112

Serie: para asociar baterías en serie se conecta el polo positivo de una batería con el polo negativo de la siguiente batería y así sucesivamente tantas veces como elementos se necesiten. El asociar baterías en serie permite el aumentar la tensión nominal. En la figura 4.7, se muestra el resultado de asociar 6 baterías de 2 V y 1 Ah en serie, obteniéndose 12 V (tensión nominal) y 1 Ah (capacidad nominal). Las ecuaciones que definen la asociación en serie son:

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED UTOTAL  U 1  U 2  U 3 ... CTOTAL  C1  C 2  C 3 ...



Paralelo: para asociar baterías en paralelo se conecta el polo positivo de una batería con el polo positivo de la siguiente batería y el polo negativo de una batería con el polo negativo de la siguiente batería, tantas veces como elementos se necesiten. El asociar baterías en paralelo permite el aumentar la capacidad nominal. En la figura 4.8, se muestra el resultado de asociar 6 baterías de 2 voltios y 1 amperio en paralelo, obteniéndose 2 V (tensión nominal) y 6 Ah (capacidad nominal). Las ecuaciones que definen la asociación en serie son: UTOTAL  U 1  U 2  U 3 ... CTOTAL  C1  C 2  C 3 ...



V  Ah

V  Ah 

Mixta: consiste en una combinación de una instalación en serie y paralelo, lo que permitirá aumentar tanto la tensión como la capacidad. En la figura 4.9, se muestra el resultado de asociar 6 baterías de 2 voltios y 1 amperio para obtener 6 voltios (tensión nominal) y 2 amperios (capacidad nominal). Para ello se ha asociado dos ramas en paralelo (el aumento de capacidad), las ramas están compuestas por 3 baterías en serie (el aumento de tensión).

Figura 4.9. Asociación de baterías mixta

Un aspecto a tener en cuenta a la hora de asociar baterías, tanto en serie como en paralelo, es que todas las baterías sean de las mismas características, y preferiblemente de del mismo fabricante. Esto es porque al estar 113

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

interconectadas una batería que suministre menos energía influirá negativamente sobre el otro grupo de baterías. Es decir conectar una batería de menor capacidad en paralelo supondrá que la vida útil del resto de baterías se vea menor.

4.4 Regulador 4.4.1 Funcionamiento Este elemento tiene básicamente tres funciones: 

Evita sobrecargas en la batería: que una vez cargada la batería (EDC=100%) no continúe cargando la batería. Así se evita la generación de gases y la disminución del líquido en el interior de la batería, en consecuencia aumentando la vida de la batería (ver apartado 4.3.3).



Impide la sobredescarga de la batería en los periodos de luz solar insuficiente: que una vez la batería este descargada (ver apartado 4.3.3) no continúe suministrando corriente a la instalación y aumentando la vida de la batería.



Asegura el funcionamiento del sistema en el punto de máxima eficacia.

Figura 4.10. Regulador solar

114

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

El regulador (Figura 4.10) mantiene constante la tensión de alimentación del circuito y la de carga de baterías, asegurando de ese modo el correcto funcionamiento de la instalación. Para esto utiliza circuitos electrónicos, (comparadores y reguladores electrónicos de tensión) que controlan el paso de la corriente eléctrica hacia la batería. Existen dos tipos de reguladores: el paralelo o shunt, y el regulador serie. En instalaciones de baja potencia se utilizan los paralelo o shunt, y para potencias mayores los reguladores serie. Puesto que para tensiones mayores se necesita unos disipadores de potencia para los dispositivos de control de potencia de mayor tamaño, debido a que debe soportar mayores niveles de intensidad.

4.4.2 Regulador serie El funcionamiento de este regulador es el de cortar el suministro de energía del generador antes de que alcance la tensión máxima de la batería, es decir cortar antes de que se llegue al nivel de sobrecarga. En la Figura 4.11 se puede ver el circuito básico de control serie con interruptores, los cuales se encargaran de que este cargando la batería o no (interruptor sobrecarga) y otro de que entregue energía o no la batería (interruptor sobredescarga). En la Figura 4.12 se muestra el bucle de control de cada interruptor, en donde el valor de Vsc es el del interruptor de la izquierda (control de sobrecarga) y su valor es de 2.45 voltios por célula. En donde Vsc, es el valor máximo de tensión que el regulador permite que alcance la batería, Vrc es la denominada tensión de histéresis que reinicia el proceso de recarga de la batería, Vsd es el valor mínimo de tensión a partir del cual corta el consumo (corta la corriente a la carga) y Vrd es el valor de tensión a partir del cual reconecta el consumo (reconecta la corriente hacia la carga).

Figura 4.11. Regulador serie

115

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 4.12. Bucle de control

4.4.3 Regulador paralelo El funcionamiento de este regulador es disipar potencia, con el fin de eliminar el exceso de energía generada. Consiste en un transistor situado en paralelo con el generador fotovoltaico tal y como se puede ver en la Figura 4.13. Se debe disponer de un circuito de control, el cual se encargará de la conducción del transistor, en función de la tensión de la batería (Figura 4.13), es decir, cuando la tensión sea superior a un umbral (Vsc) que conduzca y que cuando sea inferior que no conduzca. En la Figura 4.14 se muestran las corrientes teniendo en cuenta un valor de corriente de carga constante. Se recomienda un valor para Vsc de 2.35 voltios por célula, evitando así la sobrecarga de la batería.

Figura 4.13. Regulador paralelo

116

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Figura 4.14. Régimen de corriente de control

4.4.4 Datos equipo comercial El regulador de carga deberá estar etiquetado con al menos la siguiente información: 

Tensión nominal: indica el valor de tensión de trabajo (12, 24 o 48 voltios).



Corriente máxima: máxima intensidad que soportará el regulador.



Fabricante: nombre o logotipo y número de serie.



Polaridad y conexiones.

En los reguladores actuales que hay disponibles en el mercado disponen de opciones adicionales como: 

Ajuste de los niveles de tensión.



Selección del tipo de batería.



Conexión pc.



Mostrar información a través de un LCD en vez de con unos únicos leds.



Medida de corriente suministrada y consumida.



Medida de tensión de entrada (módulo fotovoltaico), de carga de la batería y de salida (consumo).



Control PWM (ancho de pulso) para una carga de batería más eficiente.



Además de disponer diversas protecciones:



Contra inversión de la polaridad.



Contra sobretensiones.



Contra sobreintensidades.



Contra cortocircuito.



Contra desconexión del módulo fotovoltaico o batería.

117

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Comentar que en los equipos actuales se utilizan circuitos microcontrolados o microprocesados para realizar el control de la carga de la batería, y así incluir opciones adicionales como las mencionadas anteriormente.

4.5 Convertidor 4.5.1 Funcionamiento Su función es alterar la tensión y características de la intensidad que reciben, convirtiéndola a la adecuada para los usos que necesiten (suministro). Existen diferentes clases de convertidores: cc/cc, ca/cc, ac/ac, cc/ca. El más utilizado en una instalación fotovoltaica aislada, son el de tipo cc/ca, que convierte la tensión del banco de batería a consumos de 230 voltios de alterna. A este tipo de reguladores se les suele denominar también inversores. Los de tipo ca/cc y ca/ca, no se utilizan en instalaciones solares fotovoltaicas aisladas. En instalaciones fotovoltaicas aisladas se utilizan los que convierten la corriente continua proveniente de las placas solares en energía aceptada por los equipos consumidores finales, es decir convierten la tensión de 24 o 12 V de continua en 230 voltios de alterna. Como la tensión de entrada suele ser la de la batería, también se denominan convertidores de conexión a batería. Se suelen llegar a conectar directamente a la salida de consumo del regulador para potencias pequeñas (inferiores a los 500W y si el regulador dispone de los terminales de consumo), para potencias elevadas se conectan directamente a la batería. La tensión de alimentación tiene valores típicos de 12, 24 y 48 voltios (tensión del banco de baterías), aunque para requisitos de potencias elevadas se puede recurrir a equipos que requieren de una tensión de entrada de hasta 120 voltios. Están construidos a base de circuitos electrónicos alimentados a tensión continua y generan una señal de tensión y frecuencia determinada, en la mayoría de los casos se generan 230 voltios y 50 hz (Como la vivienda). Disponen de diversas protecciones: sobrecarga o sobredescarga de la batería, posibles cortocircuitos a la entrada o la detección de ausencia de consumo (Quedándose en modo reposo realizando un consumo mínimo de 1,5 W, este estado se denomina stand-by). Como inversores se pueden encontrar los de onda modificada u onda pura (figura 4.15). Los inversores de onda sinusoidal modificada (que se define en algunas documentaciones utilizando las siglas en inglés modify sine wave –MSW-) pueden alimentar a la mayoría de electrodomésticos. Sin embargo, esta forma de onda puede presentar algunos problemas de rendimiento con cargas inductivas (por ejemplo, motores). A pesar de estas limitaciones, son muy utilizados debido a su reducido precio.

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Figura 4.15. Señal de salida de los inversores

Los inversores de onda sinusoidal pura (que se define en algunas documentaciones utilizando las siglas en inglés pure sine wave –PSW-) son los más sofisticados del mercado actual. Diseñada para reproducir la energía suministrada por las compañías eléctricas, la onda sinusoidal es la mejor forma de onda eléctrica para alimentar equipos electrónicos más sofisticados (por ejemplo, impresoras láser, televisores de pantalla de plasma, etc.). Además eliminan los problemas de rendimiento e incompatibilidad (por ejemplo, las pequeñas rayas en las pantallas de los televisores o el ruido de fondo en sistemas de sonido). Por el contrario son más caros que los inversores de onda modificada.

4.5.2 Rendimiento Una de las principales características a tener en cuenta para el convertidor, es el rendimiento, que relaciona la potencia de entrada (Corriente continua) con la potencia de salida (Corriente alterna), teniendo en cuenta la pérdidas producidas en la conversión. El rendimiento se puede calcular con la siguiente ecuación: η

Psalida ·100 Pentrada

%

El valor del rendimiento está comprendido entre el 85% y 95%.

4.5.3 Equipos actuales En los equipos inversores actuales se están diseñando con circuitos electrónicos para mejorar la eficiencia del convertidor, y siendo sustituidos los inversores modificados por inversores de onda pura con control PWM para la etapa de potencia. Manteniéndose los convertidores de onda modificada para pequeñas potencias. 119

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La diferencia radica también en el precio que es mayor los de onda pura se diseñan para potencias mayores.

Figura 4.16. Convertidor 12/24 DC a 230 AC de 250 W

Incluso los equipos denominados de conexión a batería disponen de cable de conexión (punto 9 Figura 4.16) a continua (12 o 24 voltios mediante el selector ¾ de la Figura 4.16), con enchufe al encendedor del coche (punto 7 Figura 4.16), y una base de conexión de alterna (punto 6 y adaptador punto 5 Figura 4.16). Es decir para equipos por debajo de 500 watios se utilizan para conexión de 1 o 2 equipos de alterna y suelen incluir un interruptor (punto 1 Figura 4.16) para cuando el equipo conectado se vaya a utilizar y se desconecte cuando no vaya a ser utilizado (evitando el consumo innecesario), como llevan interruptor de marcha suelen incluir un indicador (punto 2 Figura 4.16) que informe de que el equipo esté en marcha.

4.5.4 Convertidor dc-dc diferentes niveles de tensión En algunas instalaciones es necesario obtener la alimentación de corriente continua de diferentes valores, por ejemplo en la Figura 4.17 hay una línea de alimentación de 12 voltios y otra de 24 voltios. En este caso se utilizaría una tensión del banco de baterías de 24 voltios, después para obtener la tensión de 12 voltios se utiliza el convertidor continua a continua, evitándose utilizar otro circuito adicional para cada consumo. Los convertidores dc-dc están basados en circuitos electrónicos que adaptan niveles de potencia, tomando como referencia los valores de tensión de entrada y tensión de salida, siendo estos valores de continua. En la Figura 4.18 se muestra un convertidor comercial. 120

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Figura 4.17. Circuito con convertidor dc-dc

Figura 4.18. Convertidor dc-dc comercial

4.5.4 Convertidor dc-dc punto máximo de potencia El funcionamiento de un convertidor dc-dc en un sistema fotovoltaico, es buscar el punto máximo de potencia en función de las características atmosféricas. En la Figura 4.19, se muestra una gráfica que representa la curva de potencia en función de la radiación solar y la tempatura. El funcionamiento del punto máximo de potencia, consiste que ante una radiación solar a la salida del convertidor se tendrá el punto máximo de potencia. 121

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Figura 4.19. Gráfica punto máximo de potencia

Figura 4.20. Circuito punto máximo de potencia

Para ello por un lado deberá medir la corriente que proporcione el panel y obtener la tensión máxima, lógicamente en función de la radiación solar y la temperatura se modificarán los valores de tensión y corriente de salida del convertidor.

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Para realizar este control se utiliza un circuito de bloques como el de la Figura 4.20 en donde se controla principalmente por un sistema de procesado digital (DSP), como un microcontrolador o microprocesador. Estos sistemas se denominan MPPT y provienen de las siglas en inglés Maximum Power Point Tracking. Actualmente estos convertidores se utilizan en instalaciones de bombeo con motores de corriente continua sin acumulador para proporcionar siempre la máxima potencia disponible, realizando el ajuste de impedancia entre el generador y el motor. También han ido sustituyendo a los reguladores como circuitos de carga de batería permitiendo algunas mejoras como que el mismo equipo pueda ser utilizado en instalaciones donde la tensión proporcionada por los módulos fotovoltaicos se encuentre dentro de un rango amplio (por ejemplo de 25 a 65 voltios de continua) y después con unas modificaciones en el circuito de potencia (sustitución de los dispositivos) se puede ampliar el rango de corriente máxima que puede soportar. Un ejemplo de este tipo de instalación se muestra en la Figura 4.21.

Figura 4.21. Convertidor dc-dc para carga de batería

4.6 Suministro El suministro consiste en cualquier equipo eléctrico conectado a la instalación, la determinación de estos dispositivos determinará el dimensionado de la instalación. Considerándose el proceso de dimensionado como la elección del número de baterías y módulos fotovoltaicos que constituirán la instalación.

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Figura 4.22. Etiqueta energética lavadora

En este tipo de instalaciones en donde el consumo de la instalación debe ser obtenido de la energía solar, hay que tener muy en cuenta las cuestiones relacionadas con el aprovechamiento energético. En consecuencia en este tipo de instalaciones siempre se tendrá en cuenta:

124



Uso de electrodomésticos que realicen un uso eficiente de la energía, los denominados como de clase A, y que llevan una etiqueta como la de la figura 4.22.



Los sistemas de calefacción y agua caliente no utilizarán la energía eléctrica sino otras fuentes de energía como solar térmica. En el capítulo 6 se comentan algunas aplicaciones sobre el uso de energía solar térmica.



Las lámparas incandescentes no se utilizan porque se trata de dispositivos de baja eficiencia, siendo sustituidos por lámparas de bajo

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consumo (figura 4.23) o lámparas de led (figura 4.24). Dichas lámparas para una misma cantidad de luz que las incandescentes realizan un consumo notablemente menor y una vida mucho mayor, por el contrario su precio también es mayor. Por ejemplo las lámparas incandescentes de los semáforos se han ido sustituyendo por las de diodos led.

Figura 4.23. Lámpara de bajo consumo

Figura 4.24. Lámpara de led

4.7 Proceso de cálculo En el apartado de proceso general, se incluyen las ecuaciones completas, pero después en los siguientes apartados se particulariza para distintos tipos de instalaciones. Además en los apartados 4.8 hasta 4.10 se sustituyen muchos de sus valores por los valores por defecto o estándar, para obtener constantes, y que el proceso de cálculo para aficionados sea mucho más sencillo. 125

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Se comenta c e proceso de cálculo el o, pero lo lógico es ir a parar al uso de d un softw ware. Se vuelve a utilizar una versión n demo de d Fv-Exp pert que en e el Apén ndice 4 se e comentan aspectoss generale es sobre la a aplicació ón, así com mo la form ma de conseguir la ap plicación de esde Intern net. Com mentar que e la nom menclatura utilizada en esta documen ntación, no o se corre esponde con c otras bibliografías b s, esto no quiere deccir que una as estén bien b y otrass mal, simplemente que q yo he elegido un na nomencclatura que e se asemeje a los cálculos c y así a resulte más fácil su compre ensión. El proceso de e cálculo manual m se puede sim mplificar en e 4 pasoss y que en n los siguientes apa artados se verán en detalle: d •

Cálculo de la pote encia máx xima diaria a.

•

Cálculo del consu umo máxim mo.

•

Cálculo del núme ero de mód dulos fotov voltaicos.

•

Cálculo de la capa acidad de e la batería a.

Figgura 4.25. Vallores de refereencia de consumo

4.7..1 Potenc cia máxima Com mo potencia a máxima diaria, se entiende a la potenccia máxima a instalada a a lo largo o de un díía, se simb boliza por Emax_ins st y las unidades son n Whd (W Watios hora a al día) y correspond de a términos de energía. Parra calcularllo es necesario sabe er:

126

•

La pote encia de cada c equiipo conecttado: Elecctrodomésttico, luces,, etc. Se mide e en vatioss (W) y se suele s simb bolizar por Pnombree equipo.

•

La can ntidad de equipos de las mismas característ c icas, no tiene unidade es.

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•

Las horas que se prevé que estén en marcha el equipo, se utiliza como unidad las horas.

Cuando en la instalación no se conocen o se desea realizar una previsión de una serie de equipos en la instalación puede tomar como referencia los valores de la figura 4.25. Ahora para calcular la potencia máxima, se utilizaría la siguiente ecuación:

Emax_inst = ∑ Cantidad·horas·Pnombreequipo

[Whd ]

4.7.2 Cálculo consumo máximo Para el cálculo del consumo máximo hay que tener en cuenta la tensión del banco de baterías que se va a utilizar, viendo la ecuación de la potencia: P = V·I

Puesto que el consumo variará en función de la tensión a utilizar, debido a que cuanto mayor sea la tensión menor será la corriente. En consecuencia al aumentar la tensión se aumenta el número de baterías necesarias en serie pero los requisitos de corriente disminuirán. Así pues, se calcula el consumo de la instalación como:

Einst =

Emax_inst Vbateria

[Ahd ]

Las diferentes incógnitas de la ecuación anterior, son:

•

Einst: es la corriente máxima de consumo de la instalación en un día, sus unidades son Ahd (amperios a la hora en un día), y se corresponde con la energía necesaria de consumo de la instalación en un día.

•

Vbateria: es la tensión del banco de baterías, los valores típicos son 12, 24 o 48 voltios.

También hay que tener en cuenta el añadir un margen de seguridad en tanto por ciento, para que aunque algún día haya un consumo mayor, no haya fallos en la instalación. También se suele denominar en ciertas documentaciones como factor de seguridad. Un valor típico es de 20%, aunque en varias bibliografías recomiendan 10, 15 o 25%, esto es a la elección del diseñador, también puede no considerarlo. A continuación, se muestra la ecuación para un aumento del 20%, se va a simbolizar como Emax: Emax = Einst + Einst·20% = Einst· (1,2 )

[Ahd ]

Una vez sabido la corriente máxima que va a consumir nuestra instalación, hay que calcular el consumo máximo teniendo en cuenta posibles pérdidas. Para

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ello hay que calcular las pérdidas totales, simbolizándose como KT, que se calculan con la siguiente ecuación: ⎡ (K • D aut ) ⎤ K T = 1 − K B + K C + K R + K X • ⎢1 − A ⎥ Pd ⎣ ⎦

[ (

)]

Las diferentes incógnitas de la ecuación de pérdidas totales, son:

•

KA: debido a la auto descarga diaria de la batería, dada a 20º C, suele venir en las hojas de características dad por el fabricante de la batería, su valor por defecto es 0,5%.

•

KB: debido al rendimiento de la batería, por general tiene un valor del 5%, pero puede escogerse un valor de 10% para viejos acumuladores o fuertes descargas o bajas temperaturas.

•

KC: debido al rendimiento del convertidor utilizado (si lo hay), es decir en instalaciones de 230 voltios principalmente, los valores por defecto suelen oscilar entre el 80 al 95%, por lo que las pérdidas oscilaran entre el 20 al 5%.

•

KR: debido al rendimiento del regulador empleado se depende de la tecnología utiliza, pero si no se conoce se escoge el valor por defecto del rendimiento de 90%, por lo que las pérdidas serán de un 10%.

•

KX: otras pérdidas no contempladas (por efecto Joule, caídas de tensión, etc.), se escoge un valor por defecto del 10%.

•

Daut: días de autonomía con baja o nula insolación, es decir los días que funcionará todo igual sin necesidad de que suministre energía desde los módulos fotovoltaicos. Este valor dependerá del lugar geográfico (hay zonas más soleadas que otras) y el uso de la instalación (anual, invierno o verano). Se puede escoger un valor entre 3 y 5 días para viviendas de uso doméstico, ampliando a 6 o 7 para zonas de baja radiación solar.

•

Pd: Profundidad de descarga de la batería, que vendrá dada por el fabricante de las baterías, por defecto se escoge un valor de 60 o 70%.

Comentar que aunque se han dado los valores en tanto por cien, para el cálculo en la ecuación de KT, se utiliza el tanto por uno (en vez de 50% se utiliza 0,5). Una vez, calculadas las pérdidas, hay que calcular el consumo máximo (Emax_perdidas) como el cociente energía necesaria (Emax) entre las pérdidas totales (KT), utilizando la siguiente ecuación:

Emax_perdidas =

Emax KT

[Ahd ]

Comentar que en determinadas documentaciones, algunos conceptos aquí comentados no se comentan, simplemente si utilizan los valores por defectos, eso es lo que se mostrará en los apartados 4.8 al 4.10.

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4.7.3 Cálculo del número de módulos fotovoltaicos Sabiendo la corriente que va a consumir la instalación (Cmáx apartado 4.7.2), y las características del panel, se calcula cual el número de módulos fotovoltaicos necesarios. Es decir, se van a calcular la cantidad de amperios que puede suministra a la instalación y que ese valor se ajuste a los amperios necesarios para que funcione la instalación de forma autónoma. Para calcular la energía que suministra el panel (Epanel), se utiliza la siguiente ecuación: Epanel = Ipmax·HPS· ηP

[Ahd ]

Las diferentes incógnitas de la ecuación de corriente de panel (Ipanel), son:

•

Ipmax: intensidad máxima de pico que puede suministrar el panel.

•

HPS: horas de pico solar. Son las horas que el panel puede suministrar suficiente corriente, horas de suficiente radiación solar (apartado 1.11).

•

ηP: rendimiento el panel, si no se conoce se escoge un valor del 90%.

Ahora se calcula el número de módulos fotovoltaicos solares necesarios (se escoge ≥ porque tiene que dar un valor entero, y siempre se escoge el valor por exceso.), tanto en serie:

Número_serie ≥

Emax_perdidas Ipanel

Como en paralelo: Número_paralelo ≥

Vbateria Vpanel

El número de módulos fotovoltaicos en paralelo será siempre entero, también se puede escoger el mismo valor de tensión de la batería del panel y del banco de baterías. Pero eso dependerá del precio y disponibilidad de un u otro panel. La ecuación del cálculo del número de módulos fotovoltaicos en serie para cuando se va a realizar un consumo concreto en ciertos días de la semana, por ejemplo sólo durante fines de semana, se modificaría la ecuación anterior:

Número_serie ≥

Emax_perdidas·Duso Ipanel·7

En donde Duso es el número de días que van a utilizar la instalación, por ejemplo si es solo para el fin de semana, se podría utilizar 2,5 días.

129

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4.7.4 Capacidad del acumulador La ecuación que se utiliza para el cálculo de la capacidad de la batería, es:

Cbateria ≥

Emax_perdi das·Daut Pd

[Ah]

Las variables ya utilizadas en los apartados anteriores, Emax_perdidas (Consumo máximo de energía calculado en el apartado 4.7.2), Daut (Días de autonomía utilizada en el apartado 4.7.2 para el cálculo de pérdidas) y Pd (Profundidad de descarga utilizada en el apartado 4.7.2 para el cálculo de pérdidas). Lógicamente si se utiliza un valor en el paso del apartado 4.7.2, dicho valor debe ser idéntico al utilizado en el paso de cálculo de la capacidad. Una vez se conoce la capacidad que debe tener el banco de baterías, y teniendo las características de la batería se obtiene el número de baterías necesarias tanto en serie como en paralelo (mira apartado 4.12).

4.8 Instalación en tensión continua de 12/24/48 La elección de una u otra tensión de alimentación, vendrá dada por la instalación, si se desea una instalación de 12, 24 o 48 voltios, esto determinará las tensiones de entrada y salida del regulador, y en consecuencia de los cálculos. Así pues en los cálculos del apartado 4.7.2, la variable Vbateria será uno de los valores elegidos: 12, 24 o 48 voltios. También, al ser la instalación de continua no será necesario un convertidor, con lo cual el valor KC, de la ecuación de pérdidas totales del apartado 4.7.2, tendrá un valor de 0. Así pues cogiendo los valores por defecto para una autonomía de 5 días, el valor de pérdidas totales será: ⎡ (0,005 × 5 ) ⎤ K T = [1 − (0,05 + 0 + 0,1 + 0,15 )]· ⎢1 − ⎥ = 0,67 0,6 ⎣ ⎦

Veamos otra ecuación pero dejando solo la incógnita los días de autonomía (Daut), y así ajustar las pérdidas en función de la zona geográfica: K T = 0,7·[1 − (0,008·Daut )] = (0,7 ) − (0,0058·Daut )

Para instalaciones mixtas, con varios valores de tensión de continua (por ejemplo: cargas de 12 voltios y otras de 24 voltios), se puede recurrir a convertidores de continua con lo cual hay que añadir las pérdidas por rendimiento a KC.

130

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Por simplificar, se tiende a que todas las cargas de la instalación funcionen a la misma tensión de continua (12 o 24 o 48) o de alterna (230 voltios). Excepto lo comentado, el proceso de cálculo seria el mismo al comentado en el apartado 4.7, partiendo del cálculo de la potencia de la instalación para después elegir el número de módulos fotovoltaicos y baterías.

4.9 Instalación en tensión continua (12/24/48) y alterna (230 V y 50 Hz) En este caso, con 1 o 2 cargas a 230 voltios y el resto de la instalación en continua (ya sea 12, 24 o 48), el proceso de cálculo es el mismo que para una instalación en continua pero incluyendo las pérdidas de potencia en el cálculo de potencia máxima (ver apartado 4.7.1). El proceso seria sencillo, primero se calcula la energía para tensión de continua (EmaxDC) y segundo la enegía para alterna teniendo en cuenta las pérdidas por rendimiento (Emax230). Ahora bien, para calcular la potencia para 230 voltios de alterna, hay que añadir el valor del rendimiento (η) del convertidor, este valor suele oscilar sobre el 80 o 95%. Entonces se calcula la enegía máxima de los equipos conectados de corriente continua utilizando la siguiente ecuación:

E maxDC = ∑ Cantidad·horas·PequipoDC

[Whd ]

De forma similar se calcula la energía máxima de los equipos conectados de corriente alterna, en este caso de alimentación de 230 voltios, utilizando la siguiente ecuación:

E 230 = ∑ Cantidad·horas·Pequipo230

[Whd ]

Después hay que dividir la energía de corriente alterna (E230) por el rendimiento, teniendo en cuenta que se suele expresar en tanto por ciento y para los cálculos se utiliza el tanto por uno (para 90% se utiliza 0,9), tal y como se muestra en la siguiente ecuación:

E max230 =

E 230 η

[Whd ]

Finalmente se suma a la energía en alterna (Pmax230) la potencia en continua (PmaxDC) para obtener la energía máxima (Pmax).

Emax_inst = E maxDC + E max230

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

A partir de este punto hay que seguir las consideraciones comentadas apartado 4.9, continuando el resto de cálculos como si se tratará de una instalación en corriente continua. Sucedería igual si se utilizará dos tensiones diferentes, por ejemplo unos equipos alimentados a 12 voltios y otros equipos alimentados a 24 voltios, puesto que ahora de dispondrá de un convertidor continua a continua que del mismo modo presenta unas pérdidas determinadas por el rendimiento. Este tipo de instalaciones se utiliza para cuando solo hay 1 o 2 equipos que funcionan a 230 voltios de alterna, como mucho, evitándose el uso de un convertidor mayor para toda la instalación. Siempre se suele tender a todo en tensión continua (apartado 4.8) o todo en alterna (apartado 4.10). El valor del rendimiento elegido dependerá del convertidor, además se utiliza el valor de potencia máxima de la instalación de 230 (Pmax230) para escoger el valor de la potencia máxima que acepta el convertidor. Se calcula como el producto de la potencia de todos los equipos conectados y que pueden estar conectados al mismo tiempo:

Pmax230 = ∑ Cantidad·Pequipo230

[W ]

En el caso de tratarse de una instalación a distintos niveles de tensión (por ejemplo 12 y 24 voltios), se calcularía la potencia máxima de los equipos conectados al convertidor:

Pmax24 = ∑ Cantidad·Pequipo24

[W ]

4.10 Instalación en tensión alterna (230 V y 50 Hz) Como pequeña anotación, tener en cuenta la tensión del banco de baterías (Vbateria del apartado 4.7.2) es continua y tendrá valores típicos de 12, 24 o 48. Lo más utilizado son los 12 voltios, porque si se trata de instalaciones pequeñas permite el uso de baterías monobloc. Pero ahora hay que modificar el valor de KC en la ecuación de pérdidas y no se tiene en cuenta el rendimiento como se veía en el apartado 4.8. Así pues modificando la ecuación de pérdidas del apartado 4.7.2, y escogiendo los valores por defecto del convertidor, un rendimiento del 90 % (KC=0,1) y una autonomía de 5 días, el valor de pérdidas totales será: ⎡ (0,005 × 5 ) ⎤ K T = [1 − (0,05 + 0,1 + 0,1 + 0,15 )]· ⎢1 − ⎥ = 0,575 0,6 ⎣ ⎦

Veamos otra ecuación pero dejando solo la incógnita los días de autonomía (Daut), y así ajustar las pérdidas en función de la zona geográfica: K T = 0,6·[1 − (0,008·Daut )] = (0,6 ) − (0,005·Daut )

132

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Exce epto lo com mentado, el e proceso de cálculo o seria el mismo m al co omentado en el aparrtado 4.7, partiendo o del cálcculo de la a potencia de la in nstalación para desp pués elegirr el número o de módu ulos fotovolltaicos y ba aterías. El va alor del ren ndimiento elegido de ependerá del d converttidor, adem más se utiliza el valor de poten ncia máxim ma de la instalación i n de 230 (P ( max230) para escog ger el valor de la po otencia má áxima que e acepta el e convertid dor. Se ca alcula com mo el ducto de la a potencia de todos los equipo os conecta ados y que e pueden estar prod cone ectados al mismo tiem mpo:

Pmaax230 = ∑ Caantidad·Peqquipo230

[W ]

4.1 11 La elección n de las baterrías El va alor obtenido de cap pacidad de el banco de bateríass, se corressponde co on un conjunto de ba aterías que e pueden ser s intercon nectadas en e serie o p paralelo. Para a ello hay que tenerr en cuenta la capac cidad de cada c una d de las baterías utilizzadas, se define como c capa acidad de e una batería a la a cantidad d de electtricidad qu ue puede suministrrar, se mide m en amperios p por hora y se simb boliza por Ah. A La capacidad c d una battería está en función de n de la dura ación de d descarga, dicho d valor es propo orcionado por el fabricante para p una duración d d determinad da, a dicho o valor se le denomina capacid dad nomina al y se sim mboliza porr CN. Para a baterías solares se s utiliza una u duraciión de 100 0 horas, ssimbolizándose como C100, en la Figura a 4.26 se muestra m un na tabla de e valores ccomerciale es de bate erías estaccionarias monobloc, m e donde se indica directamen en d nte: Capac cidad Ah en e C100. También se muesstran otros s valores típicos de e las hojas de cara acterísticass de las baterías sola ares como:: el tamaño o y el peso o, valores estos e que deberán ser s tenidos en cuenta a en el proc ceso de insstalación.

Figgura 4.26. Baaterías estacionarias monobbloc

133

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

El valor de capacidad está directamente relacionado con el régimen de carga o descarga de una batería. Se define el régimen de carga o de descarga de una batería como el cociente: RC/D =

CB I C/D

[horas ]

En donde:

•

RC/D: indica si es el régimen de carga o descarga, se mide en horas (h).

•

CB: indica capacidad en amperios hora, se mide en amperios hora (Ah).

•

IC/D: indica corriente de carga o descarga, se mide en amperios (A).

Por ejemplo, una batería de capacidad (CB) 300 amperios hora de la que se extrae una intensidad de descarga de 5 amperios está en un régimen de descarga de 60 horas, mientras que si se extrae una corriente de 10 amperios el régimen de descarga será de 30 horas. Entonces el valor obtenido en los cálculos, Cbatería del apartado 4.7.4, es para un régimen de descarga de C100. En consecuencia si el valor dado por el fabricante es para C10 se debe adaptar de un régimen de descarga mediante la siguiente regla de tres. Cbatería_X =

Cbatería·1 00 X

En donde X corresponde con el régimen de descarga de la batería y proporcionado por el fabricante, así pues para adaptar a baterías con régimen de descarga C10 hay que multiplicar por 10 para obtener la nueva capacidad de la batería. Aunque si se trata de baterías para instalaciones fotovoltaicas se supone que utilizan un régimen de descarga de C100. La anterior expresión solo sirve a modo orientativo, puesto que al modificar el régimen de descarga se puede ver afectada la capacidad de la batería. Es decir, al requerirle más intensidad en menos tiempo la capacidad se ve reducida. En consecuencia es recomendable consultar las hojas de características dadas por el fabricante. Para obtener el número de baterías en paralelo se obtendrán del valor de capacidad calculado dividiendo entre el valor de la capacidad nominal, el valor obtenido siempre se redondeará al alza. Número_par alelo ≥

Cbatería Cnominal

De igual forma, el número de baterías en serie vendrá determinado por el valor de la tensión de la instalación (Vbateria) y el valor de la tensión nominal de la batería (Vnominal_bateria), que suele ser o de 12 (monobloc) o 2 voltios. Número_serie ≥

134

Vbateria Vnominal_bateria

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4.12 Cálculo de la sección del cable Un dato importante es la elección del cableado de la instalación, puesto que una mala elección puede suponer una caída de tensión elevada en el conductor, su consecuente aumento de temperatura. Dicho aumento de temperatura puede repercutir tanto en peligro de incendio, como en deterioro del material aislante que lo recubre (posibilidad de cortocircuito). Primero se describe el proceso manual, mediante el uso de ecuaciones, y segundo se muestra el cálculo mediante el uso de Fv-Expert. Aunque como recomendación, el cableado que va desde las placas solares hasta el regulador deberá ser de una sección no menor a 6mm2, igual que va del regulador al banco de baterías. Puesto que son por donde circulará la mayor parte de la corriente de la instalación. Como norma general, a mayor tensión menos corriente. La ecuación que se utiliza es la que se muestra a continuación: S  2·

l·I k·U

mm  2

Las diferentes incógnitas de la ecuación de cálculo de la sección, son: 

S: valor que se obtiene de a sección, sus unidades son milímetros cuadrados (mm2).



l: longitud del conductor, sus unidades son los metros (m).



I: valor de la corriente que atravesará dicho conductor, dependerá principalmente del equipo que vaya a alimentar, sus unidades son los amperios (A).



k: constante de conductividad del conductor, el más utilizado es el cobre, ·m 2 mm . cuyo valor es 56,17



V: determina la caída de tensión en el conductor, el valor por defecto es 1,5% del valor de la tensión de la instalación.

La caída de tensión (U) se calcula para un porcentaje de tensión nominal que variará en función de los equipos que interconecta: 

Caídas de tensión entre generador (módulo o campo generador) y regulador/inversor: 3%.



Caídas de tensión entre regulador y batería: 1%.



Caídas de tensión entre inversor y batería: 1%.



Caídas de tensión entre regulador e inversor: 1%.

Se calcula la caída de tensión siguiendo la siguiente ecuación:

135

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

V 

VN · V% 100

En donde: 

V: es la caída de tensión que se utiliza para el cálculo de la sección.



VN; es la tensión nominal de la instalación.



V%: es el porcentaje de caída de tensión en función de los equipos que interconecta.

4.13 Elección del regulador En el proceso de dimensionado, se ha calculado el número de número de módulos fotovoltaicos y la capacidad del banco de baterías, en función de la potencia de la instalación. Pero también es necesario elegir el regulador que se debe incorporar a la instalación (apartado 4.4). Si la instalación es pequeña, lo más seguro es que con un solo regulador conectado entre módulos fotovoltaicos y batería. Pero para instalaciones más grandes, se agruparan módulos fotovoltaicos con cada regulador, y conectando todas las salidas al banco de baterías. Como el valor principal que determina el regulador es la corriente que podrá soportar el circuito de control de potencia, hay que hacer ramas simétricas, es decir si se han calculado 20 módulos fotovoltaicos y son necesarios 2 reguladores, se utilizarán cada regulador a 10 módulos fotovoltaicos y las salidas de ambos al banco de baterías.

Figura 4.27. Tabla de reguladores comerciales

Para la elección del panel, hay que tener en cuenta el valor de la tensión de trabajo, que si es una instalación pequeña, será principalmente de 12 voltios.

136

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Para instalaciones más grandes se recurrirá a reguladores de 24 o 48 voltios (Figura 4.30). Pero esto dependerá del técnico que realice los cálculos. Para elegir el número de reguladores a utilizar es necesario conocer la corriente máxima que deben soportar el regulador o reguladores. Este valor se obtiene multiplicando el número de módulos fotovoltaicos (N_Módulos) por la corriente máxima (Ipanel calculada en el apartado 4.7.3) que pueden generar, tal y como se muestra en la siguiente ecuación: Ipaneles  N_Paneles·Ipanel

A

También hay que añadir un margen de seguridad, para evitar que el regulador trabaje al límite de la corriente máxima que debe soportar el regulador. El margen de seguridad que se suele utilizar es del 10%, por lo que se obtiene el valor de corriente máximo (Ip_seguridad) multiplicando por 1,1 el valor que puede suministrar la instalación de módulos fotovoltaicos (Imódulos), tal y como se muestra en la siguiente ecuación: Ip_seguridad  1,1·Ipaneles

A

El valor máximo de corriente (Ip_seguridad) se divide por la corriente del regulador elegido (Iregulador), y el valor obtenido será el número de reguladores necesarios: Nº Reguladores 

Ip_seguridad Iregulador

A

Lógicamente el valor obtenido siempre se redondea al alza y a un número entero, es decir un resultado de 1,8 quiere decir que se necesitan 2 reguladores. Un valor comprendido entre 1,1 a 1,5, indica que la elección del panel no es correcta, entonces se puede elegir un regulador que acepte un valor mayor de corriente o un valor más pequeño y ajustarlo más a los 2 reguladores. Veamos un ejemplo, un conjunto de 20 módulos fotovoltaicos que pueden suministrar 0,8 amperios cada uno y una tensión de trabajo de 24 voltios, con lo cual la se obtienen los valores de corriente máxima que soporte el regulador de: Ipaneles  Nº Paneles·Ipanel  20·0,8  16A Ip_seguridad  1,1·Ipaneles  1,1·16  17,6A

Ahora hay que ver cuántos módulos fotovoltaicos se necesitarán para el valor de corriente obtenido (Ip_seguridad), para ello mirando los reguladores 137

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

comerciales (Figura 4.30), por lo que probamos con el R. SOLSUM 10.10c que es capaz de suministrar 10 amperios: Nº Reguladores 

Ip_seguridad 17,6   1,76  2 Iregulador 10

Se obtienen 2 reguladores, el esquema eléctrico de esta instalación es el de Figura 4.31.

Figura 4.28. Esquema eléctrico instalación con 2 reguladores

De igual forma se podría tener varias ramas controladas cada una por un regulador, todo dependerá de la disponibilidad y de las características de la instalación. Un aspecto muy a tener en cuenta, será el valor económico de utilizar 1 regulador que soporte grandes amperajes o varias ramas controladas

138

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

cada una por un regulador diferente (es decir varios reguladores). Siempre se tenderá a la elección más económica.

4.14 Instalaciones domésticas El esquema básico de conexión de un sistema fotovoltaica aislado es el que se muestra en la Figura 4.32, en donde se puede ver la forma de conectar los diferentes componentes de la instalación.

Figura 4.29. Esquema conexión instalación fotovoltaica aislada

Observando la instalación de la figura, se puede observar que se dispone: 

6 módulos fotovoltaicos: conectados en 2 ramas en serie con 3 módulos fotovoltaicos en paralelo. Teniendo en cuenta que los módulos fotovoltaicos son de 12 voltios se trata de una instalación de 24 voltios. 139

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



4 baterías: conectados en 2 ramas en paralelo con 2 baterías en serie. Como se ha comentado se está trabajando a 24 voltios por ello se asocian en dos batería en serie.

El regulador: que no tiene conexión de suministro, la instalación de continua se realiza directamente de los bornes de la batería, al igual sucede con la entrada del convertidor. Como norma general la parte formada por el convertidor, regulador y baterías, en donde todos los componentes funcionan a corriente continua, cobra vital importancia la interconexión de ellos respetando las polaridades (tal y como se indica en la figura 4.32), una mala conexión, es decir invertir la polaridad, puede suponer el acto inmediato de destrucción de alguno de los componentes. Principalmente del regulador de carga. Aunque se diseñan con dispositivos de protección ante la inversión de polaridad, siempre se corre el riesgo de que se estropee algún dispositivo. Así que, siempre se tendrá en cuenta que lo primero a conectar es la batería y lo último en desconectar será la batería, esto es debido a que los circuitos de control se alimentan desde la batería. De este modo se evita posibles daños en el resto de equipos, en los usuarios o en el instalador, ya que al no estar alimentado el circuito de control los sistemas de protección electrónicos pueden que no estén en funcionamiento. A la línea de 230 voltios de alterna se conectarán los dispositivos de protección (térmico y diferencial), tal y como se indican el reglamento electrotécnico de baja tensión, y además la instalación debe ser supervisada por un técnico especializado, según marca el ICT-BT-03 (instaladores autorizados en baja tensión). En aplicaciones de poca potencia, en donde el consumo no es muy elevado y no se requiere de inversores (no hay cargas de 230 voltios). En consecuencia se trata de una instalación de continua, normalmente de 12 voltios.

Figura 4.30. Instalación 12 voltios

140

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

En dicho caso, se utilizan reguladores con 6 conexiones: 2 para módulos fotovoltaicos solares, 2 para baterías y 2 para el consumo de continua, tal y como se muestra en la Figura 4.33. En este caso hay que tener mucho cuidado con la polaridad de todos los componentes.

4.15 Instalación hibrida Un sistema híbrido es el que utiliza diversas fuentes de energía para el suministro, normalmente se utiliza una principal y después se dispone de otras fuentes para aumentar la fiabilidad del suministro. A continuación detallo algunos métodos de asociación utilizado en sistemas híbridos, en donde consiste en adaptar las señales a una misma naturaleza: Adaptar la señal a continua para la alimentación, en este caso todo a continua para la carga de una batería, de donde se obtiene el suministro de corriente continua, y mediante un inversor para consumo en alterna (figura 4.34). Consumo de alterna con consumo opcional de corriente continua, en donde la corriente generada se transforma en alterna, se suman todas las energías, que sirven a su vez en alimentar mediante otro convertidor una batería para mantener su carga y servir de elemento auxiliar (figura 4.35). Consumo de alterna con consumo opcional de corriente continua, en donde se modifica y reutiliza la corriente en continua generada por el módulo fotovoltaico para la carga de la batería, así como el uso de un convertidor dc-ac de una fuente de corriente alterna (eólico) para cargar también la batería (figura 4.36).

Figura 4.31. Sistema hibrido I

141

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 4.32. Sistema hibrido II

Figura 4.33. Sistema hibrido III

142

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

4.16 Instalación bombeo de agua Una de las aplicaciones de energía solar fotovoltaica aislada, es el uso en instalaciones de bombeo de agua (figura 4.37). Para ello el cálculo de la energía necesaria o consumo vendrá determinado por el equipo necesario para desplazar un volumen (V) diario de agua hasta cierta altura (h), utilizando la siguiente ecuación: E

ρ· g· h· V 3600

Wh/día 

En donde falta conocer la densidad del agua (ρ) en kilogramos por litro (1 Kg/l), pero se puede considerar para los cálculos un valor aproximado a la unidad. También se encuentra la gravedad (g), cuyo valor es de 9,8 metros por segundo cuadrado (9,8 m/s2).

Figura 4.34. Esquema instalación bombeo de agua

La altura (h) es la distancia que tiene que recorrer el volumen de agua desde donde se extrae hasta el depósito. El valor de la altura incluye: características físicas del pozo y del depósito, pérdidas por fricción en las tuberías, y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo. Siendo el nivel dinámico del agua la distancia vertical entre el nivel del suelo y el nivel final del agua después de extraer el agua (HDT de la Figura 4.37). Considerando despreciables las pérdidas por fricción en las tuberías y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo. Entonces la altura (h) será la diferencia (en metros) entre el nivel de descarga de la tubería de impulsión en el depósito (HD de la Figura 4.37) y el nivel estático del agua del pozo. 143

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Siendo el nivel estático del agua la distancia vertical entre el nivel del suelo y el nivel del agua antes de la prueba de bombeo (HST de la Figura 4.37). Entonces la altura (h) se podría calcular utilizando la siguiente ecuación: h  H D  H DT  HST

m

Con las anteriores consideraciones y conociendo las horas diarias de funcionamiento de la bomba (t en horas), se podría calcular la potencia necesaria en vatios (W) utilizando la siguiente ecuación: P

E 2,725 · h · V  t t

W 

A dicha ecuación habría que incluir la eficiencia de la bomba en tanto por uno para calcular la potencia eléctrica de la bomba (Pe), utilizando la siguiente ecuación: Pe 

2,725 · h · V η· t

W 

El valor de la eficiencia de la bomba (η) oscila entre 0,25 y 0,6 (25 y 60%) para corriente continua, y 0,4 (40%) para corriente alterna.

Figura 4.35. Bomba sumergible

144

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

En la figura 4.38 se muestra una bomba sumergible alimentada a 12 voltios, aunque este tipo de bombas tienen un pequeño caudal. En consecuencia se hace necesario la consulta de las hojas de características, por ejemplo alguna de las características proporcionadas por el fabricante son: 

Tensión de alimentación: por ejemplo 12 voltios.



Consumo: normalmente expresado en vatios y dentro de un margen, 10 a 20 vatios.



Caudal: son los litros que bombea por unidad de tiempo, por ejemplo 16 litros por minuto. Si se trata de bombas más grandes se da el en litros por hora.



Altura máxima: en metros, por ejemplo 6 metros, así como la presión máxima que será capaz de mantener.



Dimensiones: tamaño y peso.



Accesorios: longitud del cable eléctrico que proporciona, sensor boya o tipo de sensor para no trabajar en vacío (sin agua), así como cualquier elemento necesario de montaje.

También está disponible bombas centrifugas o de superficie que incorporan un impulsor, que por medio de la fuerza centrífuga arrastran agua por su eje y la expulsan. Estas bombas son capaces de bombear el agua a 60 metros o más, dependiendo del número y tipo de impulsores. Están optimizadas para un rango estrecho de cargas dinámicas totales y la salida de agua se incrementa con su velocidad rotacional. Las bombas de succión superficial (figura 4.39) se instalan a nivel del suelo y tienen la ventaja de que se les puede inspeccionar visualmente y facilitan el mantenimiento, pero tienen la limitación de que no trabajan adecuadamente si la profundidad de succión excede los 8 metros.

Figura 4.36. Bomba de superficie

145

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

4.17 Instalaciones móviles El término de instalaciones portátiles se asocia a instalaciones que debido a las características de la instalación no tienen una localización geográfica definida. En consecuencia la instalación de los módulos fotovoltaicos se establece una orientación horizontal o en su defecto el aprovechamiento de la latitud del lugar. En las instalaciones portátiles se puede disponer de estructuras que permitan la modificación de las características de azimut e inclinación de los módulos, o disponer de dispositivos electrónicos que realicen está tarea de forma automática. Se considera instalaciones móviles a instalaciones que no tienen una instalación fija, como puede ser la instalación en caravanas o en barcos. En este tipo de instalaciones se tiende a utilizar receptores eléctricos de corriente continua evitando equipos de 230 de corriente alterna. Esto es debido a que al utilizar solo receptores de corriente continua (ya sea 12 o 24 voltios) se evita el uso de inversores que por su propia constitución presentan ciertas pérdidas, de igual modo se utilizarán una alimentación constante para todos los receptores (es decir todos a 12 o todos a 24 voltios), ya que así se evitan el uso de diferentes instalaciones de bancos de baterías o convertidores de continua. Para el procedimiento de cálculo se tendrá en cuenta las horas de pico solar (HPS) del lugar y del mes más desfavorable, por ejemplo para una caravana que podrá ser utilizada en toda la península se elegirá las horas de pico solar correspondientes al norte de la península. También se conoce como accesorios portátiles solares a los pequeños electrodomésticos que aprovechando la energía que puede ser suministrada por células fotovoltaicas, sustituyen a elementos electroquímicos como son las pilas alcalinas y salinas.

4.18 Instalaciones de señalización y alumbrado En instalaciones aisladas, en donde se debe realizar la conexión de dispositivos eléctricos de señalización y alumbrado, el uso de la energía fotovoltaica sirve para evitar que tener que realizar una línea de la red de distribución eléctrica. En consecuencia resulta más económico el utilizar la energía fotovoltaica que realizar la conexión de cableado para la señalización de balizas de señalización para señales de tráfico, en lugares alejados de la fuente de energía eléctrica. Sucede igual en dispositivos de alumbrado, muy utilizados en jardinería debido a que no se requiere de una preinstalación. De forma generalizada todos los sistemas disponen de un sistema de captación formado por: una célula fotovoltaica, o células fotovoltaicas, o módulo fotovoltaico o módulos fotovoltaicos (dependiendo de los requisitos de los equipos a alimentar), un sistema de almacenaje formado principalmente por una batería de mayor o menor tamaño en función de los requisitos (por ejemplo en la figura 4.40 se encuentra en la base de la farola), y un sistema de control formado por un dispositivo que controla la carga de la batería y la puesta en marcha de la iluminación.

146

FOTOVOLTAICA AISLADA DE LA RED

Figura 4.37. Alumbrado fotovoltaico

4.19 Legalizar instalación Para legalizar una instalación fotovoltaica aislada, lo primero es que la instalación cumpla lo establecido en el reglamento electrotécnico de baja tensión (REBT) vigente. Por consiguiente, la instalación deberá realizarse por un instalador eléctrico autorizado, que disponga de la especialidad de Instalaciones generadores en baja tensión (IBTE 9). Respecto a la documentación a presentar en el momento de la firma del certificado final por parte del instalador, dependerá de la potencia de la instalación: 

P10kW: se necesitará un proyecto visado.

Como el interés en una instalación aislada es un aprovechamiento de la energía, se suele tender a utilizar instalaciones de potencia inferior a los 10kW, de tal forma que sea suficiente con la presentación de la memoria técnica por parte del instalador que realiza la instalación. La Memoria Técnica de Diseño (MTD), se redactará sobre impresos, según modelo dados por el Órgano competente de la Comunidad Autónoma. La MTD proporcionará los principales datos y características de diseño de las instalaciones. Siendo el instalador autorizado el responsable de que la instalación se adapte a exigencias reglamentarias. Los datos que deberá incluir la MTD de conformidad al REBT son:

148



Datos relativos al propietario.



Identificación de la persona que firma la memoria y justificación de su competencia.



Emplazamiento de la instalación.



Uso al que se destina.



Relación nominal de los receptores que se prevea instalar y su potencia.



Cálculos justificativos de las características de la línea general de alimentación, derivaciones individuales y líneas secundarias, sus elementos de protección y sus puntos de utilización.



Pequeña memoria descriptiva.



Esquema unifilar de la instalación y características de los dispositivos de corte y protección adoptados, puntos de utilización y secciones de los conductores.



Croquis de su trazado.

CAPÍTULO 5 ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

5.1 Introducción En este capítulo se va a introducir los conceptos necesarios para la obtención de energía solar térmica. Así como conceptos generales como circulación forzada y circulación natural. Se centra en conceptos generales para los lectores que no estén familiarizados con la energía solar térmica. Se describen los tipos de captadores que permiten recogen la radiación solar en temperatura para calentar un líquido, que después será utilizado en varias aplicaciones que se verán en detalle en el capítulo 6 y 7.

5.1.1 Principio de funcionamiento Los colectores solares planos funcionan aprovechando el efecto invernadero. La radiación incide sobre la cubierta de vidrio (cubierta transparente de la figura 5.1), actuando está como un filtro para las longitudes de onda más cortas de la radiación solar, dejando pasar las ondas más largas (solo la luz visible), lo que provoca que se caliente el absorbedor (placa negra). Esto provoca que la temperatura en el interior del panel sea mayor que en el exterior (figura 5.1).

Figura 5.1. Efecto invernadero

150

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Entonces colocando en el interior del panel una serie de tubos (absorbente) por donde circulará el fluido (líquido, principalmente agua), provocando que el fluido aumente su temperatura.

5.1.2 Tipos de instalaciones según temperatura La energía solar térmica capta la energía solar para el calentamiento de un fluido que circula por el interior de la instalación, entonces en función de la temperatura a que se tiene que elevar se puede realizar la siguiente clasificación: 

Energía solar térmica a baja temperatura: para instalaciones en donde el fluido alcanza una temperatura inferior a 90ºC, es la utilizada para el suministro de agua caliente, tanto para el suministro de agua caliente como para la calefacción total o parcial, en: viviendas, residencias, hoteles, etc. … (se verán en los siguientes apartados más información, tipos y esquemas).



Energía solar térmica de media temperatura: para instalaciones en donde el fluido alcanza una temperatura comprendida entre 80 a 250ºC. Destinada a procesos industriales.



Energía solar térmica de alta temperatura: para instalaciones en donde el fluido alcanza temperaturas superiores a los 250ºC. Destinada a aplicaciones industriales de máxima de 90ºC. Este tipo generación de vapor para varios usos, por ejemplo para la generación de electricidad (instalaciones solares de concentración).

5.1.3 Principales aplicaciones La energía solar térmica de baja temperatura está encaminada al usuario final siendo la de media y alta temperatura destinadas a ámbitos industriales. En términos generales, cuando se habla de energías solar térmica, se pueden destacar las siguientes aplicaciones: 

Producción de agua caliente sanitaria (ACS).



Calefacción.



Climatización de piscinas.

5.2 Panel solar El panel solar o captador solar es el componente encargado de calentar el fluido que circula por su interior, el cual se utilizará en la instalación para la calefacción y el agua caliente sanitaria (ACS). Existen distintos tipos de colectores para adaptarse a la aplicación a utilizar, ya sea para un uso industrial o doméstico (se trabaja a diferentes temperaturas de captación). En baja temperatura (uso doméstico y residencial) se los: panel plano, panel de tubo de vacío (heat Pipe) y panel parabólico compuesto (CPC). Para elevar la temperatura se utiliza sistemas de concentración. 151

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

5.2.1 Panel plano Es el más utilizado para aplicaciones de baja temperatura (no superiores a 90ºC). En la figura 5.2 se muestran algunos ejemplos.

Figura 5.2. Colectores planos

Su funcionamiento se basa en una superficie plana y negra expuesta al sol, por donde circula a través de su interior el fluido separados por una cubierta transparente (parte superior de vidrio) y material aislante. En la Figura 5.3, se muestra un corte de la sección de un panel plano en donde se pueden distinguir las partes que lo constituyen: 1. Soporte o carcasa: suele ser realizada en aluminio o material similar con ranuras para su colocación, debe estar completamente sellada (asegurar estanqueidad) porque el captador es un elemento situado a la intemperie. 2. Cubierta: también denominado superficie o cristal (según documentación a consultar), suele estar compuesto por vidrio templado o similar. A continuación se dispone de una placa negra denominada absorbente. 3. Absorbente: es por donde circulará el fluido, suele estar formada por una serie de tubos de cobre (también aleación de cobre-aluminio o acero). Suele tener una disposición vertical (como en la Figura 5.3), aunque también se encuentra en una disposición en serpentín. 4. Aislante: su función es la reducir las pérdidas de calor a través de los laterales y de la parte inferior del panel. Suele ser de espuma de poliuretano o resina de melanina. 152

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Figura 5.3. Sección panel plano

En el interior circulará un fluido que permitirá la transferencia de calor en la instalación, en el apartado 5.6 se muestran las características de los fluidos utilizados.

5.2.2 Panel de tubo de vacío (heat Pipe) Los tubos de vacío es una tecnología utilizada en los colectores de solares térmicos, denominado también sistema heat-pipe o tubo de calor. Debido a su modo de funcionamiento y estructura consiguen un rendimiento hasta un 20% mayor que los colectores de placa plana convencionales, lo que lo convierte en la mejor opción para climas fríos y lluviosos (típico de la zona norte de España). Se diferencia del panel plano porque la superficie de captación está formada por tubos de vidrio (principalmente borosilicato) al vacío (de fundición al estilo de las bombillas), en cuyo interior se aloja un tubo superconductor, para favorecer el flujo de vapor. En vez de la utilización de agua e utiliza una mezcla de componentes líquidos que aceleran su conductividad. Así se evitan problemas de corrosión y erosión en los captadores, también se evitan problemas de roturas por heladas o la utilización de aditivos (que implican incremento del coste, reducción de rendimiento, tiempo de mantenimiento, etc.).

153

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 5.4. Vista superior tubo de vacío

Figura 5.5. Vista inferior tubo de vacío

En la Figura 5.4 se puede apreciar el tubo visto por la parte superior y en la Figura 5.5 se puede apreciar por la parte inferior. Se puede apreciar que en la parte inferior se encuentra sellada pero por la parte superior se conecta a un dispositivo denominado condensador (Figura 5.6), colocando un tubo metálico, normalmente hecho de cobre (ver figuras 5.5 y 5.6), en el interior. En el tubo metálico se le añaden unas aletas de aluminio con un recubrimiento especial (dependiendo del fabricante) que optimiza la captación.

154

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Figura 5.6. Tubo de vacío completo

Figura 5.7. Conexión tubo de vacío al cabezal

155

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Los tubos de vacío se conectan cada uno de forma independiente en un cabezal (Figura 5.7), que es donde se produce la transferencia de calor. Esto permite un montaje rápido y sin grúas (montaje por partes y no en bloque), pues los tubos se insertan en el cabezal mediante una unión seca (sin la utilización de agua). Además no es necesario detener la instalación en caso de reparaciones pues el tubo se acopla al cabezal, es decir se puede desmontar o sustituir, ya que el panel solar continua funcionando mediante la energía captada por el resto de tubos de vacío (funcionamiento independiente). El panel solar de tubos de vacío funciona mediante el principio heat-pipe. Diseñado en 1962, consiste simplemente en un cilindro mucho más largo que ancho que contiene un líquido que vaporiza a una determinada temperatura, ascendiendo por el tubo hasta el condensador, que es la zona del tubo a menor temperatura, donde condensa cediendo su calor latente (se trata de un ciclo similar al de la lluvia). En el proceso de condensación en el cual se cede el calor (se denomina calor latente de vaporización), se produce el efecto inverso en donde el gas (vapor) cambia a estado líquido. Al volverse al estado líquido desciende de nuevo por el tubo hasta el foco caliente (parte inferior del tubo de vacío, comenzándose el proceso de nuevo. Se trata de un sistema cerrado de evaporación en el tubo interior, y al ser un ciclo cerrado se genera mucho calor sin un gran aumento de temperatura. En la Figura 5.8, se muestra un diagrama de funcionamiento dentro del tubo de vacío. Se muestra con una flecha los puntos de trasformación de energía, la parte que tiene mayor temperatura en el tubo de vacío es la parte inferior (denominado en la Figura 5.8 como Heat In) donde se produce el paso de líquido a gas, y la parte superior se produce el choque de temperatura (denominado en la Figura 5.8 como Heat Out) donde se produce el paso de gas a líquido.

Figura 5.8. Diagrama de funcionamiento del tubo de vacío

156

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

5.2.3 Panel parabólico compuesto (CPC) Para altas temperaturas del fluido se utilizan los captadores de concentración basados en un reflector (punto 4 de la Figura 5.9), que proyecta la radiación sobre un punto central por donde circula el fluido (punto 3 de la Figura 5.9), a través del cual circula el fluido a calentar (puntos 1 y 2 de la Figura 5.9, en donde se indica el sentido de circulación del fluido).

Figura 5.9. Panel de concentración

Este tipo de captador se utiliza en instalaciones de altas temperaturas, pero existe una modificación para ser utilizado en aplicaciones de baja temperatura, es el denominado como concentrador parabólico compuesto.

Figura 5.10. Panel CPC

157

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Su aspecto es similar al del panel plano que se describe en el apartado 5.2.1, en el que aprovecha el efecto invernadero para aumentar la temperatura de su interior, pero su superficie de captación está formada por cavidades en donde se colocan los conductos (de cobre) o vidrio de vacío (como los tubos de vacío del apartado 5.2.2). Es decir son una modificación de los descritos en los apartados anteriores en donde se modifica la colocación del los sistemas de calentamiento de agua, colocándoles un sistema de concentración, aumentando así su rendimiento y vida útil. En la Figura 5.10 se muestra un CPC con tubos de vacío y sistema de concentración (reflector parabólico).

5.2.4 Comparación colectores La estructura utilizada en los colectores de tubos de vacío se encamina a la reducción de pérdidas en el panel, aumentando así la eficiencia. En la Figura 5.11 se muestran una tabla con valores típicos de los parámetros característicos de eficiencia óptica (h0) y de coeficiente general de pérdidas (UL), así como el rango normal de temperaturas de trabajo para distintos tipos de colectores.

Figura 11. Tabla comparación tipos de colectores

Observando la tabla de la Figura 5.11 se puede decir que los colectores de vacío encuentran su principal aplicación en los sistemas de temperaturas intermedias (sistemas de acondicionamiento de aire, procesos industriales, etc.) y en lugares fríos con diferencias elevadas entre la temperatura del panel y la del ambiente; donde la mejora sustancial del rendimiento del sistema puede compensar el aumento de coste debido a su utilización. Su reducido coeficiente de pérdidas (UL de la tabla de la Figura 5.11) los hace especialmente aptos para el aprovechamiento de la radiación solar difusa, manteniendo un rendimiento aceptable, no sólo a mediodía o en días soleados, sino también cuando el sol está bajo o el tiempo es frío y parcialmente nubloso.

5.2.5 Instalación Para la instalación de colectores (independiente de los tipos de colectores descritos en los apartados anteriores) se pueden integrar en las cubiertas de

158

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

los edificios o montándose sobre la superficie de los mismos, también se instalan en superficies como las terrazas o patios. Lo único a tener en cuenta es la inclinación de los colectores dependiendo de la situación geográfica y evitando las sombras sobre la superficie de captación En la Figura 5.12 se muestran algunos ejemplos de estructuras utilizadas para su instalación.

Figura 5.12. Estructuras para colocación colectores

Las estructuras deben resistir las sobrecargas producidas eventualmente por vientos o caída de nieve, además de otras agresiones medioambientales. Por ello el material de la estructura suele ser acero galvanizado, al igual que la tornillería utilizada serán de material galvanizado, siendo preferiblemente acero inoxidable.

5.3 Características de los colectores Los colectores térmicos presentan ciertas características térmicas y mecánicas que sirven para definir las condiciones de funcionamiento. Además de ser los datos necesarios para los procesos de cálculo.

159

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 5.13. Características panel

160

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Las principales características que se indican en las hojas de características son: 

Dimensiones: tamaño del panel. Se suele expresar como el área de captación en metros cuadrados, o la medida de los lados y groso en milímetros.



Superficie total y útil: se corresponde con el tamaño de la cara del panel sobre la que incidirá la radiación solar. La primera indica el tamaño total incluyendo el soporte y el segundo indica el tamaño que se utiliza para la captación de radiación solar, ambos datos se dan en metros cuadrados. El segundo término es el utilizado para los cálculos de dimensionado de las instalaciones.



Presión: se corresponde con la presión de funcionamiento y máxima que alcanzará el fluido que circula por el interior del panel, se da en bares.



Caudal nominal: se corresponde con la cantidad de litros por hora que puede circular por el panel.



Conectores externos: indica las características de los conectores de los colectores. Información como si: es roscado o plano y el tamaño (la métrica de la rosca).

Otros datos que también puede ser incluido en las hojas de características: 

Líquido portador: puede incluir información sobre las recomendaciones que da el fabricante sobre el líquido portador de calor a utilizar para la transferencia de calor.



Factor de conversión: parámetro que indica el rendimiento térmico del panel, indica la relación entre la energía que es aprovechada y a reflejada.



Características de la cubierta.



Características del absorvedor.



Peso: a tener en cuenta para la elección de la estructuras que soportarán a los colectores.

En la figura 5.13 se muestra las características de un equipo comercial para que el lector pueda ver los datos con los que se puede encontrar.

5.4 Asociación en serie y paralelo Los colectores se pueden conectar en serie (para obtener temperaturas más altas) o paralelo (para aumentar el caudal del fluido a calentar). El número máximo vendrá determinado por el fabricante del panel a utilizar debido a pérdidas entre los tubos de conexión de los colectores y en consecuencia el rendimiento es menor. Para realizar las conexiones se dispone de cuatro terminales, dos de ellos situados en la parte superior y dos en la parte inferior (figura 5.14 se indican con una flecha las conexiones de un lateral). 161

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 5.14. Conexiones panel

Esta disposición es debida a que el fluido a más temperatura es menos denso y se situará en la parte superior, en consecuencia las conexiones de entrada serán las situadas en la parte inferior y las conexiones de salida las situadas en la parte superior. Lo captadores se colocaran en filas con el mismo número de elementos, pudiendo ser conectadas en: 

162

Paralelo: se conectan los terminales de salida y de entrada entre sí; siendo las terminales de un extremo las entradas y salidas del sistema de captación, y en los dos terminales sin conexión se deben cerrar con tapones metálicos (figura 5.15 en donde se indica el sentido de la flecha el paso de agua fría a agua caliente). Con esta conexión se consigue un aumento de caudal, siendo el caudal de la instalación la suma de los caudales de los colectores conectados en paralelo. El número máximo

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

de colectores vendrá dado por el fabricante puesto que viene determinado por las pérdidas en las conexiones. En la figura 5.16 se muestra el texto correspondiente a las hojas de características de un colector, en donde se indican la información sobre la limitación de la conexión de colectores en paralelo. Caudal_total=Caudal1+Caudal2+…

Figura 5.15. Conexión en paralelo

Figura 5.16. Limitación conexión colectores en paralelo



Serie: se conectan un terminal de salida con un terminal de entrada (figura 5.17 en donde se indica el sentido de la flecha el paso de agua fría a agua caliente). Con esta conexión se consigue un aumento de la temperatura del fluido manteniendo constante el caudal, siendo la temperatura como la suma de las temperaturas de cada panel conectado en serie. El número máximo de colectores conectados en serie no será superior a tres, pudiéndose conectar cuatro en aplicaciones de usos industriales o refrigeración por absorción. Según el código técnico de la edificación para la conexión de colectores en serie, 163

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

es aconsejable no superar los 10m2 en las zonas climáticas I y II; hasta 8m2 en la zona climática III; y hasta 6m 2 en las zonas climáticas IV y V. Por lo que es aconsejable seguir las recomendaciones dadas por el fabricante o distribuidor (ver zonas climáticas en el apartado 1.11).

Figura 5.17. Conexión en serie

Figura 5.18. Conexión mixta

164

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA



Mixta: corresponde a instalaciones en donde se pueden realizar conexiones en paralelo y serie, para conseguir un aumento de caudal y temperatura (respectivamente). Se suele centrar en instalaciones de gran tamaño, puesto que las conexione entre filas se podrán realizar en: serie, paralelo o mixta. En la figura 5.18 (en donde se indica el sentido de la flecha el paso de agua fría a agua caliente) se encuentran dos filas de colectores conectadas en serie y ambas filas están conectadas en paralelo.

Para los terminales que no llevan ningún tipo de conexión hay que situar unos tapones metálicos en concordancia con las características de los terminales de los colectores (lisa o roscada con diferentes métricas). En la figura 5.19 se muestra un ejemplo de tapón metálico roscado con junta plana para evitar pérdidas de presión y fluido. Del mismo modo existen elementos que se utilizan para la conexión entre colectores, los elementos se denominan manguitos que se tratan de un dispositivo de de empalme con roscas de las mismas características a ambos extremos. En la figura 5.20 se muestra un ejemplo de manguito con juntas planas y aislamiento térmico. Cuando no se dispone de junta para las conexiones hay que utilizar teflón para evitar las pérdidas de presión y fluido.

Figura 5.19. Tapón metálico

Figura 5.20. Manguito de unión

165

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 5.21. Brida metálica

Para otro tipo de conexiones (denominadas lisas y sin rosca) se puede realizar la conexión mediante soldadura o colocando introduciendo el tubo a presión y se sujeta utilizando bridas metálicas (figura 5.21). Después para la conexión al resto de la instalación, hacia el intercambiador o depósito, se utiliza tubería de cobre (como la utilizada en fontanería o instalación de aire acondicionado) se pueden utilizar un empalme que por un extremo permite la soldadura y por el otro extremo permite el roscado (denominada unión soldable con rosca o unión mixta o manguito mixto), en la figura 5.22 se muestra un ejemplo en donde se utiliza la junta plana para parte roscada.

Figura 5.22. Unión soldable con rosca

5.5 Componentes básicos de una instalación El funcionamiento en general de una instalación solar térmica, se basa en que hay una recirculación de líquido entre el depósito y el captador solar, para calentar el agua en el interior del depósito. Se pueden distinguir tres componentes básicos que estarán presentes en una instalación solar térmica, son: 

166

Panel: aprovecha la energía solar para transformarla en energía térmica, aumentando la temperatura del fluido de trabajo que circula por la

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

instalación, principalmente se trata de agua (referencia 1 de la figura 5.23). 

Intercambiador: su función es la de transferir el calor del fluido del circuito interno del captador solar al agua de la caldera (referencia 2 de la figura 5.23).



Acumulador: su función es la de almacenar la energía térmica para ser utilizada posteriormente, se trata de un depósito de agua (referencia 3 de la figura 5.23).

Figura 5.23. Componentes generales

Figura 5.24. Sistema directo

167

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 5.25. Sistema indirecto

Si el sistema dispone o no de intercambiador se puede clasificar en: 

Sistema directo: el fluido que es calentado en el panel va hacia el acumulador sin utilizar intercambiador (figura 5.24). Este tipo de instalación puede ser utilizado en pequeñas instalaciones, pero se debe descartar porque se pierde rendimiento por la circulación del fluido (agua).



Sistema indirecto: cuando el fluido que circula por el panel es independiente del agua que se contiene en el acumulador, la transferencia de calor se produce en el intercambiador (figura 5.25).

Al circuito que va desde los colectores hasta el intercambiador se denomina como circuito primario y el circuito que va desde el intercambiador al depósito se denomina secundario. Según la forma que tiene el fluido de circular a través de la instalación del primario se pueden clasificar en: 

Natural (apartado 5.7).



Forzada (apartado 5.8).

5.6 Fluido de trabajo El principal fluido de trabajo o líquido portador de calor que circulará por los colectores es el agua, puede ser: agua de la propia red (instalación de agua), o agua desmineralizada, o agua con aditivos. Los aditivos que se añadirán al agua dependerán de las características climatológicas del lugar de instalación y agua utilizada.

168

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Las características del líquido, son: 

El pH a 20ºC que debe tener el líquido estará comprendido entre el 5 y el 9.



La concentración en sales solubles del circuito primario no excederá 500 miligramos por litro.



El contenido de sales de calcio no excederá de 200 miligramos por litro.



El contenido de dióxido de carbono en el agua no excederá de 50 miligramos por litro.

Aunque a pesar de las anotaciones anteriores hay que seguir las recomendaciones dadas por el fabricante o distribuidor. Suele venir en depósitos de 10 litros en calidad de concentrado para ser disuelto en agua (figura 5.26).

Figura 5.26. Presentación comercial del líquido concentrado

También puede encontrarse disuelto en agua para ser incluido directamente en la instalación con concentraciones que rondan el 40% (en este caso se pueden disponer de depósitos de 10 o 20 litros (según características de la instalación). El líquido comercial está compuesto para ser anticongelante y refrigerante, utiliza como elemento principal el propilenglicol (con un porcentaje superior al 90%) por ser un anticongelante fisiológicamente inofensivo. Además de contener aditivos anticrrosivos y estabilizantes que protegen los elementos de la instalación que interconectan a los componentes (aleaciones de cobre, latón, acero y hierro). En algunos casos comerciales presenta un color característico (por ejemplo azul) para detectar, mediante supervisión visual, posibles fugas en el circuito (principalmente en los elementos de empalme o conexión). En el caso de elegir el elemento concentrado y tener que realizar la mezcla para conseguir una concentración adecuada en función de la temperatura de congelación (tabla de la figura 5.27), se puede modificar la concentración del líquido (siendo la concentración mínima aconsejable del 30%, para no perder 169

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

las características de anticorrosión en la tubería de interconexión y en los elementos de conexión) realizando la mezcla del concentrado con agua. El procedimiento de mezcla (modificar la concentración) se realiza en un recipiente, en donde se han introducido las cantidades adecuadas de agua y del líquido comercial. Entonces hay que realizar el agitado del líquido del recipiente hasta conseguir una disolución homogénea. Finalmente se introduce el líquido en la instalación a través del sistema de llenado.

Figura 5.27. Tabla protección congelación

5.7 Circulación natural En el caso de circulación natural el depósito deberá estar situado por encima del panel y el líquido circula de forma natural, debido a los cambios de densidad del líquido por efectos de la temperatura (el agua a más temperatura es menos densa y se sitúa en la parte superior del panel). Funcionará siempre que el panel aporte la suficiente energía al líquido para que ascienda por sí mismo. Es decir un líquido que se calienta disminuye su densidad y se vuelve más ligero, por lo que asciende. En este tipo de circulación se debe de disponer de una energía auxiliar para mantener el agua caliente en la zona superior del depósito, el método más utilizado es el de resistencia eléctrica (figura 5.29). En la figura 5.28 se muestra el esquema básico utilizando circulación natural, y que se corresponde con equipos denominados de termosifón. Los equipos de termosifón (figura 5.29) son los que se encuentran en la parte superior con el acumulador, son equipos sencillos y eficientes. Los termosifones son capaces de disponer de agua caliente en pocas horas de sol y son los más utilizados para atender las necesidades de agua caliente de una familia. Además requieren de menos mantenimiento porque no requiere bombas ni unidades de control, y suele incluirse en kits con todos los accesorios para su instalación.

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ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Figura 5.28. Instalación solar térmica con circulación natural

Figura 5.29. Equipo termosifón

171

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 5.30. Elemento auxiliar por resistencia eléctrica

5.8 Circulación forzada En el caso de circulación forzada el depósito puede estar o no por encima del panel, pero indistintamente a la colocación del depósito se dispondrá de una bomba para la circulación del fluido (figura 5.31). Además se necesita utiliza un control diferencial de temperaturas entre la salida del panel y la de la parte baja del depósito, dicho control se realiza a central de regulación electrónica (figura 5.32).

Figura 5.31. Bomba de circulación

172

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

Figura 5.32. Unidad central electrónica de regulación

Figura 5.33. Instalación solar térmica con circulación forzada

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Este tipo de circulación requiere de una válvula de retención para evitar la circulación inversa en períodos de inactividad del panel (es decir por la noche). En la figura 5.33 se muestra el esquema básico utilizando circulación forzada.

5.9 Pruebas y documentación El suministrador entregará al usuario un documento o albarán en el que conste el suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes y cada parte debe conservar su ejemplar. Las pruebas a realizar por el instalador serán, como mínimo, las siguientes: 

Llenado, funcionamiento y puesta en marcha del sistema.



Se probarán hidrostáticamente los equipos y el circuito de energía auxiliar.



Se comprobará que las válvulas de seguridad funcionan y que las tuberías de descarga de las mismas no están obturadas y están en conexión con la atmósfera. La prueba se realizará incrementando hasta un valor de 1,1 veces el de tarado y comprobando que se produce la apertura de la válvula.



Se comprobará la correcta actuación de las válvulas de corte, llenado, vaciado y purga de la instalación.



Se comprobará que alimentando (eléctricamente) las bombas del circuito, entran en funcionamiento y el incremento de presión indicado por los manómetros se corresponde en la curva con el caudal del diseño del circuito.



Se comprobará la actuación del sistema de control y el comportamiento global de la instalación realizando una prueba de funcionamiento diario, consistente en verificar, que, en un día claro, las bombas arrancan por la mañana, en un tiempo prudencial, y paran al atardecer, detectándose en el depósito saltos de temperatura significativos.

Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisional de la instalación, no obstante el Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos han funcionado correctamente durante un mínimo de un mes, sin interrupciones o paradas. Con cada sistema solar prefabricado, el fabricante o distribuidor oficial deberá suministrar: 

Instrucciones para el montaje e instalación (para el instalador).



Instrucciones de operación (para el usuario).

Estos documentos deberán estar escritos en alguno de los idiomas oficiales del país de venta y deberán incluir todas las instrucciones necesarias para el montaje y operación, incluyendo mantenimiento, y prestando atención a mayores requisitos y reglas técnicas de interés.

174

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

5.10 Prevención de la legionelosis La legionelosis es una enfermedad bacteriana de origen ambiental, que es capaz de soportar temperaturas de 2ºC a 45ºC, a temperaturas del orden de los 35ºC se produce su máxima multiplicación (máximo riesgo), y a 70ºC se muere. En consecuencia en instalaciones de ACS se debe cumplir el Real Decreto 909/2001, por lo que la temperatura del agua en el circuito de distribución de agua caliente no deberá ser inferior a 50 °C en el punto más alejado y previo a la mezcla necesaria para la protección contra quemaduras o en la tubería de retorno al acumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70 °C. En consecuencia, no se admite la presencia de componentes de acero galvanizado. El Real Decreto 865/2003, de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénicosanitarios para la prevención y control de la legionelosis, establece las siguientes exigencias en su artículo 2 sobre el ámbito de aplicación. 1. Las medidas contenidas en este real decreto se aplicarán a las instalaciones que utilicen agua en su funcionamiento, produzcan aerosoles y se encuentren ubicadas en el interior o exterior de edificios de uso colectivo, instalaciones industriales o medios de transporte que puedan ser susceptibles de convertirse en focos para la propagación de la enfermedad, durante su funcionamiento, pruebas de servicio o mantenimiento. 2. A efectos de lo establecido en este real decreto las instalaciones se clasifican en: 2.1. Instalaciones con mayor probabilidad de proliferación y dispersión de Legionella: a) Torres de refrigeración y condensadores evaporativos. b) Sistemas de agua caliente sanitaria con acumulador y circuito de retorno. c) Sistemas de agua climatizada con agitación constante y recirculación a través de chorros de alta velocidad o la inyección de aire (spas, jakuzzis, piscinas, vasos o bañeras terapéuticas, bañeras de hidromasaje, tratamientos con chorros a presión, otras). d) Centrales humidificadoras industriales. 2.2. Instalaciones con menor probabilidad de proliferación y dispersión de Legionella: a) Sistemas de instalación interior de agua fría de consumo humano (tuberías, depósitos, aljibes), cisternas o depósitos móviles y agua caliente sanitaria sin circuito de retorno. b) b)Equipos de enfriamiento evaporativo que pulvericen agua, no incluidos en el apartado 2.1. c) Humectadores. d) Fuentes ornamentales. 175

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

e) Sistemas de riego por aspersión en el medio urbano. f) Sistemas de agua contra incendios. g) Elementos de refrigeración por aerosolización, al aire libre. h) Otros aparatos que acumulen agua y puedan producir aerosoles. 2.3. Instalaciones de riesgo en terapia respiratoria: a) Equipos de terapia respiratoria. b) Respiradores. c) Nebulizadores. d) Otros equipos médicos en contacto con las vías respiratorias. 3. Quedan excluidas del ámbito de aplicación de este real decreto las instalaciones ubicadas en edificios dedicados al uso exclusivo en vivienda, excepto aquellas que afecten al ambiente exterior de estos edificios. No obstante y ante la aparición de casos de legionelosis, las autoridades sanitarias podrán exigir que se adopten las medidas de control que se consideren adecuadas. En consecuencia la prevención de legionela según el RD 865/2003, afecta a instalaciones solares térmicas para ACS destinadas a dar servicio a edificios públicos, o colectivos, o industriales. Las medidas a tener en cuenta para la prevención de la legionela se establecen en el artículo 7 denominado Medidas preventivas específicas de las instalaciones del RD 86572003. En dicho artículo se indican las medidas a aplicar en la fase de diseño de una nueva instalación o en las modificaciones y reformas de las existentes. Las instalaciones deberán tener las siguientes características: a) Garantizar la total estanqueidad y la correcta circulación del agua, evitando su estancamiento, así como disponer de suficientes puntos de purga para vaciar completamente la instalación, que estarán dimensionados para permitir la eliminación completa de los sedimentos. b) Disponer en el agua de aporte sistemas de filtración según la norma UNE-EN 13443-1, equipo de acondicionamiento del agua en el interior de los edificios —filtros mecánicos — parte 1: partículas de dimensiones comprendidas entre 80 μm y 150 μm- requisitos de funcionamiento, seguridad y ensayo. c) Facilitar la accesibilidad a los equipos para su inspección, limpieza, desinfección y toma de muestras. d) ) Utilizar materiales, en contacto con el agua de consumo humano,

capaces de resistir una desinfección mediante elevadas concentraciones de cloro o de otros desinfectantes o por elevación de temperatura, evitando aquellos que favorezcan el crecimiento microbiano y la formación de biocapa en el interior de las tuberías.

e) Mantener la temperatura del agua en el circuito de agua fría lo más baja posible procurando, donde las condiciones climatológicas lo permitan, una temperatura inferior a 20ºC, para lo cual las tuberías estarán 176

ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

suficientemente alejadas de las de agua caliente o en su defecto aisladas térmicamente. f) Garantizar que, si la instalación interior de agua fría de consumo humano dispone de depósitos, éstos estén tapados con una cubierta impermeable que ajuste perfectamente y que permita el acceso al interior. Si se encuentran situados al aire libre estarán térmicamente aislados. Si se utiliza cloro como desinfectante, se añadirá, si es necesario, al depósito mediante dosificadores automáticos. g) Asegurar, en toda el agua almacenada en los acumuladores de agua caliente finales, es decir, inmediatamente anteriores a consumo, una temperatura homogénea y evitar el enfriamiento de zonas interiores que propicien la formación y proliferación de la flora bacteriana. h) Disponer de un sistema de válvulas de retención, según la norma UNEEN 1717, que eviten retornos de agua por pérdida de presión o disminución del caudal suministrado y en especial, cuando sea necesario para evitar mezclas de agua de diferentes circuitos, calidades o usos. i) Mantener la temperatura del agua, en el circuito de agua caliente, por encima de 50ºC en el punto más alejado del circuito o en la tubería de retorno al acumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70ºC. En consecuencia en instalaciones solares térmicas que se rijan por en RD 865/2003, conectarán un acumulador (depósito) secundario o final; en el cual se debe garantizar una temperatura de 60 ºC de forma constante y evitar así la aparición o eliminación de la bacteria de la legionela.

177

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CAPÍTULO 6 AGUA CALIENTE SANITARIA

6.1 Introducción Este tipo de instalación se utiliza para la obtención de agua caliente con fines sanitarios y de climatización. El esquema general es que se muestra en la figura 6.1, en donde se calienta el agua del acumulador mediante la circulación natural del agua (también se suele utilizar el de circulación forzada, ver apartados 5.7 y 5.8), para su uso doméstico. En sustitución a otro tipo de sistemas de obtención de agua caliente, como: gas, gasoil (caldera) o electricidad. Obteniendo así un ahorro económico a largo plazo.

Figura 6.1. Agua caliente sanitaria

Dependiendo de la instalación se pueden incluir elementos de calentamiento auxiliares, para asegurar el suministro de agua caliente para el usuario. El elemento que de suministro auxiliar puede ser del tipo convencional, es decir lo que dispone cualquier usuario en su casa para el suministro de agua caliente (denominado calentador).El elemento auxiliar se puede conectar en serie (figura 6.2) o en paralelo (figura 6.3).

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AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

Figura 6.2. ACS con elemento auxiliar en serie

Figura 6.3. ACS con elemento auxiliar en paralelo

La conexión en serie es más eficiente pero el elemento auxiliar debe soportar la variación de temperaturas de la entrada y debe adaptar la potencia de salida en función de dicho rango. La conexión en paralelo permite un uso alternativo de la energía solar térmica y el del suministro auxiliar, esta conexión es interesante porque permite separar los circuitos de calentamiento de agua. Este tipo de conexión es más utilizada para cuando el sistema auxiliar no es capaz de controlar el rango de las variaciones de temperaturas que se produzcan en el acumulador. 181

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Para instalaciones de ACS unifamiliares se suele utilizar equipos termosifón, los cuales integran el depósito y aprovechan la circulación natural. Para instalaciones de mayor tamaño se recurre a instalaciones con circulación forzada y requerirán de un mayor número de colectores.

6.2 Componentes En una instalación solar térmica se encuentra con: 

Sistema de captación: se trata de la instalación de colectores solares (capítulo 5 en los apartados 5.2 se describe los tipos y su funcionamiento, en el apartado 5.3 las principales características y en el apartado 5.4 la interconexión en serie y paralelo para aumentar el caudal y la temperatura).



Sistema de almacenamiento: se trata del acumulador o conjunto de ellos que forman la instalación (apartado 6.3), y su función es la de mantener el suministro de agua caliente a la instalación.



Sistema de transferencia térmica: se trata del componente que sirve de unión entre el fluido calentado en el sistema de captación y el fluido que calienta el sistema de consumo o sistema de almacenamiento (apartado 6.4), se denomina intercambiador y divide el sistema primario del sistema secundario (ver apartado 5.5)



Accesorios: son los componentes utilizados en la circulación del fluido, el control de temperaturas (apartado 6.5), protección, sistema de apoyo, etc. Así como elementos que sirven para la conexión de los componentes (apartado 6.4). En el apartado 5.4 se comentaban algunos elementos utilizados para la interconexión de los colectores y la colocación de tapones metálicos.

6.3 Acumulador El acumulador es el dispositivo de mantener el consumo de ACS (agua caliente sanitaria porque para calentamiento de piscinas no es necesario acumulador) durante las horas en las que el panel tiene un bajo o nulo rendimiento (por ejemplo durante la noche o días nublados). En la figura 6.4 se muestra algunos acumuladores con diferentes capacidades, la capacidad del acumulador determinará cuanto tiempo se podrá mantener el consumo de agua caliente a la instalación, y será uno de los datos a tener en cuenta para los cálculos de la instalación (apartado 6.6) La estructura básica de un acumulador es (en la figura 6.5 se muestra un corte de un acumulador en donde se puede distinguir las partes comentadas a continuación, las letras que se utilizan en la figura 6.5 se utiliza en las hojas de características para indicar las medidas para varios modelos): 

182

Carcasa: también denominado como recubrimiento, se corresponde de la estructura externa del acumulador. Suele ser de acero galvanizado tratado químicamente. Además deberá de disponer de los elementos de sujeción y las conexiones externas, tanto de terminales para la conexión

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

de tuberías como eléctricas (referencias: kw-e, w, kv y kr, de la figura 6.5) como posibles elementos auxiliares o sensores de temperatura (referencia tm de la figura 6.5). 

Aislamiento: una capa de aislante recubre el interior para evitar pérdidas, se encuentra situado entre la carcasa y el cilindro. Se trata de una capa de espuma rígida de poliuretano de unos 30 a 40 mm de grosor para depósitos pequeños y medianos, y de espuma flexible de poliuretano de unos 60 a 70 mm de grosor para depósitos grandes (referencia h de la figura 6.5).



Cilindro: se trata del depósito en donde se almacena el agua. Se trata de una fina capa (unos milímetros) de acero inoxidable (referencia d de la figura 6.5). En algunos equipos (igual que los calentadores eléctricos que se utilizan en las viviendas) se dispone de una barrilla antioxidante, la barrilla consiste en un ánodo de magnesio que previene al acero de la acción oxidante del agua (referencia pc de la figura 6.5). También disponen de termostato para indicar la temperatura del interior del fluido, y la inclusión de elementos auxiliares de calentamiento como un calefactor eléctrico con resistencia.

Figura 6.4. Tipos de acumuladores

183

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 6.5. Corte sección acumulador

Según la forma de conexión del intercambiador o conexión directa o indirecta, se pueden clasificar los acumuladores en:

184



Circuito abierto: no disponen de intercambiador incorporado, también es denominado acumulador simple (imagen izquierda de la figura 6.6).



Circuito cerrado o con intercambiador: se trata de un acumulador simple al que se le ha incorporado un intercambiador de serpentín en su interior (imagen derecha de la figura 6.6). Pueden encontrarse con intercambiador simple o doble, en función del número de

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

intercambiadores incorporados en su interior (por ejemplo uno del sistema de captación y otro proveniente de un calentador auxiliar).

Figura 6.6. Acumulador abierto y con intercambiador

A continuación se comentan algunas nociones básicas para la instalación y conexión en serie y paralelo de acumuladores para así obtener una mayor capacidad. Para la colocación del acumulador en la carcasa se dispone de los elementos propios de sujeción. Pero para su localización se deben seguir unos criterios básicos para obtener los mejores resultados de rendimiento y seguridad, los cuales son: Los acumuladores serán de configuración vertical y se ubicarán en zonas interiores. En aplicaciones combinadas con acumulación centralizada es obligatoria la configuración vertical. Para instalaciones horizontales se utilizarán en instalaciones con termosifón. En instalaciones en donde el acumulador esté conectado a la red de distribución de agua caliente sanitaria, deberá ubicarse un termómetro en una zona visible. En instalaciones para agua caliente sanitaria (ACS) y sistema auxiliar no incorporado en el acumulador, se debe realizar la conexión entre el sistema 185

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

auxiliar y el solar de forma que se pueda calentar el solar con el auxiliar teniendo en cuenta la prevención de la legionella. Los acumuladores de un volumen mayor de 20m 3 se instalarán válvulas de corte u otros sistemas para el corte del flujo del líquido al exterior del depósito, para reparación y mantenimiento (evitar fugas no intencionadas). Respecto a las conexiones hay que tener en cuenta (mirar figura 6.7 para referencia temperaturas) las siguientes consideraciones: La Conexión de entrada de agua caliente, estará a una temperatura comprendida entre el 50% y el 75% de la altura del acumulador. La conexión de salida de agua fría hacia el intercambiador (o panel) se realizará en la parte inferior. Una sola conexión al acumulador (2 conexiones) el agua de retorno de consumo al depósito se realizará por la parte inferior. En caso de sistemas abierto (figura 6.6 izquierda) se refiere a la entrada de agua fría de la red. La extracción de agua caliente del depósito se realizará por la parte superior. Para varias conexiones al acumulador se tendrá en cuenta los niveles térmicos, de tal forma que las conexiones de salida y retorno de un mayor nivel térmico estén por encima de las que requieran un menor nivel térmico.

Figura 6.7. Temperatura interior acumulador

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AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

Figura 6.8. Conexión serie de acumuladores

Figura 6.9. Conexión paralelo de acumuladores

187

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Cuando se requiere conectar varios acumuladores por necesidad de volumen, costes o espacio, se pueden conectar los acumuladores en serie y paralelo. Pero la conexión paralela (figura 6.9) no garantiza la carga o descarga de forma equilibrada (dependerá de la carga de cada depósito, descarga por igual de cada acumulador), en consecuencia en una conexión en paralelo se requiere de válvulas de equilibrado y por ello cuando se conectan preferiblemente en serie (figura 6.8). En el caso de conexión serie de acumuladores, la conexión serie se denomina serie invertida con el circuito de consumo y se corresponde con la conexión que se muestra en la figura 6.8 (en donde se indica mediante flechas el sentido de la temperatura, siendo de más fría a más caliente). Es decir los acumuladores están conectados en serie entre sí, y ambos están conectados en serie con el intercambiador, pero el consumo está conectado en paralelo con la disposición en serie de acumuladores. En el caso de conexión paralelo de acumuladores, la conexión paralelo se denomina paralela con el circuito secundario equilibrado y se corresponde con la conexión que se muestra en la figura 6.9 (en donde se indica mediante flechas el sentido de la temperatura, siendo de más fría a más caliente). Es decir, hace referencia al circuito secundario (es el circuito que conecta el intercambiador con los acumuladores) y además equilibrado porque se debe realizar el vaciado de los acumuladores de forma similar entre ellos, porque si no se pueden producir perdidas por variaciones de temperatura del fluido de un acumulador con el acumulador conectado en paralelo.

6.4 Intercambiador El intercambiador permite la separación del fluido del panel y el agua del depósito, puede estar integrado en el acumulador (figura 6.6 derecha) o exterior (Figura 6.11). El intercambiador presenta una doble función, por un lado el componente encargado de realizar la transferencia térmica entre dos circuitos (primario y secundario), y por otro lado aísla el fluido que circula por los colectores del fluido (agua que será utilizada en la instalación) que se encuentra en el acumulador. La última función es importante puesto que el fluido utilizado en el panel contiene elementos que previenen la oxidación del interior del panel y de la congelación durante el invierno (ver apartado 5.6 sobre información de composición del fluido). Los intercambiadores contienen cuatro conexiones, dos de ellas se conectan con el sistema captador (denominado circuito primario en figura 6.10), y las otras dos se conectan con el sistema acumulador (denominado circuito secundario en figura 6.10). Dispone del mismo número de conexiones si se encuentra el integrado en el acumulador (referencia q de la figura 6.5). En la Figura 6.12, se muestra las conexiones así como el flujo de fluido siendo representado mediante flechas que van de menor a mayor temperatura. Así como la transferencia térmica que se produce entre las placas que constituyen el intercambiador

188

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

Figura 6.10. Circuito primario y secundario

Figura 6.11. Intercambiador

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RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 6.12. Fluido en el intercambiador

6.5 Circuito hidráulico Dentro del término de circuito hidráulico se encuentran varios componentes que en su conjunto forman el sistema de interconexión de los principales componentes que forman una instalación solar térmica para suministro de ACS. Los componentes del circuito hidráulico son: 

Tuberías.



Bombas.



Vasos de expansión.



Válvulas.

6.5.1 Tuberías Las tuberías son el componente que sirve para distribuir el fluido en la instalación, tanto en el circuito primario como secundario. Para evitar pérdidas térmicas la longitud de tuberías debe ser la más corta posible, evitando al máximo los codos. El material debe ser del que no exista posibilidad de formación de obturaciones o depósitos de cal en su interior, pues se producen el rendimiento del sistema. Así pues para instalaciones de agua caliente sanitaria (ACS) se emplean tuberías de: cobre, acero o material plástico que soporte la temperatura del fluido (el más utilizado es el cobre), después se le coloca un recubrimiento aislante para disminuir pérdidas por radiación (Figura 6.13). 190

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

Para las conexiones se utilizan uniones roscadas, soldadas o embridadas, y se recubrirán de una capa de pintura de protección anticorrosiva. Para técnicos de aire acondicionado le resultarán términos conocidos pues se utiliza para la canalización del gas, así como para fontaneros.

Figura 6.13. Tubería con recubrimiento aislante

Para la unión de tubería se utiliza un soplete de acetileno con una varilla de plata al 40%, la cual se derretirá. También se puede utilizar otro tipo de soplete como butano o propano. El procedimiento de soldado para unión de tubería de cobre, es: 1. Corte el tubo con un cortador de tubos (figura 6.14) ajustándolo progresivamente hasta cortar el tubo. Algunos cortadores también tienen una lima triangular en la parte posterior que se utiliza para quitar las rebabas del corte. 2. La soldadura blanda por capilaridad consiste en la unión de dos tubos de cobre que encajan perfectamente uno en el otro por medio de estaño, o se puede utilizar manguitos en donde por un extremo se introduce un tubo y por el otro extremo el otro tubo a unir. También se podría unir de tratarse de un codo o una T. 3. Quite los posibles restos de suciedad y pase un cepillo de alambres por la zona a soldar, limpiándola posteriormente con un trapo. 4. Se calientan los tubos a unir en unos 30 segundos aproximadamente (tomará un color rojizo) se conseguirá la temperatura necesaria para la soldadura. A continuación se aporta estaño, el cual al fundirse por efecto del calor, penetra por capilaridad entre los dos tubos, y al enfriarse, asegura al mismo tiempo el ensamblado de los tubos (Figura 6.15).

191

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 6.14. Cortador de tubos de cobre

Figura 6.15. Soldadura de unión en cobre

Otro método de unión de cobre es el abocardado, pero este es el utilizado en instalaciones de aire acondicionado. Aunque lo más recomendable es que no haya ninguna unión en la tubería de cobre, por ello se recurre a rollos de tubería de cobre para instalaciones para no tener que realizar uniones (figura 6.16).

Figura 6.16. Rollo de cobre

192

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

6.5.2 Bombas En sistemas de circulación forzada se utilizan las bombas y su función es la de impulsar el fluido a través del circuito hidráulico. Las características principales de las bombas son: 

Caudal: cantidad de líquido a desplazar.



Consumo eléctrico: requisito eléctrico de la instalación.



Tensión de alimentación: requisito eléctrico de suministro a la bomba.

Figura 6.17- Bomba de circulación

En la figura 5.31 se puede ver un ejemplo de bomba comercial, y en la Figura 6.17 se puede ver otro ejemplo. El ejemplo de la Figura 6.17 incorpora un circuito de regulación de velocidad seleccionable mediante potenciómetro, en donde ajusta el control de velocidad a la presión y el caudal que demande la instalación.

6.5.3 Vasos de expansión Las variaciones que se producen en el fluido provocan un cambio en su volumen y en consecuencia de la presión de la instalación, lo que dificulta la circulación del fluido y en consecuencia aumenta las pérdidas. Para evitarlo y mantener constante la presión en el circuito se procede a instalar en el circuito primario (entre el panel al intercambiador) del vaso de expansión (Figura 6.18) que absorbe las variaciones de volumen del fluido. En instalaciones de circulación forzada los vasos preferentemente se conectarán en la aspiración de la bomba.

de

expansión

En los vasos de expansión cerrados es un depósito dividió en dos partes separadas por medio de una membrana elástica. A un lado se encuentra el fluido de trabajo (circuito primario) y el otro lado aire o gas inerte a la presión de trabajo (aunque se puede modificar y la presión inicial vendrá dada por el 193

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

fabricante). En consecuencia la membrana es la encargada de absorber las variaciones de densidad.

Figura 6.18. Vaso de expansión

6.5.4 Válvulas Los tipos de válvulas utilizadas en el circuito hidráulico son:

194



Purga de aire: es una válvula de tipo esfera y su función es la extraer el aire del circuito por donde pasa el fluido. Se instala en el lugar más algo de la instalación (por ejemplo en la salida de agua caliente del panel). En la Figura 6.19 se muestra un ejemplo, en donde se puede ver que el purgador puede ser de tipo manual o automático. El purgador o purga de aire se sitúa en la parte más alta de la instalación.



De vaciado y llenado: son las utilizadas para le introducir o extraer fluido del circuito. Como válvula de vaciado se conoce también como de desagüe.



De aislamiento: son válvulas de esfera cuya función es la de aislar los componentes de la instalación (panel, intercambiador y acumulador) para realizar las operaciones de mantenimiento y reparación (ver imagen superior derecha de la Figura 6.21).



De seguridad: son válvulas de tipo resorte de tal modo que cuando se alcanza cierto nivel de presión del fluido, lo expulsen al exterior para que no se supere el valor prefijado de presión. Se regulan para trabajar a

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

una presión inferior a la presión máxima que soportará el circuito hidráulico (ver imagen más a la izquierda de la Figura 6.21). 

Retención: también denominadas antirretorno, su función es que el fluido solo circule en un sentido y no se produzca el efecto de retorno cuando la temperatura del acumulador es mayor a la del panel (por ejemplo durante la noche). En su instalación hay que tener en cuenta la colocación puesto que en un sentido si que circula el fluido y en el opuesto no. En la Figura 6.20 se muestra un ejemplo.

Figura 6.19. Purgador de aire

Figura 6.20. Válvula antiretorno

195

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

En la Figura 6.21 se muestran algunos ejemplos de válvulas y componentes de conexión de tubería utilizada en la instalación del circuito hidráulico: válvulas y accesorios de conexión roscados.

Figura 6.21. Elementos de conexionado

6.6 Control de temperatura Las instalaciones de circulación forzada incorporan un sistema electrónico denominado central de regulación o regulador diferencial de temperaturas. Dicho dispositivo tiene la finalidad de controlar el arranque y la parada de la bomba. En la figura 5.32 se mostraba un ejemplo comercial, en la Figura 6.22 se puede ver otro ejemplo.

Figura 6.22. Central de regulación.

196

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

Figura 6.23. Esquema instalación con regulador diferencial de temperatura

El número de funciones y características de la central de regulación variarán de unas a otras, en consecuencia es recomendable realizar una consulta de las hojas de características, así como de su manual de funcionamiento para realizar tanto las conexiones como la programación de la misma. Aunque todas deberán realizar un control de la temperatura del sistema de captación y de acumulación, además de controlar el arranque y la parada de la bomba de circulación. Por ejemplo que ponga la bomba en marcha cuando la temperatura del sistema de captación supere en 4ºC a 6ºC la temperatura del sistema de captación. En la Figura 6.23 se muestra un esquema de una instalación en donde se puede ver las sondas utilizadas, así como los elementos de control eléctrico que realiza una central de regulación comercial. Se utilizan dos sondas de temperatura (del tipo NTC o PTC con recubrimiento metálico para ser sumergidas en el líquido en circulación), una conectada al panel (sonda 1 de la Figura 6.23) y la otra conectada al acumulador (sonda 2 de la Figura 6.23). Con ambas sondas le permite obtener la diferencia de temperatura. Las sondas presentan cierta resistencia eléctrica dependiente directamente de la temperatura a medir, por lo que se llaman sensores de tipo resistivo. Las 197

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

NTC presenta un disminución de la resistencia con el aumento de la temperatura, y las PTC presentan un aumento de la resistencia con el aumento de la temperatura. Del mismo modo la sonda debe presentar unas características de: rango de temperaturas, precisión de la medida, estabilidad y durabilidad. En consecuencia es aconsejable consultar las hojas de características dadas por el fabricante o el distribuidor, para consultar las recomendaciones sobre el tipo de sensores a utilizar.

Figura 6.24. Sondas de temperatura y vaina de conexión

En la Figura 6.24 se muestra un ejemplo de sensor utilizado y dos tipos de vainas que permiten la conexión al dispositivo a medir, por ejemplo la medida del líquido dentro del panel utilizando una vaina roscada. En algunos casos también dispone de salidas para el control de otros dispositivos, como por ejemplo la puesta en marcha del elemento auxiliar (una resistencia eléctrica). A modo de ejemplo se muestra en la figura 6.25 las conexiones de un regulador diferencial de temperatura con varias salidas a relé (conexiones 15 a 19), además dispone de conexiones para 4 sondas: una para el panel y tres para varios acumuladores (conexiones 1 a 8). Las conexiones 20 a 23 de la figura 6.25 se corresponden con el neutro para los puntos de consumo (salidas a relé), y las conexiones 24 a 25 de la figura se corresponden con la alimentación de la red eléctrica (230 AC). Comentar que los reguladores diferenciales de temperatura están basados en sistemas con microcontrolador y memoria interna (con parámetros iníciales), suelen disponer de un sistema de visualización tipo LCD (o similar). Algunos equipos pueden disponer de entradas de configuración y de un teclado para la modificación de los parámetros de control. Los reguladores diferenciales de temperatura avanzados disponen de la posibilidad de monitorización mediante un bus de comunicación (conexiones de BUS – 11 y 12- de la figura 6.25). Suele ser para la conexión a un sistema informático para monitorizar y almacenar: datos (medidas de: temperatura, caudal y presión, en diferentes puntos de la instalación), historial y situación

198

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

(temperatura media, demanda térmica diaria, energía solar apartada o requerida, etc.), fallos (posibles errores).

Figura 6.25. Conexiones regulador diferencial de temperatura

El diseño del sistema de control asegurará el correcto funcionamiento de las instalaciones, procurando obtener un buen aprovechamiento de la energía solar captada y asegurando un uso adecuado de la energía auxiliar. El sistema de regulación y control comprende los siguientes sistemas: Control de funcionamiento del circuito primario y secundario (si existe). Sistemas de protección y seguridad sobrecalentamientos, heladas, etc.

de

las

instalaciones

contra

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. Con independencia de que realice otras funciones, el sistema de control se realizará por control diferencial de temperaturas, mediante un dispositivo electrónico que compare la temperatura de captadores con la temperatura de acumulación o retorno. 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 °C y no estén paradas cuando la diferencia sea mayor de 7 °C. La diferencia de temperaturas entre los puntos de arranque y de parada de termostato diferencial no será menor de 2 °C. De esta forma el funcionamiento de la parte solar de una instalación se optimiza. Para optimizar el aprovechamiento solar de la instalación y, cuando exista intercambiador exterior, se podrán instalar también dos controles diferenciales.

199

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

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. Las instalaciones con varias aplicaciones deberán ir dotadas con un sistema individual para seleccionar la puesta en marcha de cada una de ellas, complementado con otro que regule la aportación de energía a la misma. Esto se puede realizar por control de temperatura o caudal actuando sobre una válvula de reparto, de tres vías todo o nada, bombas de circulación... o por combinación de varios mecanismos. 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. Cuando exista, 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. Para el caso de instalaciones mayores de 20 m 2 se deberá disponer al menos de un sistema analógico de medida local que indique como mínimo las siguientes variables: 

Opción 1 para visualización de: temperatura de entrada de agua fría de red, temperatura de salida del acumulador solar y caudal de agua fría de red.



Opción 2 para visualización de: temperatura inferior del acumulador solar, temperatura de captadores y caudal por el circuito primario.

El tratamiento de los datos proporcionará al menos la energía solar térmica acumulada a lo largo del tiempo.

6.7 Cálculos instalación ACS 6.7.1 Consideraciones previas Antes de iniciar con los cálculos de dimensionado de la instalación de ACS:

200



Donde irán colocados los captadores: para tener en cuenta posibles pérdidas, distancia al sistema acumulador y necesidad de estructura.



Número de usuarios: personas a las que debe suministra el agua caliente, se tiene en cuenta un consumo diario aproximado por persona. Este dato determinará los requisitos de suministro a la instalación.



Lugar de la instalación: según la situación geográfica de la instalación y del uso, se elegirá una inclinación de los colectores y en consecuencia la energía que podrá ser captada por cada panel, así se determinará el número de captadores necesarios. También se determinará en función de la situación geográfica el sistema de acumulación necesario para satisfacer la demanda de agua caliente.

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)



Tipología: si se trata de una instalación pequeña en donde es suficiente con un sistema termosifón (circulación natural) o es una instalación más grande (circulación forzada) donde el suministro de energía y el número de componentes es mayor.

6.7.2 Situación geográfica y energía captada En función del la irradiación de la situación geográfica de la instalación, dicho valor vendrá determinado por horas de pico solar (HPS). Las unidades son los kilovatios hora por metro cuadrado (kWh/m2). La forma de obtener estos valores se ha explicado en el capítulo 1 mediante el uso de PVGIS y en el Apéndice 3 se muestran los valores de HPS para las principales ciudades de la geografía española separadas por radiación: anual, invierno y verano, y para dos inclinaciones diferentes: 30º y 45º. Pueden tomarse estos valores como referencia. En el caso de instalaciones solares térmicas de uso anual, en donde se puede utilizar un apoyo energético (como por ejemplo un calentador eléctrico), se dispone de dos posibilidades a la hora de realizar el dimensionado: Realizar los cálculos para invierno o la elección del peor mes (consulta tablas del Apéndice 3). En este caso hay un sobredimensionado porque en los meses de verano hay mayor producción. Realizar los cálculos para verano y el apoyo energético se encargue del suministro durante los meses de invierno. Hay que tener en cuenta también la temperatura del agua, puesto que para elevar la temperatura habrá que saber desde que temperatura se ha de elevar. Para conocer la temperatura del agua potable suministrada en diferentes zonas de España se puede seguir los siguientes valores en función de la localización geográfica: 

Zona norte: una temperatura mínima de 6 ºC y máxima de 14 ºC.



Zona centro: una temperatura mínima de 5 ºC y máxima de 12 ºC.



Zona este: una temperatura mínima de 8 ºC y máxima de 14 ºC.



Zona oeste: una temperatura mínima de 8 ºC y máxima de 14 ºC.



Zona sur: una temperatura mínima de 8 ºC y máxima de 15 ºC.



Islas baleares: una temperatura mínima de 8 ºC y máxima de 16 ºC.



Islas canarias: una temperatura mínima de 8 ºC y máxima de 16 ºC.

Se los valores que se han mostrado, lógicamente el valor mínimo y máximo se corresponde a los valores para invierno y verano, respectivamente. Aunque para simplificar los cálculos se puede establecer un promedio anual. También se puede recurrir a la medida mediante equipos específicos de la temperatura del agua, o a entidades que ofrecen dichas medidas. A modo de consulta en el Apéndice 4 se muestra una tabla con los valores de temperatura media del agua de la red general en ºC en España, y distribuida por comunidades.

201

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

6.7.3 Consumo demandado La cantidad de energía demandada por una instalación de agua caliente sanitaria se puede obtener de datos medibles y dados por los propios usuarios de la instalación o recurrir a medios estadísticos de hábitos de consumo proporcionados por organismos energéticos. Los datos medios pueden ser publicados por entidades energéticas de las comunidades autonómicas (por ejemplo AVEN en la comunidad valenciana o EREN en castilla y león), o también pueden ser proporcionados por los fabricantes de equipos de solar térmica. A modo de referencia se pueden utilizar los valores de la tabla que se muestran en la figura 6.26.

Figura 6.26. Consumo estadístico según utilización

6.7.4 Energía demandada En función del consumo de la instalación y del lugar geográfico se debe calcular la energía demandada, pero se debe conocer que se requiere de una 202

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

caloría para aumentar en un grado la temperatura y que con un vatio de potencia se consiguen 0,24 calorías. Entonces se calcula la energía demandada (Q) en kilovatios por hora como: Q  M · ρ · Cp · Tac - Tafr 

kWh

En donde: 

Q: es la energía demandada.



M: es el consumo de agua caliente en litros por día (ver tabla figura 6.26 del apartado 6.7.2).



ρ: densidad del agua en kilogramos por litro, se trata de una constante cuyo valor es 1kg/l.



Cp: calor específico del agua en kilovatios por kilogramo kelvin (utilizado para la conversión y obtener el resultado en kilovatios), se trata de una constante cuyo valor es 1,16·10-3 kWh/kgK.



Tac: temperatura del agua caliente utilizada para el suministro en grados centígrados, se puede escoger un valor de 45ºC.



Tafr: temperatura del agua fría de la red en grados centígrados (ver apartado 6.7.3 o valores del Apéndice 4).

Aunque la ecuación se puede simplificar sustituyendo las variables que se consideran como constantes, quedando la ecuación como: Q  1,16·103 · M · 45 - Tafr 

kWh

6.8 Dimensionado y cálculos 6.8.1 Cálculo del área de captación Al calcular el área total del sistema de captación y conociendo la superficie útil de cada panel, se podrá dimensionar el número de colectores necesarios. Para obtener el área total del sistema de captación hay que tener en cuenta que no toda la energía captada se aprovecha para obtener el aumento de temperatura. En consecuencia se utiliza el término de fracción solar (Fs) que establece la relación de la energía captada por metro cuadrado y la aprovechada. Para el valor viene determinado de Fs por el usuario que realiza los cálculos, se puede escoger un valor del 35% para invierno y del 85% para verano. También se tendrá en cuenta el rendimiento (η) de la instalación, que establece las pérdidas desde los colectores (sistema de captación) hasta el suministro, dichas pérdidas se establecen en un 50% o superior.

203

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Entonces se utiliza la siguiente ecuación para el cálculo de la superficie necesaria en metros cuadrados: S

Fs · Q η ·Qutil

m  2

En donde: 

Qutil: es la energía solar obtenida por el sistema este valor se puede obtener de los valores del Apéndice 3 en kilovatios hora por metro cuadrado (kWh/m2).



Q: se corresponde con el consumo necesario para la instalación y que se indica cómo obtenerlo en el apartado 6.7.3, cuyas unidades son los kilovatios hora necesarios.



Fs: para los cálculos hay que expresarlo en tanto por uno, entonces para calcular la superficie en invierno se utiliza 0,35 y en verano se utiliza 0,85.



η: para los cálculos hay que expresarlo en tanto por uno, entonces para calcular la superficie se utiliza el valor de 0,5.

El valor de la superficie de captación (S) se tomará el valor superior más próximo a la superficie útil de los colectores solares térmicos comerciales disponibles.

6.8.2 Volumen del acumulador Para la elección del acumulador, hay que establecer unos límites que se comprenden entre el 60% y el 100% del consumo en litros de agua por día (aparatado 6.7.2). Este porcentaje se puede disminuir si el consumo es puntual. A continuación se muestra la ecuación que determina el valor del volumen: V  Autonomia · M

litros

En donde: 

V: volumen del acumulador.



Autonomía: determina el consumo que suministrará a la instalación el agua del acumulador, valor por defecto se puede escoger el valor en 0,6 puesto que se representa el valor en tanto por uno.



M: es el consumo de agua caliente en litros por día (ver tabla figura 6.26 del apartado 6.7.2).

6.8.3 Elección del intercambiador El parámetro que caracteriza al intercambiado es la potencia térmica y que se expresa en vatios. 204

AGUA CALIENTE SANITARIA (ACS)

A continuación se muestra la ecuación que determina el valor de la potencia térmica: P  600 · A

W 

En donde: 

P: se trata de la potencia térmica.



A: se trata del valor del área de captación en mm2, este valor vendrá determinado por el o los captadores utilizados. Es decir es la suma de la superficie útil de los captadores.

6.8.4 Tuberías y bomba de circulación El diámetro de la tubería (6.5.1) a elegir vendrá determinada por el caudal de la instalación, y viene determinado por la siguiente ecuación: D  α · C 3,35

mm  2

En donde: 

D: es el diámetro de la tubería.



α: es una constante en función del material de la tubería, para el cobre este valor es de 2,2.



C: es el caudal que vendrá determinado por las especificaciones técnicas de los colectores. Este valor estará dado en metros cúbicos por hora (m3/h).

Un valor típico por panel del caudal es de 2,2 litros por minuto, pero este valor se verá multiplicado si se encuentran conectados varios colectores en paralelo (ver apartado 5.4). La elección de la bomba de circulación (6.5.2) vendrá determinada también por el caudal (C) de la instalación.

6.8.5 Vaso de expansión La necesidad de mantener la presión de la instalación en el circuito primario se utilizan los vasos de expansión (apartado 6.5.3), y su elección vendrá determinada por su volumen. Para la elección del volumen del vaso de expansión se utiliza la siguiente ecuación: V  VT · 0,2  0,01· H 

litros

En donde: 205

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

206



V: es la capacidad que debe poseer el vaso de expansión.



VT: es la capacidad total del circuito primario. La capacidad del circuito primario vendrá determinado por la suma del volumen de: contenido del panel solar, contenido de las tuberías y contenido del intercambiador.



H: es la diferencia de altura entre el punto más alto del panel solar y el vaso de expansión.

CAPÍTULO 7 CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

7.1 Introducción Aprovechando el agua caliente generada se puede utilizar para fines de calefacción, en sustitución a otros medios como la generación de agua caliente (por ejemplo una caldera alimentada por combustible diesel para calentar el agua de los equipos radiadores de la vivienda). Puede utilizarse para calefacción un circuito mediante radiadores, aunque también puede utilizarse para otros medios como calefacción por suelo radiante. De ambos sistemas el más utilizado el sistema por suelo radiante, debido a que funciona a temperaturas más bajas y en consecuencia las pérdidas por transferencia de calor es menor. Es decir la calefacción por suelo radiante tiene mayor rendimiento. En la figura 7.1 se muestra el esquema de una instalación para climatización o calefacción.

Figura 7.1. Circuito de calefacción

7.2 Sistemas de calefacción Los sistemas de calefacción se pueden clasificar en:

208



Puntuales: se corresponde con sistemas en donde el foco de producción de calor y de emisión se produce en el mismo lugar, la principal característica de estos sistemas es la fácil movilidad que presenta. Algunos ejemplos son: estufas eléctricas o de butano. Presentan un coste reducido pero un coste de combustible elevado



Distribuidos: se corresponden con sistemas en donde el foco de producción de calor tiene una ubicación diferente del emisor de calor, estos sistemas presentan una locación fija. Un ejemplo es un sistema de

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

calefacción central y una instalación de radiadores que se distribuyen en todas las habitaciones. Estos sistemas poseen unos costes de instalación elevados pero un coste de combustible reducido. En los sistemas solares térmicos tras presentar la definición queda claro que no sepueden ser utilizados. Entonces en sistemas solares térmicos se utiliza un sistema distribuido formado principalmente por los siguientes componentes: 

Generador de energía térmica: se corresponde con el sistema de captación y en la mayoría de instalaciones se necesitará un sistema de apoyo.



Emisor de calor: será el dispositivo encargado de distribuir el calor por la instalación, por ejemplo en las habitaciones de una vivienda.



Fluido: es el medio de transporte de energía térmica desde el origen (generador) hasta el destino (calor), por ejemplo el más utilizado es el agua.



Conducción del fluido: se corresponde con la tubería que interconecta a todos los componentes.

En función del tipo de emisores de calor los sistemas de calefacción en los que puede usarse la energía solar de forma satisfactoria, son: 

Por rejillas de difusión por donde se hace circular el aire caliente y unos sistemas de ventilación eléctricos los distribuyen la propagación del aire caliente. Se utilizan los Aerotermos que funcionan con agua caliente o aire caliente o el uso de colectores de calentamiento de aire.



Por radiadores como elemento emisor, es el modo clásico o más utilizado para sistemas de calefacción.



Por suelo radiante como elemento emisor, se realiza una distribución por una red de tuberías dispuestas debajo del suelo.

Es importante considerar que estos sistemas alternativos son un buen complemento para un sistema de calefacción convencional. Si el sistema es por aire caliente o líquido, proveerán aire o líquido precalentado al circuito ahorrando así combustibles para producirlo (sistema convencional, por ejemplo mediante uso de caldera de gasoil). Obteniéndose un ahorro económico, además de que el sistema de calefacción pueda ser de menor tamaño.

7.3 Aerotermos 7.3.1 Introducción Este sistema es utilizado en sistemas comerciales e industriales, el funcionamiento se basa en que el sistema solar térmico suministra el agua caliente y un sistema eléctrico con ventilador es el encargado de difundirlo (figura 7.2).

209

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 7.2. Sistema distribución de aire caliente

Figura 7.3. Aerotermo

210

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

Al uso de aerotermos se conoce como calefacción por aire caliente con fancoils. Los fan-coils o aerotermos son intercambiadores de calor de líquido a aire. Su estructura es similar a un radiador de coche, en donde circula el líquido refrigerante para enfriarse y un ventilador que impulsa un aire frío, dicho aire al pasar por las aletas y se produce una emisión de aire caliente, es decir un aumento de la temperatura del aire debido a la temperatura del líquido. Las partes de que consta un aerogenerador (ver equipo comercial en la figura 7.3 y 7.4), son: 

Motor: se corresponde con el dispositivo encargado de mover las aspas encargadas de difundir el aire caliente.



Batería: se corresponde con el sistema al que se le aplica el agua caliente para circular en el interior del radiador. Generalmente se trata de un una parte rectangular o cuadrada en donde se incluyen las tuberías por donde circulará el agua caliente.



Ventilador: se corresponde con el sistema de aspas acopladas al motor eléctrico y que sirve para difundir el aire caliente.



Difusor de aire: se corresponde con la rejilla a partir de donde se difundirá el aire caliente en el ambiente elegido.

La ventaja del sistema con aerotermo fan-coil es que no se requiere una temperatura elevada (inferior al sistema de convectores y superior al sistema de suelo radiante). El sistema de regulación consiste en la variación en el difusor de aire (abriéndolo o cerrándolo) para modificar el caudal de aire caliente. El inconveniente de la regulación se presenta que si se cierra el paso de salida de un aerotermo esto repercute en el resto de la instalación (resto de areotermos), aumentando la temperatura de otras habitaciones, o el efecto contrario si se abren al máximo el paso de aire del sistema difusor. En consecuencia este sistema no presenta una fácil regulación individual, pero es útil para calentar grandes salas o centros comerciales. Además presenta una reducida inercia térmica, es decir una vez puesto en marcha ya se puede apreciar una sensación de confort (un aumento de la temperatura). Una desventaja que presenta el sistema con aerotermo es que el movimiento de las aspas del ventilador puede producir un pequeño ruido, aunque por el día puede pasar desapercibido.

7.3.2 Criterios de selección Siempre será conveniente utilizar el menor número de aerotermos para generar la potencia térmica necesaria, suficiente para cubrir la totalidad de la superficie a calentar. Además se debe tener en cuenta que su uso solo será durante los meses de frío. Las consideraciones técnicas a tener en cuenta para la elección de un aerotermo son:

211

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Para su elección hay que tener en cuenta la capacidad total de aire para asegurar una buena recirculación, manteniendo así una buena uniformidad de temperatura.



Para la valoración del caudal hay que tener en cuenta las posibles pérdidas de carga.



Se ha de controlar que la temperatura de salida del aerotermo no sea excesivamente baja, ya que produciría corrientes molestas o en caso de estar muy alto dificultaría alcanzar las zonas más bajas del edificio.



En el caso de una alimentación con vapor se recomienda que éste sea saturado y seco, y que tolere un cierto grado de recalentamiento, pero ha de superar los 10/15°C.



También el nivel sonoro compatible con la clase de ambiente condiciona la elección.



La clase difusor se ha de seleccionar en base a la altura del montaje y al radio de acción, también considerando el ambiente de destino del aparato. Es imprescindible no superar, en la altura del montaje, los valores máximos indicados, para poder evitar una pésima distribución del aire y temperaturas insuficientes en ciertas zonas habitadas.



Es oportuno distribuir los aerotermos de manera que se reduzca al mínimo el recorrido de las tuberías y las interferencias en los flujos de aire con columnas, máquinas, divisiones u otros obstáculos. Es también necesario colocar los aerotermos de manera que dirija buena parte del aire a las ventanas, a las paredes expuestas a los vientos dominantes y a las puertas.

Los valores máximos para presión y temperatura son: 

Presión máx. 14 bar (agua), 10 bar (vapor).



Temperatura

máx. 180°C.

Para la consulta de todas estas consideraciones se pueden realizar mediante la consulta de las hojas de características, las cuales ofrecen tablas y gráficas con información suficiente para la elección del aerogenerador, puesto que dichas características vienen determinadas por su construcción: tamaño, forma de batería, colocación, instalación, características eléctricas, etc. Del mismo modo algunos fabricantes ofrecen criterios básicos de selección de sus productos en función de la serie a utilizar. Pero pueden ser de utilidad las siguientes consideraciones prácticas: 

Para el cálculo del caudal se puede utilizar la siguiente ecuación (algunos fabricantes ofrecen tablas y otros modelos utilizan gráficas para la selección del equipo): Caudal de agua 

212

Potencia calorífica kcal/h Salto térmico del agua

l/h

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN



Para la altura del montaje: de 2,5 a 3 m. sobre el suelo para los modelos más pequeños y de 3 a 5,50 m. para los demás. Los modelos de techo de soplado vertical pueden instalarse entre 3 y 20 m. según tamaño. Estás medidas pueden cambiar de unos fabricantes a otros y también al utilizar diferentes modelos.



Temperatura de entrada de aire (Tea): Debido a la tendencia del aire a estratificarse, a mayor altura, mayor será la temperatura de entrada del aire, que aumenta aproximadamente a razón de 1,2° C por metro por encima del nivel de trabajo. Por ejemplo 16ºC a un metro del suelo y a una altura de colocación del aerotermo de 4 metros, la entrada de aire (Tea) se puede calcular utilizando la siguiente ecuación (los Aerotermos por lo tanto deberán ser seleccionados para la potencia calorífica requerida a 19,6° C y no a 16° C): Tea  16ºC  1,2·4 - 1  19,6ºC



Temperatura de salida del aire (Tsa): la temperatura de soplado no debe ser demasiado alta para evitar la estratificación (depósito de residuos o acumulación de agua) y la tendencia del aire caliente a acumularse en el techo. Entonces se recomienda como norma general una temperatura entre 30°C y 50°C. Para el calcula de la temperatura del aire se utiliza la siguiente ecuación: Tsa  Tea 

Potencia calorífica kcal/h Q·0,3

º C 

En donde Q se corresponde con el valor de la capacidad de aire del espacio a climatizar, utiliza las unidades de metros cúbicos por hora (m3/h). 

Para el número de aerotermos a instalar depende básicamente del tipo de edificio, volumen, tipo de aislamiento etc, y por tanto es un trabajo a realizar por un proyectista cualificado.

7.3.3 Instalación Para su instalación conviene consultar las recomendaciones del fabricante, y consulta de las hojas de características para ver el proceso de colocación del aerotermo. Se pueden encontrar en el mercado diferentes modelos en función de su colocación: pared, techo o horizontal. A modo de ejemplo se muestra en la figura 7.4 un ejemplo de conexionado hidráulico de un aerotermo comercial de colocación en el techo, puede observar la conexión de los equipos de las tuberías puesto que el resto de equipos comerciales presenta un conexionado similar. Para la conexión de la parte eléctrica dependerá de las características del motor eléctrico encargado del movimiento de las aspas, puede ser: monofásico o trifásico. 213

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 7.4. Ejemplo de instalación aerotermo de techo

El proceso de puesta en marcha de la instalación consiste en poner en marcha el ventilador (contactos eléctricos) y se regula la entrada del líquido, el modo de regulación es mediante las llaves de paso de entrada y salida (figura 7.4)

7.4 Calefacción por aire 7.4.1 Introducción El sistema de calefacción por aire con almacenamiento en grava está pensado para ser utilizado específicamente en energía solar. El sistema funciona exactamente igual que el sistema con aerotermo, siendo la diferencia en el meto de captación. El sistema de captación está formado por colectores solares de aire, dichos colectores son más sencillos y económicos que los de líquido. Además dichos colectores no presentan problemas de corrosión, heladas, vaho en el interior de los colectores (figura 7.5). El método de conexión es igual a un panel de líquido, pero el diámetro de los conductos utilizados es mayor. Al igual que los sistemas de colectores con líquido se presentan el proceso de circulación natural o circulación forzada.

214

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

Figura 7.5. Sistema de calefacción con panel de aire

Figura 7.6. Funcionamiento panel de aire

7.4.2 Funcionamiento panel de aire El funcionamiento en el panel para circulación natural, la salida superior y la entrada se deben conectarse al ambiente a través de conductos. El aire del panel al calentarse asciende y sale por el conducto superior al ambiente y 215

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

asimismo el aire del ambiente a menor temperatura ingresa a la parte inferior del panel para calentarse produciendo así, una circulación cerrada. El sistema funciona durante el día siempre que reciba la radiación solar. Durante la noche es conveniente tener una trampilla para cerrar el circuito debido a que el ciclo puede invertirse y así enfriar el ambiente (figura 7.6). El funcionamiento en el panel por circulación forzada, se debe añadir un ventilador. En consecuencia deberá disponer de controladores (termómetros y termostatos), para que a cuando el panel llegó a una temperatura el ventilador se encienda. Generalmente los ventiladores para colectores de aire en el hogar son de baja potencia, pudiendo funcionar con módulos fotovoltaicos (figura 7.5). Los colectores solares de aire suelen proporcionar un rendimiento energético más bajo que los colectores de líquido (aproximadamente un 10% menos), pero la generación de residuos (estratificación) en el interior del panel es menor, en consecuencia se compensa el menor rendimiento.

7.4.3 Acumulador de grava Como en el caso de colectores de aire ya no se calienta agua, el sistema de acumulación también debe cambiar. En el caso de los sistemas con colectores de aire se utilizan los siguientes modelos: 

Acumulación en pilas de cantos rodados: el acumulador está conformado por una tina con cantos rodados o grava en su interior. Es en estas piedras donde se almacena el calor que pasa al ambiente cuando la temperatura del aire baja.



Acumulación de las paredes del edificio como elemento de acumulación: en este tipo de instalaciones proponen los muros, el suelo y los componentes de mobiliario del interior del propio edificio como elemento de acumulación, para que hagan de masa térmica.



Acumulación en conductos masivos en suelo radiante: en el diseño de suelo radiante por aire caliente (aparatado 7.6) se instalan unos conductos masivos que acumulan el calor procedente del aire caliente haciendo de masa térmica y liberándolo cuando la temperatura del aire desciende.

7.4.4 Interconexionado con sistemas convencionales El Sistema se interrumpirá la durante la noche y en días nublados por baja radiación o por temperatura baja, pudiendo no resultar suficiente. En consecuencia este sistema se utiliza como sistema alternativo a un sistema convencional, que utilizan otros combustibles como gas o gasóleo, o sistemas eléctricos. El sistema con colectores de aire se pueden conectar conjuntamente para funcionar acoplado en su circuito a un sistema convencional de calefacción de aire Caliente.

216

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

7.5 Radiador o convector El sistema de calefacción por convectores (figura 7.7), conocidos popularmente como radiadores, son elementos calefactores clásicos de en una instalación distribuida.

Figura 7.7. Convectores

El funcionamiento se basa en que se hace circular el agua caliente por todos convectores que forman la instalación Una ventaja que tiene el uso de convectores la rápida respuesta y la posibilidad de regular e incluso anular los convectores mediante una llave de paso situada a la entrada de agua caliente. El inconveniente del sistema de calefacción por convectores en sistemas de solar térmico reside en la necesidad de elevadas temperaturas que se requiere en los convectores. Entonces si se realiza el uso solo el suplemento de energía con solar térmica supone el un elevado número de colectores solares. En consecuencia este tipo de instalaciones no suele ser utilizada en sistemas de calefacción por energía solar térmica.

217

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

7.6 Suelo radiante 7.6.1 Introducción El sistema por suelo radiante es una buena solución de calefacción mediante energía solar térmica, porque requiere que la temperatura del fluido que recorre la instalación este situado entre los 30ºC y los 40ºC, valores muy por debajo de los sistemas como radiador o convectores que el fluido debe estar situado entre los 70ºC y los 80ºC. Entre los sistemas de calefacción el de suelo radiante presenta, aparte de que la temperatura del fluido es menor, el foco emisor de calor es el pavimento (suelo), entonces se caliente la parte más baja y el aire caliente asciende calentando todo el recinto. Es decir mantiene una sensación muy agradable, y que mantiene una temperatura uniforme en toda la habitación o recinto. Este efecto se presenta porque un calor en los pies presenta bienestar y un fuerte calor a nivel de la cabeza presenta malestar, en la figura 7.8 se muestra unas gráficas sobre la distribución de temperatura en la habitación en función del tipo de instalación de calefacción.

Figura 7.8. Curvas de temperatura

Con el uso de suelo radiante se puede obtener un ahorro energético del 10% respecto a otros sistemas de calefacción y el calor que proporciona es uniforme en toda la casa sin llegar a resecar el ambiente, por lo que se aconseja su instalación sobre todo en hospitales, guarderías y residencias de ancianos. Además la instalación debajo del suelo permite también aprovechar todos los espacios de la casa sin tener que sortear los incómodos radiadores. Es, además, el sistema de calefacción más limpio ya que ni acumula polvo si daña las paredes.

218

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

El gran inconveniente es que solo es instalado en edificios de nueva construcción, debido a que en edificios ya construidos requiere levantar todo el pavimento para la instalación de tubos. Además presenta una inercia térmica elevada, que se traduce que una vez puesto el sistema en marcha se requiere de cierto tiempo para empezar a notar sus efectos (aumento de la temperatura). Otro inconveniente es que el precio de instalación frente a otros sistemas de calefacción tradicionales.

Figura 7.9. Instalación conjunta ACS y suelo radiante

7.6.2 Funcionamiento El sistema de funcionamiento básico es el mismo que de agua caliente sanitaria (ACS), es decir, se utilizan sistemas de captación solar para calentar agua mediante el paso de ésta por los colectores. En este tipo de instalaciones se suele recurrir al uso de colectores de tubo de vacío en vez de utilizar colectores planos, principalmente debido al mayor rendimiento que tienen los tubos de vacío lo que supone la necesidad de una menor superficie de captación en los tejados (capitulo 5 apartado 5.2). En edificios de nueva construcción suele montarse ACS y calefacción simultáneamente. En la figura 7.8 se muestra un ejemplo en donde se utiliza el 219

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

mismo acumulador para calentar el agua que circula por el circuito de suelo radiante. Es decir, el agua del circuito de suelo radiante se calienta con el agua del acumulado y al mismo tiempo calentará el circuito primario, además de que la temperatura del agua para ambas aplicaciones puede ser la misma los 40ºC. Respecto a los componentes utilizados son los mismos que par ACS, solo que ahora se incluye la tubería que proporciona la calefacción (punto 8 de la figura 7.9).

7.6.3 Estructura y distribución El sistema por suelo radiante realizado en edificios de nueva construcción es relativamente económico, puesto que solo requiere de un tendido de tubos de cobre o polietileno reticulado (plástico). Es decir, es más económico que los otros sistemas de calefacción descritos, ya que no requiere el uso de: convectores, aerogeneradores, racords, etc. La instalación de un sistema de suelo radiante, requiere de una primera capa de hormigón (cuando hay más de una planta en la vivienda estarán situadas sobre las bovedillas). Sobre el hormigos se coloca una capa de aislante, a dicha capa se denomina reflectante porque impide que el calor se despide hacia abajo (cuando hay más de una planta en la vivienda es para que no se despida el calor hacia la planta inferior). Encima de la capa aislante se sitúa la distribución de tubos con una distancia aproximada de 10 a 15 cm, y estos se recubren de una capa de mortero de cemento que los recubra totalmente. Finalmente se coloca el pavimento sobre la capa de mortero (ver figura 7.10).

Figura 7.10. Estructura instalación

220

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

En la figura 7.10 en la parte izquierda se muestran unas letras que hacer referencia a las dimensiones que debe tener cada una de las partes (a modo orientativo): 

A: gres de unos 10mm.



B: cemento de unos 5 mm.



C: mortero de unos 40mm por encima de los tubos.



D: tubería de unos 20 mm.



E: aislamiento de unos 20mm.

A continuación se ve en más detalle algunos de los componentes utilizados: 

Forjado: se corresponde de bovedilla y viguetas, y se trata de la estructura que separa una planta de otra. Además sirven como base para la colocación del suelo radiante.



Panel aislante: es sobre donde irán colocadas las tuberías y su función es la de conseguir un aislamiento térmico y acústico. Se suele disponer en rollos (figura 7.11) con una capa de aislamiento compuesta principalmente de polietileno y una capa reflejante compuesta principalmente de aluminio. Su instalación es la colocación directamente sobre el forjado y sobre este se colocarán las tuberías, comentar que el polietileno expandido debe ser de alta densidad para poder soportar el peso del mortero y del pavimento sin sufrir deformaciones.



Tubería: elemento principal y su función es la de distribuir el agua caliente, actualmente se utilizan tubería fabricada con un material plástico denominado polietileno reticulado.



La banda perimetral: se corresponde con una cinta fabricada en un material espumoso cuya función es absorber las dilataciones del suelo, además de evitar los puentes térmicos y acústicos (debido a las uniones con la pared, ver figura 7.10 para su colocación). Esta fabricada con espuma de polietileno con una parte adhesiva para ser colocación (figura 7.12).

Figura 7.11. Papel aislante

221

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 7.12. Cinta de banda perimetral

Figura 7.13. Instalación de tubos suelo radiante

La forma de distribuir la tubería en el suelo puede ser: 

Distribución en serpentín: la instalación de tubería empieza por un extremo del local y termina en el extremo opuesto avanzando en líneas paralelas equidistantes. Esta distribución es la más sencilla pero presenta una gran inconveniente y es que el reparto del calor no es uniforme, ya que el agua se va enfriando a lo largo del circuito (figura 7.14).



222

Distribución en doble serpentín: al igual que la distribución en serpentín se va de un extremo a otro avanzando en líneas paralelas equidistantes una de otras pero dejando huecos donde van colocadas las líneas de retorno hasta llegar otra vez al punto de partida.

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

Esta distribución elimina el inconveniente del reparto uniforme de calor y se adapta perfectamente a locales irregulares o alargados (figura 7.15 en donde con líneas discontinuas se representa el tubo de retorno).

Figura 7.14. Distribución en serpentín

Figura 7.15. Distribución en doble serpentín

Figura 7.16. Distribución en espiral



Distribución en espiral: se realiza la instalación de tubería en forma de espiral de forma cuadrada o rectangular empezando por un extremo y 223

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

avanzando de fuera a dentro dejando huecos para volver al punto de partida al llegar al centro del local. Este sistema iguala perfectamente la temperatura del suelo ya que se alterna un tubo de ida con un tubo de retorno y es el utilizado en locales o habitaciones cuadrados (figura 7.16 en donde con líneas discontinuas se representa el tubo de retorno).

7.6.4 Instalación: colectores Como se ha comentado una instalación de suelo radiante era igual que una de ACS, con la salvedad que el agua calentada era distribuida por tubería instalada en el suelo, ahora bien la salida del acumulador debe llegar a la instalación de tuberías dispuesta por toda la vivienda, para ello se utiliza el sistema de colectores. El sistema de colectores se trata de un conjunto de accesorios que se colocan normalmente en una caja de registro y cuya función es distribuir el agua caliente que se recibe cada uno de los circuitos de tubería correspondientes a cada habitación de la vivienda (figura 7.17).

Figura 7.17. Sistema de colectores

224

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

Al mismo tiempo se dispone de colectores de entrada (denominado de ida) y de salida (denominado de retorno) que se utilizan para constituir el sistema de colectores, se trata de dos colectores de latón de dimensión 1 1/4‖ (uno de ida y otro de retorno) donde se colocan todos los órganos de regulación y control del sistema de colectores. Entonces el sistema de colectores permite la regulación independiente de las temperaturas de cada una de las habitaciones de la vivienda en función de sus respectivas necesidades caloríficas, puesto que cada conexión (ida y retorno) se regula la temperatura de cada una de las habitaciones. Se suelen representar el colector de entrada por color en las válvulas que se utilizan para la regulación, siendo el rojo el indicativo de agua caliente (entrada o ida) y el azul el indicativo de agua fría (salida o retorno).

7.7 Climatización de piscinas por solar térmica 7.7.1 Introducción Otra aplicación es la de aprovechar el agua caliente para el calentamiento de piscinas cubiertas. Con la colocación de un determinado número de captadores para elevar la temperatura del agua a un valor prefijado. En la figura 7.18 se puede apreciar que se necesita de una bomba que provoca la recirculación del agua, ya que en este tipo de instalaciones se debe optimizar el flujo de calor.

Figura 7.18. Calentamiento de piscinas

225

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Tanto este tipo de instalación como las anteriores se pueden utilizar de forma mixta, es decir que se utilice la misma instalación para diferentes aplicaciones, como climatización de piscinas y consumo de agua caliente sanitaria (ACS). Por ejemplo en la figura 7.18 se utiliza la instalación para el calentamiento de la piscina y para consumo de agua caliente sanitaria, también se puede utilizar para la calefacción de la vivienda. A este tipo de instalaciones se suelen denominar mixtas.

7.7.2 Funcionamiento El agua caliente proporcionada por el sistema captador tiene como destino el agua de una piscina, con la finalidad de aumentar la temperatura del agua a unos valores de entre 22 ºC a 27 ºC. Este tipo de instalaciones se pueden utilizar tanto la forma directa como indirecta (uso de intercambiador), pero siempre utilizaran la circulación forzada porque el agua se debe elevar el agua de la parte baja de la piscina hasta donde estén colocados los colectores solares. El sistema de transferencia directa no es muy adecuado porque imposibilita el añadir al aditivos al fluido que circula por los colectores (por ejemplo en zonas de baja temperatura es imprescindible que tenga anticongelante y no se puede permitir que el líquido de la piscina tenga anticongelante), por ello la en zonas de baja temperatura se utilizará el sistema con intercambiador. Siendo el uso de de transferencia directa el utilizado cuando lo que se desea el aumentar alargar la temporada de baño de la piscina, en donde se requiere un sistema económico y de fácil instalación, ya que en los sistemas de transferencia directa el agua de la piscina pasa por el interior de los colectores, entonces requerirán el uso de un filtrado para evitar que las suciedad pase por el interior de los colectores. En este tipo de instalaciones se recomienda el uso de captadores de polipropileno o politileno (PVC). En la figura 7.19 se puede ver un ejemplo de instalación con las partes que forman una instalación de climatización directa de piscina en donde se aprovecha el sistema de limpieza para elevar la temperatura, las partes que lo forman son:

226



Depuradora: limpieza del agua de la piscina (referencia 1 de la figura 7.19).



Bomba de la depuradora: aprovecha el motor que incorpora la depuradora para la limpieza del agua para la circulación del agua (referencia 2 de la figura 7.19).



Colectores solares: calentamiento del agua (referencia 2 de la figura 7.19).



Bypass hidráulico: permite la selección mediante válvulas de si se desea limpiar y calentar el agua, o solo limpiar el agua (referencia 3 de la figura 7.19).



Válvula de retención: evita el paso del agua hacia la bomba (referencia 4 de la figura 7.19).

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

Después si la instalación es tanto conjunta para el uso de calefacción y/o ACS con climatización de piscinas (aumento del periodo de uso), o es una piscina cubierta de uso anual con elemento auxiliar de alimenta se requiere el uso de intercambiador o intercambiadores. Una configuración es la que se muestra en la figura 7.20 en donde se utiliza un intercambiador para todas las aplicaciones posibles y en la figura 7.21 en donde se utiliza un intercambiador para cada aplicación.

Figura 7.19. Circuito calentamiento de piscina

En la climatización de piscinas descubiertas con sistema de ACS, en donde se requiere el sistema de apoyo, solo se utilizará en conexión serie con el acumulador y para el sistema ACS (figura 7.22). No se puede utilizar un sistema de apoyo para el aumento de temperatura de la piscina, aunque se deberá utilizar un intercambiador para separar el circuito hidráulico (primario) se captación del consumo de ACS y uso del aumento de temperatura de la piscina. Comentar que los bloques denominados MCD se corresponden con los dispositivos de control de temperatura.

227

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 7.20. Uso de un intercambiador

Figura 7.21. Uso de intercambiador por aplicación

228

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

Figura 7.22. Calefacción suplementaria para piscina descubierta

Figura 7.23. Calefacción suplementaría para piscina cubierta

En la climatización de piscinas cubiertas, tanto privados como públicas (polideportivos), se permite el uso de energías convencionales para mantener una temperatura de confort constante a lo largo de todo el año. Su consumo es elevado y costoso. Aunque el sistema solar permitirá reducir 229

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

considerablemente el consumo energético del sistema convencional, además de cubrir las necesidades del ACS. En la figura 7.23 se muestra un sistema de uso de ACS con climatización de piscina cubierta, en donde cada una de las partes está separada mediante el uso de intercambiadores, además de disponer de apoyo energético auxiliar para ACS y climatización de piscina por separado.

7.7.3 Demanda energética La demanda energética viene dada por las pérdidas térmicas en la pila de la piscina, calculándose de forma diferente si se trata de piscina cubierta o al aire libre, se seguirán las indicaciones del RITE. En piscinas cubiertas las pérdidas vienen dadas por: 

Las pérdidas por evaporación representan entre el 70% y el 80% de las pérdidas totales.



Las pérdidas por radiación representan entre el 15% y el 20% de las pérdidas totales.



Las pérdidas por conducción son despreciables.

Para el cálculo de las pérdidas energéticas en piscinas cubiertas, se utilizará la siguiente ecuación:





 S  2 P  130 - 3 · tWS  0,2 · tWS · W   1000 

kW 

En donde: 

tWS : se corresponde con la temperatura del agua en grados centígrados (°C)



SW: se corresponde con la superficie de la piscina en metros cuadrados (m2).

En piscinas al aire libre se tendrán en cuenta los distintos tipos de pérdida de energía: 

Por radiación del agua hacia la atmósfera, más acentuadas por la noche.



Por evaporación del agua.



Por convección, influidas por el viento.



Por conducción, con las paredes de la piscina.



Por arrastre y salpicaduras de agua.

Para el cálculo de las pérdidas energéticas en piscinas al aire libre, se utilizará la siguiente ecuación:

230

CALEFACCIÓN Y CLIMATIZACIÓN

P

28  20 · V · tWS  tBS · SW  1000

 W   m2 · K   

En donde: 

tWS : se corresponde con la temperatura del agua en grados centígrados (°C).



tBS : se corresponde con la temperatura del aire en grados centígrados (°C).



V: se corresponde a la velocidad del viento en metros por segundo (m/s).



SW: se corresponde con la superficie de la piscina en metros cuadrados (m2).

231

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CAPÍTULO 8 CÓDIGO TÉCNICO DE LA EDIFICACIÓN

8.1 El nuevo CTE El 17 de marzo del 2006 se aprobó el CTE, correspondiente al REAL DECRETO 314/2006. En donde se establecen unos nuevos requisitos energéticos para todos los edificios de nueva construcción o de rehabilitación importante. Respecto al uso de energía solar hay que tener en cuenta el artículo 15, denominado Exigencias Básicas de Ahorro de Energía (HE), en dicho artículo se establece 5 apartados que afectan al diseño eficiente de las edificaciones y a los requisitos mínimos de energía solar. Esta nueva normativa pretende ser una medida por parte del Gobierno de España para contribuir en materia de sostenibilidad. La definición de Desarrollo Sostenible según el informe presentado en 1987 por la Comisión Mundial sobre Medio Ambiente y Desarrollo de Naciones Unidas (Informe Brundtland), es: El desarrollo que satisface las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones para satisfacer sus propias necesidades” Además se servir como instrumento a largo plazo, para alcanzar los compromisos en materia medioambiental (Protocolo de Kyoto o Estrategia de Göteborg).

8.2 Código técnico de la edificación y energía solar Bajo la sublime idea que el uso de energía solar puede por sí sola abastecer el consumo de calor a una vivienda, no es del todo cierta. Con una instalación solar térmica se puede reducir el consumo energético, se puede conseguir un ahorro mínimo del 80% de consumo sanitario, y en un sistema de calefacción puede rondar el ahorro en un 25 al 30 % (para una vivienda unifamiliar típica de 4 a 6 personas). Aunque estos porcentajes se podrían aumentar, con un uso razonable del sistema de calefacción o del uso sanitario. En los usos para calefacción cobra importancia los sistemas de construcción de edificios con un uso energético eficiente (usando adecuadamente los aislamientos, orientación, etc.). Todo ello se incluye en el Nuevo Código de la Edificación (RD 314/2006 del 28 de marzo 2006, en particular el artículo 15. Las exigencias básicas se establecen en el artículo 15 de la Parte I del CTE, se muestra a continuación: Artículo 15. Exigencias básicas de ahorro de energía (HE) 1. El objetivo del requisito básico “Ahorro de energía” consiste en conseguir un uso racional de la energía necesaria para la utilización de los edificios, reduciendo a límites sostenibles su consumo y conseguir asimismo que una parte de este consumo proceda de fuentes de energía renovable, como

234

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

consecuencia de las características de su proyecto, construcción, uso y mantenimiento. 2. Para satisfacer este objetivo, los edificios se proyectarán, construirán, utilizarán y mantendrán de forma que se cumplan las exigencias básicas que se establecen en los apartados siguientes. 3. El Documento Básico “DB-HE Ahorro de Energía” especifica parámetros objetivos y procedimientos cuyo cumplimiento asegura la satisfacción de las exigencias básicas y la superación de los niveles mínimos de calidad propios del requisito básico de ahorro de energía. 15.1 Exigencia básica HE 1: Limitación de demanda energética Los edificios dispondrán de una envolvente de características tales que limite adecuadamente la demanda energética necesaria para alcanzar el bienestar térmico en función del clima de la localidad, del uso del edificio y del régimen de verano y de invierno, así como por sus características de aislamiento e inercia, permeabilidad al aire y exposición a la radiación solar, reduciendo el riesgo de aparición de humedades de condensación superficiales e intersticiales que puedan perjudicar sus características y tratando adecuadamente los puentes térmicos para limitar las pérdidas o ganancias de calor y evitar problemas higrotérmicos en los mismos. 15.2 Exigencia básica HE 2: Rendimiento de las instalaciones térmicas Los edificios dispondrán de instalaciones térmicas apropiadas destinadas a proporcionar el bienestar térmico de sus ocupantes, regulando el rendimiento de las mismas y de sus equipos. Esta exigencia se desarrolla actualmente en el vigente Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios, RITE, y su aplicación quedará definida en el proyecto del edificio. 15.3 Exigencia básica HE 3: Eficiencia energética de las instalaciones de iluminación Los edificios dispondrán de instalaciones de iluminación adecuadas a las necesidades de sus usuarios y a la vez eficaces energéticamente disponiendo de un sistema de control que permita ajustar el encendido a la ocupación real de la zona, así como de un sistema de regulación que optimice el aprovechamiento de la luz natural, en las zonas que reúnan unas determinadas condiciones. 15.4 Exigencia básica HE 4: Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria En los edificios con previsión de demanda de agua caliente sanitaria o de climatización de piscina cubierta, en los que así se establezca en este CTE, una parte de las necesidades energéticas térmicas derivadas de esa demanda se cubrirá mediante la incorporación en los mismos de sistemas de captación, almacenamiento y utilización de energía solar de baja temperatura adecuada a la radiación solar global de su emplazamiento y a la demanda de agua caliente del edificio. Los valores derivados de esta exigencia básica tendrán la consideración de mínimos, sin perjuicio de valores que puedan ser establecidos por las 18 administraciones competentes y que contribuyan a la sostenibilidad, atendiendo a las características propias de su localización y ámbito territorial. 235

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

15.5 Exigencia básica HE 5: Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica En los edificios que así se establezca en este CTE se incorporarán sistemas de captación y transformación de energía solar en energía eléctrica por procedimientos fotovoltaicos para uso propio o suministro a la red. Los valores derivados de esta exigencia básica tendrán la consideración de mínimos, sin perjuicio de valores más estrictos que puedan ser establecidos por las administraciones competentes y que contribuyan a la sostenibilidad, atendiendo a las características propias de su localización y ámbito territorial. Los artículos relacionados con la energía solar son el HE4 (energía solar térmica) y HE5 (energía fotovoltaica conectada a la red). Los cuales se van a ver en detalle en los próximos apartados, considerándose los apartado 8.3 y 8.4 como un extracto del código técnico de la edificación.

Figura 8.1. Zonas climáticas

8.3 Solar térmica y CTE 8.3.1 Contribución solar mínima energía térmica Según el Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo indica la obligación dotar en edificios de nueva construcción o en rehabilitada de más de 1000m2 y siempre que se haya rehabilitado más del 25%, de energía solar, siempre que exista 236

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

una demanda de agua caliente sanitaria (ACS). También en climatización de piscinas cubiertas. La contribución solar térmica mínima anual se obtiene entre los valores anuales de la energía aportada exigida y la demandada anualmente, que se han obtenido a partir de los valores mensuales. En la figura 8.2, se muestra la contribución solar mínima suponiendo que la fuente de energética de apoyo sea: gasóleo, propano, gas natural u otras. En la figura 8.3, se muestra la contribución solar mínima suponiendo que la fuente energética de apoyo sea de eléctrica (por efecto Joule). En ambas tablas se ha utilizado una temperatura de referencia de 60ºC y distribuidos por zonas climáticas (figura 8.1), los valores están expresados en tanto por ciento (%) del cociente entre energía exigida y la demandada. En la tabla 8.4, se muestra la contribución solar mínima para la aplicación de climatización de piscinas cubiertas.

Figura 8.2. Contribución mínima con fuente de apoyo gasóleo, propano y gas natural

Figura 8.3. Contribución mínima con fuente de apoyo eléctrica

Tabla 8.4. Contribución mínima para climatización de piscinas

237

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

La contribución mínima se podrá reducir ante casos justificados: a) Cuando se cubra ese aporte energético de aguas calientes sanitarias mediante el aprovechamiento de energías renovables, procesos de cogeneración o fuentes de energía residuales procedentes de la instalación de recuperadores de calor ajenos a la propia generación de calor del edificio. b) Cuando el cumplimiento de este nivel de producción suponga sobrepasar los criterios de cálculo que marca la legislación de carácter básico aplicable; c) Cuando el emplazamiento del edificio no cuente con suficiente acceso al sol por barreras externas al mismo. d) En rehabilitación de edificios, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la configuración previa del edificio existente o de la normativa urbanística aplicable. e) En edificios de nueva planta, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la normativa urbanística aplicable, que imposibiliten de forma evidente la disposición de la superficie de captación necesaria. f) Cuando así lo determine el órgano competente que deba dictaminar en materia de protección histórico-artística. En edificios que se encuentren en los casos b), c) d), y e) del apartado anterior, en el proyecto, se justificará la inclusión alternativa de medidas o elementos que produzcan un ahorro energético térmico o reducción de emisiones de dióxido de carbono, equivalentes a las que se obtendrían mediante la correspondiente instalación solar, respecto a los requisitos básicos que fije la normativa vigente, realizando mejoras en el aislamiento térmico y rendimiento energético de los equipos.

8.3.2 Cálculo de la demanda Para valorar las demandas se tomarán los valores unitarios que aparecen en la siguiente tabla de la figura 8.5 (a una temperatura de referencia de 60 ºC). La temperatura de referencia se obtiene de la siguiente ecuación:

D(T) 

12

 D T  1

i

 60  Ti Di  Di 60º C ·   T  Ti

   

En donde:

238



D(T): se corresponde con la demanda de agua caliente sanitaria anual a la temperatura T elegida;



Di(T): se corresponde con la demanda de agua caliente sanitaria para el mesi a la temperatura T elegida;

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN



Di(60 ºC): se corresponde con la demanda de agua caliente sanitaria para el mesi a la temperatura de 60 ºC.



T: se corresponde con la temperatura del acumulador final.



Ti : se corresponde con la temperatura media del agua fría en el mes i.

El número de personas por vivienda (para el cálculo de la demanda) se utilizarán los valores mínimos que se muestran en la tabla de la figura 8.6.

Figura 8.5. Demanda de energía

Figura 8.6. Personas por vivienda

Adicionalmente se tendrán en cuenta las pérdidas distribución/recirculación del agua a los puntos de consumo.

caloríficas

en

Para el cálculo posterior de la contribución solar anual, se estimarán las demandas mensuales tomando en consideración el número de unidades (personas, camas, servicios, etc.) correspondientes a la ocupación plena, salvo instalaciones de uso residencial turístico en las que se justifique un perfil de demanda propio originado por ocupaciones parciales. Se tomarán como perteneciente a un único edificio la suma de demandas de agua caliente sanitaria de diversos edificios ejecutados dentro de un mismo recinto, incluidos todos los servicios. Igualmente en el caso de edificios de varias viviendas o usuarios de ACS, a los efectos de esta exigencia, se considera la suma de las demandas de todos ellos. 239

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

En el caso que se justifique un nivel de demanda de ACS que presente diferencias de más del 50% entre los diversos días de la semana, se considerará la correspondiente al día medio de la semana y la capacidad de acumulación será igual a la del día de la semana de mayor demanda. Para piscinas cubiertas, los valores ambientales de temperatura y humedad deberán ser fijados en el proyecto, la temperatura seca del aire del local será entre 2 ºC y 3 ºC mayor que la del agua, con un mínimo de 26 ºC y un máximo de 28 ºC, y la humedad relativa del ambiente se mantendrá entre el 55% y el 70%, siendo recomendable escoger el valor de 60%.

8.3.3 Zonas climáticas Las zonas climáticas se describen en el apartado 1.11 de distribución y reparto de radiación solar.

8.3.4 Consideraciones generales de las instalaciones 8.3.4.1 Consideraciones generales La finalidad de la instalación es la de suministrar al usuario una instalación solar que optimice el ahorro energético, y garantice: la durabilidad, la calidad suficiente y un uso seguro de la instalación. Las instalaciones se realizarán con un circuito primario y secundario independientes, es decir mediante uso de intercambiadores. Para instalaciones de más de 10m2 el sistema primario tendrá circulación forzada. La temperatura no debe alcanzar los 60ºC y no se utilizará componentes de acero galvanizado. Las instalaciones estarán dotadas eléctricas según la normativa vigente.

de la protección frente a descargas

8.3.4.2 Fluido de trabajo El fluido portador se seleccionará de acuerdo con las especificaciones del fabricante de los captadores. Pueden utilizarse como fluidos en el circuito primario agua de la red, agua desmineralizada o agua con aditivos, según las características climatológicas del lugar de instalación y de la calidad del agua empleada. En caso de utilización de otros fluidos térmicos se incluirán en el proyecto su composición y su calor especifico. El fluido de trabajo tendrá un pH a 20 °C entre 5 y 9, y un contenido en sales que se ajustará a los señalados en los puntos siguientes:

240



La salinidad no excederá de 500 mg/l.



El contenido en sales de calcio no excederá de 200 mg/l.



El límite de dióxido de carbono no excederá de 50 mg/l.

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

8.3.4.3 Protección contra heladas El fabricante, suministrador final, instalador o diseñador del sistema deberá fijar la mínima temperatura permitida en el sistema. Todas las partes del sistema que estén expuestas al exterior deben ser capaces de soportar la temperatura especificada sin daños permanentes en el sistema. Cualquier componente que vaya a ser instalado en el interior de un recinto donde la temperatura pueda caer por debajo de los 0 °C, deberá estar protegido contra las heladas. En consecuencia se añaden compuestos anticongelantes en el fluido que circula por componentes que estén al aire libre o cuando se prevean temperaturas por debajo de los 0ºC. 8.3.4.4 Protección contra sobrecalentamientos En las instalaciones solares se dispondrá de dispositivos de control manuales o automáticos que eviten los sobrecalentamientos de la instalación que puedan dañar los materiales o equipos y penalicen la calidad del suministro energético. Del mismo modo los dispositivos de drenaje para sobrecalentamiento no deberá suponer ningún peligro para las personas. Cuando las aguas sean duras, es decir con una concentración en sales de calcio entre 100 y 200 mg/l, se realizarán las previsiones necesarias para que la temperatura de trabajo de cualquier punto del circuito de consumo no sea superior a 60 °C, sin perjuicio de la aplicación de los requerimientos necesarios contra la legionela. En cualquier caso, se dispondrán los medios necesarios para facilitar la limpieza de los circuitos. Para protección contra quemaduras en sistemas de ACS en donde la temperatura de agua caliente en los puntos de consumo pueda exceder de 60°C debe instalarse un sistema automático de mezcla u otro sistema que limite la temperatura de suministro a 60 °C, aunque en la parte solar pueda alcanzar una temperatura superior para posibles pérdidas. 8.3.4.5 Resistencia a presión Los circuitos hidráulicos deben someterse a una prueba de presión de 1,5 veces el valor de la presión máxima de servicio durante al menos una hora sin que se produzcan daños permanentes ni fugas en los componentes del sistema y en sus interconexiones, pasado este tiempo, la presión hidráulica no deberá caer más de un 10% del valor medio medido al principio de la prueba. El circuito de consumo deberá soportar la máxima presión requerida por las regulaciones nacionales/europeas de agua potable. 8.3.4.6 Prevención de flujo inverso La instalación del sistema deberá asegurar que no se produzcan pérdidas energéticas relevantes debidas a flujos inversos no intencionados en ningún circuito hidráulico del sistema. Los componentes para evitar el flujo inverso se instalarán válvulas antirretorno, salvo en instalaciones con circulación natural.

241

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

8.3.5 Criterios generales de cálculo 8.3.5.1 Dimensionado básico En la memoria del proyecto se establecerá el método de cálculo, especificando, al menos en base mensual, los valores medios diarios de la demanda de energía y de la contribución solar. Además el método de cálculo incluirá las prestaciones globales anuales definidas por: 

La demanda de energía térmica.



La energía solar térmica aportada.



Las fracciones solares mensual y anual.



El rendimiento medio anual.

8.3.5.2 Sistema captador El captador seleccionado deberá poseer la certificación emitida por el organismo competente en la materia según lo regulado en el RD 891/1980 de 14 de Abril, sobre homologación de los captadores solares y en la Orden de 28 de Julio de 1980. Los captadores que integren la instalación sean del mismo modelo, tanto por criterios energéticos como por criterios constructivos. Los captadores se dispondrán en filas constituidas, conectadas entre sí en paralelo, en serie ó mixta, 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. Se aplicará a la estructura soporte las exigencias del Código Técnico de la Edificación en cuanto a seguridad. 8.3.5.3 Sistema acumulador 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 (captadores solares). En consecuencia la capacidad del acumulador estará en función del consumo. Para ACS, el área de captadores será la que cumpla la siguiente ecuación: 50 

V  180 A

En donde:

242



A: se corresponde con la suma de las áreas de los captadores en metros cuadrados (m²);



V: se corresponde con el volumen del depósito de acumulación solar en litros (l).

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

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 ó en paralelo con los circuitos primarios y secundarios equilibrados. 8.3.5.4 Sistema de intercambio 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 1000 W/m 2 y un rendimiento de la conversión de energía solar a calor del 50 %, cumpliéndose la siguiente ecuación: P  500 · A

En donde: 

P: se corresponde con la potencia mínima del intercambiador en vatios (W).



A: se corresponde con el área de captadores en metros cuadrados (m²).

8.3.5.5 Circuito hidráulico El circuito hidráulico debe estar equilibrado, si no fuera posible debe ser controlado por válvulas de equilibrado. 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 superficie de captadores. 8.3.5.6 Tuberías El sistema de tuberías y sus materiales deben evitar la posibilidad de formación de obturaciones o depósitos de cal para las condiciones de trabajo. La longitud de tuberías del sistema deberá ser tan corta como sea posible y evitar al máximo los codos, para evitar las pérdidas térmicas. Los tramos horizontales tendrán siempre una pendiente mínima del 1% en el sentido de la circulación. El aislamiento térmico de las tuberías situadas a la intemperie deberá llevar una protección externa que asegure la durabilidad ante las inclemencias climatológicas.

8.3.5.7 Bombas En instalaciones en donde el circuito primario (sistema de captadores) necesite una bomba para circulación forzada, se debe mantener la presión en un valor aceptable en todo el circuito. Además se situarán a ser posible en la parte más fría de la instalación y con el eje de rotación en posición horizontal. 243

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Si la instalación supera los 50 m² se montarán dos bombas idénticas en paralelo, dejando una de reserva, tanto en el circuito primario como en el secundario. Para prevenir un funcionamiento alternativo de las mismas, ya sea de forma manual o automática. En instalaciones de climatización de piscinas la disposición de los elementos será la siguiente: 

Filtro: se instalará entre la bomba y los colectores, y el sentido de la corriente debe ser desde el filtro hacia los colectores.



Impulsión del agua: se debe colocar en la parte inferior de la piscina y quedando el agua filtrada en la superficie.

8.3.5.8 Vasos de expansión Los vasos de expansión se conectarán en la aspiración de la bomba. La altura en la que se situarán los vasos de expansión abiertos será la suficiente para que se produzca desbordamiento del fluido y no se introduzca aire en el circuito primario. 8.3.5.9 Purga de aire La purga de aire se colocará en los puntos altos de la salida de los colectores y en todos aquellos puntos de la instalación donde pueda quedar aire acumulado, se colocarán sistemas de purga constituidos por botellines de desaireación y purgador manual o automático. Si se utilizan purgadores automáticos también se deben colocar más purgadores para una posible purga manual. 8.3.5.10 Sistema de energía auxiliar Los sistemas de energía auxiliar se utilizan para asegurar la continuidad en el abastecimiento de la demanda térmica. En las instalaciones de energía solar deben disponer de un sistema de energía convencional auxiliar y queda prohibido colocarlo en el circuito primario. El sistema convencional auxiliar se diseñara para cubrir el servicio como si no se dispusiera del sistema solar, pero sólo entrará en funcionamiento cuando sea estrictamente necesario y aprovechando al máximo la energía del sistema de captación. Además deberá disponer de un termostato de control de la temperatura para cumplir en todo momento con las legislaciones vigentes en materia de prevención y control de la legionelosis. Si el sistema de energía convencional auxiliar no disponga de acumulación, el equipo será modulante. Es decir, será capaz de regular su potencia para que la temperatura de la instalación se mantenga constante independientemente de la temperatura del agua de entrada. En el caso de climatización de piscinas, para el control de la temperatura del agua se dispondrá una sonda de temperatura en el retorno de agua al intercambiador de calor y un termostato de seguridad dotado de rearme manual en la impulsión que enclave el sistema de generación de calor. La temperatura de tarado del termostato de seguridad será de un valor máximo de 10 ºC mayor que la temperatura máxima de impulsión. 244

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

8.3.5.11 Sistema de control El sistema de control debe asegurar el correcto funcionamiento de las instalaciones, procurando obtener un buen aprovechamiento de la energía solar captada y asegurando un uso adecuado de la energía auxiliar. El sistema de regulación y control comprenderá el control de funcionamiento de los circuitos y los sistemas de protección y seguridad contra sobrecalentamientos, heladas etc. En los sistemas de circulación forzada, el control de funcionamiento de las bombas del circuito primario será de tipo diferencial, si existe depósito de acumulación solar se deberá actuar en función de la diferencia entre la temperatura del fluido portador en la salida del sistema captador y la temperatura del fluido del acumulador. El sistema de control se encargará que las bombas estén paradas cuando la diferencia de temperaturas sea menor de 2 ºC y estén en marcha cuando la diferencia sea mayor de 7 ºC. 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, y la sonda de temperatura del acumulador 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. El sistema de control asegurará que en ningún caso se alcancen temperaturas superiores a las máximas soportadas por los componentes de la instalación. Del mismo modo asegurará que la temperatura del fluido no alcance la temperatura de congelación. Las instalaciones con varias aplicaciones deberán ir dotadas con un sistema individual de control. 8.3.5.12 Sistema de medida Las instalaciones deben disponer de aparatos de medida de presión y temperatura para el correcto funcionamiento de la instalación, es decir variables del sistema de medida. En instalaciones mayores de 20 m2 se deberá disponer al menos de un sistema de medida analógico local con registro de datos. Como mínimo debe disponer: 

Temperatura de entrada agua fría de red.



Temperatura de salida acumulador solar.



Caudal de agua fría de red.

El tratamiento de los datos (registro) proporcionará información sobre el rendimiento de la instalación, así como la energía solar térmica acumulada a lo largo del tiempo.

245

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

8.3.6 Componentes 8.3.6.1 Captadores solares No se pueden utilizar colectores con absorbentes de hierro. Si se utilizan colectores con absorbente de aluminio se utilizan fluidos de trabajo con tratamiento inhibidor de iones de cobre y hierro. Las características ópticas del tratamiento superficial aplicado al absorbedor, no deben quedar modificadas substancialmente en el transcurso del periodo de vida previsto por el fabricante, incluso en condiciones de temperaturas máximas del captador. La carcasa del captador debe asegurar que en la cubierta se eviten tensiones inadmisibles, incluso bajo condiciones de temperatura máxima alcanzable por el panel. El captador llevará en lugar visible una placa (redactada en castellano y podrá ser impresa o grabada con la condición de que no se borren) en la que consten, como mínimo, los siguientes datos: 

Nombre y domicilio de la empresa fabricante, y eventualmente su anagrama.



Modelo, tipo, año de producción.



Número de serie de fabricación.



Área total del captador.



Peso del captador vacío, capacidad de líquido.



Presión máxima de servicio.

8.3.6.2 Acumuladores Cuando el intercambiador esté incorporado al acumulador, la placa de identificación indicará la siguiente información extra:

246



Superficie de intercambio térmico en metros cuadrados (m 2).



Presión máxima de trabajo, del circuito primario.



Los acumuladores vendrá equipado de fábrica con los siguientes manguitos de acoplamiento, soldados antes del tratamiento de protección:



Manguitos roscados para la entrada de agua fría y la salida de agua caliente.



Registro embridado para inspección del interior del acumulador y eventual acoplamiento del serpentín.



Manguitos roscados para la entrada y salida del fluido primario.



Manguitos roscados para accesorios como termómetro y termostato;



Manguito para el vaciado.

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN



En la placa de características del acumulador se indicará la pérdida de carga.

Los depósitos mayores de 750 l dispondrán de una boca de hombre con un diámetro mínimo de 400 mm, fácilmente accesible, situada en uno de los laterales del acumulador y cerca del suelo, que permita la entrada de una persona en el interior del depósito de modo sencillo, sin necesidad de desmontar tubos ni accesorios. El acumulador estará enteramente recubierto con material aislante, se podrán utilizan los acumuladores con las siguientes características y tratamientos: 

Acumuladores de acero vitrificado con protección catódica.



Acumuladores de acero con un tratamiento que asegure la resistencia a temperatura y corrosión con un sistema de protección catódica.



Acumuladores de acero inoxidable adecuado al tipo de agua y temperatura de trabajo.



Acumuladores de cobre.



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



Acumuladores de acero negro (sólo en circuitos cerrados, cuando el agua de consumo pertenezca a un circuito terciario).



Los acumuladores se ubicarán en lugares adecuados que permitan su sustitución por envejecimiento o averías.

8.3.6.3 Intercambiador de calor El intercambiador de calor existente entre el circuito de captadores y el sistema de suministro al consumo no debe reducir la eficiencia del captador. Si en una instalación a medida sólo se usa un intercambiador entre el circuito de captadores y el acumulador, la transferencia de calor del intercambiador de calor por unidad de área de captador no debe ser menor que 40 W/m2·K. 8.3.6.4 Bomba de circulación Los materiales de la bomba del circuito primario serán compatibles con las mezclas anticongelantes, en general con cualquier aditivo que se haya añadido al fluido. En instalaciones con colectores conectados en paralelo el caudal nominal de la bomba debe ser igual al caudal unitario de cada panel multiplicado porla superficie total de captadores conectados en paralelo. La potencia eléctrica parásita para la bomba no debería exceder los valores dados en tabla de la figura 8.7. La bomba permitirá efectuar de forma simple la operación de desaireación o purga.

247

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 8.7. Potencia eléctrica máxima de la bomba

8.3.6.5 Tuberías En las tuberías del circuito primario y secundario podrán utilizarse como materiales el cobre y el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o embridadas y protección exterior con pintura anticorrosiva. En el circuito secundario también podrán utilizarse materiales plásticos siempre que soporten la temperatura máxima del circuito y estén autorizadas por las compañías de suministro de agua potable. 8.3.6.6 Válvulas La elección de las válvulas se realizará, de acuerdo con la función que desempeñen y las condiciones extremas de funcionamiento (presión y temperatura): 

Para aislamiento: válvulas de esfera.



Para equilibrado de circuitos: válvulas de asiento.



Para vaciado: válvulas de esfera o de macho.



Para llenado: válvulas de esfera.



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



Para seguridad: válvula de resorte.



Para retención: válvulas de disco de doble compuerta.

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 sobrepase la máxima presión de trabajo del captador o del sistema. 8.3.6.7 Vasos de expansión Los vasos de expansión abiertos cuando se utilizan en sistemas de llenado o rellenado dispondrán de una línea de alimentación tipo flotador o similar. Los vasos de expansión cerrados los colectores se dimensionaran para que aunque se produzca una interrupción del suministro de potencia a la bomba del circuito primario al volver la radiación el sistema se restablezca automáticamente (variación de la densidad del líquido por efecto de la temperatura). Cuando el fluido pueda evaporarse por estancamiento, hay que realizar un dimensionado especial del volumen de expansión. Pudiendo compensar el

248

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

volumen del medio de transferencia de calor en toda la instalación de colectores más un 10%. El aislamiento no dejará zonas visibles de tuberías o accesorios, quedando únicamente al exterior el mínimo de elementos, además los aislamientos empleados serán resistentes a los efectos de la intemperie, pájaros y roedores. 8.3.6.8 Purgadores Se evitará el uso de purgadores automáticos cuando se prevea la formación de vapor en el circuito. Los purgadores automáticos deben soportar, al menos, la temperatura de estancamiento del captador y en cualquier caso hasta 130 ºC en las zonas climáticas I, II y III, y de 150 ºC en las zonas climáticas IV y V. 8.3.6.9 Sistema de llenado Los circuitos con vaso de expansión cerrado deben incorporar un sistema de llenado manual o automático que permita llenar el circuito y mantenerlo presurizado. Nunca s debe rellenar el circuito primario con agua de red si sus características pueden dar lugar a incrustaciones, deposiciones o ataques en el circuito, o si este circuito necesita anticongelante por riesgo de heladas o cualquier otro aditivo para su correcto funcionamiento. Las instalaciones que requieran anticongelante deben incluir un sistema que permita el relleno manual del mismo. No es aconsejable usar válvulas de llenado automáticas, para evitar aportar excesivas cantidades de agua. 8.3.6.10 Sistema eléctrico y de control La localización e instalación de los sensores de temperatura deberá asegurar un buen contacto térmico. Los sensores de temperatura deben estar aislados contra la influencia de las condiciones ambientales. La ubicación de las sondas se conecta para que midan exactamente las temperaturas que se desean controlar, instalando los sensores en el interior de vainas y evitando tuberías separadas de la salida de los colectores, así como de las zonas de estancamiento de los depósitos.

8.3.7 Pérdidas por inclinación y orientación, y sombreado Las pérdidas por inclinación y orientación se describen en el apartado 1.14, y las pérdidas por sombreado se describen en el apartado 1.15.

8.3.8 Mantenimiento Se debe establecer un plan de mantenimiento formado por: plan de vigilancia y plan de mantenimiento preventivo. El plan de vigilancia sirve para controlar que los valores de la instalación corresponden con los establecidos, se deben realizar controles visuales de: 

Las condiciones de los colectores y sus conexiones. 249

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Las tuberías, el aislamiento, el sistema de llenado y purga del circuito primario.



Termostatos, tuberías y acumulador del circuito secundario.

En la figura 8.8 se muestra una tabla con la frecuencia y el tipo de controles a realizar.

Figura 8.8. Plan de vigilancia

El plan de mantenimiento indica las operaciones de: inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de: funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación. Se debe realizar una revisión anual para instalaciones con superficie de captación inferior a 20m2 y una revisión semestral para instalaciones con superficie de captación superior a 20m2.

Figura 8.9. Plan de mantenimiento sistema de captación

250

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

Figura 8.10. Plan de mantenimiento sistema de acumulación

Figura 8.11. Plan de mantenimiento del sistema intercambiador

Figura 8.12. Plan de mantenimiento del circuito hidráulico

Figura 8.13. Plan de mantenimiento del sistema eléctrico y de control

251

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 8.14. Plan de mantenimiento del sistema de energía auxiliar

El plan de mantenimiento debe realizarse por personal técnico competente que conozca la tecnología solar térmica y las instalaciones mecánicas en general. La instalación tendrá un libro de mantenimiento en el que se reflejen todas las operaciones realizadas así como el mantenimiento correctivo. El mantenimiento ha de incluir todas las tareas de mantenimiento y sustitución de posibles componentes defectuosos o desgastasdos, con el fin de que la instalación funcione correctamente durante su vida útil. A modo de referencia se muestra en la figura 8.9 una tabla con un plan de mantenimiento del sistema de captación, en la figura 8.10 del sistema de captación, en la figura 8.11 del sistema intercambiador, en la figura 8.12 del circuito hidráulico, en la figura 8.13 del sistema eléctrico y en la figura 8.14 del sistema de energía auxiliar. En todas las tablas de las figura 8.9 hasta 8.14 se indica la frecuencia en las que se realizan las revisiones, pero para instalaciones de menos de 20m2 se realizarán conjuntamente todas las tareas de las que se indica 6 y 12 meses.

8.4 Solar fotovoltaica y CTE 8.4.1 Contribución mínima de energía fotovoltaica Con el objetivo de mejorar la calidad de la edificación y de promover la innovación tecnológica y la sostenibilidad económica, energética y medioambiental, el gobierno aprueba el Código Técnico de Edificación (CTE). El CTE establece unos nuevos requisitos energéticos para todos los edificios de nueva construcción o de rehabilitación importante. En ese sentido el artículo 15, Exigencias Básicas de Ahorro de Energía (HE) establece 5 apartados que afectan al diseño eficiente de las edificaciones.

Figura 8.15. Edificios para contribución energía solar fotovoltaica

252

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

Respecto a la energía solar fotovoltaica conectada a la red el CTE indica la obligación de incorporar sistemas de captación y transformación de energía solar en energía eléctrica por procedimientos fotovoltaicos (según la exigencia básica HE5: contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica), para uso propio o suministro a la red (conexión a la red). Esta obligatoriedad será aplicable a los edificios indicados en la tabla que se muestra en la figura 8., cuando se superen los límites establecidos (columna Límite de aplicación de la figura 8.15). La potencia eléctrica mínima se podrá disminuirse o incluso suprimirse en los siguientes casos de forma justificada: a) Cuando se cubra la producción eléctrica estimada que correspondería a la potencia mínima mediante el aprovechamiento de otras fuentes de energías renovables. b) Cuando el emplazamiento no cuente con suficiente acceso al sol por barreras externas al mismo y no se puedan aplicar soluciones alternativas. c) En rehabilitación de edificios, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la configuración previa del edificio existente o de la normativa urbanística aplicable. d) En edificios de nueva planta, cuando existan limitaciones no subsanables derivadas de la normativa urbanística aplicable que imposibiliten de forma evidente la disposición de la superficie de captación necesaria. e) Cuando así lo determine el órgano competente que deba dictaminar en materia de protección histórico-artística. En edificios para los cuales sean de aplicación los apartados b), c), d) se justificará, en el proyecto, la inclusión de medidas o elementos alternativos que produzcan un ahorro eléctrico equivalente a la producción que se obtendría con la instalación solar mediante mejoras en instalaciones consumidoras de energía eléctrica tales como la iluminación, regulación de motores o equipos más eficientes.

8.4.2 Potencia a instalar La potencia eléctrica mínima que se debe instalar, aunque se puede ampliar voluntariamente. Se calculará utilizando la siguiente ecuación: P  C· A·S  B kWp

En donde: 

P: se corresponde con la potencia pico a instalar en kilovatios (kWp).



C: se corresponde con el coeficiente definido en la tabla que se muestra en la figura 8.16, determinada por la zona climática (apartado 1.11).

253

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



S: se corresponde con la superficie construida del edificio en metros cuadrados (m2).



A y B: se corresponden con los coeficientes definidos en la tabla que se muestra en la figura 8.17 en función del uso del edificio.

Figura 8.16. Coeficiente climático

Figura 8.17. Coeficiente de uso.

Independientemente de los valores obtenidos de potencia, la potencia pico mínima a instalar será de 6,25 kW, con un inversor de potencia mínima de 5 kW. La superficie (S) que se considerará a efectos de cálculo de edificios que se encuentran en un mismo recito será: 

Si se utilizan para el mismo uso, S será la suma de la superficie de todos los edificios.



Si se utilizan para distintos usos, solo se sumaran los edificios que queden comprendidos en la tabla de la figura 1.17, teniendo en cuenta que la potencia mínima será de 6.25 kW.

La colocación de los módulos fotovoltaicos se realizará de manera que las pérdidas de orientación e inclinación del sistema (apartado 1.14), y las producidas por sombras (apartado 1.15) sean inferiores a los valores de la tabla que se muestra en la figura 8.18.

254

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN

Figura 8.18. Pérdidas límite

8.4.3 Zonas climáticas Las zonas climáticas se describen en el apartado 1.11 de distribución y reparto de radiación solar.

8.4.4 Condiciones generales Para instalaciones conectadas, aún en el caso de que éstas no se realicen en un punto de conexión de la compañía de distribución, serán de aplicación las condiciones técnicas que procedan del RD 1663/2000, así como todos aquellos aspectos aplicables de la legislación vigente.

8.4.5 Criterios generales de cálculo 8.4.5.1 Sistema generador fotovoltaico Los módulos deben satisfacer las especificaciones de la norma UNE-EN 61215:1997 para módulos de silicio cristalino o la norma UNE-EN 61646:1997 para módulos fotovoltaicos de capa delgada. Así como estar cualificados por algún laboratorio acreditado por las entidades nacionales de acreditación reconocidas por la Red Europea de Acreditación (EA) o por el Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, demostrado mediante la presentación del certificado correspondiente. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre ó logotipo del fabricante, potencia pico, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación. Los módulos serán Clase II y tendrán un grado de protección mínimo IP65. Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del resto del generador. Las exigencias del Código Técnico de la Edificación relativas a seguridad estructural serán de aplicación a la estructura soporte de módulos 8.4.5.2 Inversor Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de seguridad eléctrica en baja tensión y compatibilidad electromagnética. Las características básicas de los inversores serán las siguientes: 

Principio de funcionamiento: fuente de corriente. 255

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Autoconmutado.



Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.



No funcionará en isla o modo aislado.

La potencia del inversor será como mínimo el 80% de la potencia pico real del generador fotovoltaico 8.4.5.3 Protecciones y elementos de seguridad La instalación incorporará todos los elementos y características necesarias para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico, de modo que cumplan las directivas comunitarias de seguridad eléctrica en baja tensión y compatibilidad electromagnética. Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente. Los materiales situados a la intemperie tendrán al menos un grado de protección IP65. La instalación debe permitir la desconexión y seccionamiento del inversor, tanto en la parte de corriente continua como en la de corriente alterna, para facilitar las tareas de mantenimiento.

8.4.6 Perdidas por inclinación y orientación, y sombreado Las pérdidas por inclinación y orientación se describen en el apartado 1.14, y las pérdidas por sombreado se describen en el apartado 1.15.

8.4.7 Mantenimiento Se debe establecer un plan de mantenimiento formado por: plan de vigilancia y plan de mantenimiento preventivo. El plan de vigilancia sirve para controlar que los valores de la instalación corresponden con los establecidos, se deben realizar controles visuales de los parámetros principales: energía, tensión, etc. También es importante el realizar una limpieza de los módulos en el caso de que sea necesario. El plan de mantenimiento debe realizarse por personal técnico competente que conozca la tecnología solar térmica y las instalaciones mecánicas en general. La instalación tendrá un libro de mantenimiento en el que se reflejen todas las operaciones realizadas así como el mantenimiento correctivo. El mantenimiento ha de incluir todas las tareas de mantenimiento y sustitución de posibles componentes defectuosos o desgastasdos, con el fin de que la instalación funcione correctamente durante su vida útil. El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una revisión semestral en la que se realizaran las siguientes actividades:  256

Comprobación de las protecciones eléctricas.

CÓDIGO TÉCNICO DE EDIFICACIÓN



Comprobación del estado de los módulos: comprobar la situación respecto al proyecto original y verificar el estado de las conexiones.



Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones, alarmas, etc.



Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores, ventiladores, extractores, uniones, reaprietes y limpieza.

8.5 ¿Es obligatorio instalar energía solar? Esta nueva legislación pretende que esta fuente energética renovable y ecológica deje de ser minoritaria y que su instalación sea algo habitual en los nuevos edificios, lo que contribuirá a reducir el uso de energías convencionales (más contaminantes), es decir, exige en algunas situaciones y no en todos los edificios, y solo establece la contribución mínima de la instalación, que se instale mayor porcentaje dependerá del promotor. En edificios en los que están exentos de realizar la contribución mínima, el promotor o el propietario, decidirá si quiere disponer de esta fuente energética.

257

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CAPÍTULO 9 SOFTWARE DE CÁLCULO

9.1 Introducción El proceso de cálculo y dimensionado de instalaciones solares se basa en ecuaciones que en función de ciertas variables se obtienen el número necesario de componentes de cada tipo de instalación. En el mercado existen versiones comerciales de pago, que además de ofrecer el proceso de dimensionado incorporan los procesos de simulación. Entendiéndose como proceso al proceso de simulación como a la emulación de situaciones reales mediante software electrónico. En varias ocasiones los propios distribuidores o fabricantes ofrecen, ya sea gratuitamente, versiones de demostración o aplicaciones de uso para servicios oficiales o instaladores, mediante registro. Lógicamente cuando un distribuidor te ofrece una aplicación, está se encuentra para utilizar los productos que comercializa o fabrica, en consecuencia los resultado son dados utilizando las referencia de los catálogos. Actualmente está muy extendido el uso de hojas de cálculo, debido a que permiten más libertad de diseño a quién las desarrolla. Aunque como desventaja se tiene que el realizar sus propias hojas de cálculo requiere de un periodo de verificación, porque algunas aplicaciones tienen muchas más variables que las consideradas en los cálculos mostrados en los anteriores capítulos. En consecuencia hay aplicaciones comerciales que ofrecen unos resultados más exactos, aunque los resultados que se obtienen con las ecuaciones mostradas son totalmente validos, así pues es totalmente factible el uso de hojas de cálculo con dichas ecuaciones. Del mismo modo algunos fabricantes o distribuidores, ofrecen hojas de cálculo para que el usuario o instalador no tenga que recurrir a las ecuaciones para realizar el dimensionado sino que introduzca los datos y obtenga: el número de componentes y que componentes utilizar (referencias comerciales). En este capítulo se muestra un ejemplo de este tipo de aplicaciones, siempre a modo informativo. La principal característica que presenta el software a utilizar es que sea de fácil manejo.

9.2 Fv-Expert 9.2.1 Introducción FV-Expert (Edición Básica) es un programa desarrollado por Censolar (Centro de Estudios de la Energía Solar) con un marcado carácter didáctico que permite conocer, evaluar y analizar los aspectos fundamentales de la energía solar fotovoltaica, además de constituir una herramienta de gran interés práctico para el proyectista, facilitándole el cálculo y el dimensionado previo de las instalaciones.

260

SOFTWARE DE CÁLCULO

En la figura 9.1, se muestra la ventana de presentación y el acceso a cada una de sus aplicaciones o funciones, representado por los iconos que se muestran en la parte superior.

Figura 9.1. Ventana de presentación Fv-Expert

9.2.2 Funcionamiento general El manejo del programa es el propio de una aplicación bajo Windows, cuyas características de mayor interés se resumen a continuación: 

Para acceder a los distintos campos de una ventana (cuadros de texto, listas desplegables, etc.) se puede utilizar la tecla tabulador (acceso secuencial, u ordenado) o el ratón.



El campo activo, o el foco de la ventana, es el que responderá a la acción del usuario (pulsar una tecla, hacer clic, etc.) y es fácilmente identificable (resalte, cambio de color, cursor intermitente para edición, etc.).



Hacer clic en un botón es equivalente a pulsar la tecla Enter cuando el botón tiene el foco.



Los botones tienen una letra subrayada. Cuando se pulsa la combinación de teclas Alt + letra, el botón recibe el foco, o bien se pulsa automáticamente. 261

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Cuando una lista desplegable tiene el foco, se puede seleccionar un elemento pulsando la tecla correspondiente a la inicial (letra o número) del elemento, usando las teclas de flecha, o las de avance y retroceso de página.



Cuando una barra de desplazamiento tiene el foco, se puede modificar su valor usando las teclas de flecha, o las de avance y retroceso de página.



Para cerrar una ventana se puede utilizar el botón Cerrar, la combinación Alt + F4, o hacer clic en el botón X de la esquina superior derecha de la ventana. Cuando se utiliza el botón "Cerrar", la ventana mostrará, la próxima vez que se abra, el mismo aspecto que tenía al cerrarse. Si se cierra mediante los otros métodos descritos, la ventana se inicializará (borrado de datos y resultados, y presentación de valores por defecto) cuando vuelva a abrirse. Al pulsar los botones de la ventana principal del programa, las ventanas abiertas y distintas de la sección escogida se cierran como si se hubiese utilizado su botón Cerrar.



Para acceder a los menús de las ventanas se puede utilizar el ratón o el teclado. Al pulsar la tecla Alt el menú (si existe) adquiere el foco y los distintos elementos se pueden seleccionar utilizando las teclas de flecha y pulsando Enter. Todos los elementos del menú tienen su correspondiente combinación de teclas Control + letra que permite seleccionarlos automáticamente, aunque no tengan el foco (sin estar visibles).



La impresión de los datos y resultados se puede realizar directamente por impresora o enviándolos a un archivo de texto. El programa muestra las impresoras instaladas en el equipo, pudiendo seleccionar la que se desea utilizar. En el caso de especificar la impresión en un archivo de texto, el programa solicita su nombre y ubicación. En cualquier caso, el programa solicita un nombre descriptivo para la aplicación, que aparecerá en los datos impresos y que se puede dejar en blanco, si se desea.

9.2.3 Secciones del programa Las diferentes secciones de que dispone la aplicación Fv-Expert y su utilidad para facilitar el cálculo, son:

262



Sistemas FV autónomos: dimensionado de los subsistemas de generación y acumulación. Además de cálculo de secciones del cableado.



Sistemas FV conectados a red: Cálculo de la energía eléctrica generada y análisis económico.



Base de datos de irradiación: dispone de valores mensuales de energía diaria media de radiación solar incidente sobre superficies inclinadas. Se puede modificar la inclinación se modifica con la barra de desplazamiento horizontal situada en la parte inferior de las gráficas de energía. Los valores mostrados en la base de datos de irradiación son

SOFTWARE DE CÁLCULO

los que utiliza internamente el programa para realizar los cálculos (Cálculo HPS). 

Geometría solar: permite definir la trayectoria solar aparente en diagrama cartesiano y polar (estereográfico), los parámetros geométricos (declinación, azimut, altura, orto, ocaso, etc.), y la conversión entre hora solar y hora oficial.



Seguimiento solar: posicionamiento de colectores con seguimiento en un eje horizontal, vertical o inclinado. Además del ángulo de incidencia durante el seguimiento.



Sombras: cálculo de la sombra proyectada por colectores ubicados en superficies o fachadas.



Modelización de un módulo FV: estudio de la característica tensióncorriente y de los parámetros fundamentales de un módulo FV (eficiencia, corriente de cortocircuito, tensión a circuito abierto, factor de forma, etc.).

9.2.4 Limitaciones de la edición básica Las limitaciones que presenta la versión demo del software, son: 

No se permite guardar ni imprimir datos de dimensionado de instalaciones.



Sólo están accesibles los datos de radiación en España.



No está accesible la opción de menú "Vincular a la base de datos".



Sólo se permite la latitud 40 N en las secciones "Geometría solar", "Seguimiento solar" y "Sombras".



- No se permite crear archivos de datos con formato texto en las secciones "Base de datos de irradiación", "Geometría solar" y "Seguimiento solar".



No está sujeta a futuras ampliaciones, revisiones, ni actualizaciones.

9.2.5 Requisitos de la aplicación Los requisitos mínimos para poder instalar Fv-Expert, son: 

Windows 95 o superior.



Resolución de pantalla 800 x 600. Si es inferior, puede que algunas ventanas del programa no se vean en su totalidad.



Monitor en color de alta densidad (16 bits). En una configuración inferior no se mantiene la uniformidad de los tonos y algunos elementos no se visualizan.

9.2.6 Instalación de la aplicación Para obtener la aplicación Fv-Expert se puede acceder a la siguiente dirección web: 263

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO http://www.asif.org/files/ProgramaFVExpert.zip

El programa se distribuye en el archivo comprimido FVEXPERT.ZIP, de modo que su instalación requiere un descompresor de archivos de este tipo (Winzip o Winrar). Una vez se haya descomprimido el archivo (o estén accesibles los archivos que lo componen), basta con ejecutar el archivo FVSETUP.EXE y seguir las indicaciones que vayan apareciendo (similar a cualquier aplicación de Windows). Si la instalación se realiza correctamente, el directorio especificado durante la instalación debe tener la siguiente estructura interna. Se instala en el directorio: C:\FVEXPERT\DEMO\

En donde se encuentra los siguientes ficheros, del cual el ejecutable es el encargado de poner en funcionamiento la aplicación: FVEXPERT.EXE FCI.DAT HWO.DAT FVE1.WAV FVE2.WAV

Además se incluye un directorio con ejemplos: EJEMPLOS\

En dicho directorio se incluyen los siguientes ficheros: EJEM1.CON EJEM1.FVA EJEM1.FVR

Para ejecutar la aplicación hay que hacer doble clic en el archivo: FVEXPERT.EXE (comentado en los párrafos anteriores), o el acceso directo

264

SOFTWARE DE CÁLCULO

que se ha creado en el proceso de instalación: MENÚ INICIO / PROGRAMAS / FV-EXPERT / FV-EXPERT.

9.2.7 Fv-Expert: análisis económico Fv- Expert, es una aplicación de cálculo para energía solar entre una de las muchas opciones la de cálculo de Sistema FV conectado a la red, en donde permite el cálculo de la energía generada y análisis económico. Tras ejecutar la aplicación, accediendo a Sistema FV conectado a la red aparecerá la ventana de la figura 9.2. Hay dos menús: 

Dimensionado que permite calcular la energía anual generada.



Análisis económico: que hace un estudio de los ingresos anuales y el tiempo que se necesitaría para sufragar la instalación.

Figura 9.2. Ventana cálculo sistema fotovoltaico conectado a la red

Ahora hay que ir introduciendo los valores que definen la instalación a calcular (menú Dimensionado en la figura 9.2): 

Menú desplegable con las capitales autonómicas, después permite consultar los datos de radiación pulsando el botón Ver base de datos. Por ejemplo en la figura 9.3, se muestra la ventana referente a la base de datos para valencia.



Inclinación: se introduce la inclinación en grados de los colectores solares respecto a la horizontal (ver apartado 1.7). 265

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Desviación N-S: como el panel se debe orientar al sur geográfico (hemisferio norte), es decir hace referencia a la orientación.



Rendimiento: hace referencia al rendimiento del consumo de la instalación, un valor típico es 85%.



Criterio de dimensionado: se selecciona Potencia pico instalada (Kw), para introducir el valor de potencia del campo generador (ver apartado 3.13).

Figura 9.3. Consulta base de datos

Tras introducir todos los valores en la parte izquierda aparece una tabla con valores relativos a la producción mensual. Por ejemplo en la figura 9.4 se muestra un ejemplo del resultado tras introducir varios datos, se obtiene una producción de 7476 KWh anuales. Después hay que hacer clic en el menú Análisis económico y se rellenan los datos relativos a gastos:

266



Coste total de la instalación: coste de los equipos utilizados y relativos a la instalación.



Costes de mantenimiento: dados por la empresa suministradora (apartado 3.15.3).



Inflación: índice de variación de costes.



Interés financiación: hay elevado coste inicial que se puede sufragar mediante créditos por lo que habrá que tener en cuenta los intereses.



Años de vida de la instalación.



Precio del Kwh: valor Tn que se obtiene con la nueva legislación (apartado 3.15.2).

SOFTWARE DE CÁLCULO

Figura 9.4. Introducción de datos

Figura 9.5. Análisis económico

267

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

9.2.8 Fv-Expert: dimensionado aislada El proceso manual comentado en este capítulo, puede ser realizado utilizando la aplicación informática Fv-Expert. Se trata de una aplicación de cálculo para energía solar entre una de las muchas opciones la de cálculo de un sistema fotovoltaico aislado de la red.

Figura 9.6. Ventana de consumo de la aplicación Fv-Expert

Tras ejecutar la aplicación, accediendo a Sistema fotovoltaico autónomo, en la pestaña de Consumo se dispone de la forma de añadir equipos a la instalación (figura 9.6), o lo que es lo mismo se va a calcular la potencia total instalada de la instalación (apartado 4.7.2). Para introducir un nuevo equipo, en el cuadro denominado como Elemento de consumo se introduce:

268



Descripción: se introduce una o dos palabras que definan al equipo.



Potencia (W): se introduce la potencia del equipo en vatios.



Tiempo (h): se introduce la estimación de horas de uso diarias del equipo.



Corriente continua/Corriente alterna: se selecciona si el equipo debe funcionar en corriente continua o corriente alterna.

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Figura 9.7. Ventana de dimensionado de la aplicación Fv-Expert

Después haciendo clic sobre Añadir, se añade a la instalación y aparece en el cuadro superior. A continuación se puede eliminar o cambiar los valores de los equipos añadidos, seleccionándolo primero y después haciendo clic sobre los botones de: Eliminar o Cambiar, respectivamente. El resultado total de la instalación se va mostrando en los cuadros de texto de Consumos: 

Corriente continua (Wh).



Corriente alterna (Wh)



Total (Wh)

Una vez ya se ha añadido los elementos de la instalación hay que cambiar a la pestaña Dimensionado, en donde se procederá al cálculo propio de la instalación (figura 9.7). En la ventana de dimensionado hay que introducir las características de la instalación en el cuadro Datos, tales como: 

Lugar de instalación: País y Ciudad.



La tensión del sistema: 12, 24 o 48 V, se corresponde con Vbatería utilizado en los cálculos (apartado 1.1.2).



Cuadro Módulo FV: características de los módulos fotovoltaicos a utilizar.



Cuadro Batería: características de la batería a utilizar. 269

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Cuadro Coef. Rendimiento: cálculo de las pérdidas totales (ver apartado 4.7.2).



Mes más desfavorable: realiza los cálculos para los valores de irradiación del mes seleccionado. Suele referirse a los meses de invierno.



Días de autonomía: días que funcionará el sistema con poca o nula radiación solar.

Una vez introducidos todos los datos, hay que hacer clic en Calcular y se obtendrán todos los valores en los cuadros de texto del cuadrado Resultados (x Wh) en donde la x será sustituida por la potencia de la instalación calculada en la pestaña anterior (Consumo de la figura 9.7).

9.2.9 Fv-Expert: cálculo de sección Tras ejecutar la aplicación, accediendo a Sistema fotovoltaico autónomo, en la pestaña de Cableado se dispone de la forma de cálculo de la sección del cableado (figura 9.8).

Figura 9.8. Cálculo sección del cable

Lo primero que se puede ver es la tabla de la izquierda, que proporciona cierta información sobre los porcentajes de caída de tensión a utilizar para cada tipo de aplicación (conexión colectores-regulador, regulador-batería, bateríainversor, iluminación y equipos), en relación con la tensión nominal. Como los valores ha utilizar de tensión entre regulador, panel y batería, son valores de tensión continua. Para iluminación y equipos (suministro) se ha incluido una incógnita (x) que determina el nivel de tensión de la instalación.

270

SOFTWARE DE CÁLCULO

Dicha tabla se puede utilizar como recomendación o punto de partida para los cálculos, aunque después quién diseña la instalación puede elegir, o utilizar otros valores. El proceso de cálculo, es muy sencillo, hay que introducir los valores de los cuadrados de azules, y el resultado se obtiene en los cuadrados de color naranja. Se pueden obtener los valores de: 

Sección (S).



Caída de tensión (V).



Intensidad (I).

El cálculo se realiza de forma automática, cuando se rellenan los valores de cada línea se muestra el resultado de forma inmediata. Es decir, introducimos los valores de: intensidad (I), longitud (L) y caída de tensión (V), y se obtiene el valor de la sección (S), tal y como se muestra en la primera línea o ecuación (figura 9.8).

9.3 Hoja de cálculo: Pv Sys Calc 9.3.1 Introducción Un ejemplo de hoja de cálculo es Pv Sys Calc para el dimensionado de una instalación fotovoltaica conectada a la red, y que se ofrece gratuitamente desde la página web del fabricante de inversores Mastervolt (figura 9.9).

Figura 9.9. Hoja de cálculo

271

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Puede conseguir la última versión, desde su página web: www.mastervolt.com. Para ello, en el menú hay que hacer clic sobre Support, entonces accederás a la sección download, después de la lista que aparece hay que hacer clic sobre Software. De la lista disponible, la hoja de cálculo se denomina Mastervolt PV System Calculator, que tiene un tamaño de 2272 Kb. Para su funcionamiento requiere tener instalado: 

Excel (Microsoft Office).



Calc (OpenOffice).

9.3.2 Funciones Las principales funciones de la hoja de cálculo Pv Sys Calc, son: 

Herramienta rápida y efectiva para el dimensionado de su instalación usando los inversores Sunmaster.



Puede funcionar en cualquier ordenador que disponga del programa Excel (Microsoft Office) o Calc (OpenOffice), sin tener que realizar ninguna instalación para su funcionamiento.



No precisa de conexión a internet.



Opción de selección del idioma entre: Holandés, Inglés, Alemán, Español y Francés. Desde la hoja Introduction mediante un menú desplegable (figura 9.9).

Figura 9.10. Hoja de cálculo para diseño gráfico

Selección de los diferentes parámetros de la instalación:

272

SOFTWARE DE CÁLCULO



El panel de su propia base de datos, que incluye las características de más de 1000 colectores.



El número de colectores, zona geográfica, orientación, inclinación, coeficiente de seguridad.



El inversor a usar de la base de datos que incluye los diferentes modelos Sunmaster QS.



El cableado, longitudes y pérdidas, tanto en CC como en CA.



Visualización gráfica de los resultados del dimensionado del voltaje, corriente y temperatura. Tras introducir los datos de la instalación, desde la hoja Design (graphical) (figura 9.10).

Visualización y presentación numérica de los datos obtenidos gráficamente. Tras introducir los datos de la instalación, desde la hoja Design (graphical) (figura 9.11).

Figura 9.11. Hoja de cálculo para diseño numérico

9.3.3 Función de las diferentes hojas Las diferentes hojas que se encuentra tras abrir el fichero descargado junto con su función, son las siguientes: 

Introduction: presentación y selección del idioma (figura 9.9).



Design (graphical): se selecciona el inversor, el panel, localización geográfica (España Norte o Sur), orientación (Sur, Norte, etc.), la inclinación de los colectores, el número de colectores, cuantos se conectarán en serie (módulos por serie), y cuantas ramas se conectarán 273

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

(―número de series‖). Entonces mostrará en el centro de la pantalla una gráfica sobre los datos elegidos en función de la tensión y corriente (Características del inversor y campo FV). En la tabla ―Compruebe Compatibilidad‖ mostrará mensajes sobre el dimensionado, si se muestran en color rojo indicar un error en la elección (figura 9.10).

Figura 9.12. Hoja de cálculo para mostrar resultados

274



Design (numerical): los datos introducidos son los mismos que en el anterior, pero no hay que introducirlos de nuevo, se puede cambiar de una a otra hoja manteniendo los datos. Los resultados se muestran en una tabla indicando los datos de la instalación: potencia nominal por cada rama, potencia total del campo fotovoltaico, etc. Si hay algún valor que exceda en potencia, tensión o corriente, se muestra de color rojo (figura 9.11).



Module Specs: permite ver las características de los módulos fotovoltaicos disponibles para el dimensionado.



Inverter Specs: permite ver las características de los módulos fotovoltaicos disponibles para el dimensionado. Solo estarán disponibles los de la marca Mastervolt.



Cable losses: permite calcular las pérdidas en el cableado de continua (CC) y de alterna (CA), modificando: el material del cable (cobre o aluminio), el diámetro del cable (1,5mm2, 2,5mm2, 4mm2, 6mm2, 10mm2 y 16mm2) y la longitud del cable (desde 1 metro hasta 100 metros).



Result: muestra los resultados (datos geográficos, datos inversor, datos módulo, configuración del campo fotovoltaico y datos específicos). Está

SOFTWARE DE CÁLCULO

preparado para que se imprima dicha hoja, quedándose totalmente integrada en un folio de tamaño A4 (figura 9.12). 

MODULE: permite introducir datos de otros colectores que no se encuentran disponibles, los cuales se encontrarán al principio de la lista del menú desplegable de selección del panel fotovoltaico en las hojas de diseño (figura 9.10 y 9.11).

9.3.4 Modo de cálculo Una vez se sabe la potencia de la instalación, que puede ser dada por un particular, o es un requisito por el código técnico de edificación, hay que elegir el inversor. Se elegirá el inversor cuya potencia nominal sea inmediatamente superior a la potencia de pico máxima. Se elegirá un panel de los disponibles, si no se encuentra se pueden introducir los datos en la tabla de la hoja MODULE. Mediante la selección de los colectores en serie, y la conexión de ramas, para obtener los valores de potencia de entrada al inversor. A modo recomendación se obtiene el mayor valor de tensión y después se asocian ramas para obtener la corriente, obteniendo la potencia de la instalación. Este método de cálculo tiene la ventaja respecto al cálculo manual que permite ir modificando el número de colectores en serie y el número de ramas, viendo la solución más eficiente entre las relaciones de tensión y corriente del campo generador.

9.4 Ecosol 9.4.1 Introduccción Escosol (figura 9.13) es una herramienta para la predicción y el diseño de instalaciones de energía solar térmica que ha sido desarrollado conjuntamente por Salvador Escoda y está basado en TRANSOL. La herramienta se basa en la simulación dinámica (cálculos con pasos de tiempo de 1 hora o menores) y ha sido desarrollado en base a la herramienta de simulación TRNSYS (http://sel.me.wisc.edu/trnsys/default.htm). Las características principales de Ecosol, son: 

Herramienta de cálculo potente y eficaz.



Fácil de comprender y utilizar.



La fiabilidad y precisión de la simulación dinámica.



Interfaz sencilla, simple y amigable



Sistemas de producción solares de ACS: 14 tipos de sistemas distintos que, con sus diferentes opciones, dan lugar a más de 50 configuraciones. 275

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



Simulación de sistemas unifamiliares, multi-vivienda y colectivos, con la posibilidad de incluir piscinas o sistemas de - calefacción solar.



Bases de datos de acumuladores y captadores solares ESCOSOL.



Resultados detallados y exhaustivos de los diferentes parámetros de funcionamiento.

Se puede obtener una versión demostración desde la página web: http://www.salvadorescoda.com/

Figura 9.13. Ecosol

La versión demostración es gratuita y su objeto es que puedan comprobar el funcionamiento del programa. La única limitación de la versión demostración es que la simulación sólo abarca un mes y en lugar del año completo, además de que solo está disponible un tipo de configuración de ACS.

276

SOFTWARE DE CÁLCULO

La versión completa obviamente no está sujeta a ninguna limitación pero exige registrarse para poder funcionar. Para registrarse hay que cumplir condiciones como realizar un mínimo de compra o ser cliente o número de licencias que se desea adquirir, en función de lo anteriormente comentado el precio del software variará.

9.4.2 Funcionamiento general El uso de Ecosol es muy sencillo e intuitivo, se selecciona la tipología de la instalación y a continuación se van configurando los diferentes componentes de la instalación, en el siguiente orden: 

Parámetros climátológicos y geográficos.



Consumos energéticos: demanda descubierta y/o calefacción.



Los elementos del sistema solar: captadores solares, intercambiador de calor, coeficiente de intercambio térmico y regulación del circuito primario.



Los acumuladores: características, acumulador auxiliar, aislamiento térmico de los acumuladores.



El sistema auxiliar: apoyo eléctrico en los acumuladores, programador y sistema auxiliar hidráulico.



Los conductos: tuberías, aislamiento térmico de las tuberías y bombas.



Los resultados de la simulación: visualización de temperaturas, balance energético del sistema, consumos energéticos del sistema auxiliar y balance del funcionamiento de las bombas.



Los informes de simulación: informe para Excel.

energética

de

ACS,

piscina

Cada una de las configuraciones se realiza en ventanas independientes y que aparecen una tras otras siguiendo los pasos marcados por el software.

9.4.3 Asistente dimensionado instalación Se ha elegido comentar Ecosol en parte por el asistente de diseños o proyectos que dispone, y que permite un fácil diseño de la instalación. El asistente permite seleccionar todos los parámetros de un proyecto al mismo tiempo. El asistente presenta al usuario los diferentes en diferentes ventanas los elementos de la instalación en una forma lógica de diseño, proponiendo además valores por defecto en función de los parámetros previos introducidos por el usuario. Una vez ejecutado Ecosol, para crear un nuevo diseño hay que hacer clic en el menú principal en : Fichero / Nuevo. A continuación ya se inicia el asistente que permite definir las características de la instalación partiendo de la tipología de la instalación (elementos que forman la instalación y como están conectados).

277

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 9.14. Selección tipología instalación Ecosol

9.15. Ventana diseño instalación Ecosol

278

SOFTWARE DE CÁLCULO

Comentar que en la versión demostación solo está disponible un tipo de sistema, correspondiente a una vivienda para la producción de ACS y con apoyo de energía (figura 9.14). Una vez ejecutado el asistente sólo se tienen que seguir los pasos que se indican y se cambia de ventana pulsando sobre el botón Siguiente para pasar a la etapa posterior. En cada ventana de configuración se muestran los valores por defecto de los parámetros en función de los que ya han sido introducidos. Tras finalizar el asistente se muestra en la ventana principal de diseño de la instalación permitiendo la simulación del mismo, tal y como se muestra en la figura 9.15. Si se desean modificar las características de un componente de la instalación, hay que situar el cursor sobre el elemento a modificar, entonces cambiar la forma del cursor a mano señalando y pulsando el botón izquierdo del ratón se accede a la ventana de configuración.

9.5 Buderus 9.5.1 Introducción Buderus ofrece una amplia gama de sistemas de calefacción, ACS. y sistemas solares térmicos. En donde se incluye: acumuladores, calderas y sistemas de regulación, así como equipos especiales como colectores para energía solar térmica. Burderus ofrece un programa de cálculo de instalaciones solares térmicas, con la salvedad de que los productos que utiliza para el dimensionado de la instalación son sus propios productos, de todas formas es una herramienta muy fácil de manejar, totalmente operativa y que permite obtener informes de la instalación diseñada, pudiéndose imprimir directamente, así como guardar y después cargar los datos de la instalación para futuras revisiones o proyectos similares. Además de que se puede obtener directamente desde su página web: http://www.buderus.es/

Para poder acceder a la descarga de la aplicación, hay que hacer clic en el menú de la parte superior en Servicios, en la nueva página web en el menú de la parte izquierda hay que hacer clic sobre Calculo Solar, entonces se accede a la página web de descarga del software (figura 9.16). En la ventana de descarga se puede descargar en un fichero comprimido en la sección de la parte derecha Programa de cálculo solar (figura 9.16), después simplemente hay que descomprimir el fichero en el directorio deseado y ya se puede empezar a utilizar haciendo clic sobre el fichero ejecutable: Sistemas Solares Burderus.exe

279

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 9.16. Descarga Buderus

Figura 9.17. Ventana principal Buderus

280

SOFTWARE DE CÁLCULO

9.5.2 Funcionamiento Simplemente haciendo doble clic en el fichero y se muestra la ventana de presentación, con dos opciones. A continuación hay que pulsar en Iniciar Cálculos y se accede a la ventana principal de la aplicación con varios menús que permiten realizar el cálculo de la instalación (figura 9.17). Los menús de configuración, son: 

Datos geográficos y climáticos: en este menú se selecciona la zona geográfica mediante un menú desplegable con las provincias de España, además de seleccionar el tipo de colector a utilizar. Al seleccionar la provincia se complementan los datos de la instalación: latitud, etc. Lógicamente los colectores disponibles en el menú desplegable corresponden con los equipos comerciales de Burderus.



Agua Caliente Sanitaria: este menú se utiliza para una instalación de ACS, en donde se introducen los datos de consumo de la instalación y las características del sistema captador. Las características del sistema captador son: el número de colectores, la inclinación, azimut). Al introducir los datos de la característica de la instalación hay que pulsar el botón Actualizar para obtener los cálculos respectivos de la instalación, que se corresponde con la tabla de demanda energética (obtenido de las necesidades del consumo) y la tabla de cobertura solar (que parte de la instalación solar térmica cubre el consumo de energía).



Piscina: este menú se utiliza para una instalación de climatización de piscina en donde se introducen los datos de la piscina (consumo de la instalación) y características del sistema captador (colectores). Después de introducir los datos de la instalación hay que pulsar el botón Actualizar para obtener los cálculos respectivos de la instalación con la tabla de demanda energética (energía necesaria para mantener la temperatura de la piscina, en función de la temperatura ambiente de la instalación y la temperatura deseada en el agua de la piscina) y la tabla de cobertura solar (que parte de la instalación solar térmica cubre el consumo de energía).



Suelo Radiante: este menú se utiliza para una instalación de calefacción por suelo radiante, en donde se introducen los datos de potencia de la instalación, la temperatura de la instalación y las características del sistema captador (colectores). Después de introducir los datos de la instalación hay que pulsar el botón Actualizar para obtener los cálculos respectivos de la instalación con la tabla de demanda energética (en función de los días y las horas por día para mantener la temperatura de la instalación) y la tabla de cobertura solar (que parte de la instalación solar térmica cubre el consumo de energía).



Usuario: en este menú se introducen los datos personales de la persona responsable o propietario de la instalación.

281

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Figura 9.18. Resultados de la instalación

282

SOFTWARE DE CÁLCULO

9.5.3 Mostrar resultados de la instalación En el menú principal se encuentran varias opciones que pueden servir de ayuda para la administración de varios proyectos, así como la generación de informes para ser presentados al propietario de la instalación. En el menú Archivo permite guardar (Archivo / Guardar) en un fichero de texto (extensión txt) los datos de configuración de la instalación, además de mostrar los datos de una instalación anteriormente configurada (Archivo / Abrir). De forma similar permite guardar (Usuario / Guardar) y reutilizar (Usuario / Cargar) los datos de los usuarios sin tener que introducir todos los datos cada vez, desde el menú Usuario. Aunque las ventanas que se utilizan para los cálculos de la instalación es muy intuitivos y fáciles de manejar, conviene disponer de la opción que permita mostrar los resultados en formato de papel para poder ser mostradas al propietario o al instalador, se encuentra en el menú Imprimir. En el menú Imprimir, se que permite mostrar los datos de la instalación (ACS, Piscina o Suelo Radiante) con los datos de la instalación y los datos personales del usuario de la instalación, así como una gráfica sobre consumos y energía que puede ser sufragada por los colectores solares térmicos, en la figura 9.18 se muestra un ejemplo.

9.6 Ejemplos cálculo Entidades Energéticas de Comunidades autónomas 9.6.1 Introducción Algunas entidades energéticas que ofrecen desde sus páginas web información sobre software de cálculo para facilitar la difusión de las energías renovables, y en definitiva simplificar las tareas de cálculo de los instaladores. Se ha elegido la Agencia Andaluza de la Energía y el Ente Regional de Energía de Castilla y León (EREN), porque ofrecen software gratuito de descarga y uso descargable desde su página web.

9.6.2 Hoja de cálculo La agencia andaluza de la energía ofrece desde su página web: http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/agenciadelaenergia/nav/com/portada.jsp

Una serie de hojas de cálculo que permiten el dimensionado de instalaciones de agua caliente sanitaria (ACS) y calefacción. Para obtener las hojas de cálculo, se accede a la sección Herramientas energéticas del menú de la parte derecha que se muestra en la ventana de la ventana principal.

283

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Las herramientas disponibles para el cálculo y la simulación de instalaciones relacionadas con la energía solar térmica, se encuentran al final de la página en el menú Programas de cálculo. El software desarrollado por el Área Solar para el cálculo que pretenden servir de ayuda para el uso de la simulación de instalaciones de: 

Instalaciones de ACS (F-Chart).



Instalaciones de ACS y calefacción (F-Chart).



Cálculo de pérdida de carga en circuitos hidráulicos.



Simulador de instalaciones solares térmicas de baja temperatura (ACSOL 2).

Las tres primeras opciones se tratan de hojas de cálculo para diversas instalaciones, si es solo de ACS, o lleva calefacción o se utiliza para el cálculo de pérdidas en el circuito hidráulico. Simplemente se descargan haciendo clic sobre el nombre, y se accede a una nueva página web desde donde permite la descarga del fichero en Excel (hoja de cálculo también puede ser abierto por Calc de OpenOffice) y un fichero de documentación en pdf como manual de uso (solo en el caso de la hoja de cálculo para obtener las pérdidas de circuitos hidráulicos).

Figura 9.19. Hoja de cálculo dimensionado instalación ACS y calefacción

284

SOFTWARE DE CÁLCULO

En la figura 9.19 la captura de la ventana de la hoja de cálculo para instalaciones de ACS y calefacción. En donde se puede ver como se cambia de los datos y características de la instalación cambiando entre las hojas disponibles: datos instalación, ACS, demanda calefacción, datos de diseño y dimensionado. Para estimar los aportes solares se emplea el método F-Chart adaptado para el uso combinado de ACS y calefacción. La hoja tiene un listado de captadores solares certificados por el Ministerio. En el caso de no ser un captador certificado, se deberán introducir los parámetros de la recta de eficiencia del captador.

9.6.3 ACSOL La agencia andaluza de la energía ofrece la descarga de un software de simulación, denominado ACSOL (figura 9.20). El acceso a ACSOL se encuentra disponible en la cuarta opción del menú de Programas de Cálculo comentados en el apartado anterior, que se trata de una colección de programas para calcular las prestaciones de sistemas solares térmicos de baja temperatura. Se encuentra disponible la segunda versión se incluyen los cuatro esquemas de principio más habituales en aplicaciones multifamiliares: 

Acumulación centralizada.



Acumulación distribuida.



Acumulación mixta centralizada-distribuida.



Acumulación centralizada e intercambiador individual.

Figura 9.20. ACSOL

Este programa responde a la creciente demanda de instalaciones solares térmicas, obligatorias tras la aprobación del Código Técnico de la Edificación y más concretamente el documento HE4. Su función básica es calcular las prestaciones sobre las que el HE-4 establece exigencias:



Contribución solar (aquí denominada fracción solar).



Horas en sobrecalentamiento.



Rendimiento del campo de captadores (relacionada con la anterior)



Pérdidas de radiación. 285

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

El motor de cálculo de ACSOL es el conocido software de simulación TRNSYS, de la Universidad de Wisconsin-Madison. ACSOL contiene un modelo matemático detallado para cada esquema de principio y una base de datos de condiciones meteorológicas, acumuladores, perfiles de consumo, etc. A través de menús de entrada el usuario aporta información adicional sobre el sistema que desea estudiar: área de captación, tipo de captador, volúmenes, consumos, perfiles de uso, configuración de los obstáculos, método de control, etc. Una vez definido el caso a simular, el ordenador resuelve el modelo matemático y genera un informe de resultados. El fichero que se descarga es ejecutable, y se instala el software ACSOL haciendo doble clic sobre el fichero, una de las opciones durante la instalación es que se cree un acceso directo en el escritorio. Entonces haciendo doble clic se accede a la ventana principal (figura 9.21), en donde se muestran las variantes de la tipología de la instalación que se desee simular. Tras situar el cursor sobre la tipología de la instalación se abrirá una nueva ventana con información sobre el tipo de instalación elegida y las opciones de modificación de los datos de cada elemento (figura 9.22).

Figura 9.21. Ventana principal ACSOL

286

SOFTWARE DE CÁLCULO

Figura 9.22. Ventana simulación ACSOL

9.6.4 Software EREN El Ente Regional de Energía de Castilla y León (EREN) ofrece desde su página web: http://www.eren.jcyl.es/

Para acceder al software disponible, hay que hacer clic sobre Energías Renovables del menú de la izquierda que se muestra en la página web. Entonces se abrirá un menú desplegable sobre tipos de instalaciones de energías renovables, ahora se selecciona Energía Solar. Una vez seleccionada la energía la ventana principal cambia mostrando una nueva lista de opciones. Del menú se puede seleccionar: Información para Instaladores o Información para Proyectistas. Nuevamente se modificará las opciones disponibles de la página web, y se debe seleccionar Formación Técnica. En la nueva ventana que se muestra en la ventana al final de la página web en el menú de la izquierda en la sección Contenidos Relacionados se pueden ver las siguientes aplicaciones software para el cálculo de instalaciones solares:

287

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO



ERENsol BC: es un programa que permite visualizar y exportar a Excel la Base de Datos Climatológica de Castilla y León en toda su extensión, mostrando los siguientes datos de 50 localidades de Castilla y León:



ERENsol FV: es un programa que, incorporando la Base de Datos Climatológica de Castilla y León, permite de manera sencilla dimensionar instalaciones solares fotovoltaicas aisladas



ERENsol ST: un programa que, incorporando la Base de Datos Climatológica de Castilla y León, permite de manera sencilla: dimensionar instalaciones solares térmicas para la producción de ACS a los proyectistas, comprobar el cumplimiento del Código Técnico de la Edificación a los proyectistas y técnicos de las administraciones, y comprobar el funcionamiento de una instalación, mediante la comparación de la producción solar teórica y la real proporcionada, a los usuarios y administradores de fincas.

El principal inconveniente es que estas aplicaciones software que disponen de la base de datos climatológica de Castilla y León. En la figura 9.22 se muestra la ventana principal de la aplicación ERENsol FV en donde se parte de los datos del cliente y de la localidad para después definir las características de la instalación.

Figura 9.23. Ventana principal ERENsol FV

288

APÉNDICE TABLA DE VALORES DE IRRADIACIÓN 2 EN MJ/M

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

En este apéndice se muestra una tabla con los valores sobre irradiación solar en megajulios por metro cuadrado (MJ/m2), para todas las provincias de la geografía de España.

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO

ÁLAVA

4,6

6,9

11,2

13

14,8

16,6

18,1

17,3

14,3

9,5

5,5

4,1

11,3

ALBACETE

6,7

10,5

15

19,2

21,2

25,1

26,7

23,2

18,8

12,4

8,4

6,4

16,1

ALICANTE

8,5

12

16,3

18,9

23,1

24,8

25,8

22,5

18,3

13,6

9,8

7,6

16,8

ALMERÍA

8,9

12,2

16,4

19,6

23,1

24,6

25,3

22,5

18,5

13,9

10

8

16,9

ASTURIAS

5,3

7,7

10,6

12,2

15

15,2

16,8

14,8

12,4

9,8

5,9

4,6

10,9

ÁVILA

6

9,1

13,5

17,7

19,4

22,3

26,3

25,3

18,8

11,2

6,9

5,2

15,1

BADAJOZ

6,5

10

13,6

18,7

21,8

24,6

25,9

23,8

17,9

12,3

8,2

6,2

15,8

BALEARES

7,2

10,7

14,4

16,2

21

22,7

24,2

20,6

16,4

12,1

8,5

6,5

15

BARCELONA

6,5

9,5

12,9

16,1

18,6

20,3

21,6

18,1

14,6

10,8

7,2

5,8

13,5

BURGOS

5,1

7,9

12,4

16

18,7

21,5

23

20,7

16,7

10,1

6,5

4,5

13,6

CÁCERES

6,8

10

14,7

19,6

22,1

25,1

28,1

25,4

19,7

12,7

8,9

6,6

16,6

CÁDIZ

8,1

11,5

15,7

18,5

22,2

23,8

25,9

23

18,1

14,2

10

7,4

16,5

CANTABRIA

5

7,4

11

13

16,1

17

18,4

15,5

13

9,5

5,8

4,5

11,3

CASTELLÓN

8

12,2

15,5

17,4

20,6

21,4

23,9

19,5

16,6

13,1

8,6

7,3

15,3

CEUTA

8,9

13,1

18,6

21

24,3

26,7

26,8

24,3

19,1

14,2

11

8,6

18,1

CIUDAD REAL

7

10,1

15

18,7

21,4

23,7

25,3

23,2

18,8

12,5

8,7

6,5

15,9

CÓRDOBA

7,2

10,1

15,1

18,5

21,8

25,9

28,5

25,1

19,9

12,6

8,6

6,9

16,7

LA CORUÑA

5,4

8

11,4

12,4

15,4

16,2

17,4

15,3

13,9

10,9

6,4

5,1

11,5

CUENCA

5,9

8,8

12,9

17,4

18,7

22

25,6

22,3

17,5

11,2

7,2

5,5

14,6

GERONA

7,1

10,5

14,2

15,9

18,7

19

22,3

18,5

14,9

11,7

7,8

6,6

13,9

GRANADA

7,8

10,8

15,2

18,5

21,9

24,8

26,7

23,6

18,8

12,9

9,6

7,1

16,5

GUADALAJAR A

6,5

9,2

14

17,9

19,4

22,7

25

23,2

17,8

11,7

7,8

5,6

15,1

GUIPÚZCOA

5,5

7,7

11,3

11,7

14,6

16,2

16,1

13,6

12,7

10,3

6,2

5

10,9

HUELVA

7,6

11,3

16

19,5

24,1

25,6

28,7

25,6

21,2

14,5

9,2

7,5

17,6

HUESCA

6,1

9,6

14,3

18,7

20,3

22,1

23,1

20,9

16,9

11,3

7,2

5,1

14,6

JAÉN

6,7

10,1

14,4

18

20,3

24,4

26,7

24,1

19,2

11,9

8,1

6,5

15,9

LEÓN

5,8

8,7

13,8

17,2

19,5

22,1

24,2

20,9

17,2

10,4

7

4,8

14,3

290

APÉNDICE 1

LÉRIDA

6

9,9

18

18,8

20,9

22,6

23,8

21,3

16,8

12,1

7,2

4,8

15,2

LUGO

5,1

7,6

11,7

15,2

17,1

19,5

20,2

18,4

15

9,9

6,2

4,5

12,5

MADRID

6,7

10,6

13,6

18,8

20,9

23,5

26

23,1

16,9

11,4

7,5

5,9

15,4

MÁLAGA

8,3

12

15,5

18,5

23,2

24,5

26,5

23,2

19

13,6

9,3

8

16,8

MELILLA

9,4

12,6

17,2

20,3

23

24,8

24,8

22,6

18,3

14,2

10,9

8,7

17,2

MURCIA

10,1

14,8

16,6

20,4

24,2

25,6

27,7

23,5

18,6

13,9

9,8

8,1

17,8

NAVARRA

5

7,4

12,3

14,5

17,1

18,9

20,5

18,2

16,2

10,2

6

4,5

12,6

ORENSE

4,7

7,3

11,3

14

16,2

17,6

18,3

16,6

14,3

9,4

5,6

4,3

11,6

PALENCIA

5,3

9

13,2

17,5

19,7

21,8

24,1

21,6

17,1

10,9

6,6

4,6

14,3

LAS PALMAS

11,2

14,2

17,8

19,6

21,7

22,5

24,3

21,9

19,8

15,1

12,3

10,7

17,6

PONTEVEDRA 5,5

8,2

13

15,7

17,5

20,4

22

18,9

15,1

11,3

6,8

5,5

13,3

LA RIOJA

5,6

8,8

13,7

16,6

19,2

21,4

23,3

20,8

16,2

10,7

6,8

4,8

14

SALAMANCA

6,1

9,5

13,5

17,1

19,7

22,8

24,6

22,6

17,5

11,3

7,4

5,2

14,8

STA. C. DE TENERIFE 10,7

13,3

18,1

21,5

25,7

26,5

29,3

26,6

21,2

16,2

10,8

9,3

19,1

SEGOVIA

5,7

8,8

13,4

18,4

20,4

22,6

25,7

24,9

18,8

11,4

6,8

5,1

15,2

SEVILLA

7,3

10,9

14,4

19,2

22,4

24,3

24,9

23

17,9

12,3

8,8

6,9

16

SORIA

5,9

8,7

12,8

17,1

19,7

21,8

24,1

22,3

17,5

11,1

7,6

5,6

14,5

TARRAGONA

7,3

10,7

14,9

17,6

20,2

22,5

23,8

20,5

16,4

12,3

8,8

6,3

15,1

TERUEL

6,1

8,8

12,9

16,7

18,4

20,6

21,8

20,7

16,9

11

7,1

5,3

13,9

TOLEDO

6,2

9,5

14

19,3

21

24,4

27,2

24,5

18,1

11,9

7,6

5,6

15,8

VALENCIA

7,6

10,6

14,9

18,1

20,6

22,8

23,8

20,7

16,7

12

8,7

6,6

15,3

VALLADOLID

5,5

8,8

13,9

17,2

19,9

22,6

25,1

23

18,3

11,2

6,9

4,2

14,7

VIZCAYA

5

7,1

10,8

12,7

15,5

16,7

17,9

15,7

13,1

9,3

6

4,6

11,2

ZAMORA

5,4

8,9

13,2

17,3

22,2

21,6

23,5

22

17,2

11,1

6,7

4,6

14,5

ZARAGOZA

6,3

9,8

15,2

18,3

21,8

24,2

25,1

23,4

18,3

12,1

7,4

5,7

15,6

291

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APÉNDICE 2 TABLA DE VALORES IRRADIACIÓN EN 2 KWH/M

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

En este apéndice se muestra una tabla con los valores sobre irradiación solar en kilovatios hora por metro cuadrado (KWh/m 2), para todas las provincias de la geografía de España. El proceso de conversión está basado en las tablas del apéndice 1 y teniendo en cuenta las siguientes conversiones de unidades: 1 kWh = 3600 kJ = 3.6 MJ 2

2

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

AÑO

2

ENE

1 kWh/m = 3600 kJ/m = 3.6 MJ/m

ÁLAVA

159,7 2

212,9 6

345,6 8

380,1 2

432,7 5

485,3 8

529,2 4

505,8 5

441,3 6

293,2 1

190,9 7

151,8 5

344,0 9

ALBACETE

232,6 4

324,0 7

462,9 6

561,4 0

619,8 8

733,9 2

780,7 0

678,3 6

580,2 5

382,7 2

291,6 7

237,0 4

490,4 7

ALICANTE

295,1 4

370,3 7

503,0 9

552,6 3

675,4 4

725,1 5

754,3 9

657,8 9

564,8 1

419,7 5

340,2 8

281,4 8

511,7 0

ALMERÍA

309,0 3

376,5 4

506,1 7

573,1 0

675,4 4

719,3 0

739,7 7

657,8 9

570,9 9

429,0 1

347,2 2

296,3 0

516,7 3

ASTURIAS

184,0 3

237,6 5

327,1 6

356,7 3

438,6 0

444,4 4

491,2 3

432,7 5

382,7 2

302,4 7

204,8 6

170,3 7

331,0 8

ÁVILA

208,3 3

280,8 6

416,6 7

517,5 4

567,2 5

652,0 5

769,0 1

739,7 7

580,2 5

345,6 8

239,5 8

192,5 9

459,1 3

BADAJOZ

225,6 9

308,6 4

419,7 5

546,7 8

637,4 3

719,3 0

757,3 1

695,9 1

552,4 7

379,6 3

284,7 2

229,6 3

479,7 7

BALEARES

250,0 0

330,2 5

444,4 4

473,6 8

614,0 4

663,7 4

707,6 0

602,3 4

506,1 7

373,4 6

295,1 4

240,7 4

458,4 7

BARCELONA

225,6 9

293,2 1

398,1 5

470,7 6

543,8 6

593,5 7

631,5 8

529,2 4

450,6 2

333,3 3

250,0 0

214,8 1

411,2 4

BURGOS

177,0 8

243,8 3

382,7 2

467,8 4

546,7 8

628,6 5

672,5 1

605,2 6

515,4 3

311,7 3

225,6 9

166,6 7

412,0 2

CÁCERES

236,1 1

308,6 4

453,7 0

573,1 0

646,2 0

733,9 2

821,6 4

742,6 9

608,0 2

391,9 8

309,0 3

244,4 4

505,7 9

CÁDIZ

281,2 5

354,9 4

484,5 7

540,9 4

649,1 2

695,9 1

757,3 1

672,5 1

558,6 4

438,2 7

347,2 2

274,0 7

504,5 6

CANTABRIA

173,6 1

228,4 0

339,5 1

380,1 2

470,7 6

497,0 8

538,0 1

453,2 2

401,2 3

293,2 1

201,3 9

166,6 7

345,2 7

CASTELLÓN

277,7 8

376,5 4

478,4 0

508,7 7

602,3 4

625,7 3

698,8 3

570,1 8

512,3 5

404,3 2

298,6 1

270,3 7

468,6 8

309,0

404,3

574,0

614,0

710,5

780,7

783,6

710,5

589,5

438,2

381,9

318,5

551,2

CEUTA

294

APÉNDICE 2 3

2

7

4

3

0

3

3

1

7

4

2

6

CIUDAD REAL

243,0 6

311,7 3

462,9 6

546,7 8

625,7 3

692,9 8

739,7 7

678,3 6

580,2 5

385,8 0

302,0 8

240,7 4

484,1 9

CÓRDOBA

250,0 0

311,7 3

466,0 5

540,9 4

637,4 3

757,3 1

833,3 3

733,9 2

614,2 0

388,8 9

298,6 1

255,5 6

507,3 3

LA CORUÑA

187,5 0

246,9 1

351,8 5

362,5 7

450,2 9

473,6 8

508,7 7

447,3 7

429,0 1

336,4 2

222,2 2

188,8 9

350,4 6

CUENCA

204,8 6

271,6 0

398,1 5

508,7 7

546,7 8

643,2 7

748,5 4

652,0 5

540,1 2

345,6 8

250,0 0

203,7 0

442,7 9

GERONA

246,5 3

324,0 7

438,2 7

464,9 1

546,7 8

555,5 6

652,0 5

540,9 4

459,8 8

361,1 1

270,8 3

244,4 4

425,4 5

GRANADA

270,8 3

333,3 3

469,1 4

540,9 4

640,3 5

725,1 5

780,7 0

690,0 6

580,2 5

398,1 5

333,3 3

262,9 6

502,1 0

GUADALAJA RA

225,6 9

283,9 5

432,1 0

523,3 9

567,2 5

663,7 4

730,9 9

678,3 6

549,3 8

361,1 1

270,8 3

207,4 1

457,8 5

GUIPÚZCOA

190,9 7

237,6 5

348,7 7

342,1 1

426,9 0

473,6 8

470,7 6

397,6 6

391,9 8

317,9 0

215,2 8

185,1 9

333,2 4

HUELVA

263,8 9

348,7 7

493,8 3

570,1 8

704,6 8

748,5 4

839,1 8

748,5 4

654,3 2

447,5 3

319,4 4

277,7 8

534,7 2

HUESCA

211,8 1

296,3 0

441,3 6

546,7 8

593,5 7

646,2 0

675,4 4

611,1 1

521,6 0

348,7 7

250,0 0

188,8 9

444,3 2

JAÉN

232,6 4

311,7 3

444,4 4

526,3 2

593,5 7

713,4 5

780,7 0

704,6 8

592,5 9

367,2 8

281,2 5

240,7 4

482,4 5

LEÓN

201,3 9

268,5 2

425,9 3

502,9 2

570,1 8

646,2 0

707,6 0

611,1 1

530,8 6

320,9 9

243,0 6

177,7 8

433,8 8

LÉRIDA

208,3 3

305,5 6

555,5 6

549,7 1

611,1 1

660,8 2

695,9 1

622,8 1

518,5 2

373,4 6

250,0 0

177,7 8

460,8 0

LUGO

177,0 8

234,5 7

361,1 1

444,4 4

500,0 0

570,1 8

590,6 4

538,0 1

462,9 6

305,5 6

215,2 8

166,6 7

380,5 4

MADRID

232,6 4

327,1 6

419,7 5

549,7 1

611,1 1

687,1 3

760,2 3

675,4 4

521,6 0

351,8 5

260,4 2

218,5 2

467,9 6

MÁLAGA

288,1 9

370,3 7

478,4 0

540,9 4

678,3 6

716,3 7

774,8 5

678,3 6

586,4 2

419,7 5

322,9 2

296,3 0

512,6 0

MELILLA

326,3 9

388,8 9

530,8 6

593,5 7

672,5 1

725,1 5

725,1 5

660,8 2

564,8 1

438,2 7

378,4 7

322,2 2

527,2 6

MURCIA

350,6 9

456,7 9

512,3 5

596,4 9

707,6 0

748,5 4

809,9 4

687,1 3

574,0 7

429,0 1

340,2 8

300,0 0

542,7 4

NAVARRA

173,6 1

228,4 0

379,6 3

423,9 8

500,0 0

552,6 3

599,4 2

532,1 6

500,0 0

314,8 1

208,3 3

166,6 7

381,6 4

ORENSE

163,1 9

225,3 1

348,7 7

409,3 6

473,6 8

514,6 2

535,0 9

485,3 8

441,3 6

290,1 2

194,4 4

159,2 6

353,3 8

PALENCIA

184,0 3

277,7 8

407,4 1

511,7 0

576,0 2

637,4 3

704,6 8

631,5 8

527,7 8

336,4 2

229,1 7

170,3 7

432,8 6

LAS PALMAS

388,8 9

438,2 7

549,3 8

573,1 0

634,5 0

657,8 9

710,5 3

640,3 5

611,1 1

466,0 5

427,0 8

396,3 0

541,1 2

295

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

PONTEVEDR A

190,9 7

253,0 9

401,2 3

459,0 6

511,7 0

596,4 9

643,2 7

552,6 3

466,0 5

348,7 7

236,1 1

203,7 0

405,2 6

LA RIOJA

194,4 4

271,6 0

422,8 4

485,3 8

561,4 0

625,7 3

681,2 9

608,1 9

500,0 0

330,2 5

236,1 1

177,7 8

424,5 8

SALAMANCA

211,8 1

293,2 1

416,6 7

500,0 0

576,0 2

666,6 7

719,3 0

660,8 2

540,1 2

348,7 7

256,9 4

192,5 9

448,5 8

STA. C. DE 371,5 TENERIFE 3

410,4 9

558,6 4

628,6 5

751,4 6

774,8 5

856,7 3

777,7 8

654,3 2

500,0 0

375,0 0

344,4 4

583,6 6

SEGOVIA

197,9 2

271,6 0

413,5 8

538,0 1

596,4 9

660,8 2

751,4 6

728,0 7

580,2 5

351,8 5

236,1 1

188,8 9

459,5 9

SEVILLA

253,4 7

336,4 2

444,4 4

561,4 0

654,9 7

710,5 3

728,0 7

672,5 1

552,4 7

379,6 3

305,5 6

255,5 6

487,9 2

SORIA

204,8 6

268,5 2

395,0 6

500,0 0

576,0 2

637,4 3

704,6 8

652,0 5

540,1 2

342,5 9

263,8 9

207,4 1

441,0 5

TARRAGONA

253,4 7

330,2 5

459,8 8

514,6 2

590,6 4

657,8 9

695,9 1

599,4 2

506,1 7

379,6 3

305,5 6

233,3 3

460,5 6

TERUEL

211,8 1

271,6 0

398,1 5

488,3 0

538,0 1

602,3 4

637,4 3

605,2 6

521,6 0

339,5 1

246,5 3

196,3 0

421,4 0

TOLEDO

215,2 8

293,2 1

432,1 0

564,3 3

614,0 4

713,4 5

795,3 2

716,3 7

558,6 4

367,2 8

263,8 9

207,4 1

478,4 4

VALENCIA

263,8 9

327,1 6

459,8 8

529,2 4

602,3 4

666,6 7

695,9 1

605,2 6

515,4 3

370,3 7

302,0 8

244,4 4

465,2 2

VALLADOLID

190,9 7

271,6 0

429,0 1

502,9 2

581,8 7

660,8 2

733,9 2

672,5 1

564,8 1

345,6 8

239,5 8

155,5 6

445,7 7

VIZCAYA

173,6 1

219,1 4

333,3 3

371,3 5

453,2 2

488,3 0

523,3 9

459,0 6

404,3 2

287,0 4

208,3 3

170,3 7

340,9 6

ZAMORA

187,5 0

274,6 9

407,4 1

505,8 5

649,1 2

631,5 8

687,1 3

643,2 7

530,8 6

342,5 9

232,6 4

170,3 7

438,5 9

ZARAGOZA

218,7 5

302,4 7

469,1 4

535,0 9

637,4 3

707,6 0

733,9 2

684,2 1

564,8 1

373,4 6

256,9 4

211,1 1

474,5 8

296

APÉNDICE 3 TABLA DE VALORES ANUALES: HPS

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Para los valores que se muestran en este apéndice se muestran los valores de hora de pico solar (HPS) que se utilizan para el proceso de cálculo y dimensionado de instalaciones solares, tanto fotovoltaicas como térmicas. La forma de obtener estos valores se ha explicado en el capítulo 1 mediante el uso de PVGIS (apartado 1.8), también se describe la forma de convertir los valores de las tablas obtenidos en los valores de HPS (apartado 1.11)para las principales ciudades de la geografía española separadas por radiación: anual, invierno y verano, y para dos inclinaciones diferentes: 30º y 45º. Las consideraciones que se han tomado para obtener los valores son: 

Para anual: se ha considerado el peor mes posible.



Para invierno: se ha considerado la media de los tres meses de invierno (diciembre, enero y febrero).



Para verano: se ha considerado la media de los tres meses de verano (junio, julio y agosto).

Situación geográfica

Anual (30º)

Invierno (30º)

Verano (30º)

ALAVA

2,05

2,55

5,97

ALBACETE

3,28

3,77

6,64

ALICANTE

3,45

3,83

6,45

ALMERIA

3,52

3,97

6,4

ASTURIAS

1,07

1,48

4,92

AVILA

2,39

3,11

6,99

BADAJOZ

3,15

3,56

6,83

BALEARES

3,03

3,39

6,4

BARCELONA

2,87

3,19

6,25

BURGOS

2,03

2,68

6,33

CACÉRES

2,81

3,35

6,83

CÁDIZ

3,4

3,91

6,68

CANTABRIA

1,67

2,2

5,59

CASTELLÓN

2,76

3,22

6,06

CEUTA

3,7

3,9

6,5

CIUDAD REAL

3,05

3,6

6,78

CÓRDOBA

3,3

3,84

6,55

LA CORUÑA

1,69

2,24

5,3

CUENCA

2,98

3,47

6,72

298

APÉNDICE 3

GIRONA

2,76

3,12

6,33

GRANADA

3,46

3,96

6,59

GUADALAJARA

2,57

3,16

6,83

GUIPÚZCUOA

2,11

3,92

6,75

HUELVA

3,46

3,92

6,75

HUESCA

2,51

2,89

5,99

JAÉN

3,29

3,83

6,63

LEÓN

1,97

2,63

5,95

LLEIDA

2,68

3,06

6,05

LUGO

1,88

2,46

5,5

MADRID

2,57

3,18

6,89

MÁLAGA

3,28

3,82

6,41

MELILLA

3,7

3,9

6,5

MURCIA

3,63

4,04

6,56

NAVARRA

2,25

2,67

6,05

ORENSE

1,96

2,61

5,88

PALENCIA

1,95

2,68

6,44

LAS PALMAS

5,7

6

6,35

PONTEVEDRA

2,02

2,71

6,1

LA RIOJA

0,98

1,83

6,33

SALAMANCA

2,19

2,98

6,9

SEGOVIA

2,33

3,02

6,95

SEVILLA

3,35

3,83

6,63

SORIA

2,41

2,99

6,57

TARRAGONA

2,76

3,1

5,87

TENERIFE

6,3

6,65

7,22

TERUEL

2,97

3,44

6,56

TOLEDO

2,72

3,31

6,86

VALENCIA

2,85

3,32

6,86

VALLADOLID

1,98

2,75

6,62

VIZCAYA

1,66

2,18

5,79

ZAMORA

2,05

2,85

6,72

299

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

ZARAGOZA

2,45

2,89

6,05

Situación geográfica

Anual (45º)

Invierno (45º)

Verano (45º)

ALAVA

2,29

2,79

5,55

ALBACETE

3,68

4,14

6,07

ALICANTE

3,87

4,2

5,88

ALMERIA

3,91

4,33

5,8

ASTURIAS

1,09

1,51

4,6

AVILA

2,64

3,39

6,42

BADAJOZ

3,53

3,9

6,23

BALEARES

3,39

3,77

5,9

BARCELONA

3,24

3,52

5,77

BURGOS

2,25

2,93

5,86

CACÉRES

3,12

3,66

6,24

CÁDIZ

3,77

4,26

6,04

CANTABRIA

1,81

2,37

5,2

CASTELLÓN

3,08

3,52

5,57

CEUTA

4,15

4,3

5,8

CIUDAD REAL

3,4

3,95

6,2

CÓRDOBA

3,68

4,2

5,95

LA CORUÑA

1,85

2,43

4,93

CUENCA

3,34

3,81

6,17

GIRONA

3,36

3,53

5,85

GRANADA

3,85

4,32

5,97

GUADALAJARA

2,86

3,45

6,27

GUIPÚZCUOA

2,35

4,29

6,12

HUELVA

3,86

4,29

6,12

HUESCA

2,83

3,17

5,54

JAÉN

3,64

4,16

6,04

LEÓN

2,18

2,87

5,52

LLEIDA

3,02

3,37

5,59

LUGO

2,08

2,69

5,11

300

APÉNDICE 3

MADRID

2,86

3,48

6,32

MÁLAGA

3,62

4,15

5,8

MELILLA

4,15

4,3

5,8

MURCIA

4,08

4,44

5,94

NAVARRA

2,52

2,92

5,61

ORENSE

2,16

2,84

5,45

PALENCIA

2,15

2,92

5,95

LAS PALMAS

6,21

6,42

5,52

PONTEVEDRA

2,23

2,96

5,65

LA RIOJA

0,95

1,56

5,83

SALAMANCA

2,42

3,25

6,35

SEGOVIA

2,58

3,3

6,39

SEVILLA

3,73

4,18

6

SORIA

2,69

3,28

6,06

TARRAGONA

3,11

3,41

5,59

TENERIFE

6,9

7,2

6,23

TERUEL

3,33

3,78

6,02

TOLEDO

3,03

3,63

6,28

VALENCIA

3,19

3,63

5,58

VALLADOLID

2,18

2,99

6,11

VIZCAYA

1,8

2,34

5,38

ZAMORA

2,26

3,11

6,19

301

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APÉNDICE 4 TEMPERATURA MEDIA DEL AGUA DE LA RED GENERAL

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

Situación geográfica

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

ALAVA

7

7

11

12

15

19

21

21

19

15

10

7

ALBACETE

6

8

11

13

17

22

26

26

22

16

11

7

ALICANTE

13

14

16

18

21

25

28

28

26

21

17

14

ALMERIA

15

15

16

18

21

24

27

28

26

22

18

16

ASTURIAS

9

10

11

1

15

18

20

20

19

16

12

10

AVILA

4

5

8

11

14

18

22

22

18

13

8

5

BADAJOZ

11

12

15

17

20

25

28

28

25

20

15

11

BALEARES

12

13

14

17

19

23

26

27

25

20

16

14

BARCELONA

11

12

14

17

20

24

26

26

24

20

16

12

BURGOS

5

6

9

11

14

18

21

21

18

13

9

5

CACÉRES

10

11

14

16

19

25

28

28

25

19

14

10

CÁDIZ

13

15

17

19

21

24

27

27

25

22

18

15

CANTABRIA

11

11

14

14

16

19

21

21

20

17

14

12

CASTELLÓN

13

13

15

17

20

24

26

27

25

21

16

13

CEUTA

15

15

16

17

19

23

25

26

24

21

18

16

CIUDAD REAL

7

9

12

15

18

23

28

27

20

17

11

8

CÓRDOBA

11

13

16

18

21

26

30

30

26

21

16

12

LA CORUÑA

12

12

14

14

16

19

20

21

20

17

14

12

CUENCA

5

6

9

12

15

20

24

23

20

14

9

6

GIRONA

9

10

13

15

19

23

26

25

23

18

13

10

GRANADA

9

10

13

16

18

24

27

27

24

18

13

9

GUADALAJAR A

7

8

12

14

18

22

26

26

22

16

10

8

GUIPÚZCUOA

10

10

13

14

16

19

21

21

20

17

13

10

HUELVA

13

14

16

20

21

24

27

27

25

21

17

14

HUESCA

7

8

12

15

18

22

25

25

21

16

11

7

JAÉN

11

11

14

17

21

26

30

29

25

19

15

10

LEÓN

5

6

10

12

15

19

22

22

19

14

9

6

LLEIDA

7

10

14

15

21

24

27

27

23

18

11

8

LUGO

8

9

11

13

15

18

20

21

19

15

11

8

MADRID

6

8

11

13

18

23

28

26

21

15

11

7

304

APÉNDICE 4

MÁLAGA

15

15

1

19

21

25

27

28

26

22

18

15

MELILLA

15

15

16

18

21

25

27

28

26

22

18

16

MURCIA

12

12

15

17

21

25

28

28

25

20

16

12

NAVARRA

7

7

11

13

16

20

22

23

20

15

10

8

ORENSE

9

9

13

15

18

21

24

23

21

16

12

9

PALENCIA

5

7

10

13

16

20

23

23

20

14

9

6

LAS PALMAS

20

20

21

22

23

24

25

20

26

25

23

21

PONTEVEDRA 11

12

14

15

18

20

22

23

20

17

14

12

LA RIOJA

7

9

12

14

17

21

24

24

21

16

11

8

SALAMANCA

6

7

10

13

16

20

24

23

20

14

9

6

TENERIFE

19

20

20

21

22

24

26

27

26

25

23

20

SEGOVIA

4

6

10

12

15

20

24

23

20

14

9

5

SEVILLA

11

13

14

17

21

25

29

29

24

20

16

12

SORIA

4

6

9

11

14

19

22

22

18

13

8

5

TARRAGONA

11

12

14

16

19

22

25

26

23

20

15

12

TERUEL

5

6

9

12

16

20

23

24

19

14

9

6

TOLEDO

8

9

13

15

19

24

28

27

23

17

12

8

VALENCIA

12

13

15

17

20

23

26

27

24

20

16

13

VALLADOLID

4

6

9

12

17

21

24

23

18

13

8

4

VIZCAYA

10

11

12

13

16

20

22

22

20

16

13

10

ZAMORA

6

7

11

13

16

21

24

23

20

15

10

6

ZARAGOZA

8

10

13

16

19

23

26

26

23

17

12

9

Situación geográfica

Promedio Año

ALAVA

13,7

ALBACETE

15,4

ALICANTE

20,1

ALMERIA

20,5

ASTURIAS

14,3

AVILA

12,3

BADAJOZ

18,9

BALEARES

18,8

305

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

BARCELONA

18,5

BURGOS

12,5

CACÉRES

18,3

CÁDIZ

20,3

CANTABRIA

15,8

CASTELLÓN

19,2

CEUTA

19,6

CIUDAD REAL

16,3

CÓRDOBA

20

LA CORUÑA

15,9

CUENCA

13,6

GIRONA

17

GRANADA

17,3

GUADALAJARA

15,8

GUIPÚZCUOA

15,3

HUELVA

19,9

HUESCA

15,6

JAÉN

19

LEÓN

13,3

LLEIDA

17,1

LUGO

14

MADRID

15,6

MÁLAGA

20,7

MELILLA

20,6

MURCIA

19,3

NAVARRA

14,3

ORENSE

15,8

PALENCIA

15,8

LAS PALMAS

22,5

PONTEVEDRA

16,6

LA RIOJA

15,3

SALAMANCA

14

306

APÉNDICE 4

TENERIFE

22,8

SEGOVIA

13,5

SEVILLA

19,3

SORIA

12,6

TARRAGONA

17,9

TERUEL

13,6

TOLEDO

16,9

VALENCIA

18,8

VALLADOLID

13,3

VIZCAYA

15,4

ZAMORA

14,3

ZARAGOZA

16,8

307

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APÉNDICE 5 LATITUD

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

SITUACIÓN GEOGRÁFICA

LATITUD

ÁLAVA

42º 50’ 40

ALBACETE

38º 59’ 51‖

ALICANTE

38º 20’ 45‖

ALMERÍA

36º 50’ 24‖

ASTURIAS

43º 16’ 13‖

AVILA

40º 39’ 23‖

BADAJOZ

38º 52’ 42‖

BALEARES

39º 22’ 03‖

BARCELONA

41º 26’ 16‖

BURGOS

42º 20’ 27‖

CACÉRES

39º 28’ 34‖

CÁDIZ

36º 31’ 47‖

CANTABRIA

43º 08’ 10‖

CASTELLÓN

39º 59’ 09‖

CIUDAD REAL

38º 59’ 09‖

CORDOBA

37º 53’ 05‖

LA CORUÑA

43º 22’ 17‖

CUENCA

40º 04’ 18‖

GIRONA

41º 58’ 54‖

GRANADA

37º 10’ 08‖

GUADALAJARA

40º 37’ 54‖

GUIPÚZCOA

43º 08’ 19‖

HUELVA

37º 15’ 25‖

HUESCA

42º 00’ 24‖

JAÉN

37º 45’ 56‖

310

APÉNDICE 5

LEÓN

42º 35’ 59‖

LLEIDA

41º 36’ 50‖

LUGO

43º 00’ 43‖

MADRID

40º 25’ 04‖

MÁLAGA

36º 43’ 10‖

MURCIA

37º 59’ 00‖

NAVARRA

42º 36’ 45‖

ORENSE

42º 20’ 24‖

PALENCIA

42º 00’ 44‖

LAS PALMAS

28º 07’ 29‖

PONTEVEDRA

42º 26’ 01‖

LA RIOJA

42º 16’ 53‖

SALAMANCA

40º 58’ 02‖

SEGOVIA

40º 56’ 57‖

SEVILLA

37º 22’ 59‖

SORIA

41º 45’ 48‖

TARRAGONA

41º 07’ 08‖

TENERIFE

28º 17’ 37‖

TERUEL

40º 20’ 38‖

TOLEDO

39º 51’ 25‖

VALENCIA

38º 28’ 02‖

VALLADOLID

41º 39’ 10‖

VIZCAYA

43º 13’ 09‖

ZAMORA

41º 30’ 12‖

ZARAGOZA

41º 39’ 22‖

311

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APÉNDICE 6 DIRECCIONES WEB

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

A continuación se muestran una serie de direcciones de Internet que pueden ser de utilidad para el campo de la energía solar. 1. DIRECCIONES FABRICANTES DE COMPONENTES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. www.atersa.com www.bombay.com www.climacity.com www.enervolt.net www.garbitek.com www.jhroerden.com www.soliclima.com www.tiendaelektron.com www.todoelectronica.com 2. DIRECCIONES FABRICANTES DE COMPONENTES DE ENERGÍA SOLAR TÉRMICA. www.climacity.com www.enervolt.net www.garbiteck.com www.soliclima.com www.salvadorescoda.com www.termicol.com www.ibersolar.com 3. ORGANISMOS PÚBLICOS Y PRIVADOS. www.idae.es www.mityc.es www.appa.es www.aven.es www.asit-solar.com www.atecyr.org www.asefosam.com

314

APÉNDICE 6

www.censolar.es www.asensa.org www.solarweb.net www.portalenergía.es www.cte-solar.es www.soloingenieria.net 4. ENLACES DE ENERGÍA SOLAR. ASENSA - Asociación Española de Empresas de Energía Solar y Alternativa http://www.asensa.org/ ASIF - Asociación Española de la Industria Fotovoltaica http://www.asif.org/ ASIT - Asociación de la Industria Solar Térmica http://www.asit-solar.com/ EPIA Asociación de la Industria Fotovoltaica Europea http://www.epia.org ESTIF: Federación de la Industria Solar Térmica Europea http://www.estif.org Guía Solar Greenpeace: http://archivo.greenpeace.org/GuiaSolar/S-home.htm PVGISD Datos de Radiación Solar: Página de la Comisión Europea ofrece datos de radiación solar por países y regiones. http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps/radmonth.php?lang=es&map=europe Solar Buildings: Página de la Energy Efficiency and Renewable Energy Network que describe aplicaciones de la energía solar en la construcción. http://www.eren.doe.gov/solarbuildings Solarweb http://www.solarweb.net 5. ENLACES ENERGÍAS RENOVABLES. AGORES - Centro de Información y Portal de las Energías Renovables de la Unión Europea. http://www.agores.org APPA - Asociación de Productores de Energías Renovables. 315

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

http://www.appa.es CENIFER, Formación en Energías Renovables. http://www.cenifer.com Energías renovables: Revista sobre las energías renovables en España, en la que se incluye un enlace a EnerAgen, organización que integra a distintas agencias de la energía del territorio español. http://www.energias-renovables.com Energy Efficiency and Renewable Energy Network (EREN): Red de Energías eficientes y renovables (Departamento de Energía U.S.A.). http://www.eren.doe.gov/ EUFORES: Organización que promueve el uso de las energías renovables, hospedando el foro europeo de energías renovables. http://www.eufores.org/ EuroREX: a web site on European Renewable Energy information Exchange. http://www.eurorex.com/ EUROSOLAR: Asociación Europea para las Energías Renovables. http://www.eurosolar.org/new/en/home.html 6. ADMINISTRACIONES. Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT). http://www.ciemat.es Centro Nacional de Energías Renovables (CENER): es un centro tecnológico nacional dedicado a la investigación, al desarrollo y al fomento de las energías renovables en España. http://www.cener.com Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI). http://www.cdti.es Comisión Nacional de la Energía (CNE). http://www.cne.es 7. AGENCIAS DE ENERGÍA ANDALUCÍA Agencia Andaluza de la Energía (AAE). http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es

316

APÉNDICE 6

Agencia Local Energía de Sevilla, ALES. http://www.agencia-energia-sevilla.com Agencia Provincial de la Energía de Granada, AEG. http://www.apegr.org/index1.htm Agencia Provincial de la Energía de Huelva, APEH. http://www.apeh.org Agencia Provincial de la Energía de Sevilla, Sevilla Siglo XXI-Energía. http://www.sevsigloxxi.org Agencia de Gestión Energética de la Provincia de Jaén, AGENER. http://www.agener.es ASTURIAS Fundación Agencia Local de la Energía del Nalón, ENERNALÓN. http://www.enernalon.org Fundación Asturiana de la Energía, FAEN. http://www.faen.info Agencia de Energía de Gijón. http://www.energiagijon.es CANARIAS Agencia Insular de Energía de Tenerife, AIET. http://www.agenergia.org Agencia de Energía de las Canarias Occidentales, AECO. http://www.itccanarias.org/itc CASTILLA Y LEÓN Agencia energética Municipal de Valladolid, AEMVA. http://www.aemva.org Agencia Provincial de la Energía de Ávila, APEA. http://www.diputacionavila.es Agencia Provincial de la Energía de Burgos, AGENBUR. http://www.agenbur.com Ente Regional de la Energía de Castilla y León, EREN. http://www.jcyl.es/jcyl-client/jcyl/cee/eren CASTILLA-LA MANCHA Agencia de Gestión de la Energía de Castilla-La Mancha, AGECAM. http://www.agecam.es Agencia Provincial de la Energía de Toledo, APET. 317

RADIACIÓN SOLAR Y SU APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO

http://www.diputoledo.es CATALUÑA Agència d'Energia de Barcelona. http://www.barcelonaenergia.com Centre de Documentació i Educació Ambiental - Agència de Serveis Energètics de errassa, CDEA-ASET. http://web.terrassa.org/web-ecoequip/ Instituto Catalán de Energía, ICAEN. http://www.icaen.net Agencia Comarcal de la Energía (MARESME), ACE. http://www.ccmaresme.es Agència de l'Energia d'Osona, AEO. http://www.ccosona.es Fundació Tàrraco Energía Local. http://www.tinet.org/~ftarraco/frames.htm COMUNIDAD DE MADRID Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid, FENERCOM. http://www.fenercom.com COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA Agencia Energética Municipal de Pamplona, AEMPA. http://www.pamplona.net COMUNIDAD VALENCIANA Agencia Valenciana de la Energía, AVEN. http://www.aven.es Agència Energètica de La Ribera, AER. http://www.aer-ribera.com EXTREMADURA Agencia Extremeña de la Energía - Badajoz, AGENEX. http://www.agenex.org Agencia Extremeña de la Energía - Cáceres, AGENEX. http://www.agenex.org GALICIA Agencia Local de Vigo. http://hoxe.vigo.org/index_es.php Instituto Enerxético de Galicia (INEGA).

318

APÉNDICE 6

http://www.inega.es Fundación Axencia Enerxética Provincial da Coruña, FAEPAC. http://www.faepac.org ILLES BALEARS Agència d'Energia de les Pitiüeses. http://www.cief.es MURCIA Fundación Agencia Regional de Gestión de la Energía de Murcia, ARGEM. http://www.argem.es PAÍS VASCO Ente Vasco de la Energía (EVE). http://www.eve.es 8. PROGRAMAS EUROPEOS DE MEDIOAMBIENTE. Comisión Europea - Medio Ambiente. http://ec.europa.eu/environment/index_es.htm D.G. TREN - Energía y Transportes. http://ec.europa.eu/energy/index_es.html Energía Inteligente para Europa. EIE. http://ec.europa.eu/energy/intelligent/index_en.html Comisión Europea - Medio Ambiente. http://ec.europa.eu/environment/index_es.htm D.G. TREN - Energía y Transportes. http://ec.europa.eu/energy/index_es.html Energía Inteligente para Europa. EIE. http://ec.europa.eu/energy/intelligent/index_en.html

319

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