GuÍa Agenex 2008 Solar Térmica

DIRECCIÓN GENERAL DE FORMACIÓN PARA EL

EMPLEO

2008

GUÍA BÁSICA DE DISEÑO Y MONTAJE DE

INSTALACIONES SOLARES TÉRMICAS.

Guía básica de diseño y montaje de instalaciones solares térmicas adaptada a los contenidos formativos de cualificación profesional.

GUÍA BÁSICA DE DISEÑO Y MONTAJE DE INSTALACIONES SOLARES TÉRMICAS.

Dirección General de Formación para el Empleo. Junta de Extremadura.

Autores:

Francisco Cuadros Blázquez Juan Francisco Bravo Hernández

Ramón Benítez González Antonio Ruiz Celma

Martín Cobos Rodríguez

Revisión y corrección:

Fernando López Rodríguez Martín Cobos Rodríguez

EDITA:

Dirección General de Formación para el Empleo Junta de Extremadura

Fomento de la Naturaleza y el Medio Ambiente (FONAMA)

Badajoz Enero de 2009



PROLOGO

La Guía Básica de Diseño y Montaje de Instalaciones Solares Térmicas elaborada por la Agencia Extremeña de la Energía surge con el objetivo de atender la demanda formativa que en nuestra región, con el desarrollo actual de las fuentes de energías renovables, y especialmente en el sector solar, se ha detectado en los últimos años. Diseñada específicamente para cubrir los contenidos teóricos establecidos en el RD 2223/1998 de 16 de octubre del Certificado de Profesionalidad de Instalador de Sistemas de Energía Solar Térmica, servirá como material de apoyo a las acciones formativas desarrolladas por la Sociedad de Fomento de la Naturaleza y el Medio Ambiente (FONAMA). Para la elaboración de esta guía se ha contado con profesionales con conocimientos y cualificación en el sector y amplia experiencia formativa en energía solar. Así se obtiene como resultado un documento completo adaptado al nivel formativo requerido, en un lenguaje simple y directo. Incluida dentro de una colección compuesta por cuatro manuales sobre energía solar térmica, fotovoltaica y eólica de pequeña potencia, en dos niveles educativos (ciclo básico y profesional).

Agencia Extremeña de la Energía



Contenidos

MÓDULO TÍTULO

I RADIACIÓN SOLAR

II REPLANTEO DE LA

INSTALACIÓN

III COLECTORES

SOLARES TÉRMICOS

IV CIRCUITO PRIMARIO

V CIRCUITO

SECUNDARIO

VI CONTROL OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO



Cómo usar esta guía. El contenido didáctico de la “Guía básica de diseño y montaje de instalaciones

solares térmicas” está preparado para cubrir el desarrollo teórico de los módulos formativos de cualificación profesional establecidos en el RD 2223/1998 de 16 de septiembre.

Contenidos teóricos

Información destacada

Resumen de los principales conceptos del módulo.



Índice 1. RADIACIÓN SOLAR ....................................................................................................... 10

1.1. BLOQUE 1. ................................................................................................................ 10 1.1.1. Magnitudes y unidades físicas ............................................................................. 10 1.1.2. Definición y formas de energía ........................................................................... 11 1.1.3. Calor y temperatura ............................................................................................. 14

1.2. BLOQUE 2. ................................................................................................................ 19 1.2.1. Radiación solar. Espectro. ................................................................................... 19 1.2.2. Movimiento solar diario y estacional. ................................................................. 25 1.2.3. Energía incidente sobre una superficie plana inclinada ....................................... 28

1.2.4. Cálculo de pérdidas por orientación e inclinación. .............................................. 30

1.2.5. Cálculo de sombras y bloqueos ........................................................................... 32 1.2.6. Transformación energética de la radiación solar. ................................................ 34

1.2.7. Esquema de aprovechamiento solar .................................................................... 37 1.2.8. La problemática del almacenamiento. ................................................................. 38 1.2.9. Rendimiento de los sistemas solares. .................................................................. 39

2. REPLANTEO DE LA INSTALACIÓN ........................................................................... 43 2.1. Interpretación de planos de instalaciones de edificios ................................................ 43 2.2. Reglamento y normativas técnicas y de seguridad de instalaciones en edificios. ...... 50

2.2.1. Relación de normativa ......................................................................................... 50 2.3. Orientación e inclinación óptima anual, estacional y diaria. ...................................... 51

2.3.1. Orientación del Captador ..................................................................................... 52 2.3.2. Inclinación del Captador Solar ............................................................................ 52

2.4. Resistencia de anclajes, soportes y paneles. ............................................................... 53 2.5. Cálculo de sobrecargas en edificios. ........................................................................... 55 2.6. Pérdidas de carga en conducciones hidráulicas. ......................................................... 57

2.6.1. Cálculo de la pérdida de carga. ............................................................................ 57 2.6.2. Pérdidas de Carga Totales en la Conducción ...................................................... 59

2.6.3. Dimensionado de las tuberías de alimentación. ................................................... 59

3. CAPTADORES SOLARES TÉRMICOS ......................................................................... 63

3.1. Efecto invernadero en un captador solar. ................................................................... 63 3.2. Tipos de captadores solares y características. ............................................................ 64

3.2.1. Introducción ......................................................................................................... 64 3.2.2. Captador Solar sin Cubierta ................................................................................. 65 3.2.3. Captador Solar Plano ........................................................................................... 65 3.2.4. Captador Solar de Tubos de Vacío ..................................................................... 70 3.2.5. Características de los captadores solares ............................................................. 72

3.3. Dimensionado básico de un sistema solar térmico. .................................................... 74 3.3.1. Producción de agua caliente sanitaria. ................................................................. 74 3.3.2. Climatización de piscinas. ................................................................................... 80 3.3.3. Calefacción mediante suelo radiante. .................................................................. 81

3.4. Montaje de los captadores solares. Resistencia de anclajes. ...................................... 85

3.4.1. Montaje de captadores solares sobre una cubierta plana ..................................... 85

3.4.2. Ejemplo de montaje de estructura inclinada. ....................................................... 86 3.4.3. Montaje de captadores sobre fachadas utilizando una estructura auxiliar. .......... 87



3.4.4. Montaje de captadores sobre cubiertas inclinadas. .............................................. 88

3.4.5. Ejemplo de montaje sobre cubierta inclinada. ..................................................... 89

3.4.6. Captadores solares integrados, sustituyendo los elementos constructivos. ......... 91

3.4.7. Instalaciones sobre el suelo. ................................................................................ 92 3.5. Fluido Caloportador. Cálculo de peso vacío y lleno de paneles. ................................ 92

3.6. Dilataciones térmicas y esfuerzos sobre las estructuras ............................................. 94 3.7. Asociaciones entre los captadores solares. Pérdidas hidráulicas en montaje serie paralelo. ............................................................................................................................. 95

3.7.1. Conexión en paralelo. .......................................................................................... 95 3.7.2. Conexión en serie. ............................................................................................... 96 3.7.3. Conexión mixta .................................................................................................... 97 3.7.4. Concepto de retorno invertido ............................................................................. 97

3.8. Sistemas de protección superficial. ............................................................................ 98 3.8.1. Tratamientos superficiales en el captador ........................................................... 98 3.8.2. Protección contra la congelación ......................................................................... 98 3.8.3. Protección contra la ebullición ............................................................................ 99

4. CIRCUITO PRIMARIO. ................................................................................................. 102 4.1. Formas de acumulación térmica. .............................................................................. 103

4.1.1. Introducción ....................................................................................................... 103 4.1.2. Tipos de acumuladores y materiales. ................................................................. 104 4.1.3. Conexión de varios acumuladores. .................................................................... 107 4.1.4. Conexión de sistema convencional auxiliar de apoyo energético. .................... 109

4.2. Dimensionado de A.C.S. .......................................................................................... 111 4.2.1. Datos de partida. ................................................................................................ 112 4.2.2. Criterios de dimensionado. ................................................................................ 113 4.2.3. Demanda de energía térmica. ............................................................................ 115 4.2.4. Métodos de cálculo. ........................................................................................... 117 4.2.5. Volumen de acumulación para ACS. ................................................................ 118 4.2.6. Volumen de acumulación para calentamiento en piscinas y calefacción. ......... 119

4.2.7. Ejemplo de dimensionado básico. ..................................................................... 120 4.3. Intercambiadores ...................................................................................................... 122

4.3.1. Introducción. ...................................................................................................... 122 4.3.2. Tipos de intercambiadores. ................................................................................ 123

4.4. Cálculo de aislamiento. ............................................................................................. 126 4.5. Cálculo de pérdidas de carga en los circuitos. .......................................................... 128

4.5.1. Cálculo de pérdidas de carga en tuberías. .......................................................... 128 4.5.2. Cálculo de pérdidas de carga en captadores. ..................................................... 129 4.5.3. Cálculo de pérdidas de carga en accesorios. ...................................................... 130 4.5.4. Cálculo de pérdidas de carga en el intercambiador. .......................................... 130

4.6. Cálculo de bombas de recirculación. Consumo eléctrico. ........................................ 131

4.6.1. Introducción. ...................................................................................................... 131 4.6.2. Consumo eléctrico. ............................................................................................ 132 4.6.3. Dimensionado. ................................................................................................... 133

4.7. Sistemas de protección superficial internas y externas. ........................................... 134 4.7.1. Protección contra la congelación. ...................................................................... 134 4.7.2. Protección contra sobrepresión. ......................................................................... 135 4.7.3. Protección contra sobrecalentamientos. ............................................................ 137 4.7.4. Protección contra la presencia de aire en el circuito.......................................... 138

5. CIRCUITO SECUNDARIO ............................................................................................ 141 5.1. Unión y soldadura de materiales heterogéneos ........................................................ 141

5.1.1. Soldadura heterogénea ....................................................................................... 141 5.1.2. Herramientas necesarias .................................................................................... 141



5.1.3. Preparación ........................................................................................................ 141 5.1.4. Soldadura heterogénea blanda ........................................................................... 142 5.1.5. Soldadura heterogénea fuerte ............................................................................ 142

5.2. Estratificación térmica .............................................................................................. 143 5.3. Cálculo de esfuerzos de tuberías - depósitos ............................................................ 144

5.3.1. Cargas de diseño para tuberías .......................................................................... 144 5.3.2. Presión de diseño ............................................................................................... 145

5.4. Problemática de las incrustaciones. Tipos de aguas ................................................. 145 5.4.1. Origen y formación de las incrustaciones .......................................................... 145 5.4.2. Métodos para combatir las incrustaciones ......................................................... 146

6. CONTROL, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ....................................................... 149

6.1. Mantenimiento de instalaciones solares térmicas ..................................................... 149 6.1.1. Prevención de la legionelosis ............................................................................ 151 6.1.2. Verificaciones antes de la puesta en marcha de la instalación. ......................... 152

6.1.3. Entrega de la instalación solar al usuario final. ................................................. 152 6.2. Sistemas de control y regulación .............................................................................. 153

6.2.1. Sistema de regulación de captadores por termostato. ........................................ 155

6.2.2. Sistema de regulación de colectores por termostato diferencial de temperatura. ..................................................................................................................................... 156

6.2.3. Sistema de regulación de colectores por diferencial de temperatura y válvula de conmutación. ................................................................................................................ 156 6.2.4. Sistema de regulación de colectores por diferencial de temperatura y válvula mezcladora progresiva. ................................................................................................ 157 6.2.5. Sistemas de control por temperaturas extremas................................................. 158

6.3. Medidas de temperatura, precisiones, sensibilidades. Calibraciones. ...................... 160

6.3.1. Medida de temperatura. ..................................................................................... 161 6.4. Puesta a tierra. Medidas. ........................................................................................... 161 6.5. Cálculo de interruptores y protecciones eléctricas. .................................................. 163 6.6. Simbología básicas de los circuitos eléctricos y electrónicos. ................................. 164

6.7. Normativa sobre instalaciones eléctricas y térmicas en los edificios. ...................... 168



RADIACIÓN SOLAR



El objetivo del módulo se centra en conocer los principios básicos de la radiación solar y sus aplicaciones energéticas.

1.RADIACIÓN SOLAR

1.1. BLOQUE 1.

1.1.1.Magnitudes y unidades físicas La radiación solar se mide en varias unidades físicas concretas. Las más utilizadas son: - La irradiancia, que es la potencia de la radiación solar por unidad de área. En el Sistema

Internacional de Unidades (en adelante SIU), su unidad es el Watio dividido por metro cuadrado (W/m2).

- La irradiación, que es la energía por unidad de área. Su unidad en el SIU es el Julio, J, dividido por metro cuadrado (J/m2) o sus múltiplos (normalmente el megajulio, MJ). En este último caso y por razones prácticas, también se emplea una unidad de energía muy frecuente en el mundo real, el kWh (kilowatio por hora) en lugar del julio y/o sus múltiplos. El cambio es muy simple: 1 kWh = 3,6 MJ.

Existe una clara confusión a nivel internacional en cuanto a los símbolos empleados para representar estas magnitudes. Aquí hemos optado por una solución ecléctica: tomamos la letra I para representar la irradiancia y la letra H para la irradiación por ser las empleadas habitualmente por los textos más significativos dedicados a la radiación solar y ser los símbolos más representativos en la bibliografía tradicional. No obstante en algunos casos, para evitar confusión con el símbolo de corriente, I, se emplea el símbolo E para la irradiancia. Los conceptos resumidos en la siguiente tabla se irán explicando con más detenimiento a lo largo del bloque.

Tabla 1.1. S ímbolos y unidades de las magni tudes ut i l izadas.

Magnitud Unidad

Irradiancia (I, E) W/m2

Irradiación (H) W/m2 ó J/ m2

Calor (Q) J ó kWh

Temperatura (T,t) K, ºC, ºF

Energía (E) J, kWh

Potencia (P) W, kW

Diferencia de Potencial (V) V, kV

Intensidad de la corriente Eléctrica (I)

A



1.1.2. Definición y formas de energía

Dar una definición de energía no es tarea fácil. Aquí daremos una definición que, por primera vez empleó Carnot. La Energía es la capacidad de un cuerpo o de un sistema para producir trabajo mecánico. A su vez, el trabajo mecánico realizado por una fuerza que actúa sobre un cuerpo se define como el producto de dicha fuerza por la distancia recorrida por el cuerpo en la dirección de la fuerza. En el Sistema Internacional de Unidades (SIU):

(1.1)

La energía se presenta en múltiples formas y los procesos físicos pueden entenderse y describirse en términos de la conversión o transformación entre las distintas formas de energía.

A la vista del enunciado el Primer Principio de la Termodinámica es difícil entender por qué usamos conceptos de “consumo” y “generación” de energía. Si consumimos energía la estaremos destruyendo, y si generamos energía la estaremos creando.

En realidad ambos conceptos se emplean coloquialmente. En efecto, nuestro sistema energético se basa en la transformación de la llamada energía primaria en energía final o útil . Nosotros utilizamos la energía en una de las siguientes formas: calor (frío), electricidad y transporte (energía cinética). A estas últimas se les llama genéricamente energías útiles . De entre todas ellas, la más versátil es la electricidad, ya que, teniendo energía eléctrica, es fácil obtener de ella luz, sonido, movimiento, calor, etc. Las fuentes de energía primaria de nuestro sistema energético actual son los combustibles fósiles, la energía nuclear y las energías renovables .

En general, no se puede utilizar la energía primaria, hay que transformarla en energía útil. A este proceso se le denomina coloquialmente que se ha “consumido” energía primaria y se ha “generado” energía útil. Bien entendiendo que es una forma de hablar, aceptada universalmente, pero que no significa que se viole el Primer Principio de la Termodinámica.

Todas las formas de energía conocidas pueden reducirse a alguna de las cuatro siguientes formas básicas de energía :

El Primer Principio de la Termodinámica o de Conser vación de la Energía nos dice que la cantidad total de energía en el Universo es siem pre la misma, es constante. La energía del Universo ni se crea ni se destruye, sól o se transforma.

Trabajo (J) = Fuerza (N) x distancia (m) = F ⋅⋅⋅⋅d

CUADRO DE NOMENCLATURA kWh.- kilo Watio hora.- Es la energía generada o consumida por un dispositivo (generador o consumidor de energía) cuya potencia sea de 1 kW actuando durante una hora. J.- Julio. Es la unidad de trabajo o de energía en el SIU y es igual al trabajo realizado por una fuerza de 1 Newton (N) cuando su punto de aplicación se desplaza 1 metro (m).



1. Energía Cinética : Es la energía que posee cualquier cuerpo en movimiento respecto a un sistema de referencia.

(1.2.)

2. Energía Potencial : Es debida a la fuerza gravitatoria de la Tierra. Para levantar un cuerpo respecto del suelo necesitamos utilizar una cierta cantidad de energía. Todo cuerpo elevado una cierta altura (h) con respecto al suelo es un almacén de energía potencial gravitatoria.

(1.3)

La fuerza gravitatoria que atrae un objeto hacia la Tierra se llama peso del cuerpo y es igual a su masa (m) multiplicada por la aceleración de la gravedad (g) (9.8 m/s2). La gravedad puede ser la única fuerza más evidente que actúa sobre los objetos que nos rodean pero no es la única. Hay otros tipos de energía potencial asociados con los diferentes campos de fuerzas conservativas .

3. Energía Eléctrica : A escala atómica y molecular actúan las fuerzas eléctricas que mantienen unidos los átomos (enlaces) y moléculas (fuerzas intermoleculares).

4. La Energía Química que contiene un cuerpo, vista a escala atómica, puede considerarse que es una forma de energía potencial eléctrica derivada de la redistribución de los electrones tras la formación del mismo. Una batería utiliza energía química almacenada para mantener una corriente en un circuito eléctrico. La corriente eléctrica es un flujo organizado de electrones en un material conductor.

Para mantener un flujo estacionario de electrones en un conductor se requiere un aporte constante de energía, ya que los electrones continuamente pierden energía en sus colisiones con los iones de la red del metal (calentamiento del conductor). En todas las centrales eléctricas, los generadores operan según el Principio de Faraday (1832). Se induce un voltaje (energía potencial por unidad de carga eléctrica) en una bobina de alambre que gira en un campo magnético. Conectando los extremos de la bobina a un circuito eléctrico mantenemos una corriente eléctrica.

Figura 1.1 . Generador homopolar (d isco de Faraday)

La energía eléctrica puede transformarse en calor, luz, movimiento, etc., dependiendo de lo que conectemos al circuito. Así, la electricidad es una forma intermedia de energía muy conveniente, ya que se puede convertir fácilmente en otras formas diferentes de energía , es, por tanto, muy versátil y puede suministrarse a grandes distancias de la fuente.

Durante 1831 y 1832, Michael Faraday descubrió que un conductor eléctrico moviéndose perpendicularmente a un campo magnético generaba una diferencia de potencial. Ello le permitió construir el primer generador electromagnético, un generador homopolar, empleando un disco de cobre que giraba entre los extremos de un imán con forma de herradura, generándose una pequeña corriente. También fue utilizado como generador de energía en una bicicleta para producir luz de poca intensidad.

SABÍAS QUE …

Energía Potencial (J) = fuerza (N) x altura (m) = m g h

Energía Cinética (J) = ½ masa (kg) x (velocidad (m/ s))2 = ½ m v 2.



Otra forma de energía eléctrica más sutil es transportada por la radiación electromagnética. Es la llamada energía electromagnética y es la forma en que nos llega la energía solar. La energía electromagnética es irradiada en mayor o menor cantidad por todos los objetos, dependiendo de su temperatura (Ley de Stefan-Boltzmann). Viaja como una onda y puede transportar energía a través del espacio vacío. La longitud de onda determina la forma de la radiación electromagnética: Rayos X, radiación infrarroja y ultravioleta, microondas, ondas de radio y la pequeña banda de longitudes de onda que nuestros ojos pueden detectar y que llamamos luz visible Estos aspectos se describirán con más detenimiento más adelante.

5. Energía Atómica y Nuclear : Es la cuarta forma básica de la energía y está localizada en el núcleo de los átomos. Las centrales nucleares que usan una tecnología para aprovechar esta energía operan con los mismos principios que las centrales alimentadas con combustibles fósiles, excepto que la caldera en la que se quema el combustible es reemplazada por un reactor nuclear que genera calor.

La diferencia entre energía y potencia habrá que tenerla muy clara. Así la rapidez con la que la energía se convierte o se transmite se llama potencia de la conversión o de la transmisión. Se puede resumir en la siguiente fórmula:

(1.4)

donde P es la potencia, E la energía y t el tiempo.

La unidad de energía en el SIU es el Julio (J), pero se utilizan muchas otras: kWh, toneladas equivalentes de carbón (o de petróleo), tec (o tep), barriles de petróleo, etc. Las estadísticas nacionales sobre el consumo de energía suelen darse en megatoneladas equivalentes de petróleo, Mtep (1Mtep = 106 tep)

Para una corriente continua, la potencia eléctrica (en Watios) es igual al producto del voltaje V (en voltios) por la intensidad de corriente, I, (en amperios),

Recuerda que: 1 tonelada de petróleo ≅≅≅≅ 7,3 barriles de petróleo ≅≅≅≅ 1,5 toneladas de carbón ≅≅≅≅ 3 toneladas de madera seca ≅≅≅≅ 12.000 kWh de electricidad (con el 100% de eficien cia en la conversión)

Una tonelada equivalente de petróleo es una unidad de energía y es equivalente a la energía calorífica que obtendríamos quemando una tonelada de petróleo.

SABÍAS QUE …

Recuerda que: La potencia se mide en Watios (W) o e n múltiplos tales como kilowatio (kW) o megawatio (MW): 1W = 1J/s

P = E / t



(1.5)

Otras unidades de potencia son el caballo de vapor, CV, (1CV = 735 W)

Tabla 1.2. Pref i jos y potencias de 10.

Factor Prefijo Símbolo Factor Prefijo Símbolo

101 deca da 10-1 deci d

102 hecto h 10-2 centi c

103 kilo k 10-3 mili m

106 mega M 10-6 micro µ

109 giga G 10-9 nano n

100 UNIDAD

1.1.3. Calor y temperatura

El sentido del tacto nos proporciona una indicación cualitativa de la temperatura (cuerpo caliente, cuerpo frío). Sin embargo, esta apreciación conlleva muchos errores, ya que la piel es sensible al ritmo de transferencia de energía (potencia calorífica) y no a la temperatura del objeto. Esta es la razón por la que nos parece más frío un cuerpo metálico (buen conductor del calor) que otro de madera (mal conductor del calor) aunque estén en la misma habitación (misma temperatura)

Debido a la necesidad de un método fiable y reproducible, se estableció un procedimiento para medir la temperatura basado en el Principio Cero de la Termodinámica (Ley del equilib rio térmico), que dice:

Debido a la conexión entre energía y potencia, es c omún medir la energía, y particularmente la electricidad, en términos de pot encia multiplicada por el tiempo:

1kW multiplicado por hora (1 kWh) es la energía que produciría un generador eléctrico de 1 kW (1.000 W) de potencia actuando durante 1 ho ra (3.600 s)

P = V ⋅⋅⋅⋅ I

Unidades comunes de energía y factores de conversió n:

1 kWh = 3,6 MJ

1Caloría = 4,186 J

1 termia = 105,5 MJ

Energía contenida en 1m3 de gas natural = 38 MJ



Dos objetos A y B que puedan intercambiar energía (por ejemplo, en forma de calor o de radiación electromagnética) se dice que están en contacto térmico .

Dos objetos A y B se dice que están en equilibrio térmico cuando, estando en contacto, dejan de intercambiar energía.

1.1.3.1.Termómetros y escalas termométricas

Los termómetros de uso común contienen un líquido, normalmente mercurio o alcohol, que se expande (aumenta su volumen) en un tubo capilar de vidrio al aumentar su temperatura.

La calibración del termómetro se hace poniéndolo en contacto térmico con entornos en los que la temperatura permanezca constante, haciendo marcas en el termómetro que se correspondan con la altura del fluido en el capilar.

Figura 1.2 . Termómetro

La escala termométrica más común es la Escala Celsius (Centígrada):

- La temperatura de la mezcla hielo-agua, a presión atmosférica, se define como cero grados Celsius, y se escribe 0 ºC, representándose con una marca en el termómetro. Esta temperatura se denomina punto de fusión o punto de congelación del agua.

- La temperatura de la mezcla de agua y vapor de agua, a la presión atmosférica, se define como cien grados Celsius, y se escribe 100 ºC, representándose con otra marca en el termómetro. Esta temperatura se denomina punto de vaporización o punto de ebullición del agua.

Entre ambas marcas se hacen cien intervalos, representado cada intervalo un incremento de temperatura de 1 ºC.

Escala Kelvin de temperatura:

Para su definición se usa el termómetro de gas a volumen constante. En este caso, independientemente del gas utilizado, la presión del mismo tiende a cero (vacío perfecto) a una temperatura de -273,15ºC. A esta temperatura se le llama cero absoluto , y se utiliza como base para la escala Kelvin de temperatura.

Las relaciones entre las escalas Kelvin y Celsius son:

(1.6)

(1.7)

Entre ambas, sólo hay un desplazamiento del 0 de la escala.

T (K) = t (ºC) + 273,15

t (ºC) = T (K) – 273,15

“Si dos objetos A y B, considerados por separado, están en equilibrio térmico con un tercer objeto C (termómetro), entonces A y B est án en equilibrio térmico entre sí.”



La Escala Fahrenheit define la temperatura del punto de fusión del hielo a 32 ºF, y la temperatura del punto de ebullición del agua a 212 ºF. La relación entre la escala Celsius y la escala Fahrenheit de temperatura es:

(1.8)

1.1.3.2. Conceptos de calor y energía interna.

La energía interna, U , de un cuerpo es la energía mecánica media asociada a sus constituyentes microscópicos (átomos, moléculas o iones).

El calor, Q, es la energía transferida entre un sistema y su entorno (o entre un cuerpo y otro) como consecuencia de una diferencia de temperatura entre ellos. El flujo de calor espontáneamente siempre va desde el cuerpo caliente (mayor temperatura) hacia el cuerpo frío (menor temperatura)

Según el Primer Principio de la Termodinámica (Principio de conservación de la energía) si un cuerpo (sistema, en general) intercambia calor, Q, con su entorno (ambiente o alrededores), realiza trabajo mecánico, W, y, en virtud de su temperatura, T, irradia energía, R (según la ley de Stefan-Boltzmann), el principio de conservación de la energía establece que:

(1.9)

1.- Q, W y R son magnitudes de la misma índole (se adicionan entre sí) y por tanto susceptibles de medirse en las mismas unidades.

2.- Se observa que Q, W y R son magnitudes que dependen del proceso seguido por el sistema, mientras que U es una función que depende del estado termodinámico del sistema (función de estado). Si el proceso que realiza el sistema es cerrado (ciclo), entonces ∆U = 0.

Las unidades de calor son:

1 Caloría (cal): Es el calor necesario para elevar la temperatura de 1 g de agua desde 14,5 ºC hasta 15,5 ºC, ya que se supone que el calor específico del agua es igual a 1 cal /(g· ºC).

Un múltiplo de la caloría es la kilocaloría (kcal): 1 kcal = 103 cal.

Según la Termodinámica tanto el calor (Q), como el trabajo (W) y la energía irradiada (R) son susceptibles de medirse en las mismas unidades. En el SIU, se miden en julios (J) . Como múltiplos tendremos el kilojulio (kJ), Megajulio (MJ), Gigajulio (GJ), etc.

La equivalencia entre ambas es: 1 cal = 4,186 J.

∆∆∆∆U = Q + W + R

t (ºF) = 9/5 t (ºC) + 32



Figura 1.3 . Esquema del c iclo termodinámico vapor de agua en una centra l

térmica

Según la ecuación (1.10.), el trabajo de movimiento de la turbina-generador será:

(1.10)

El rendimiento de la transformación energética desde la energía calorífica Q1 del combustible hasta el trabajo de movimiento (mecánico) de la turbina conectada al generador eléctrico, W, será:

(Teorema de Carnot). (1.11)

1<=aportadaEnergía

útilEnergíaη

W movimiento = Q neto = Q1 – Q2

Para cerrar un ciclo termodinámico (devolver al fluido de trabajo a su estado inicial, por ejemplo, desde vapor de agua a agua líquida), dicho fluido tiene necesariamente que ceder calor (generalmente al ambiente) en una parte del ciclo. Ello implica que no es posible convertir en trabajo todo el calor que inicialmente absorbió el fluido del combustible que se quema en la caldera, el fluido de trabajo tiene que ceder una parte al ambiente, si queremos devolverlo a las condiciones iniciales.

OTRO HECHO EXPERIMENTAL …



En ingeniería, a η también se le denomina eficiencia del dispositivo (motor, máquina o central) que haya realizado la transformación energética.

Hay unos ciclos ideales, que en Termodinámica se les llaman reversibles , para los cuales

(rendimiento máximo o de Carnot). (1.12)

Siendo, T1 y T2 las temperaturas absolutas del foco caliente (caldera o cámara donde se quema el combustible) y del foco frío (ambiente, en general), respectivamente.

Cualquier ciclo termodinámico real (irreversible se dice en Termodinámica) que realice un fluido tendrá un rendimiento menor que el ideal (reversible). Todos los ciclos reversibles tienen igual rendimiento, el rendimiento máximo de Carnot dado por la Ecuación (1.12). Ello permite definir el concepto de Entropía.

111

2

1

21 <−=−

=T

T

T

TTη



1.2. BLOQUE 2.

1.2.1. Radiación solar. Espectro.

Figura 1.4 : Imagen del Sol .

El Sol produce energía en forma de radiación electromagnética, que es la fuente básica para la vida en la Tierra. Tiene una potencia de 3,9 x 1026 W, estando la superficie del Sol a una temperatura de unos 6. 000 K.

Esta energía se desprende en la fusión de elementos (hidrógeno) que tienen lugar en el núcleo del Sol, para dar moléculas de helio.

A la unidad de superficie situada en la capa límite de la atmósfera terrestre llegan, en promedio y perpendicularmente a ella, un total de 1.367 W/m2. A este valor de la potencia solar (irradiancia) se le denomina constante solar .

La constante solar varía durante el año según se muestra en la siguiente figura (NASA 1971):

Figura 1.5 . Var iación de la constante solar .



Tabla 1.3. Conceptos importantes de la radiación so lar

Magnitud

Explicación Unidad Símbolo

Irradiancia La potencia de la radiación solar que incide en un instante sobre una superficie determinada

W/m2 I, E

Irradiación La energía de la radiación que incide durante un periodo de tiempo sobre una superficie determinada

W/m2 ó J/ m2

H

Irradiancia espectral

Es la potencia radiante por unidad de área y de longitud de onda

W/(m2·µm) Iλ, Eλ

Irradiancia directa

Radiación que llega a un determinado lugar procedente del disco solar W/m2 Idir, Edir

Irradiancia difusa

Es la radiación procedente de toda la bóveda celeste excepto que procede del disco solar

W/m2 Idif, Edif

Irradiancia global

Se puede entender como la suma de la radiación directa y difusa. Es el total de la radiación que llega a un determinado lugar

W/m2 Ig, Eg

Irradiancia circumsolar

Es la parte de la radiación difusa procedente de las proximidades del disco solar

W/m2 Icir, Ecir

Radiación extraterrestre

Es la radiación que llega al exterior de la atmósfera terrestre. Solo varía con la distancia Tierra- Sol

W/m2 ó J/m2

I0, E0

1.2.1.1.Distribución de la radiación solar.

La potencia radiante de 1.367 W/m2 que llega al exterior de la atmósfera no es la que finalmente alcanza la superficie terrestre puesto que la atmósfera atenúa la radiación solar. En la Figura 1.6 se representan diferentes fenómenos que atenúan la radiación solar al atravesar la atmósfera.

Figura 1.6 . Interacción de la radiación solar con los componentes atmosfér icos

La distribución de la energía irradiada por el Sol por longitud es bastante parecida a la de un cuerpo negro a la temperatura absoluta de 5. 777 K (6.000 K, aprox.). La Figura 1.7 representa cómo se distribuye la irradiancia en función de la longitud de onda, en kW/m2 µm). A este tipo de representaciones se les llama espectro .



La diferencia entre la radiación del cuerpo negro a 5.777 K y la radiación global horizontal que llega a la Tierra se debe a la absorción de determinadas longitudes de onda por la atmósfera.

Por ejemplo, el ozono de las capas altas de la atmósfera absorbe la radiación ultravioleta, que es de alta energía y que es perjudicial para la salud. Esta radiación tiene una longitud de onda λ ≤ 290 nm (En la figura 1.7 corresponde con la zona que está a la izquierda).

Figura 1.7 . Espectro de la radiación so lar fuera de la a tmósfera , a n ivel del mar y

una masa de AM = 1

Un cuerpo negro es aqué l que absorbe toda la radiación que le llega, pero para mantener su equilibrio térmico, a una temperatura T , emite energía continuamente de una forma característica que es función sólo de su temperatura.



Figura 1.8 . Espectro e lectromagnét ico.

En la Figura 1.8. se muestra todo el espectro electromagnético. La parte visible del espectro se corresponde con un intervalo muy estrecho de longitudes de onda entre (440 -700 nm).

La forma en que se reparte la radiación electromagnética en función de su longitud de onda.

EL ESPECTRO ELECTROMAGNÉTICO ES …



Figura 1.9 . I r radiancia solar en var ios es tados del t iempo atmosfér ico

En la superficie terrestre, en un plano horizontal, la irradiancia puede alcanzar un valor máximo de unos 1.000 W/m². Este valor depende del lugar, del día del año y, sobre todo, de la nubosidad. De esta forma, en un día nublado la irradiancia puede estar en torno a los 100 W/m², mientras que un día soleado puede estar en torno a los 800 W/m².

Todo cuerpo a una temperatura absoluta, T, emite radiación electromagnética. Dicha radiación se modela como la que correspondería a como un cuerpo negro, que emite habitualmente en el infrarrojo (IR)

La excitancia radiante de una superficie (M) en un punto cualquiera de la misma es la cantidad de energía emitida desde dicho punto en todas las direcciones del espacio por unidad de tiempo y área.

El cielo, como cualquier cuerpo, emite energía electromagnética, también en el infrarrojo térmico.

La irradiación media anual en la superficie horizontal de la Tierra (kWh/m²) varía en los distintos lugares de la Tierra. En el desierto del Sahara hay una irradiación solar de unos 2.300 kWh/(m² año).

En el sur de Europa, la irradiación solar máxima está entre 1700-1800 kWh/(m² año), y en el norte de Europa oscila entre 700 y 1200 kWh/(m² año).



1.2.1.2. Aparatos de medida de la radiación solar

La Figura 1.10. muestra los diferentes aparatos que habitualmente se utilizan para medir la radiación solar.

Figura 1.10. Aparatos de medida de la radiación so lar .

El heliógrafo está compuesto por una esfera de vidrio que enfoca los rayos solares sobre una tira de papel, desde el momento de amanecer hasta el instante de anochecer, que se quema debido a la temperatura alcanzada. La longitud de la zona quemada de la cinta de papel determina las horas de insolación.

El piranómetro tiene gran precisión y fiabilidad en la medida de la radiación global y difusa. Están compuestos por dos semiesferas de vidrio, una placa negra (superficie absorbedora), situada a la base de las esferas, y varios termopares conectados a dicha placa. Todo se acopla en una carcasa metálica. Cuando la radiación incide sobre la semiesfera de vidrio calienta la superficie absorbedora. La variación de temperatura alcanzada, que es proporcional a la intensidad de la radiación, se transforma en diferencia de potencial en los termopares. Esta diferencia de potencial es la que se registra y almacena.

Para medir la radiación difusa es necesario colocar una banda, que sombrea en todo momento al disco solar. Hay que hacer, no obstante una corrección ya que también oculta parte de la bóveda celeste.

La radiación directa se determina como diferencia entre la radiación solar global menos la difusa.

El pirheliómetro se utiliza para medir la radiación solar directa, que proviene del disco solar. Está montado sobre un seguidor solar que enfoca continuamente el dispositivo sensor hacia el Sol.

Si se dispone de piranómetros y pirheliómetros bien calibrados estos pueden alcanzar precisiones del 5%.



1.2.2. Movimiento solar diario y estacional.

La Tierra gira alrededor del Sol en un plano al que se le llama plano de la eclíptica, describiendo una elipse en la que los puntos más lejano y cercano al sol (llamados afelio y perihelio, respectivamente) se alcanzan aproximadamente el 4 de julio y el 3 de enero. El Sol está en uno de los focos de la elipse. Además, rota sobre su eje, originando así los días y las noches.

El eje de rotación de la Tierra está inclinado respecto al del plano de la eclíptica un ángulo de 23,5º, y es precisamente la existencia de este ángulo lo que origina las estaciones del año .

Figura 1.11. Movimiento de la T ier ra respecto del Sol (1UA = 1.496 �108 km)

Al ángulo que sobre la elipse forma la Tierra respecto del Sol se le llama ángulo diario (Γ).

El ángulo que forma el ecuador con el plano de la eclíptica, se le llama ángulo de declinación (δ). Este ángulo cambia a lo largo del año por la traslación de la Tierra respecto del Sol. En la Figura 1.12. tenemos la definición del ángulo.

Figura 1.12. Ángulo de decl inación



En la Figura 1.13. se representa la variación del ángulo de declinación con el día del año.

Figura 1.13. Var iación del ángulo de decl inación con e l d ía del año.

Si tomamos con origen la Tierra, entonces tenemos lo siguiente:

Figura 1.14. Movimiento aparente del So l v is to desde la T ierra .

1.2.2.1. Hora solar verdadera. Ecuación del tiempo.

La Ecuación del tiempo es la diferencia entre el tiempo solar medio (medido por un reloj) y el tiempo solar aparente (tiempo medido por un reloj de Sol). Esta diferencia varía a lo largo del año y alcanza su mayor diferencia a principios de noviembre, cuando el tiempo solar medio está a más de 16 minutos por detrás del tiempo solar aparente (en concreto a 16 minutos 33 segundos cerca del 3 de noviembre), y a mediados de febrero, cuando el tiempo solar medio va más de 14 minutos por delante del aparente.



A esta ecuación se le conoce como Ecuación del tiempo .

De esta forma, si todos los días, a la misma hora, hacemos una fotografía del Sol, éste cambiará su posición a izquierda o derecha según la ecuación del tiempo y hacia arriba o abajo dependiendo del ángulo de declinación. A esta curva se le llama Analema.

Utilizando las expresiones de la ecuación del tiempo y del ángulo de declinación podemos obtener la figura del analema que se muestra en la figura de al lado.

Figura 1.15. Analema

No obstante, a la hora de dimensionar instalaciones fotovoltaica s o térmicas, no es necesario tener en cuenta esta figura . Sí, por el contrario, hay que tener en cuenta la duración del día y el ángulo que forma el Sol respecto al Sur del lugar en que nos situemos y el ángulo de elevación solar a lo largo del día.

Figura 1.16. Ángulos so lares desde el observador

Existen fórmulas empíricas que dan esta diferencia con un error máximo de 30 segundos, una de ellas se muestra a continuación:

.204089,02cos014615,0032077,0

2cos001868,0000075,0·(18,229(min)

Γ−Γ−Γ−Γ+=sensen

Et

SABÍAS QUE …



En el plano del observador, el Sol está un ángulo α por encima de éste (elevación solar) y forma un ángulo Ψ con la dirección Sur (ángulo azimutal). Al ángulo ω se le llama ángulo horario y es igual a cero para las 12 de la mañana y varía 15º cada hora por la rotación de la Tierra.

La elevación solar depende de la latitud, del ángulo de declinación y de la hora del día. El ángulo azimutal depende también del ángulo de declinación, la elevación solar y la hora del día.

(1.13)

Si queremos calcular el ángulo horario de salida y puesta del Sol (ωs), tomamos aquellos puntos donde la altitud del Sol es cero (α=0) y tenemos:

, (1.14)

o lo que es lo mismo:

. (1.15)

donde φ es la latitud del lugar donde se sitúa el observador

La duración de un día, Nd, está relacionada con el ángulo de salida como:

. (1.16)

1.2.3. Energía incidente sobre una superficie plana inclinada

En el caso de que la superficie esté inclinada un cierto ángulo β respecto de la horizontal (y orientada al Sur), podemos hacerla equivalente a que la superficie esté en una latitud φ0 = φ − β. Podemos definir un ángulo de salida del Sol para esta superficie (teniendo en cuenta su inclinación). Hay que tener cuidado con la solución de las ecuaciones para evitar el caso de que el Sol salga antes en el panel que en la latitud en la que está situado.

Las Ecuaciones (1.13) y (1.14) determinan la altura solar, α, y el ángulo azimutal, Ψ, del Sol respecto de un observador situado en un lugar de la Tierra con latitud φ. Los ángulos α y Ψ determinan la posición del Sol en cada instante respecto al lugar donde se ubique el captador (observador).

)tantan(cos15

2 1 δφ−= −dN

)tantan(cos1 δφω −= −s

δφδφω

·coscos

·cos

sensens

−=

.cos

·cos

αωδ sen

sen =Ψ



Figura 1.17. Or ientación angular del captador respecto a la di rección sur del lugar. Posición angular del Sol , αααα y ψψψψ, vis ta desde e l captador.

Cuanto más perpendicular se encuentra el Sol respecto de la superficie terrestre, menor es el camino que recorre la radiación solar hasta llegar a ésta. Se define la “masa de aire ” (AM) como el intervalo del cociente entre el recorrido óptico de un rayo solar para una altura solar α y el correspondiente a la normal, es decir:

(1.17)

Evidentemente, AM es mínimo cuando el Sol se encuentra en el cénit, en este caso AM = 1 (vertical del observador). La radiación solar antes de llegar a la atmósfera terrestre tiene una masa de aire, AM = 0.

z

o

sensen

senAM

θαα cos

1190 ===



Figura 1.18. Valores de AM para d is t in tas pos iciones del sol

En nuestras latitudes nunca se da el caso de AM = 1. Este valor sólo se da en el Ecuador, donde la latitud φ = 0. Por ejemplo, en Madrid, en el mejor de los casos se obtiene un AM = 1,05 el 21 de Junio.

Figura 1.19. Atenuación del espectro so lar en función de la AM a n ivel del mar.

1.2.4. Cálculo de pérdidas por orientación e inclin ación.

Existen dos tipos de pérdidas:

- Pérdidas por orientación (kWh/m2 ó MJ/m2): cantidad de irradiación solar no aprovechada por m2 del sistema captador a consecuencia de no tener la orientación óptima (Sur).



- Pérdidas por inclinación (kWh/m2 ó MJ/m2): cantidad de irradiación solar no aprovechada por m2 del sistema captador a consecuencia de no tener la inclinación óptima, inclinación que depende de las estaciones del año.

La posición óptima de instalación de los captadores es la orientación hacia el Sur geográfico, y la inclinación, dependiendo del periodo que queramos que sea su utilización, como uno de los valores siguientes:

a) demanda constante anual: la latitud geográfica, φ.

b) demanda preferente en invierno: la latitud geográfica + 10 º.

c) demanda preferente en verano: la latitud geográfica – 10 º.

En las aplicaciones fotovoltaicas es muy importante que los rayos solares incidan perpendicularmente sobre el módulo (radiación directa), ya que el efecto fotovoltaico se ve favorecido por ello. Para aplicaciones térmicas no es necesario seguir al Sol, ya que los captadores también trabajan con radiación difusa.

Las pérdidas por estos conceptos se calcularán en función de:

a) Ángulo de inclinación (β): ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. Su valor es 0º para módulos horizontales y 90º para verticales (ver Figura 1.17).

b) Ángulo de azimut (Ψ): ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. Dicho ángulo toma el valor de 0º para paneles orientados al Sur, -90º para paneles orientados al este y +90º para paneles orientados al oeste (ver Figura 1.17).

Figura 1.20. Pérdidas de captación solar de una superf icie en función de la incl inación respecto a la hor izonta l y en función de la or ientación respecto al sur

geográf ico.



1.2.5. Cálculo de sombras y bloqueos

La proyección de sombras sobre una instalación fotovoltaica influye más sobre la producción solar que en las instalaciones solares térmicas, por lo que ya dijimos del aprovechamiento de los captadores térmicos de la radiación difusa. A título orientativo, en una instalación solar térmica con un sombreado del 30% produce una caída de un 30%, mientras que en una fotovoltaica la caída es mucho mayor del 30%, llegando a ser del 80-90% si no se ponen las medidas adecuadas.

Podemos clasificar las sombras en dos tipos:

a) Sombreados temporales : debidos a la caída de hojas, nieve, suciedad, etc.

b) Sombras debidas a la situación : es decir sombras debidas a los alrededores de la instalación, como edificios, árboles, etc.

c) Sombras debidas a la propia instalación : por ejemplo captadores que se dan sombra unos a otros por falta de espacio.

CÁLCULO DE SOMBRAS

La sombra se suele determinar en relación al lugar donde se ubica la instalación, por lo general en el punto medio del captador térmico y en función del contorno de los posibles obstáculos entre el Sol y la instalación. Si la instalación es grande este cálculo debe realizarse para varios puntos de la misma.

El procedimiento consiste en analizar el contorno de los posibles obstáculos entre el Sol y la instalación. Esto se puede hacer con:

- Un analizador de sombras (fotográficamente o a través de una cámara digital y software).

- Un diagrama de las trayectorias solares en una lámina.

- Con un plano de la situación y un diagrama de las trayectorias solares.

Se procede ahora a calcular todas las alturas solares y el azimut de los obstáculos midiendo las distancias y alturas respectivas.

Figura 1.21. Cálculo de sombras producidas por un objeto (árbol ) sobre una ins talación so lar .

GUÍA BÁSICA DE DISEÑO Y MONTAJE DE INSTALACIONES SOLAR

Dirección General de Formación para el Empleo. Junta

Cuando la altura solar sea inferior al ánguloobstáculo (árbol) producirá sombras sobre la instalación de la Figura

Luego se utiliza un diagrama de trayectconocen matemáticamente (Ecuaciones (1.13) y (1.14

Figura 1.22. Diagrama de t rayector ias sola res en un lugar de la T ierra de la t i tud

Como resultado del análisis de sombras se obtiene el contorno de la sombra de los alrededores sobre el diagrama de las trayectorias solares. Hay programas que calculan la disminución de la radiación incidente provocada por las sombras de los alrededores dosolar.

1.2.5.1.Sombras producidas por la propia instalación.

Por la propia disposición de las filas de los módulos en una instalación pueden dar sombras unas a otras. Para una instalación Figura 1.23. el aprovechamiento de una superficie disponible viene dado por f = a / d. La distancia entre módulos es:

siendo α la altura solar y β la inclinación de los captadores es de 2,5 veces la altura del captador (



la altura solar sea inferior al ángulo α calculado por la Ecuación (1.18obstáculo (árbol) producirá sombras sobre la instalación de la Figura (1.21.).

Luego se utiliza un diagrama de trayectorias solares para la latitud dada (ver figura 1.22), que se (Ecuaciones (1.13) y (1.14)) y se proyecta el entorno sobre las mismas.

. D iagrama de t rayector ias sola res en un lugar de la T ierra de la t i tud 39º N.

Como resultado del análisis de sombras se obtiene el contorno de la sombra de los alrededores trayectorias solares. Hay programas que calculan la disminución de la

radiación incidente provocada por las sombras de los alrededores donde se va a situar la instalación

ombras producidas por la propia instalación.

Por la propia disposición de las filas de los módulos en una instalación solar térmicapueden dar sombras unas a otras. Para una instalación orientada al Sur tal como se muestra en la

. el aprovechamiento de una superficie disponible viene dado por f = a / d. La distancia

la inclinación de los captadores. En España, la distancia mínima entre captadores es de 2,5 veces la altura del captador ( d1= 2,5 h).

α

αβsen

senad

)180( −−=

d

h

d

hh ∆=−= −112 tan;tan αα

de Extremadura.

(1.18)

calculado por la Ecuación (1.18) entonces el

(ver figura 1.22), que se )) y se proyecta el entorno sobre las mismas.

. D iagrama de t rayector ias sola res en un lugar de la T ierra de la t i tud φφφφ =

Como resultado del análisis de sombras se obtiene el contorno de la sombra de los alrededores trayectorias solares. Hay programas que calculan la disminución de la

nde se va a situar la instalación

solar térmica, éstas se ur tal como se muestra en la

. el aprovechamiento de una superficie disponible viene dado por f = a / d. La distancia

(1.19)

En España, la distancia mínima entre



Figura 1.23. Dis tancia entre f i las para evi tar sombras en una ins talación f i ja .

1.2.6. Transformación energética de la radiación so lar.

Casi el 30% de la radiación que llega a la Tierra se devuelve al espacio por reflexión . Un 47% se convierte en calor , al ser absorbida por la atmósfera, el suelo y los mares. Un 23% se invierte en la evaporación del agua de los océanos, lagos y ríos, así como en el ciclo hidrológico completo. El 0,2% es responsable de los movimientos de circulación atmosférica y oceánica , y solamente el 0,02% se utiliza en la producción de la materia viviente (biomasa) al ser capturada por las hojas verdes de las plantas para realizar la fotosíntesis .

Fotosíntesis.- Globalmente, la reacción fotoquímica que tiene lugar en las hojas de las plantas (mediando la clorofila) es:

(1.20)

Así pues, el CO2 con el agua capturada por las raíces y la luz solar se recombinan para dar un hidrato de carbono y oxígeno. Este hidrato de carbono puede considerarse como un almacén de energía solar. Los animales, al alimentarse de las plantas, utilizan la energía en ellas acumulada, mediante procesos metabólicos.

El Clima.- La energía solar es también la responsable de los cambios, algunos de carácter periódico, que condicionan los valores de las variables atmosféricas (presión, temperatura, humedad relativa del aire, etc.). Así calienta en mayor medida la Tierra en las zonas ecuatoriales, provocándose diferencias de temperatura del aire en diferentes zonas, por tanto, diferencias de presión . Estas diferencias de presión son las que mueven las masas de aire (vientos).

La radiación solar también evapora el agua de los océanos formando las nubes . Los vientos las trasladan a grandes distancias, hasta que precipitan en forma de lluvia o nieve. Si estas precipitaciones caen en tierra firme, éste agua se puede almacenar en embalses (energía hidráulica).

Otros factores influyen en la climatología de las distintas zonas del globo: zonas con extensa vegetación, cadenas montañosas y el propio hombre, produciéndose microclimas.

6 CO2 + 6 H2O+ luz solar → C6H12O6 + 6 O2



PROCESOS TECNOLÓGICOS

Los procesos tecnológicos de transformación de la energía solar se pueden dividir en:

- Procesos Directos : Cuando la conversión de la energía solar se realiza en una sola etapa, en un único proceso. Por ejemplo, calentamiento directo de un cuerpo, conversión de la luz solar en electricidad (efecto fotovoltaico), etc.

- Procesos indirectos: Cuando la energía solar puede producir energía útil a través de procesos intermedios. Por ejemplo, el viento, la energía hidráulica, de las olas, la energía termosolar, etc.

- Procesos térmicos directos.- Cuando la radiación solar incide sobre la superficie de cualquier cuerpo, hace que éste se caliente. La cantidad de energía absorbida por el cuerpo depende de la irradiancia incidente y de la capacidad de absorción del material, absortancia , α.

En general, la interacción de la radiación solar con la materia , depende de las siguientes propiedades de los materiales:

a) De la absortancia , α, como ya se ha dicho, la absortancia de un material es el tanto por uno de la energía solar que llega a su superficie y que es absorbida por el mismo.

b) De la reflectancia de la superficie, ρ. La reflectancia de una superficie es el tanto por uno de la energía solar que llega a la misma y es reflejada por ella.

c) De la transmitancia del material, τ. La transmitancia de un material es el tanto por uno de la eergía solar que llega al mismo y es trasmitida por él.

d) De la emisividad del material, ε, que es el tanto por 1 de la energía emitida por un cuerpo y la correspondiente a un cuerpo negro.

La relación entre las distintas propiedades es:

(1.21)

Los cuerpos blancos reflejan la mayor parte de la radiación que llega sobre ellos, mientras que los cuerpos oscuros o negros tienen una reflectancia muy pequeña, calentándose apreciablemente. Si además, esta superficie oscura tiene una absortancia elevada, ésta es una excelente candidata para ser utilizada como superficie absorbedora en un captador solar .

La eficiencia de un captador solar puede optimizarse mediante diversas técnicas basadas en efectos físicos, entre los que destaca el efecto invernadero , que realizan de forma natural los vidrios . Los vidrios son sustancias que son transparentes a la radiación solar, pero opacos al calor (radiación infrarroja) que se desprende en la superficie de captación, impidiendo su fuga al exterior.

Otros sistemas utilizan la concentración de los rayos solares mediante espejos curvos o lentes para elevar considerablemente la intensidad de la radiación incidente sobre la superficie absorbedora. Destacan los espejos cilindro-parabólicos (plantas termosolares), discos parabólicos (motor Stirling), heliostatos (espejos que siguen al sol en todo momento y concentran la radiación en un punto (receptor central) en las llamadas torres de potencia), lentes de Fresnel, etc.

α + τ + ρ = 1



Figura 1.24

Figura 1.25. Solar térmica de media y al ta temperatura



Figura 1.24. Torre de potencia.

. Solar térmica de media y al ta temperatura

de Extremadura.

. Solar térmica de media y al ta temperatura



1.2.7. Esquema de aprovechamiento solar

Figura 1.26.Esquema de aprovechamiento de la radiación so lar La Figura 1.26 representa un esquema de aprovechamiento de la radiación solar. En ella se contempla cómo la energía solar puede convertirse directamente en energía eléctrica a través del efecto fotovoltaico. Del mismo modo, cualquier cuerpo expuesto al Sol se calienta al recibir la radiación procedente del mismo. Las demás transformaciones de la energía procedente del Sol ya no se dan de forma directa. Así, la energía cinética del aire en movimiento viene provocado por las diferencias de presión atmosférica entre los diferentes lugares de la Tierra. Diferencias de presión producidas, a su vez, por el diferente calentamiento solar de las diversas zonas de la superficie terrestre. La energía hidráulica se puede considerar como un almacenamiento de energía potencial gravitatoria, una vez se ha represado el agua de lluvia que cae sobre la tierra firme. Como es conocido, el agua de las nubes es evaporada por la acción del Sol. En este caso, además, esta energía potencial hidráulica hay que convertirla en energía cinética del agua y dirigirla sobre los álabes de una turbina (energía mecánica) conectada a un generador, para, finalmente, obtener electricidad (energía útil). La energía solar concentrada mediante instrumentos ópticos (termosolar) produce el calentamiento de un aceite orgánico, que, mediante un intercambiador de calor, calienta agua, produciéndose vapor de agua. Este vapor se inyecta contra los álabes de una turbina de vapor, provocando un movimiento de rotación (energía mecánica). El eje de rotación está conectado a un generador que produce electricidad como resultado final. El Sol también calienta de forma directa la superficie de los mares y océanos aumentando su temperatura, mientras, las profundidades marinas permanecen frías. Esta diferencia de temperatura puede aprovecharse para hacer funcionar una máquina cíclica térmica y producir trabajo mecánico



que accione un generador y obtener, una vez más, electricidad. A esta tecnología e le conoce como energía térmica de los océanos. Finalmente, a través de la fotosíntesis, la energía del Sol se puede almacenar en las plantas (biomasa). Esta biomasa puede quemarse y producir calor que, a su vez, puede utilizarse como foco térmico para calentar un fluido que realice un ciclo termodinámico, valiéndose del ambiente como foco frío. La máquina térmica así acoplada realiza trabajo mecánico que puede servir para mover un generador eléctrico. Otro tipo de biomasa es la de tipo residual. En este caso, y por acción de bacterias, el proceso de putrefacción de la materia genera biogás (mezcla de metano y CO2). Este proceso dura años, pero si se controla adecuadamente puede durar días y así se puede aprovechar eficientemente el biogás producido, utilizándolo, por ejemplo, como combustible con el que opere una máquina térmica cíclica que mueva (trabajo mecánico) a un generador eléctrico. La biomasa para usos energéticos puede cultivarse, son los denominados cultivos energéticos. Aquí puede utilizarse para estos fines desde madera, hasta paja de cereales, aceites vegetales, etc. Una alternativa que recientemente está recibiendo mucha atención son los cultivos de microalgas, las cuales, además de captar CO2 atmosférico y desprender O2, ya que realizan la fotosíntesis, puede extraerse de ellas aceite que puede usarse como biodiesel, con la ventaja que no contiene azufre, no es tóxico y es muy biodegradable. Otra opción es el cultivo de microalgas para la producción de hidrógeno mediante la biofotólisis , que cosiste en la descomposición biológica del agua en hidrógeno y oxígeno. El hidrógeno así producido puede utilizarse en una pila de combustible y generar electricidad.

1.2.8. La problemática del almacenamiento.

Como se ha visto, la disponibilidad de la energía procedente del Sol depende del clima local, y, por tanto, es impredecible a tiempos medios. La radiación solar que incida sobre los módulos fotovoltaicos o sobre los captadores térmicos en un día futuro no se conoce con precisión. A lo sumo, conocemos los valores medios en base a lo que ha pasado en 5, 10, 25, 50 … años anteriores (clima), pero no los valores precisos de la radiación solar referidos a un día concreto en un lugar determinado.

No es posible diseñar una instalación térmica que garantice que en un día determinado vaya a producir una cantidad de calor concreta. Como mucho, se podrá diseñar para que, en valores medios, las instalaciones produzcan una cantidad de energía media en el mismo intervalo de tiempo.

En situaciones aisladas, al usuario hay que explicarle que su futura instalación es flexible ; es decir, produce más energía los días de mayor radiación (días despejados) y menos energía cuando los días son nublados. Sus posibilidades de consumo van a depender de una materia prima variable .

También, el consumo de energía es variable . El usuario, en general, no podrá saber con exactitud la energía que va a necesitar un día determinado.

¿Significa eso que no se puede diseñar una instalación que garantice el 100% del suministro de energía en un lugar determinado?. No, se puede hacer, pero sobredimensionando dicha instalación lo que implica que la encarecemos.

Para disponer de la energía útil (calor y/o electricidad) a partir de la radiación solar, (y, en general, a partir cualquier energía renovable ), donde queramos y cuando queramos, es necesario almacenar dicha energía útil obtenida a partir de la radiación solar.

1.2.8.1. Sistemas de almacenamiento.

Los sistemas de almacenamiento de calor de origen solar se denominan acumuladores. En una instalación solar el acumulador se encarga de almacenar la energía generada por los captadores solares. Al existir frecuentes desfases temporales entre los periodos de radiación solar y los



periodos de consumo de energía térmica, la utilización de acumuladores resulta imprescindible en las instalaciones solares térmicas. Los requisitos necesarios de un buen acumulador son:

• Elevada capacidad térmica del medio de almacenamiento (agua, en general). • Adecuada estratificación de temperaturas. • Alta resistencia dentro de los rangos de presión y temperatura de trabajo. • Buen aislamiento térmico. • Correcto posicionamiento de las tuberías de conexión. • Larga durabilidad. • Bajo coste. • Adecuadas propiedades medioambientales.

Otra forma de almacenar la energía solar térmica es mediante acumuladores de cambio de fase , lo que permite reducir en gran medida los volúmenes de acumulación, mantenimiento o incluso incrementando la capacidad de almacenamiento.

Se trata de aprovechar el calor latente que se desprende o absorbe (según sea el sentido del cambio) cuando una sustancia cambia de fase a una determinada temperatura y presión. Los procesos que se dan en uno o en otro sentido son: fusión – solidificación, vaporización – licuefacción (o condensación), sublimación sólido – vapor, sublimación vapor – sólido.

Otra tecnología de acumulación de energía solar de alta temperatura es la descomposición térmica del agua en hidrógeno y oxígeno a temperaturas del orden de los miles de grados (2.000 ºC). El hidrógeno así obtenido puede utilizarse en una pila de combustible y producir electricidad.

1.2.9. Rendimiento de los sistemas solares.

Como en todos los procesos de transformación de Energía Primaria en Energía final, los rendimientos de los mismos no son nunca del 100% (Segundo Principio de la Termodinámica en su versión general).

El rendimiento de un captador solar térmico se define como el cociente entre la energía térmica útil o extraída por el fluido de trabajo (en general, agua), Eu, y el producto del área de apertura del captador, A, por la irradiación solar que incide sobre el mismo, H, durante un intervalo de tiempo. Su valor depende de las pérdidas ópticas y térmicas del captador. Por unidad de tiempo (potencia), se tiene:

(1.22)

Donde ahora I significa la irradiancia (potencia solar)

η = Eu / (I A)

En el caso de la tecnología termosolar, la acumulación de calor se hace mediante sales fundidas. El fluido de trabajo suele ser una mezcla de sales. Por ejemplo, la central solar Andasol – 1 trabaja con una mezcla del 60% de Nitrato Sódico (NaNO 3) y del 40% de Nitrato Potásico (KNO 3). 28.500 toneladas de esta mezcla almacenan 1.010 kWh térmicos. .

SABÍAS QUE …



Las pérdidas ópticas representan la fracción de la irradiancia solar no absorbida en la placa absorbedora del captador. Dependen de la transmitancia, τ, de la cubierta (vidrio) del captador y de las propiedades absorbentes (absortancia), α, de la superficie absorbedora del captador. El rendimiento óptico o ganancia óptica se define como :

(1.23)

Las pérdidas térmicas dependen de la diferencia de temperaturas entre la placa absorbedora (absorbedor) y el ambiente, de la irradiancia incidente y de la conductividad térmica de los materiales que constituyen el captador. Este último factor se encuentra considerado dentro del coeficiente global de pérdidas térmicas, k, expresado en W/( m2 K).

(1.24)

Cuando la temperatura de trabajo aumenta, también hay que tener en cuenta las pérdidas térmicas por radiación ( R = ε σ ( T absorbedor – T amb)

4), siendo, ε, la emisividad de la placa absorbedora. La Figura 1.27. representa la Ecuación (1.24.) para diferentes valores de la irradiación solar.

Figura 1.27. Rendimientos de un captador térmico en función de la di ferencia de temperatura del absorbedor y el ambiente y para di ferente i r rad iación solar .

El rendimiento global de la instalación solar térmica dependerá además de las pérdidas en el sistema de acumulación, tuberías, intercambiadores de calor, etc., que también habrá que contabilizar, siendo el captador el elemento que más influye en dicho rendimiento global.

ηηηη =ηηηηo – k ⋅⋅⋅⋅(∆∆∆∆T/I)

ηηηηo = ττττ⋅⋅⋅⋅αααα



Resumen del módulo I En este módulo se han presentado los fundamentos físicos de la radiación solar y su aprovechamiento térmico. Se comienza haciendo un recordatorio de las magnitudes físicas más importantes y que después se usan en el desarrollo del módulo. Así se definen magnitudes tales como la energía, potencia, trabajo mecánico, energía interna, calor, temperatura, radiación solar, etc. y sus correspondientes unidades en el Sistema Internacional de Unidades (SIU). Se muestra que todo cuerpo (incluido el Sol) irradia energía electromagnética, siendo esta energía irradiada proporcional a la temperatura absoluta del cuerpo. La radiación electromagnética proveniente del Sol se reparte según las diferentes longitudes de onda (espectro). Básicamente la radiación solar se descompone en luz y calor (zona del espectro de grandes longitudes de onda). En este módulo se trata sobre el aprovechamiento de ese calor solar para obtener agua caliente sanitaria (ACS) o simplemente para almacenarlo. El aprovechamiento de la energía solar térmica de manera eficiente (evitar sombras, utilizar, captadores de máximo rendimiento, etc.) constituye el final de este módulo.



REPLANTEO DE LA INSTALACIÓN



El objetivo del módulo está dirigido a la selección del emplazamiento de los componentes de la instalación y organizar el trabajo.

2.REPLANTEO DE LA INSTALACIÓN

2.1.Interpretación de planos de instalaciones de ed ificios

La palabra “gráfico” significa “referente a la expresión de ideas por medio de líneas o marcas impresas en una superficie”. Entonces, un dibujo (plano) es una representación gráfica de algo real. El dibujo, por tanto, es un lenguaje gráfico porque usa figuras para comunicar pensamientos e ideas.

Como un dibujo es un conjunto de instrucciones que tiene que cumplir el operario, debe ser claro, correcto, exacto y completo. Los campos especializados son tan distintos como las ramas de la industria. Algunas de las áreas principales del dibujo son: Mecánico, arquitectónico, estructural y eléctrico.

El término “dibujo técnico” se aplica a cualquier dibujo que se utilice para expresar ideas técnicas. A continuación veremos los diferentes tipos de planos que podemos encontrar y que nos definirán una instalación solar térmica:

Plano General o de conjunto: presenta una visión general la instalación a ejecutar, de forma que se puede ver la situación de las distintas piezas que la componen, con la relación y las concordancias existentes entre ellas. La función principal del plano de conjunto consiste en hacer posible el montaje. Esto implica que debe primar la visión de la situación de las distintas partes, sobre la representación del detalle. A la hora de realizar el plano de conjunto, se deben tener en cuenta todas las cuestiones relativas de la normalización: formato de dibujo, grosores de línea, escalas, disposición de vistas, cortes y secciones, etc.

Plano de montaje: explicará la forma en que se deben realizar las conexiones, uniones, etc., entre los diferentes elementos que compongan la instalación.

Plano de perspectiva: detallará las medidas de los diferentes elementos, así como distancias entre las diferentes partes de la instalación, diámetros de las conducciones, etc.

Para tener completamente identificada la instalación hay que incluir, en el plano de conjunto, una lista con los elementos que lo componen. A continuación se expone un listado (no exhaustivo) de símbolos correspondientes a diferentes piezas, máquinas, etc. que se pueden encontrar en una instalación solar térmica.

Tabla 2.1 S imbología en insta laciones solares térmicas Símbolo Significado

ALJIBE DE RESERVA

BOMBA

CODO CON VUELTA HACIA ARRIBA

CODO CON VUELTA HACIA ABAJO

COLECTOR

Símbolo Significado

COLLARIN DE TOMA

CONTADOR GENERAL

CONTADOR DIVISIONARIO



DEPOSITO ACUMULADOR

DEPOSITO DE PRESION

DISPOSITIVO ANTIARIETE

DILATADOR EN LINEA

DESAGUE EN ARQUETA O ARMARIO

FILTRO

FLUXOR

GRIFO DE AGUA FRIA

GRIFO DE AGUA CALIENTE

PURGADOR

TERMOMETRO

LLAVE DE TOMA EN CARGA

LLAVE DE COMPUERTA


LLAVE DE BOLA O DE ACCIONAMIENTO RAPIDO

LLAVE DE PASO CON DESAGUA O GRIFO DE VACIADO

LLAVE DE AISENTO DE PASO RECTO

LLAVE DE ASIENTO DE PASO INCLINADO

LLAVE DE PASO CON GRIFO DE VACIADO Y DISPOSITIVO ANTIRETORNO

VASO DE EXPANSION

MANOMETRO

MANOMETRO Y PRESOSTATO

PRESOSTATO

VALVULA REGULADORA DE CAUDAL

VALVULA ANTIRETORNO

VALVULA DE 2 VIAS MOTORIZADA



VALVULA DE 3 VIAS MOTORIZADA


VALVULA LIMITADORA DE PRESION

PURGADOR

VALVULA DE VENTOSA

SONDA DIFERENCIAL

TERMICO DIFERENCIAL

INTERCAMBIADOR

Ejemplos de montaje.

Los sistemas de energía solar térmica utilizan los rayos solares para obtener agua caliente. Los captadores concentran y calor del Sol transmitiéndolo a un fluido que queremos calentar. Este fluido puede ser bien el agua potable de la casa, bien el sistema hidráulico de calefacción de la vivienda, bien agua de una piscina que queremos climatizar, etc.

Una clasificación de las instalaciones en función del camino del agua de consumo es:

• Instalaciones de circuito abierto , donde el agua de consumo pasa directamente por los captadores solares. Este sistema reduce costos y es más eficiente (energéticamente hablando), pero presenta problemas en zonas con temperaturas por debajo del punto de congelación del agua, así como en zonas con alta concentración de sales que acaban obstruyendo los paneles. Los inconvenientes son la dificultad para emplear materiales que no contaminen el agua, el riesgo de vaporización y congelación, el funcionamiento a la presión de la red con peligro en los captadores, el no poder emplear anticongelante, el mayor riesgo de corrosión (aire en el agua), las posibles incrustaciones calcáreas. También están sometidos más restricciones legales.

• Instalaciones de circuito cerrado , donde el agua de consumo no pasa directamente por los captadores solares. Este sistema es el más común. Se utiliza un líquido anticongelante que atraviesa los tubos dentro de los colectores y se calienta por la acción de la radiación solar. El líquido caliente atraviesa el circuito hidráulico primario hasta llegar al acumulador, en el interior del cual se produce un intercambio de calor entre el circuito primario y el secundario, es decir, entre el líquido anticongelante calentado en las placas solares y el agua que vamos a usar nosotros. En caso de que el agua contenida en el acumulador no alcance la temperatura de uso deseada, entra en funcionamiento automáticamente el sistema auxiliar - caldera o resistencia eléctrica - que se encarga de generar el calor complementario. Todo el proceso es automático y vigilado por el sistema de control.

Los sistemas también pueden clasificarse en función del tipo de circulación del fluido. Así, la circulación del fluido se consigue por:

• Circulación natural, es el caso de un sistema termosifónico. En este caso el depósito debe colocarse en un nivel superior a los colectores para permitir la convección por diferencia de temperatura. Para facilitar el movimiento del agua tiene que haber una diferencia suficiente de temperatura entre el colector y el acumulador y una altura entre el acumulador y los colectores mayor de 30 centímetros. Para evitar el riesgo de temperaturas elevadas en el depósito este se diseña con volúmenes mayores de 70 l/m2 de colector. Los factores positivos de este sistema



son de carácter económico y de simplicidad de instalación, porque los equipos termosifónicos no consumen energía eléctrica, ya que funcionan sin bomba. Esta característica ayuda a disminuir el consumo energético de la vivienda y convierte a los equipos en autónomos que siguen funcionando aunque el sistema eléctrico falle. El hecho de ser autónomo hace muy atractiva su aplicación en aquellos lugares remotos donde no llega la red eléctrica. Los factores negativos son de carácter estético y de resistencia del tejado, porque el depósito tiene que estar encima de los paneles. La circulación natural reduce también el rendimiento del sistema solar.

• Circulación forzada , es el caso de un sistema con bomba de circulación. Esta instalación evita los problemas de los sistemas de circulación natural. Como inconvenientes se encuentran las necesidades de energía eléctrica y de regulación y control de la circulación. Cuando el intercambiador está a una altura inferior a los captadores, la bomba es imprescindible. Hay que incluir además una válvula antirretorno con el objetivo de evitar pérdidas en el acumulador por el efecto termosifónico nocturno. Los factores positivos de este sistema son de carácter estético y de rendimiento del sistema. Es posible colocar el acumulador en el interior de la vivienda, y entonces el tejado no tiene que soportar el peso del acumulador (que puede ser de hasta 300 - 500 Kg.). La circulación forzada ofrece un rendimiento superior al de un sistema de circulación natural, porque el fluido anticongelante circula de manera más rápida que el agua. Los factores negativos son de carácter económico y de gestión del sistema: la inversión inicial es más alta y también el sistema utiliza energía para el funcionamiento de la bomba. Sin embargo, este uso de energía va a ser compensado por una mayor producción de agua caliente en comparación con el sistema precedente.

Además, hay que tener en cuenta diferentes configuraciones en edificios, viviendas, teniendo en cuenta las sistemas de apoyo, la existencia de acumulación o distribución distribuida o centralizada, etc. A continuación se muestran algunos esquemas habituales, de instalaciones solares térmicas donde se puede ver la distinta simbología utilizada.

Figura 2.1 : P roducción de ACS y calefacción en Vivienda Uni famil iar .

El esquema correspondiente a la Figura 2.1 muestra una instalación individual en una vivienda unifamiliar, en la cual se ha instalado un depósito intercambiador con doble serpentín, como apoyo se utiliza la caldera de calefacción. En la salida de agua caliente a consumo se deberá colocar una válvula termostática para prevenir posibles accidentes debidos a la posibilidad de que las temperaturas proporcionadas por los paneles sean altas.



Figura 2.2 : Ins ta lación central izada en edi f ic io de viv iendas con apoyo individual .

En la figura 2.2 se muestra una instalación individual de producción de ACS dentro de un edificio de viviendas; suponiendo que los acumuladores de cada usuario, se sitúan en la cubierta del edificio; es preciso comunicar cada instalación interior de agua con el depósito central.

Como apoyo se utilizan las calderas individuales, en ese caso debe consultarse, con el fabricante de las mismas, las temperaturas máximas que soportan en la entrada de agua fría, y si la misma es baja, deberá realizarse una derivación con una válvula de tres vías que envíe el agua caliente directamente a consumo cuando la temperatura proveniente del depósito sea alta; esta precaución deberá ser adoptada en cualquier solución que utilice como apoyo calderas mixtas en serie con los depósitos.

Será necesaria la instalación de contadores de agua caliente en cada vivienda. Nos podemos encontrar problemas de legionella

Figura 2.3 : Captadores colectivos – ACS indiv idual con acumuladores en cada

viv ienda.

En la figura 2.3 se muestra una instalación con todos los captadores colocados de manera colectiva y desde los mismos se atienden a los acumuladores individuales situados en las viviendas ; para su regulación no se pueden emplear los termostatos diferenciales habituales, siendo preciso programar el funcionamiento de la bomba a partir de una determinada temperatura del agua en los captadores.

Cada instalación individual dispondrá de una válvula de regulación que permita el paso del agua de los paneles cuando las temperaturas del agua acumulada sean bajas; ello hace aconsejable el uso de bombas de caudal variable que se adapte continuamente a las diferentes condiciones de uso, también se deberá instalar una válvula diferencial (VPD) que permita la circulación del agua aun cuando todos los usuarios tengan sus válvulas de aporte cerradas.



Esta solución presenta el inconveniente del reparto de gastos, ya que para controlar la aportación solar a cada usuario son preciso contadores de calorías, lo que encarece la instalación. Como ventaja respecto a la individual, puede obtenerse mayor aprovechamiento solar, por darse consumos más uniformes con usuarios colectivos que con usuarios individuales.

Figura 2.4 : Edi f ic ios de viv iendas con acumulación central izada y apoyo ind ividual

mediante in tercambiadores de ca lor .

En edificios de viviendas con calderas individuales de calefacción, pueden integrarse sistemas centrales para calentamiento de ACS con energía solar instalando depósitos comunitarios e intercambiadores individuales tal y como se refleja en la figura 2.4.

Esta solución lleva a un consumo individualizado de la energía auxiliar. Además, mediante el intercambiador centralizado y separado del consumo por los intercambiadores se evita el peligro de la legionella así como el de la corrosión en el depósito, requiriendo menores gastos de mantenimiento. Por el contrario, las pérdidas de carga serán superiores debido los intercambiadores.

Figura 2.5 Edi f ic io de v iv iendas con acumulación central izada y con calefacción

central .

En la figura 2.5 se muestra una integración de una instalación para calentamiento del ACS con paneles solares en una instalación centralizada de calefacción y ACS; el apoyo se realizaría directamente sobre los acumuladores de la instalación centralizada. En este caso, los consumos de



energía auxiliar y de agua de red son colectivos, siendo necesaria la instalación de contadores individuales.

Figura 2.6 : Calentamiento de Piscina mediante captadores solares

Aquí ponemos un sencillo esquema (Figura 2.6) de una instalación solar para calentamiento de piscina integrado en el sistema de depuración de agua, para piscinas privadas. Se trata quizás de la aplicación térmica domestica más adecuada para la energía Solar, debido a que las temperaturas de uso son moderadas (25 ºC) lo que proporciona mayores rendimientos.

Para piscinas cubiertas los paneles se integran en el sistema general, no precisando depósitos de acumulación ya que el vaso de la piscina cumple sobradamente esta misión.

Un aspecto que puede fomentar la implantación de este tipo de instalaciones es que el RITE no permite el calentamiento de piscinas descubiertas con energías convencionales.



2.2. Reglamento y normativas técnicas y de segurida d de instalaciones en edificios.

2.2.1. Relación de normativa

Normativa que afecta directamente a las instalaciones térmicas en los edificios (relacionada por rango y fecha).

Ley 38/1999, de 05-11-1999, de ordenación de la edificación.

Real Decreto 314/2006, de 17-03-2006, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación (CTE).

Real Decreto 865/2003 de 04-07-2003 por el que se establecen los criterios higiénico-sanitarios para la prevención y control de la legionelosis.

Real Decreto 1027/2007, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios. (RITE).

Real Decreto 1627/1997, de 24-10-1997, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción.

Real Decreto 275/1995, de 24 de febrero, por el que se establecen las disposiciones de aplicación de la Directiva del Consejo de las Comunidades Europeas 92/42/CEE, relativas a los requisitos de rendimiento para las calderas nuevas de agua caliente alimentadas con combustibles líquidos o gaseosos, modificada por la Directiva 93/68/CEE del Consejo.

Real Decreto 1627/1997, de 24-10, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción.

Orden ITC/71/2007, de 22-01-2007, por la que se modifica el anexo de la Orden 28-07-1980, por la que se aprueban las normas e instrucciones técnicas complementarias para la homologación de paneles solares.

Orden de 21 de junio de 2000 por la que se modifica el anexo de la Orden de 10 de febrero de 1983 sobre normas técnicas de los tipos de radiadores y convectores de calefacción por medio de fluidos y su homologación por el Ministerio de Industria y Energía.

Orden de 10 de febrero de 1983, sobre normas técnicas de los tipos de radiadores y convectores, de calefacción por medio de fluidos y su homologación por el Ministerio de Industria y Energía.

Orden 09-04-1981 por la que se especifican las exigencias técnicas que deben cumplir los sistemas solares para agua caliente y climatización, a efectos de la concesión de subvenciones a sus propietarios, en desarrollo del artículo 13 de la Ley 82/1980, de 30-12, sobre conservación de la energía.

Normativa relacionada con instalaciones conexas a las instalaciones témicas en los edificios (Relacionadas por rango y fecha)



Real Decreto 661/2007, de 25-05-2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Corr.err. Real Decreto 661/2007, de 25-05-2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Es destacable el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios, cuya entrada en vigor se produce con fecha de 29 de febrero de 2008 y que establece las condiciones que deben cumplir las instalaciones destinadas a atender la demanda de bienestar térmico e higiene a través de las instalaciones de calefacción, climatización y agua caliente sanitaria, para conseguir un uso racional de la energía. Se establecen, entre sus exigencias, una mayor utilización de las energías renovables disponibles, especialmente la energía solar y la biomasa.

Por su importancia, y relación con el tema de esta guía, se explican brevemente las Instrucciones Técnicas ITE 10.1 y 10.2 del Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE) para la producción de ACS mediante sistemas solares, así como la climatización de piscinas.

ITE 10.1 Producción de ACS mediante sistemas solare s activos

Mediante el uso de captadores solares planos de baja temperatura, en esta instrucción se explica, técnicamente, su utilización para la producción de agua caliente sanitaria. A continuación vemos los puntos más destacables:

En primer lugar se describe la instalación y sus principales componentes, para posteriormente indicar los criterios generales de diseño y cálculo, disposición de los captadores solares, montaje, orientación e inclinación recomendadas, etc. Se indica la relación existente entre el área de los captadores y el consumo medio durante los meses de mayor demanda, el volumen de acumulación y el caudal del fluido entre otras.

Además, se hace mención sobre las características que debe tener el fluido caloportador dependiendo de la climatología de la zona en la cual se encuentra la instalación y las características del agua de alimentación. Así mismos, se explica el funcionamiento que debe tener el sistema de control de la instalación.

ITE 10.2 Acondicionamiento de piscinas

Esta instrucción trata sobre la prohibición existente para la utilización de energía eléctrica que tenga como origen fuentes convencionales, para el calentamiento de piscinas descubiertas, así como la utilización de otras fuentes con este fin.

Además, se indica, dependiendo del uso de la piscina, la temperatura que debe tener el agua, así como las condiciones ambientales que debe cumplir el local dónde se encuentra ubicada.

2.3.Orientación e inclinación óptima anual, estacio nal y diaria.

Los captadores solares deben estar situados de manera que a lo largo del período de utilización la instalación aproveche la radiación incidente día a día el máximo posible.

A una instalación solar no es posible asignarle un rendimiento determinado y fijo para todo el año.

En invierno, los captadores funcionan a baja temperatura, capturando una parte considerable de la energía incidente. Por el contrario, en verano, trabajando a una temperatura netamente superior, los rendimientos diarios no pasan del 40%. Ahora bien, el porcentaje más débil captado en verano es



claramente superior al porcentaje captado en invierno, aún cuando este último lo sea con un rendimiento más alto.

En términos de balance anual, podríamos referirnos a un rendimiento promedio en el que se considerasen los distintos rendimientos mensuales, así como la energía, a veces excedente, en verano y que no se aprovecha.

Para una instalación solar bien calculada y construida, y en relación con las necesidades, el rendimiento anual promedio está próximo al 45 %.

En una cubierta plana, sin sombras ni limitaciones de tipo estético o arquitectónico, se podría adoptar la inclinación y orientación ideal, al igual que en instalaciones sobre el suelo. Otra posibilidad es la integración de los captadores en marquesinas, pérgolas, etc., de esta manera podríamos generar energía además de aprovechar para producir sombra. Sin embargo, lo más habitual será encontrarnos con edificaciones en las cuales, como en el caso de los tejados a dos aguas, los criterios de integración arquitectónica no van a permitir mantener la orientación e inclinación ideal de los captadores, y por tanto, las pérdidas deberían compensarse incrementando la superficie de captadores. Debemos tener en cuenta que desviaciones de orientación e inclinación superiores a las especificadas no van a suponer variaciones de rendimiento demasiado grandes. En el caso de los colectores de vacío estas pérdidas son aún menores, pudiendo colocarse incluso completamente horizontales o verticales. Finalmente, debemos asegurarnos que la cubierta o soporte será capaz de sostener el peso de los captadores y el depósito de acumulación en el caso de los sistemas integrales.

2.3.1. Orientación del Captador Siempre que sea posible, los captadores se orientarán hacia el Sur geográfico, no hacia el Sur magnético (definido mediante una brújula). Una forma de localizarlo será observando, por ejemplo, la dirección de la sombra que proyecta una varilla vertical a las doce horas o mediodía solar. Debemos considerar en la práctica, que desviaciones de hasta un 15% hacia el SE o SW, con respecto a la orientación Sur preferente, no afectan al rendimiento ni a la energía térmica útil aportada por el equipo solar.

2.3.2. Inclinación del Captador Solar Otro factor fundamental en la eficacia de la instalación solar además de la orientación, es el ángulo de inclinación que forman los captadores con el plano horizontal. Éstos deberían estar inclinados de modo que los rayos del Sol incidan perpendicularmente en su superficie al mediodía solar. Esto solamente sería posible mediante el uso de seguidores solares, en la práctica, y dado que la ganancia no sería tan importante debemos adoptar los siguientes criterios dependiendo del uso de nuestra instalación solar: • Utilización a lo largo de todo el año para la producción de agua caliente sanitaria: ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica. • Empleo preferente durante el invierno para proporcionar calefacción: ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica + 10º. • Uso preferente durante el periodo de verano, calentamiento de agua de piscinas descubiertas: ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica - 10º. • Variaciones de ± 10º con respecto al ángulo de inclinación óptimo prácticamente no afectan al rendimiento y a la energía térmica útil aportada por el equipo solar.

Es importante tener en cuenta que la inclinación de los captadores no debe ser inferior a 30° ya que se perdería el carácter autolimpiable de l vidrio con la lluvia.



2.4.Resistencia de anclajes, soportes y paneles.

Los distintos captadores solares irán ubicados habitualmente sobre la cubierta del edificio. Hay que tener un especial cuidado con la estructura y la fijación de la misma, tanto con el captador, como la superficie que lo sustente, ya que deben soportar las condiciones climáticas y de viento que se puedan dar durante la vida útil de la instalación. El montaje se realiza mediante sistemas de anclaje y soporte que proporcionen la inclinación adecuada para los captadores. Hay diferentes tipos de estructuras. Los fabricantes venden el captador, con su estructura, depósitos, etc., aunque siempre se podrá diseñar una estructura propia.

A continuación se describen algunas especificaciones que debe cumplir la estructura de un sistema:

• No es aconsejable traspasar con el anclaje la cubierta del edificio, ya que puede dar lugar a filtraciones de agua. lo ideal es construir muretes de hormigón armado que garanticen la total sujeción, aún en el caso de viento muy fuerte.

• Es recomendable que se trabaje con estructuras y sistemas de fijación del mismo fabricante que los captadores solares. Estos, además, deberán cumplir con las siguientes características:

1. El conjunto estructural debe ser capaz de soportar esfuerzos mecánicos de 2 kN, que equivalen a una masa de 200 Kg.

2. La sujeción de los captadores a la estructura deberá contar con materiales idóneos. La tornillería debe ser de acero inoxidable o cualquier otro material resistente a la corrosión.

Figura 2.7 : Detal le de torni l le r ía

3. La estructura estará fabricada con un material resistente a las condiciones exteriores, sin que requieran ningún tipo de mantenimiento exterior. Es muy importante tener en cuenta la protección de la estructura frente a la corrosión. En zonas de interior puede bastar un tratamiento con pintura de minio y posteriormente con pintura de acabado. En zonas cercanas a la costa hay que acudir a un galvanizado por inmersión en caliente, que además de costoso, exige la elaboración de la estructura en piezas con anterioridad al montaje.

• Tanto la estructura, como el sistema de fijación de los captadores deben poder soportar las correspondientes dilataciones térmicas, sin que la transmisión de cargas pueda afectar al circuito hidráulico o a los propios captadores.



Figura 2.8 : S is temas de f i jación

• El perfil de los soportes deberá poseer, en la parte posterior, tensores o perfiles en forma de cruz que servirán para dar rigidez al conjunto.

Figura 2.9 : Per f i les en forma de cruz

• Los soportes de la estructura deberán estar situados sobre una o varias zapatas de hormigón, construidas sobre el encofrado. Estos bloques deben ser capaces de soportar la fuerza que pueda ejercer el viento sobre los captadores solares, considerando un peso para el hormigón de 2.500 Kg/m3.

Figura 2.10: Zapatas de hormigón sopor tando una es tructura

• La fuerza que puede pueda llegar a ejercer el viento sobre los captadores, también debe ser soportada por las zapatas de hormigón.



Figura 2.11: Deta l le de apoyos sobre zapatas

• Se recomienda que la estructura de soporte sea puesta a tierra para evitar los riesgos que conllevan las tormentas eléctricas.

• Cuando las cubiertas sean inclinadas, los sistemas de anclaje serán los recomendados por el fabricante.

2.5.Cálculo de sobrecargas en edificios.

El Documento Básico SE-AE sobre seguridad estructural y acciones en la Edificación, del CTE determina las actuaciones sobre los edificios, para verificar el cumplimiento de seguridad estructural (capacidad portante y estabilidad) y aptitud al servicio establecidos en el DB-SE. El documento distingue entre las acciones permanentes (peso propio, pretensado, etc.) y las acciones variables (viento nieve, etc.).

Dentro de las acciones permanentes, y en el caso de instalaciones solares térmica, el peso de los equipos (captadores, depósitos de acumulación, estructuras, etc.), se definirán de acuerdo con los datos facilitados por el suministrador.

En cuanto a la acción del pretensado, cuando sea necesario, se evaluará a partir de lo establecido en la Instrucción EHE.

Con respecto a las acciones variables distinguiremos:

• Sobrecarga de uso es el peso de todo lo que pueda gravitar sobre el edifico por razón de su uso. Se establecen unos valores característicos para cubiertas de 1kN/m2 de carga uniforme y 2 kN como carga concentrada.

• La distribución y el valor de las presiones que ejerce el viento sobre un edificio y las fuerzas resultantes dependen de la forma y de las dimensiones de la construcción, de las características y de la permeabilidad de su superficie, así como de la dirección, de la intensidad y del racheo del viento. Por tanto, y para el caso de las instalaciones solares térmicas, habrá que tener en cuenta la incidencia de las mismas sobre la estructura del edificio.

La acción de viento, en general una fuerza perpendicular a la superficie de cada punto expuesto, o presión estática, qe puede expresarse como:

qe = qb · ce · cp (3.1)

siendo:

qb la presión dinámica del viento. De forma simplificada, como valor en cualquier punto del territorio español, puede adoptarse 0,5 kN/m2.

ce el coeficiente de exposición, variable con la altura del punto considerado, en función del grado de aspereza del entorno donde se encuentra ubicada la construcción. En edificios urbanos de hasta 8 plantas puede tomarse un valor constante, independiente de la altura, de 2,0.

cp el coeficiente eólico o de presión, dependiente de la forma y orientación de la superficie respecto al viento, y en su caso, de la situación del punto respecto a los bordes de esa superficie; un valor negativo indica succión.



La acción de viento genera además fuerzas tangenciales paralelas a la superficie. Se calculan como el producto de la presión exterior por el coeficiente de rozamiento, de valor igual a 0,01 si la superficie es muy lisa.

• Los edificios y sus elementos están sometidos a deformaciones y cambios geométricos debidos a las variaciones de la temperatura ambiente exterior y en el caso de las instalaciones solares térmicas, de las alcanzadas en la instalación. La magnitud de las mismas depende de las condiciones climáticas del lugar, la orientación y de la exposición del edificio, las características de los materiales constructivos y de los acabados o revestimientos, y temperaturas interiores y exteriores, así como del aislamiento térmico.

Para elementos expuestos a la intemperie, como temperatura mínima se adoptará la extrema del ambiente. Como temperatura máxima en verano se adoptará la extrema del ambiente incrementada en la procedente del efecto de la radiación solar. (en el caso de superficies oscuras orientadas hacia el sur, que es el caso más habitual en instalaciones solares, en 42ºC).

• La distribución y la intensidad de la carga de nieve sobre un edificio, o en particular sobre una cubierta, depende del clima del lugar, del tipo de precipitación, del relieve del entorno, de la forma del edificio o de la cubierta, de los efectos del viento, y de los intercambios térmicos en los paramentos exteriores. En el caso de Extremadura, y de cara a las cargas que pueda producir sobre las estructuras, la incidencia de las nieves en las instalaciones solares térmicas no es apreciable.



2.6.Pérdidas de carga en conducciones hidráulicas.

El cálculo y dimensionado de la tubería de toda instalación de conducción de fluidos, requiere tener en cuenta tres aspectos fundamentalmente: la resistencia mecánica, las pérdidas de carga y el presupuesto.

Toda instalación correctamente diseñada y dimensionada deberá:

a) Realizarse con los materiales y sistemas más idóneos para las condiciones de trabajo previstas.

b) Disponer de los requisitos mínimos de resistencia y durabilidad exigidos para un adecuado funcionamiento.

c) Minimizar las pérdidas de carga para disponer de la presión de servicio con el menor coste energético.

d) Ejecutarse de manera que se garantice una óptima conservación.

Y todo ello minimizando los costes. La determinación del diámetro de una tubería se basa en el cálculo de la pérdida de carga producida en las conducciones. Esta pérdida de presión depende básicamente del diámetro de la tubería, de la longitud de la conducción, y del caudal necesario.

Se pueden definir las pérdidas de carga como la energía que pierde un fluido real al circular de un punto a otro por una conducción. Esta pérdida de energía se debe al rozamiento que se produce entre el fluido y las paredes de la conducción así como por el paso del mismo a través de los obstáculos que presenta la tubería: cambios de dirección, estrechamientos o cambios de sección, válvulas, derivaciones, manguitos, etc, distinguiéndose entre pérdidas de carga lineales y pérdidas de carga localizadas.

2.6.1.Cálculo de la pérdida de carga.

Para el cálculo de la pérdida de carga total del circuito, se han de sumar las pérdidas de los diferentes elementos del circuito en el recorrido más desfavorable, a través de las tuberías, los accesorios hidráulicos, el intercambiador y los propios captadores:

• La perdida de carga provocada por los tramos rectos de tuberías denominada pérdida de carga lineal es proporcional a la longitud de las conducciones. La constante de proporcionalidad depende del material de fabricación, del caudal y del diámetro de la conducción.

El diámetro de las tuberías se determina de manera que la pérdida de carga producida no sea superior a 40 mm.c.a.

• A la pérdida provocada por los tramos rectos de tuberías se han de añadir las pérdidas producidas en los diferentes accesorios del circuito, como cambios de dirección, válvulas o derivaciones, denominadas pérdidas de carga localizadas .

Para facilitar el procedimiento de cálculo, se han establecido unas equivalencias entre las pérdidas de carga provocadas por los diferentes accesorios y la longitud de tubería recta. De manera que, el cálculo de las pérdidas de carga singulares se traduce en un incremento de la longitud de la tubería recta.



Tabla 2.2 - Longitudes equivalentes de tuber ías, para e l cá lcu lo de pérdidas de

carga s ingulares.

• La pérdida carga provocada por los captadores solares es una información que ha de proporcionar el fabricante, normalmente, en forma de gráfica en función del caudal de circulación. En general, la pérdida de carga que se produce en un captador solar es pequeña en comparación con las pérdidas de carga del conjunto del circuito. En el caso de que los captadores solares se conecten en serie, la pérdida de carga del conjunto se calcula sumando las pérdidas de carga de cada captador y, si los captadores se conectan en paralelo, para una primera estimación se aplicará la siguiente fórmula:

Donde ∆p es la pérdida de carga del grupo de N captadores en paralelo con un caudal total NC, teniendo en cuenta que cada uno de ellos tiene una pérdida de carga ∆p con caudal C.

• Los intercambiadores de calor provocan una pérdida de carga que puede ser muy importante y que también se ha de tener en cuenta. Como en el caso de los captadores, es el fabricante del equipo quien ha de proporcionar esta información.

Si las pérdidas de carga del circuito superan los 7 metros de columna de agua, estaremos obligados a rediseñar el circuito para reducirla, bien sea cambiando su trazado o ampliando el diámetro, entre otras cosas.

Todo este proceso, en instalaciones que tengan varias ramificaciones, deberá aplicarse al trazado desde la toma a la red de suministro hasta el punto de servicio, por el ramal más desfavorable.

Se ha de tener en cuenta que los cálculos realizados son válidos si el fluido en circulación es agua. La viscosidad y, por lo tanto, la resistencia a la circulación de los fluidos con líquido anticongelante es superior a la del agua sin aditivos. Si no se dispone de información precisa sobre el fluido caloportador utilizado, se puede estimar el efecto del anticongelante sobre las pérdidas de carga de la instalación multiplicando por 1,3 el resultado del cálculo anterior.

Una vez calculada la pérdida de carga de la instalación y determinado el caudal de circulación, se puede escoger una bomba de circulación que tenga los valores adecuados en su curva de característica.



En el caso de un circuito primario de captación solar, el caudal se determina en función de la superficie de los captadores solares, según las especificaciones del fabricante, debiendo estar comprendido entre 43,2 y 72 l/hm2. Habitualmente, se recomienda un caudal próximo a los 50 litros/h por cada m2 de captación solar. La velocidad admisible en cualquier punto de la canalización debe estar comprendida entre 0,5 m/s y 2 m/s. Por encima de estos valores se producirían ruidos y molestias en la instalación.

2.6.2. Pérdidas de Carga Totales en la Conducción

a) A la longitud total de tubería recta de un determinado diámetro añadiremos la longitud equivalente total correspondiente a los accesorios de ese mismo diámetro.

b) Multiplicaremos después esta suma por la pérdida de carga unitaria para ese diámetro.

c) Efectuando los pasos anteriores a) y b) en cada diámetro y sumando los resultados parciales obtendremos la pérdida de carga total en la conducción o ramal más desfavorable. Todo este proceso, en instalaciones que tengan varias ramificaciones, deberá aplicarse al trazado desde la toma a la red de suministro hasta el punto de servicio, por el ramal más desfavorable. La velocidad admisible en cualquier punto de la canalización debe estar comprendida entre 0,5 m/s y 2 m/s. Por encima de estos valores se producirían ruidos y molestias en la instalación.

2.6.3. Dimensionado de las tuberías de alimentación .

De acuerdo con el RITE y el CTE, las pérdidas de carga lineales no deben superar los 40 m.m.ca/m y además el caudal debe situarse entre 43,2 y 72 l/hm2.

Figura 2.12: E jemplo de pérdida de carga en relación al caudal

En general, el caudal máximo recomendado para los captadores es de 50 l/hm2. Para estos caudales recomendados, calcularemos las pérdidas de carga correspondientes al captador según los datos facilitados por el fabricante. De acuerdo con estos valores, el número de captadores por batería, el número de baterías, la longitud de la tubería de alimentación y evacuación, y los aparatos en ella intercalados, se obtienen los diámetros que han de tener las tuberías de alimentación y desagüe. Todas las tuberías (incluidas las uniones entre captadores) deberán ir aisladas térmicamente en las condiciones que se señalan en el RITE y en el CTE. Se encuentra muy extendido, como método simplificado, la utilización de tablas para el dimensionamiento de conducciones.



Tabla 2.3.- D iámetros mínimos en mm recomendados para tuber ías de ins talaciones solares.

El tipo de tubería más utilizada es la de cobre, sin embargo, en aquellas instalaciones en las cuales se requieren caudales elevados de circulación, y por motivos económicos, puede ser interesante la utilización de tuberías de acero, ya que las de cobre (y especialmente los accesorios) de diámetros elevados tienen un precio superior. En el caso del calentamiento de piscinas son habituales las tuberías de PVC, que pueden tener grandes diámetros sin un sobrecoste importante. También se suelen utilizar tuberías de polipropileno y otros plásticos, principalmente para los circuitos de consumo, que tienen una temperatura inferior a la del circuito de captación solar. En estos tipos de tuberías, ha de prestarse una especial atención a las dilataciones del material con la temperatura debiendo preverse en el circuito los puntos de libre dilatación .



Resumen del módulo II. En este módulo se han presentado diversos ejemplos de configuración para instalaciones solares térmicas atendiendo a criterios como pueden ser la centralización del sistema de captación, acumulación, etc. en viviendas multifamiliares. Se comenta brevemente la normativa existente a nivel nacional para este tipo de instalaciones así como diferentes consideraciones a tener en cuenta referentes a la orientación e inclinación, sobrecargas sobre estructuras y las pérdidas que se producen en las conducciones hidráulicas.





CAPTADORES SOLARES TÉRMICOS

de Extremadura.

SOLARES TÉRMICOS



El objetivo para este módulo será el de instalar la estructura soporte y montar los colectores solares térmicos.

3.CAPTADORES SOLARES TÉRMICOS

3.1.Efecto invernadero en un captador solar.

Cualquier superficie sobre la que inciden los rayos del sol alcanzará una temperatura superior a la del ambiente que lo rodea. Si esta superficie, además, es oscura, la energía radiante del sol es absorbida en mayor medida. Este es un fenómeno que todos conocemos y que experimentamos, por ejemplo, al entrar en el coche en un día soleado. Notamos como la temperatura en el interior del vehículo es superior a la temperatura ambiente en el exterior del mismo.

El sol incide sobre las superficies interiores del vehículo (salpicadero, asientos, etc.) aumentando su temperatura, y convirtiéndolos en emisores de radiación de onda larga (rayos infrarrojos). Ocurre que el cristal es transparente a la radiación solar, pero opaco a las radiaciones infrarrojas, no dejando pasar la radiación de mayor longitud de onda. Además, el vidrio impide el contacto directo entre el interior y el exterior del vehículo, evitando las pérdidas por convección. Así se produce una “trampa para las radiaciones” que provoca un aumento de la temperatura en el interior. Este fenómeno se conoce como efecto invernadero.

Un captador plano sin cubierta tiene perdidas de calor por conducción, convección y radiación de forma que la temperatura que alcanzaría el agua que circula por él no superará normalmente los 40ºC.

Si el captador dispone de una tapa transparente que deje pasar la radiación solar e impida que salgan las emisiones infrarrojas de la placa que actúa de absorbedor, se crea de esta manera, el efecto invernadero dentro del captador, reduciéndose las pérdidas de energía y aumentando la temperatura de trabajo.

Figura 3.1 : Aprovechamiento de la Radiación So lar por E fecto Invernadero (IDAE).

La tapa del captador reducirá las perdidas térmicas por convección y radiación pero seguirá teniendo perdidas a causa de la conducción por debajo del 100%, limitándose la energía solar que llega a la placa y provocando pérdidas ópticas. La cubierta refleja y absorbe una parte de la radiación solar que no entra en la caja del captador.

El captador de tubo de vacío reduce aún más dichas pérdidas a través de su absorción y su disminución de las pérdidas por convección como se explicará más adelante.



3.2.Tipos de captadores solares y características.

3.2.1. Introducción

Mediante el uso de la energía solar térmica se pueden llegar a cubrir porcentajes muy importantes de las necesidades de consumo de agua caliente de una familia media, manteniendo unos niveles de confort y calidad compatibles con las necesidades actuales.

En la actualidad, estas instalaciones están contrastadas, suficientemente perfeccionadas y nos garantizan un correcto funcionamiento con un buen rendimiento, vigilando siempre que las condiciones de utilización, dimensionado, montaje y mantenimiento sean las correctas.

Figura 3.2 Insta lación solar térmica para producción de A.C.S.

La base de funcionamiento de un sistema de aprovechamiento de la energía solar térmica es el captador solar, cuya tarea es, como indica su nombre, captar la radiación solar de la manera más efectiva posible, convirtiéndola en energía calorífica y transmitiéndola (por líquido o por aire) para su almacenamiento o utilización, dependiendo de cada caso.

El captador solar debe estar homologado y presentar las garantías pertinentes.

En el mercado se pueden encontrar diversos tipos de captadores solares, siendo los más frecuentes los siguientes:

- Captador solar sin cubierta

- Captador solar plano

- Captador solar de tubo de vacío



3.2.2. Captador Solar sin Cubierta

Los captadores sin cubierta normalmente son de material plástico y están directamente expuestos a la radiación solar, proporcionando un rendimiento bajo, ya que las temperaturas de salida del fluido caloportador no superan los 40ºC. Su utilización se limita al calentamiento del agua de las piscinas.

Figura3.3: Captadores solares s in cubier ta

Los costes de este tipo de captador solar son sensiblemente inferiores a los que estudiaremos a continuación.

3.2.3. Captador Solar Plano

Se trata de un conversor solar que transforma la radiación solar en energía térmica extraída del mismo mediante el calentamiento de un fluido, que además aprovecha el efecto invernadero. La conversión se realiza mediante una placa metálica que transfiere la energía térmica a un líquido en contacto con la placa. A continuación veremos con detalle, las diferentes partes del captador solar plano:



Figura 3.4 Esquema del Captador sola r P lano (IDAE).

Carcasa o caja del captador.

La carcasa es la estructura que conforma el captador y que contiene cada uno de los elementos que lo componen, permitiendo además sujetar y anclar el citado captador a la superficie en donde se va a instalar. La carcasa a su vez protege a cada uno de esos elementos de agentes externos tanto climatológicos como físicos, confiriendo rigidez, estanqueidad y resistencia al conjunto.

La carcasa ha de tener la suficiente rigidez para resistir la fuerza del viento así como los diferentes agentes climáticos que puedan crear presión sobre el captador. Ha de ser resistente a las variaciones de temperatura que pueda sufrir tanto en verano como en invierno por encontrase al aire libre. La corrosión debida a la intemperie y a las impurezas que se encuentran en la atmósfera, y especialmente en ambientes marinos, es la mayor causa de corrosión en las carcasas metálicas, sobre todo en el acero.

En los primeros tiempos de uso de los captadores solares térmicos se emplearon como materiales el aluminio, el acero galvanizado y la fibra de vidrio reforzada (GRP). En algunos casos se empleó madera, si bien esta debía tratase para evitar su rápida degradación por la humedad y la radiación solar. Hoy día, las carcasas que se fabrican para los captadores son principalmente de aluminio anodizado debido a estos problemas de oxidación que se encontraron cuando se empleaban chapas embutidas de acero galvanizado.

Figura 3.5 : Carcasa de un captador solar

La conexión de la caja con el cristal debe realizarse mediante el empleo de materiales que posean propiedades elásticas, no degradables por los agentes atmosféricos, y que permitan absorber las dilataciones del material metálico y de la cubierta transparente, garantizando la estanqueidad del captador solar.



Suelen emplearse, principalmente, dos tipos de configuraciones: una única caja, obtenida a base de chapa prensada, o varios perfiles metálicos que se unen entre si con una chapa, que suele ser de PVC o material metálico, y que se coloca en la parte posterior del captador

Cubierta transparente.

La cubierta de un captador cumple principalmente dos funciones, por un lado, como sistema de protección del absorbedor y el aislamiento térmico dentro de la carcasa frente a objetos externos que puedan caer sobre el mismo, proporcionando la estanquidad necesaria y así evitar la entrada de agua, aire o pequeñas partículas de polvo que puedan disminuir el rendimiento del captador. Se debe prestar especial atención a su resistencia mecánica, pues debe soportar la fuerza del viento o la presión de la nieve acumulada sobre la superficie del captador.

Por otro lado, gracias a sus características físicas, el captador es diseñado de tal manera que se crea un efecto invernadero, impidiendo que la radiación infrarroja emitida por el absorbedor se pierda, posibilitando que la misma vuelva a la placa absorbedora y sea aprovechada. Actualmente se consigue con vidrios con bajo contenidos en hierro.

En los inicios de la tecnología solar, las cubiertas de plástico eran las más habituales. Con frecuencia se combinaba con una segunda cubierta, también de plástico, con el fin de aumentar las propiedades aislantes y mantener el calor en el interior del captador. Este diseño de doble cubierta se ha ido abandonando, al irse extendiendo en el mercado los recubrimientos selectivos de calidad mejorada.

En la actualidad, las cubiertas son fabricadas de vidrio transparente con bajos contenidos de hierro, suelen ser recocidos o templados, lo que mejora sus propiedades mecánicas sin empeorar la óptica, debiendo cumplir con las siguientes características:

• Debe tener una baja conductividad térmica para absorber la mínima cantidad posible de radiación en su interior, evitando la pérdida de calor debido a los puentes térmicos.

• La transmisión energética debe ser elevada, dependiendo del espesor, del grado de incidencia y del tipo de vidrio. Debe tener mínimos coeficientes de reflexión, evitando de esta manera pérdida de radiación entrante al captador.

• Deben estar preparados para soportar las posibles presiones externas, así como las dilataciones o enfriamientos rápidos debidos a las tormentas, por tanto, deben poseer robustez y resistencia a los efectos causados por el medio ambiente (lluvia, granizo, viento, radiación ultravioleta, etc.), y a las grandes fluctuaciones térmicas.

Existen cubiertas fabricadas con doble vidrio que aumentan el efecto invernadero, reduciendo considerablemente las pérdidas por convención, aumentando la temperatura del absorbedor, y por tanto del fluido caloportador. Sin embargo, su precio es muy elevado, así como las pérdidas ópticas, por lo cual, su aplicación será exclusiva en lugares con condiciones ambientales muy frías.

Absorbedor:

Es el elemento encargado de recibir la radiación solar y convertirla en calor que transmite al fluido caloportador. Las formas son diversas: placas metálicas separadas unos milímetros, una placa metálica con tubos soldados o embutidos o dos placas metálicas con una circuito en su interior.

Debido a que las superficies de metal reflejan la luz en un grado relativamente elevado y esto influye notablemente al rendimiento del captador, es necesario proveer a los absorbedores de metal de un recubrimiento de manera que no se produzca esta reducción de rendimiento. En los inicios de la tecnología solar térmica se usaban pinturas solares negras sin propiedades selectivas, especialmente desarrolladas para este propósito.

Posteriormente, empezaron a usarse los denominados recubrimientos selectivos. Estos presentan la ventaja con respecto a las pinturas de tener una emisividad (ε) muy reducida para las longitudes de onda larga en que se emite el absorbedor y, por consiguiente reducen las pérdidas térmicas de



captador. Actualmente, los recubrimientos selectivos de mayor rendimiento están formados por óxidos de metal en una matriz cerámica, caracterizados por una alta absortancia en las longitudes de onda corta de la radiación solar (hasta 0,97) y, al mismo tiempo, una baja emisividad en las longitudes de onda larga (hasta un 0,05).

La transmisión del calor desde la placa al líquido es muy elevada en absorbedores de doble lámina y algo peor con tubos adosados. Es importante evitar los puentes térmicos entre el absorbedor y la carcasa, debiendo estar bien aislados térmicamente (calorifugados).

Hoy día, se usa el cobre en la mayoría de los captadores para los tubos distribuidores y los tubos finos del absorbedor al igual que para la lámina absorbedora. Se suele usar acero inoxidable o plástico sólo en aplicaciones en las que un medio agresivo fluya directamente a través del absorbedor, como por ejemplo, el agua de las piscinas.

Podemos distinguir dos tipos principales de absorbedor:

Absorbedor tipo parrilla: se trata de una configuración de tubos en paralelo, formada habitualmente por 2 conductos transversales de distribución de 22mm2, denominados colectores, y un determinado número de tubos paralelos longitudinales de cobre de 8mm2.

Figura 3.6 : Captador solar p lano con absorbedor t ipo parr i l la .

Absorbedor tipo serpentín: configuración de un tubo en forma de zig-zag que recorre toda la superficie del captador solar, unido a los dos colectores.

Figura 3.7 : Captador solar p lano con absorbedor t ipo serpent ín.

Por razones técnicas de fabricación, así como en la aplicación del recubrimiento, se empleaban principalmente los absorbedores de aletas. Actualmente, tanto los absorbedores tipo parrilla como los de tipo serpentín se fabrican predominantemente empleando láminas metálicas del tamaño del absorbedor completo, en vez de con aletas individuales.

Aislamiento

Es empleado para reducir las pérdidas térmicas en los laterales y la parte posterior del captador solar. Está situado entre la carcasa y el absorbedor reduciendo de esta manera, las perdidas por transmisión debido a su baja conductividad térmica.

Al principio, el aislamiento más usual era el poliuretano rígido expandido. Actualmente, los materiales más empleados son la lana de vidrio, lana de roca, corcho, poliestireno o poliuretano. En ocasiones, se suele añadir una lámina reflectante (aluminio) tras la placa absorbedora, que sirve para evitar su contacto y reflejar la radiación infrarroja posterior reenviándola al absorbedor.

Los aislantes de un captador solar plano deben cumplir con una serie de requisitos mínimos en función de las condiciones de trabajo.



Resistencia a temperaturas altas : alrededor del absorbedor se alcanzan temperaturas que pueden llegar a ser superiores a los 150ºC, debiendo resistir el aislamiento esas temperaturas sin deteriorarse ni degradarse por el paso del tiempo.

Algunos aislantes, debido a las altas temperaturas que se alcanzan, pueden llegar a desprender vapores de las sustancias de que están compuestos pudiendo llegar a ser muy negativos en el rendimiento del captador si consiguen depositarse sobre el absorbedor o sobre la cubierta transparente.

Humedad : los aislantes han de ser resistentes a la humedad que se puede crear dentro del captador. Si esta humedad entra dentro del captador por los orificios de ventilación o por la rotura de alguna junta de estanqueidad, en el caso de la lana de vidrio, por ejemplo, pierde una gran parte de sus cualidades aislantes mientras está impregnada de humedad. Tales aislantes deben ser protegidos cuidadosamente contra la penetración accidental de agua y contra las condensaciones que puedan humedecerlos. Hoy día, además de lana de vidrio y lana mineral para la mayoría de los modelos del mercado, se suelen emplear resina de melanina y espumas de poliuretano.

En la siguiente tabla se especifican las características de los aislantes más utilizados.

Tabla 3.1: Caracter ís t icas de a lgunos ais lantes

Material Conductividad térmica a 50ºC (W/mºK)

Temperatura máxima de utilización (ºC)

Lana de vidrio 0,050 150 Lana de roca 0,050 150 Espuma de

vidrio 0,057 150

Corcho expandido

0,42 110

Poliestireno 0,42 85 Poliuretano 0,037 110

Juntas de estanqueidad.

Sirve para sellar las uniones entre la carcasa y la cubierta frontal, evitando la entrada de humedad, polvo o cualquier tipo de partícula al interior del captador solar. Las más habituales son de caucho termoplástico EPDM

Figura 3.8 : Junta de es tanqueidad EPDM.



3.2.4. Captador Solar de Tubos de Vacío

Se trata de convertidores solares térmicos que permiten obtener mayores temperaturas que los vistos anteriormente, ya que se ha hecho el vacío en el espacio que queda entre el cristal protector y el absorbedor, disminuyendo las pérdidas sensiblemente.

Figura 3.9 : Captadores solar de tubo de vacío.

Pueden emplearse incluso para producir aire caliente y en procesos industriales, debido a las altas temperaturas conseguidas. Son capaces de aprovechar la radiación difusa proporcionando mejores rendimientos con tiempo frío.

El absorbedor se encuentra dentro de un tubo al que se le ha practicado vacío, reduciéndose por ello las pérdidas (se eliminan las debidas a conducción y convención, ya que no hay aire en el interior que pueda transferirlas, aumentando así la temperatura de trabajo y el rendimiento de la instalación) y los riesgos de corrosión y envejecimiento, con lo que tanto a durabilidad como el rendimiento son mayores.

Este tipo de captador está formado por hileras paralelas de tubos de vidrio transparente. Cada tubo contiene un tubo de absorción (en lugar de la placa de absorción convencional), recubierto con pintura selectiva, por donde circula el líquido caloportador.

Cuando se fabrican los tubos de vacío, se extrae el aire que queda dentro del espacio que separa los dos tubos y se hace el vacío, minimizándose las pérdidas de calor por conducción y convección.

En un captador de vacío, la radiación solar atraviesa el tubo exterior de vidrio, incide en el tubo de absorción y se transforma en calor.

El calor se transfiere al líquido que fluye dentro del tubo a través de sus paredes. Estos, captadores permiten calentar agua hasta temperaturas de 110 ºC, hecho que posibilita la utilización de sistemas de distribución de calor convencionales en aplicaciones de calefacción con agua. En general, el rendimiento del captador de vacío es superior al del captador plano convencional, y se mantiene más constante ante variaciones en la temperatura ambiente o en la radiación solar incidente.

Tipos de colectores de vacío

Existen dos tipos de colectores tubulares de vacío, según sea el método empleado para el intercambio de calor entre la placa y el fluido caloportador:

a) Captadores de vacío de flujo directo

En este tipo de captador, en la placa absobedora hay insertado un tubo coaxial de intercambio de calor a través del que pasa el fluido caloportador, por el principio de contracorriente.

El fluido caloportador entra por el interior del tubo coaxial retornando por la cavidad exterior que está en contacto con el absorbedor, elevando así su temperatura.



Figura 3.10: Captador de vacío de f lu jo di recto.

Como se aprecia en la figura anterior, los tubos se ensamblan de manera que cada uno de los intercambiadores va conectado a las tuberías de entrada (fría) y salida (caliente).

Los tubos del colector pueden girar libremente, facilitando la orientación óptima del absorbedor hacia el sol ( ± 25º).

b) Captadores de vacío con tubo de calor (heatpipe)

En este tipo de captador el intercambio de calor se realiza mediante la utilización de un tubo de calor sellado, que conceptualmente consiste en un tubo hueco cerrado por los dos extremos, sometido a vacío y con una pequeña cantidad de fluido vaporizante (habitualmente una mezcla de alcohol) en su interior.

Fig. 3 .11 . Captador de vacío con tubo de ca lor .

Cuando se calienta la parte del tubo donde se encuentra el fluido, éste se evapora absorbiendo el calor latente de vaporización. Este vapor sube por el tubo hasta alcanzar la parte superior, denominada cabezal, que se encuentra a menor temperatura, produciéndose allí su condensación y la consiguiente liberación de calor latente asociado a este cambio de estado. El líquido retorna por capilaridad o debido a la acción de la gravedad y el ciclo de evaporación-condensación se repite.

La parte superior consta de una tubería de cobre por la cual circula un líquido (mezcla de agua con glicol). El cabezal se ha diseñado con puertos de contacto secos en los cuales se enchufan tubos de calor, permitiendo así una transferencia eficiente de calor de los tubos de calor a la tubería de cobre del cabezal. A este tipo de conexión se le llama “conexión seca” puesto que no hay agua dentro de los tubos de vacío ni contacto directo entre los tubos de calor y el líquido que circula por el cabezal.

Para favorecer la circulación del fluido caloportador, es conveniente que el captador tenga una inclinación mínima de 20º.



3.2.5. Características de los captadores solares

Rendimiento de un captador solar

El principal parámetro que caracteriza la eficiencia de un captador solar es la curva de rendimiento. Se puede definir el rendimiento de un captador como cociente entre energía térmica entregada y la radiación recibida, expresión válida para cualquier tipo de captador.

El captador solar recibe la radiación solar, absorbiendo una parte para aumentar la temperatura del fluido caloportador. La parte de la radiación que se pierde va a depender de la eficiencia del captador, suponiendo una pérdida en su rendimiento. Así hay que considerar las pérdidas ópticas, así como las térmicas debidas a una mayor temperatura del captador frente al ambiente que le rodea, y que dependerán de la calidad del aislamiento.

Por todo ello el rendimiento instantáneo de un captador varía en función de la insolación, la temperatura del agua que entra al captador, la temperatura ambiente, la temperatura de la placa y los materiales utilizados en la construcción del captador (cuanto mayor sea la temperatura requerida mayores serán las pérdidas hacia el exterior y, por tanto menor será su rendimiento; asimismo, para una temperatura de producción fija, cuanto más altas sean las temperaturas exteriores menores serán las pérdidas en el colector y mayor su rendimiento; por último cuanto mayor sea la radiación incidente mayor es el rendimiento del panel, ya que tardará menos tiempo en alcanzar la temperatura deseada).

Por este motivo, los fabricantes tienen la obligación de facilitar, en su documentación técnica, unas curvas de rendimiento que permitan evaluar la variación de la eficiencia de cada captador en función de las condiciones nombradas. Y = b – m ·U0 · (Tm - Ta) / I (3.1) U0 = 10 W/m2 ºC (factor de escala) Tm = Temperatura mediana del colector (ºC) Ta = Temperatura ambiente durante las horas de sol (ºC) I = Radiación incidente (W/m2) Y = Rendimiento del captador (%) b = Factor de eficiencia (%) (dato facilitado por el fabricante) m = Factor de pérdidas o pendiente de la recta (W/m2·ºC) (dato facilitado por el fabricante)

Figura 3.12: Curva de rendimiento de di ferentes t ipos de captador solar .

Temperatura de estancamiento

Si el captador se expone a una irradiancia constante de 1000 W/m2 y a una temperatura ambiente de 30º C, sin que circule fluido por el circuito primario (fluido estancado) hasta que se alcance el equilibrio entre la energía incidente y las perdidas térmicas, la temperatura máxima que se obtiene en este caso, según EN 12975, se denomina temperatura de estancamiento.

Áreas de un captador

Con el fin de calcular la energía solar útil especifica (kWh/m2) del captador, es importante definir cual de las áreas posibles es la que se emplea como área de referencia. Normalmente, según EN 12975 – 2, los valores característicos del captador se relacionan con el área de apertura, no obstante se puede referir el área del absorbedor, según ISO 9806 – 1 (1994) /25/.



Área total, AG, es el área entre los límites exteriores del captador, generalmente los bordes externos de la carcasa del mismo.

Área de apertura, Aa, es la superficie visible o abierta del captador para la radiación solar, y suele coincidir con el área de la cubierta visible. En el caso de los tubos de vacío sin reflectores es el producto del diámetro interno del tubo, la longitud del tubo y el número de tubos.

Área del absorbedor, AA , en los captadores planos, así como en los de tubo de vacío, es la suma de las áreas de las aletas y de las tuberías internas expuestas a la radiación.

Área activa del absorbedor, AA , coincide generalmente con el área del absorbedor. En el caso que tuviéramos un captador con área del absorbedor mayor que el área de apertura, solo es área activa la que no está sombreada.

Los diversos laboratorios de ensayos relacionan los distintos tipos de captadores con unas u otras áreas. En consecuencia, se obtienen parámetros que no se pueden comparar directamente. Por esto es muy importante que para poder cotejar modelos nos refiramos siempre a resultados sobre la misma área de referencia y la misma norma de ensayo.



3.3. Dimensionado básico de un sistema solar térmic o.

3.3.1. Producción de agua caliente sanitaria.

En un clima como el nuestro, el uso de la energía solar térmica puede cubrir porcentajes muy importantes de las necesidades de consumo de agua caliente de una familia media, con unos niveles de confort y calidad de vida perfectamente compatibles con los niveles actuales.

La Normativa actual de obligado cumplimiento define el porcentaje mínimo de contribución con energía solar en función de:

• Uso del edificio,

• Consumo de agua calienta estimado,

• Ubicación de los captadores

• Zona climática,

Para valorar las demandas se tomarán los valores unitarios que aparecen en la siguiente tabla (considerando una demanda de referencia a 60 ºC).

Tabla 3.2: Demanda de re ferencia (CTE DB HE-4)

Criterio de demanda Litros de ACS/día a 60 ºC

Viviendas unifamiliares 30 Por persona

Viviendas multifamiliares 22 Por persona

Hospitales y clínicas 55 Por cama

Hotel **** 70 Por cama

Hotel *** 55 Por cama

Hotel/Hostal ** 40 Por cama

Camping 40 Por emplazamiento

Hostal/Pensión * 35 Por cama

Residencia (ancianos, estudiantes)

55 Por cama

Vestuarios (Duchas colectivas) 15 Por servicio

Escuelas 3 Por alumno

Cuarteles 20 Por persona

Fabricas y Talleres 15 Por persona

Administrativos 3 Por persona

Gimnasios 20 a 25 Por usuario

Lavanderías 3 a 5 Por kilo de ropa

Restaurantes 5 a 10 Por comida

Cafeterías 1 Por almuerzo

El cálculo del número de personas por vivienda en el uso residencial deberá hacerse usando como valores mínimos los que se relacionan a continuación:



Tabla 3.3: Valores mínimos de ocupación res idencial (CTE DB HE-4)

Número de

dormitorios 1 2 3 4 5 6 7 + de 7

Número de

Personas 1,5 3 4 6 7 8 9 Número de

dormitorios

Para el cálculo del número de captadores solares necesarios para nuestra vivienda, la ubicación de ésta es un elemento clave. Así viviendas situadas en distintas zonas climáticas con los mismos metros cuadrados y ocupantes tendrán diferentes necesidades.

El CTE define la contribución solar mínima anual (%) suponiendo que la fuente energética de apoyo sea gasóleo, propano, gas natural u otras (Tabla 3.4), o considerando que el apoyo sea electricidad (Tabla 3.5).

Tabla 3.4 Contr ibución solar mín ima en %, caso general (CTE DB HE-4)

Zona Climática

Demanda total de ACS del edificio (l/d)

I II III IV V

50-5000 30 30 50 60 70

5000-6000 30 30 55 65 70

6000-7000 30 35 61 70 70

7000-8000 30 45 63 70 70

8000-9000 30 52 65 70 70

9000-10000 30 55 70 70 70

10000-12500 30 65 70 70 70

12500-15000 30 70 70 70 70

15000-17500 35 70 70 70 70

17500-20000 45 70 70 70 70

> 20000 52 70 70 70 70

Es el aumento de temperatura que tiene lugar en un conductor cuando es atravesado por una corriente eléctrica debido al choque de los electrones contra los inoes, lo cual produce un intercambio de energía ci nética y como consecuencia una transformación de la energí a eléctrica en térmica.

EFECTO JOULE …



Tabla 3.5 Contr ibución solar mín ima en %, E fecto Joule (CTE DB HE-4)

Demanda total de ACS del edificio (l/d)

I II III IV V

50-1000 50 60 70 70 70

1000-2000 50 63 70 70 70

2000-3000 50 66 70 70 70

3000-4000 51 69 70 70 70

4000-5000 58 70 70 70 70

5000-6000 62 70 70 70 70

> 6000 70 70 70 70 70

Esta contribución se hace en función de la zona climática en la cual nos encontremos. El CTE divide España en cinco zonas climáticas tal y como aparece en la figura siguiente:

Figura 3.13: Zonas cl imáticas (CTE DB HE-4)

En el caso de ocupaciones parciales de instalaciones de uso residencial turístico de las recogidas en el tabla 3.3 se deben detallar los motivos, modificaciones de diseño, cálculos y resultados tomando como criterio de dimensionado que la instalación deberá aproximarse al máximo al nivel de contribución solar mínima. El dimensionado de la instalación estará limitado por el cumplimiento de la condición de que en ningún mes del año la energía producida por la instalación podrá superar el 110 % de la demanda energética y en no más de tres meses el 100 % y a estos efectos no se tomarán en consideración aquellos periodos de tiempo en los cuales la demanda energética se sitúe un 50 % por debajo de la media correspondiente al resto del año, tomándose medidas de protección.

Se considerará, además, que orientación e inclinación del sistema generador y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla 3.6.

Tabla 3.6: Pérdidas l ímite (CTE DB HE-4) Caso Orientació n e

inclinación (%) Sombras(%) Total(%)

General 10 10 15 Superposición 20 15 30 Integración arquitectónica

40 20 50



Una vez conocida la demanda a partir del consumo en litros diarios (tabla 3.2), la ocupación mínima por vivienda, cuando corresponda (tabla 3.2), pérdidas, así como la ocupación media considerada obtendremos el consumo total de ACS/día en el edificio.

Siguiendo lo prescrito en la Sección HE 4 del vigente Código Técnico, la contribución mínima anual considerando la energía del Sistema Apoyo, y ubicando el edificio en Extremadura, zona climática IV o V, determinaremos la contribución solar mínima, entre el 60 % y el 70%, de la demanda energética anual.

Para el dimensionado de la instalación se considerarán las pérdidas como consecuencia de la orientación, inclinación y sombras, teniendo en cuenta los valores máximos según la tabla 3.6.

Con los datos anteriores, calcularemos la aportación mínima de ACS al edificio de la instalación solar térmica.

Selección del Captador: Es elemento fundamental en la instalación solar, para su funcionamiento y eficiencia térmica, y desde el punto de vista económico ya que, según el tipo y naturaleza de la instalación, puede alcanzar al 50% del coste total. En la elección del captador, se tendrán en cuenta las características de durabilidad y rendimiento, cumpliendo con los ensayos de homologación establecidos por el CTE.

Una vez elegido un modelo de captador solar, de los muchos que hay en el mercado, y considerando su rendimiento energético, aportación, característica, etc., tendremos el número necesario de captadores, y por tanto la superficie total del área de captación, de nuestra instalación.

Selección del Fluido Caloportador : Debido a la climatología de Extremadura, con alto riesgo de heladas en invierno, se optará por un sistema con circuito primario cerrado con intercambiador de calor. El fluido caloportador que circulará por el circuito primario será una mezcla de agua y anticongelante. La proporción de anticongelante lo determinara la temperatura mínima que deba de soportar la instalación. En caso de que en alguno de los meses la ocupación pudiera descender, periodos vacacionales, dando lugar a excesos de ganancias por energía solar ante una demanda menor, se dispondrá de sistemas para la disipación del calor estático excedente. Además de lo anterior, se considerará el incremento de presión en el circuito primario, todos sus componentes se dimensionan para una temperatura máxima, instalándose válvulas de seguridad taradas. El circuito primario se dotará con una bomba circulación que dirija el flujo en la dirección correcta. En la instalación, tras la bomba, en impulsión, se debe instalar una válvula antirretorno que imposibilite el flujo inverso en todo momento. Sistema de Acumulación : se debe prever una acumulación acorde con la demanda al no ser ésta simultánea con la generación. Considerando el área de captación, el volumen de acumulación estará dentro de los límites establecidos en el CTE HE4:

(3.2)

En donde: A: suma de las áreas de los captadores [m²]; V: volumen del depósito de acumulación solar [litros].

Siempre que sea posible, el sistema de acumulación solar estará constituido por un solo depósito, será de configuración vertical, para favorecer la estratificación y estará ubicado en zonas interiores, con el fin de disminuir las pérdidas. 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. Sistema de intercambio : cuando el volumen de acumulación sea superior a 2000 litros, se acudirá a un intercambiador externo. 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/m2 y un rendimiento de la conversión de energía solar a calor del 50 %, cumpliéndose la condición:

50 < V/A < 180



(3.3)

siendo P: potencia mínima del intercambiador [W]; A: área de captadores [m²].

Para aquellos casos en los que el intercambiador esté incorporado al acumulador, e aconseja que la superficie del intercambiador se sitúe entre 1/4 y 1/3 de la relativa a los colectores. El CTE HE4 define que la relación entre la superficie útil de intercambio y la superficie total de captación no será inferior a 0,15. Circuito hidráulico : estará compuesto por diferentes elementos: • Tuberías: una vez elegido el material de fabricación de las tuberías, calcularemos el diámetro de

las mismas 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 y 2 l/s por cada 100 m² de red de captadores. En las instalaciones en las que los captadores estén conectados en serie, el caudal de la instalación se obtendrá aplicando el criterio anterior y dividiendo el resultado por el número de captadores conectados en serie. A continuación se ha de comprobar que con el diámetro escogido cumplen las siguientes condiciones:

La pérdida de carga por metro lineal de tubo no supere los 40 mmcda La velocidad de circulación del líquido ha de ser inferior a 1,5 m/s La pérdida de carga total del circuito no ha de superar los 7 mcda

Con objeto de evitar pérdidas térmicas, la longitud de tuberías del sistema deberá ser tan corta como sea posible y evitar al máximo los codos y pérdidas de carga en general. Los tramos horizontales tendrán siempre una pendiente mínima del 1% en el sentido de la circulación. El aislamiento de las tuberías de intemperie deberá llevar una protección externa que asegure la durabilidad ante las acciones climatológicas admitiéndose revestimientos con pinturas asfálticas, poliésteres reforzados con fibra de vidrio o pinturas acrílicas. El aislamiento no dejará zonas visibles de tuberías o accesorios, quedando únicamente al exterior los elementos que sean necesarios para el buen funcionamiento y operación de los componentes. • Bombas: Siempre que sea posible, las bombas en línea se montarán en las zonas más frías del

circuito, teniendo en cuenta que no se produzca ningún tipo de cavitación y siempre con el eje de rotación en posición horizontal. Para realizar un cálculo aproximado de la potencia de la bomba, utilizaremos la siguiente expresión:

(3.4)

En donde: P: potencia de la bomba en w C: Cauda en l/seg. ∆p: pérdida de carga de la instalación en mmca

Las pérdidas de carga en intercambiadores y colectores son datos que deben ser facilitados por el fabricante. Además, habrá que considerar los siguientes valores límite:

Tabla 3.7 : Potenc ia e léct r ica máx ima de la bomba (C TE DB HE-4) Sistema Potencia eléctrica de la bomba

Sistema pequeño 50 W o 2% de la mayor potencia calorífica que pueda suministrar el grupo de captadores

Sistema grande 1 % de la mayor potencia calorífica que puede suministrar el grupo de captadores

P = C ⋅⋅⋅⋅ ∆∆∆∆p

P ≥≥≥≥ 500 ⋅⋅⋅⋅ A



La potencia máxima de la bomba especificada anteriormente excluye la potencia de las bombas de los sistemas de drenaje con recuperación, que sólo es necesaria para rellenar el sistema después de un drenaje. • Vaso de expansión : Los vasos de expansión preferentemente se conectarán en la aspiración

de la bomba. La altura en la que se situarán los vasos de expansión abiertos será tal que asegure el no desbordamiento del fluido y la no introducción de aire en el circuito primario.

Para el dimensionamiento de un vaso de expansión cerrado usaremos la siguiente expresión:

(3.5)

Siendo: Vt = Capacidad total circuito primario h= diferencia de altura entre el punto más alto del campo de colectores y del vaso de expansión

Para ello calcularemos la capacidad aproximada del circuito primario en sus diferentes elementos teniendo en cuenta: Captadores: la capacidad de los captadores es un dato facilitado por el fabricante. Intercambiador: la capacidad del intercambiador es un dato facilitado por el fabricante. Volumen de las tuberías: consideraremos el diámetro interno de la tubería, así como la longitud de la misma, para hallar su capacidad según las expresiones:

(3.6)

(3.7)

En donde: R: radio interno de la tubería en m2

h: longitud de la tubería en m

Una vez conocido V, elegiremos el vaso de expansión que más se aproxime a este volumen.

• Purgadores y desaireadores : El sistema dispondrá de un sistema de purga de aire en la parte

más elevada de la batería de colectores. Se podrá considerar como volumen útil del botellín de desaireación 15 cm3. por cada m2 de colector.

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.

Elemento de protección cuya misión es absorber los aumentos de volumen del fluido caloportador debido a incrementos de temperatura qu e se producen bajo determinadas condiciones de operación en las instalaciones térmi cas. (solares, acs, calefacción, etc.)

EL VASO DE EXPANSIÓN …

V = S ⋅⋅⋅⋅ h

S = ππππ⋅⋅⋅⋅r2

V = Vt ⋅⋅⋅⋅ (0,2 + 0,01 h)



• 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. En general, es muy recomendable la adopción de un sistema de llenado automático con la inclusión de un depósito de recarga u otro dispositivo, de forma que nunca se utilice directamente un fluido para el circuito primario cuyas características incumplan la Sección correspondiente del Código Técnico o con una concentración de anticongelante más baja. Será obligatorio cuando, por el emplazamiento de la instalación, en alguna época del año pueda existir riesgo de heladas o cuando la fuente habitual de suministro de agua incumpla las condiciones de pH y pureza requeridas en esta Sección del Código Técnico.

3.3.2. Climatización de piscinas. Entre las aplicaciones existentes de la Energía Solar térmica, una de las más interesantes y que mejor resuelta está técnicamente son las instalaciones para el calentamiento de piscinas, debiendo distinguir entre el calentamiento de piscinas cubiertas y descubiertas. Las piscinas cubiertas tienen unas condiciones estándar de humedad y temperatura, y su utilización es fundamental en los meses de invierno. Una piscina descubierta, al aire libre, se pretende calentar durante los meses en que la temperatura ambiente es superior a los 15ºC y, por lo tanto, el baño es agradable al exterior. Así pues, nos encontramos muchos casos de piscinas situadas en lugares de insolación y temperatura ambiente elevada (de marzo a Noviembre) y sin embargo la temperatura del agua del vaso es fría debido a las pérdidas de calor por la noche, siendo conveniente la utilización de una manta térmica para reducir las pérdidas térmicas. Para el dimensionamiento del campo de captadores en el caso de piscinas descubiertas habrá que tener en cuenta las condiciones climatológicas de la zona, la utilización de manta térmica, la orientación e inclinación de los captadores y la superficie de la lámina de la piscina. 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 fórmula empírica:

P [en W/(m2 AK)] = [(28 + 20 V) (tWS – tBS) SW] /1000 (3.9) Donde: tWS = Temperatura del agua (°C) tBS = Temperatura del aire (°C) V = Velocidad del viento (m/s) SW = Superficie de la piscina (m2)

Las piscinas cubiertas tienen unas condiciones estándar de humedad y temperatura, y su utilización fundamental es durante los meses de invierno. En piscinas cubiertas las pérdidas vienen dadas por:

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

Elementos utilizados para la separación y evacuació n del aire existente en los circuitos cerrados producido por las turbulencias del fluido y que puede provocar un bloqueo evitando la circulación en la tubería

DESAIREADORES Y PURGADORES …



– 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 fórmula empírica:

P (en kW) = (130 – 3 tWS + 0,2 t2WS ) (SW/1000) (3.10) donde: tWS = Temperatura del agua (°C) SW = Superficie de la piscina (m2)

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%. Los valores mínimos para la aportación de la instalación solar térmica se encuentran en la siguiente tabla.

Tabla 3.8 Contr ibución solar mín ima en %, caso c l imat ización de piscinas cubier tas (CTE DB HE-4)

Zona climática I II III IV V

Piscinas Cubiertas

30 30 50 60 70

Para instalaciones de climatización de piscinas exclusivamente, no se podrá usar ningún volumen de acumulación, aunque se podrá utilizar un pequeño almacenamiento de inercia en el primario. En este tipo de instalaciones la disposición de los elementos será la siguiente: el filtro ha de colocarse siempre entre la bomba y los captadores, y el sentido de la corriente ha de ser bomba-filtro-captadores; para evitar que la resistencia de este provoque una sobrepresión perjudicial para los captadores, prestando especial atención a su mantenimiento. La impulsión del agua caliente deberá hacerse por la parte inferior de la piscina, quedando la impulsión de agua filtrada en superficie.

3.3.3. Calefacción mediante suelo radiante. El empleo de la calefacción por suelo radiante se remonta a la antigüedad. Al principio, se trataba de aprovechar el calor de los humos provenientes de la combustión para hacerlos pasar bajo el suelo con el fin de elevar su temperatura, aportándole calor y consiguiendo mejores condiciones de confortabilidad. A mediados del siglo pasado, se empezaron a emplear técnicas más eficientes basadas en el transporte de agua caliente por tuberías que se encontraban empotradas en el suelo del local. Sin embargo, surgieron muchos problemas debidos a la corrosión de los tubos de metal por los que circulaba el fluido y a los bajos niveles de aislamiento de las que había en las viviendas. En la actualidad, y debido a la mejora de los niveles de aislamiento, el desarrollo de materiales plásticos para la conducción de agua, y la posibilidad de regular correctamente las instalaciones permite disfrutar de unos elevados niveles de confort, con menores exigencias energéticas, mediante la climatización por suelo radiante.



Figura 3.14: Deta l le de una ins talación por suelo radiante

Una calefacción por suelo radiante consiste en la emisión de calor por parte del fluido (normalmente agua) que circula por tubos embebidos en el suelo. Así conseguimos que el emisor de calor ocupe una superficie amplia. Durante los meses fríos, es suficiente con una temperatura en torno a los 35-40 ºC, para que el fluido que circula por los tubos aporte el calor necesario para proporcionar las condiciones de confortabilidad en la vivienda. Este tipo de instalación se puede emplear, además, para refrescar durante los meses más calurosos, haciendo circular el agua de la red, a una temperatura aproximada de 15 ºC. Se absorberá el calor excedente en el local proporcionando una sensación de frescor. Componentes de una instalación de suelo radiante:

• Generador: debido a la optimización de los sistemas utilizados, se disminuye el consumo, siendo idóneos para el empleo de instalaciones híbridas mediante captadores solares y caldera de condensación.

• Distribución: se realiza mediante colectores de ida y retorno, a los que se conectan los circuitos. El conjunto colector consta de diversos elementos:

o Válvulas de llenado y vaciado. o Válvulas manuales en el colector de ida que permitan abrir o cerrar el paso de agua

a los circuitos en función de la temperatura alcanzada en el local, con la posibilidad de automatización mediante un termostato ambiente.

Figura 3.15: Colector con vá lvu las y detentores integrados.

o Purgadores para extraer el aire contenido en la red de tuberías que dificulten la circulación del agua, disminuyendo la transmisión de calor.

o Detentores (reguladores de caudal) que permitan fijar el caudal adecuado en cada circuito.



Figura 3.16: Regulador de caudal

o Termómetros, tanto en la ida como en el retorno, para la comprobación visual de las temperaturas del sistema

Figura 3.17: Componentes de un conjunto colector

• Tubo: se trata del principal elemento de la instalación, ya que transporta el fluido a través de

la instalación transmitiendo el calor. Se emplean materiales plásticos para las canalizaciones, siendo el polibutileno (PB), el termoplástico que mejor se adapta al diseño y ejecución de las instalaciones de suelo radiante gracias a su flexibilidad y durabilidad. En comparación con otros materiales plásticos, el PB presenta un reducido módulo de elasticidad, permitiendo una mayor facilidad de instalación, así como una menores dilataciones térmicas, causantes de tensiones tan reducidas que son absorbidas, sin problemas, por el material.

Figura 3.18: tubo ca loportador

De acuerdo con la norma EN 1264, se recomienda el empleo de tubos con capa de barrera de oxígeno, reduciendo de esta manera el aporte de oxígeno al agua, protegiendo de la corrosión a los componentes metálicos de la instalación.

Válvula que limita el fluido circulante por una conducción a un valor determinado.

REGULADOR DE CAUDAL …



La distribución del tubo puede ser en serpentín o espiral. La más recomendada es esta última disposición ya que permite una mayor uniformidad en la distribución del calor así como una mejor homogeneidad de temperaturas.

• Recubrimiento del suelo: La capa de mortero que rodea los tubos, almacena y transmite el calor cedido por el fluido que circula a través de los mismos. El espesor mínimo de esta capa por encima de los tubos, según indicación de la norma EN 1264 y por razones de ejecución, debe ser de 30mm como mínimo. Es habitual el empleo de aditivos que fluidifican el hormigón, lo que permite un perfecto recubrimiento de los tubos y evita posibles bolsas de aire que perjudicarían la transmisión de calor. Los sistemas de climatización por suelo radiante permiten el empleo de cualquier tipo de pavimento, sin embargo, y como es lógico, deberemos tener en cuenta su comportamiento ante la transmisión de calor, ya que será diferente dependiendo de los diferentes coeficientes de conductividad térmica.

• Sistema de regulación: los parámetros para el óptimo funcionamiento de la instalación deben adecuarse tanto desde el punto de vista del confort, como el del ahorro energético. Debemos tener en cuenta que la velocidad de respuesta de la instalación es diferente a otra de, por ejemplo, radiadores, ya que la inercia de la instalación es muy importante, ya que tenemos que calentar losas, para que a su vez transmitan el calor al local a través del suelo. Existe la posibilidad de modificar la temperatura de impulsión a la instalación en función de la temperatura ambiente alcanzada en el local. A modo de ejemplo, en periodo de calefacción la temperatura de impulsión se irá reduciendo a medida que la temperatura registrada en la habitación se aproxime al valor fijado como de confort. La existencia de una sonda de temperatura superficial, generalmente ubicada sobre la losa de mortero y bajo el recubrimiento final del suelo, permite limitar la temperatura superficial tanto en periodo de calefacción como en refrescamiento. El valor límite para la temperatura superficial se establece en 29ºC en periodo de calefacción y en 19 ºC en periodo de refrescamiento. En periodo de refrescamiento es necesario controlar las condiciones higrométricas, temperatura y humedad relativa ambiente, de forma que la temperatura superficial no descienda por debajo de la temperatura de rocío y evitando de este modo la formación de condensaciones. En estas condiciones la temperatura mínima del suelo queda condicionada por la temperatura de rocío. Por otra parte, la regulación de temperatura ambiente permite diferenciar distintas zonas de temperatura en la vivienda, controlando, desde termostatos ubicados en cada uno de los locales, la apertura o cierre de los circuitos en función de la temperatura alcanzada.



3.4. Montaje de los captadores solares. Resistencia de anclajes. En este apartado se analizaran las diferentes maneras de integrar los captadores, donde colocarlos y ejemplos de montaje.

Una vez conocida la superficie aproximada de captadores necesaria para cubrir la demanda energética, en las condiciones indicadas en las diferentes normativas, hay que plantearse donde colocar los captadores.

Planteamos varias posibilidades de colocación mostrando diferentes modelos comerciales existentes en el mercado.

3.4.1. Montaje de captadores solares sobre una cubierta pl ana

Los captadores se colocan sobre una estructura auxiliar generalmente metálica de sección triangular, que les proporciona una inclinación distinta que la del soporte, así como una orientación adecuada.

Es una solución en la que priman los requerimientos puramente técnicos para conseguir el mayor aprovechamiento de la radiación solar por el captador (criterio al sur e inclinación óptima), pero no suelen cumplir los mínimos requerimientos de integración.

Figura 3.19: Colocación de captadores sobre cubier ta plana y es tructura auxi l ia r .



Figura 3.20: E jemplos de es tructuras para captador sobre cubierta plana

Se deben respetar las instrucciones de seguridad especificas de la EN, del RITE y del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, así como las advertencias de seguridad para el montaje de colectores.

Hay que respetar la normativa vigente sobre el dimensionado de la carga estática de la estructura de fijación teniendo en cuenta las cargas de nieve y viento.

Si los captadores se quieren fijar en la pared, se deben utilizar clavijas aptas para la misma (carga mínima 6,2 kN)

Figura 3.21: Es tructura captador para te jado plano, con ta ladros para ángulos de

incl inación f i jados .

3.4.2. Ejemplo de montaje de estructura inclinada.

A continuación y en forma de ejemplo se muestra una secuencia de montaje de una estructura metálica para soporte de captadores a disponer sobre un tejado plano.

Hay muchas marcas y modelos diferentes de estructuras metálicas en el mercado pero lo habitual es que se ofrezca una solución integral de la instalaron incluida la estructura.

Figura 3.22: Determinación del ángulo de inc l inación.

Generalmente nos podemos encontrar con dos tipos de estructura para situar sobre una cubierta plana, mediante bloques de hormigón o bien mediante la construcción de una superficie metálica de fijación al suelo disponiendo posteriormente contrapeso sobre esta estructura.



Figura 3.23: Colocación de perf i les para captador sobre una super f icie metá l ica

Figura 3.24: Soporte t r iangular y colocación del captador.

Figura 3.25: F i jación del captador a los perf i les y colocación contrapeso

3.4.3. Montaje de captadores sobre fachadas utilizando una estructura auxiliar.

Este sistema es utilizado para la colocación de captadores sobre fachadas, así como cuando la inclinación de la cubierta es insuficiente. En algunos casos se utilizan los propios captadores como elementos sombreadores de huecos acristalados formando parte de estrategias pasivas de acondicionamiento.

Suele emplearse una estructura auxiliar con distinta inclinación en el caso de captadores solares planos, no siendo necesaria para colectores de tubo de vacío, ya que la inclinación de estos se puede realizar girando convenientemente los tubos.

Figura 3.26: Captadores sobre es tructura auxi l iar de fachada.



Figura 3.27: Di ferentes ejemplos de colocación de captadores sobre es tructura

auxi l ia r en fachada.

3.4.4. Montaje de captadores sobre cubiertas inclinadas.

Esta solución es la que se emplea generalmente en el caso de superposición, posiblemente por ser la más sencilla a la hora de ejecutar la instalación, aunque no es evidentemente la más satisfactoria desde el punto de vista funcional y estético.

Figura 3.28: E jemplos de captadores di rectamente sobre una cubier ta.

Figura 3.29: Es tructura sopor te sobre cubier ta de te ja.



3.4.5. Ejemplo de montaje sobre cubierta inclinada.

Figura 3.30: Colocación del a rnés de segur idad antes de in iciar los t rabajos .

Figura 3.31: F i jación al te jado mediante per f i l en C, torni l lo y ancla je t ipo P o t ipo

W sobre cubier ta con teja ondulada.

Figura 3.32: F i jación de anclaje y colocación de perf i les .



Figura 3.33: Colocación del captador sobre perf i les

Figura 3.34: F i jación del captador a la es tructura

Figura 3.35: Colocación de una te ja de venti lación para el paso de las

conducciones.

Figura 3.36: Ins ta lación sobre cubier ta de te ja con el depós i to sobre y bajo e l

te jado (dis t max. 3m)



3.4.6. Captadores solares integrados, sustituyendo los ele mentos constructivos.

Esta forma de colocación, tanto en fachada como en cubierta, supone la sustitución de una parte de la superficie de estos componentes o incluso la totalidad de la misma por captadores solares planos.

Figura 3.37: Captadores colocados en una cubier ta de tejas u t i l izando una caja

integradora .

Otra forma de integrar un captador sobre una cubierta de teja es mediante el empleo de una caja integradora. Se trata de un bastidor de chapa de acero lacado con un impermeabilizante incorporado. Este tipo de bastidor permite integrar el captador en cualquier modelo de teja de cubierta.

Se puede optar por sustituir directamente las tejas. En la siguiente figura, se ha estudiado la ubicación en la cubierta sustituyendo parte de la cobertura de teja curva, justo en la zona donde se encuentra el canalón de recogida de aguas pluviales.

Figura 3.38: Captador sobre cubier ta sus t i tuyendo la te ja.

En el caso de la figura 3.39, los captadores han sido integrados constituyendo la propia cubierta del edificio residencial.

No obstante, puede observarse que se encuentran sombreados parcialmente en el momento que se tomo la fotografía, muy probablemente a primeras horas de la mañana.

Si el sombreamiento hubiera ocurrido entre las 10 horas y las 14 horas solares del solsticio de invierno, la instalación tendría serios problemas de eficiencia.

Figura 3.39: Captadores sust i tuyendo los mater ia les de cubier ta y detal le del

monta je.



3.4.7. Instalaciones sobre el suelo.

En ocasiones, debido a la gran superficie necesaria de captación (climatización de piscinas, calefacción, etc) no es posible ubicar en parte alguna de la edificación el campo de captadores, por lo que este se coloca a nivel de suelo o en zonas anejas de las edificaciones que va a servir.

Figura 3.40: Ins ta lación sobre el suelo para c l imatización de piscinas

3.5. Fluido Caloportador. Cálculo de peso vacío y l leno de paneles.

El fluido de trabajo o caloportador circula por el interior de los conductos del captador solar, transportando la energía hacia el depósito de acumulación, y transfiriéndola directa o indirectamente a través de intercambiadores de calor.

El fluido encargado del transporte de energía debe cumplir con una serie de requisitos, entre los que destacan:

• Elevado calor específico • Baja Viscosidad • Temperatura de vaporización moderada • Baja temperatura de congelación • Alta estabilidad térmica • Químicamente inerte • No corrosivo y libre de partículas disueltas • Disponible y barato

Las primeras 3 propiedades reducen el caudal necesario de fluido para realizar un transporte óptimo de energía desde los captadores hasta el depósito de acumulación. Al tener menos caudal en el sistema, se reducen las dimensiones de la bomba de circulación y de las tuberías. Se pueden utilizar diferentes tipos de fluidos caloportadores:

• Agua natural: puede ser utilizada en circuito abierto (agua sanitaria que pasa por los

captadores) o en circuito cerrado. En el primer caso es obligatorio que los elementos que constituyen el circuito sean permitidos para la conducción de agua potable.

• Agua con anticongelante. Es el sistema más utilizado. Hay que tener en cuenta las características de la mezcla, entre ellas la toxicidad, siendo preciso su utilización en circuito cerrado, la viscosidad, que debido a la adición del anticongelante aumentará notablemente siendo preciso tenerlo en cuenta para el cálculo de las pérdidas de carga; el coeficiente de dilatación del anticongelante, muy importante a la hora de dimensionar el vaso de expansión (para una proporción de anticongelante hasta el 30% se utiliza un factor de corrección de 1,1);



la estabilidad ya que la mayoría de los anticongelantes se degradan a partir de los 120º pudiendo provocar problemas de corrosión en el circuito; el calor específico de la mezcla que es inferior a la del agua natural, debiendo tenerse en cuenta para el cálculo del caudal y por último la temperatura de ebullición que será levemente superior a la del agua natural, por lo que no habrá que tenerlo en cuenta.

• Fluidos orgánicos: existen dos tipos, los sintéticos y los derivados del petróleo. Las mismas consideraciones que se toman con respecto al agua con anticongelante deben ser tomadas en este caso en lo concerniente a la toxicidad, viscosidad y dilatación. Además, estos fluidos, al ser combustibles, presentan el riesgo adicional de incendio. Químicamente son estables a temperaturas elevadas.

• Aceites siliconas: Suelen ser productos estables y de buena calidad, pero mientras su precio no se iguale al de los fluidos orgánicos su utilización será poco generalizada.

La capacidad de fluido dentro de un captador solar varía entre uno y tres litros, por lo que su incidencia en el peso total de la estructura es prácticamente inapreciable, excepto en el caso de los equipos compactos,, cuyos depósitos pueden llegar a alcanzar los 300 litros de capacidad. El peso del captador solar y la capacidad del mismo, capacidad volumétrica del mismo, densidad del fluido caloportador, etc. Todos estos datos deben ser facilitados por el fabricante.



3.6. Dilataciones térmicas y esfuerzos sobre las es tructuras Debido a los importantes cambios de temperatura que pueden afectar diariamente a los captadores solares hay que prestar una gran atención al sistema de conexionado entre los mismos. Este factor obliga a tener mucho cuidado en la elección de los materiales y en la ejecución de las conexiones, para evitar averías, roturas y pérdidas de fluido. En todo caso seguiremos las siguientes indicaciones:

• El sistema de conexión será el especificado por el fabricante, prestando especial atención en la estanqueidad y durabilidad de las conexiones del captador.

• No se podrá trabajar con conexiones soldadas debido a las elevadas tensiones que se pueden generar debido a las dilataciones,.

• El fabricante deberá explicar el sistema de conexión, estando preparado el mismo para absorber las dilataciones que se puedan producir.

• Los captadores que dispongan de dos manguitos de conexión diagonalmente opuestos, se conectarán a dos tuberías exteriores a los captadores, una inferior y otra superior. La entrada tendrá una pendiente ascendente del avance del fluido del 1%.

• La conexión entre captadores y entre filas se realizará de manera que el circuito resulte equilibrado hidráulicamente.

• Para evitar así las deformaciones de los elementos rígidos de la instalación, se trabajará con conexiones flexibles o con magnitudes de dilatación, que se puedan deformar. Como criterio, debería existir una junta de dilatación por cada tres captadores solares.



3.7. Asociaciones entre los captadores solares. Pér didas hidráulicas en montaje serie paralelo. El espacio disponible para la ubicación de los captadores solares, así como la configuración a la hora de interconectarlos, es algo fundamental que debemos tener en cuenta a la hora de diseñar la instalación. A continuación vamos a ver las diferentes formas de conectar los captadores solares:

3.7.1. Conexión en paralelo.

Se trata de la forma más habitual de conexionado entre los captadores, permitiendo grandes caudales, obteniendo además un buen rendimiento. Entre los inconvenientes que podemos encontrarnos estaría el aumento en la longitud de las tuberías, además de una menor temperatura de salida del fluido caloportador, aunque suficiente para la producción de agua caliente sanitaria.

Figura 3.41: Conexión de captadores en para lelo

El número máximo de paneles que se pueden colocar en paralelo estará limitado por el fabricante, no siendo nunca superior a 10 (la normativa indica que la perdida de carga no debe ser superior a 1 m.c.a. pero esto no suele ocurrir, ya que las pérdidas producidas en los captadores son muy pequeñas). A las filas de captadores conectados en paralelo se les denomina baterías.

Se recomienda, en cada batería, la utilización de los siguientes elementos:

• Dos válvulas de corte situadas a la entrada y salida de la batería, que permitirán, en caso necesario, aislarla del resto de la instalación.

• Un purgador/desaireador, con válvula de corte, en la parte más alta de la instalación.

Figura 3.42: Deta l le de purgador/desa ireador en una ins talación

• Un grifo de vaciado en la parte inferior de la batería.

Figura 3.43: Deta l le de un gr i fo de vaciado

• Un regulador de caudal, a la entrada de la batería.



Figura 3.44 Esquema de una bater ía de captadores sola res en paralelo .

Se recomienda, además, que el circuito general incluya una válvula de seguridad, así como una sonda de temperatura.

La Sección HE4, del Documento Básico HE Ahorro de Energía del CTE, establece en el apartado 3.3.2.2, las condiciones que deben cumplir las conexiones de los captadores:

1- Se debe prestar especial atención en la estanqueidad y durabilidad de las conexiones del captador.

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

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

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

El apartado 3.3.2.2 del HE4, hace referencia a un límite de conexión en serie de captadores, sin especificar en ningún caso el caudal.

La evaluación del rendimiento de un campo de captación está directamente relacionado con su caudal y su conexión serie/paralelo. De este modo podemos saber el caudal específico (litros/hora por m2 de captación). Es decir, para evaluar el rendimiento de una instalación debemos conocer el caudal específico, y no es suficiente con saber si la conexión es serie o paralelo, se debe combinar con el caudal recomendado por el fabricante.

3.7.2. Conexión en serie.

En el caso de la conexión en serie de captadores solares, el caudal que pasa por todos ellos es el mismo, permitiendo, de esta manera, secciones más pequeñas en las conducciones.

La conexión de varios captadores en serie nos va a permitir alcanzar temperaturas superiores, recomendándose no poner más de tres unidades.



Figura 3.45: Conexión de captadores en ser ie

Entre las ventajas de este tipo de conexión se encuentran la necesidad de un menor espacio de ocupación, así como una menor sección de las tuberías (menores costes), consiguiendo una mayor temperatura.

En la conexión en serie, el fluido caloportador atraviesa todos los colectores para realizar un ciclo, adquiriendo mayor temperatura. Entre los inconvenientes que se presentan destaca que el agua debe vencer una resistencia mayor para atravesar los circuitos (mayores pérdidas de carga). Además en cada colector la temperatura del agua iría en aumento hasta llegar al último colector donde se podrían producir unas pérdidas de calor elevadas, disminuyendo el rendimiento del conjunto, por lo cual esta configuración es poco habitual y no muy recomendable.

3.7.3. Conexión mixta

Lo habitual será disponer de los colectores acoplados entre si en paralelo, formando filas, que a su vez se conectarán también en paralelo, o asociaciones serie-paralelo o paralelo-serie dependiendo de las necesidades y características de cada instalación.

3.7.4. Concepto de retorno invertido

En las conexiones se debe guardar el principio de retorno invertido para mantener el equilibrio hidráulico, esto significa que el colector más próximo por la tubería de impulsión debe ser el más alejado por la tubería de retorno, y viceversa.

Si no se consiguiese el equilibrado hidráulico habría que poner válvulas para compensar presiones.

Figura 3.46: Esquema de retorno invert ido



3.8. Sistemas de protección superficial.

3.8.1. Tratamientos superficiales en el captador

En el caso del absorbedor, la cara expuesta al sol está recubierta de un revestimiento especial para facilitar la absorción. El procedimiento consiste en la aplicación de pinturas y/o la utilización superficies selectivas. Es necesario buscar un equilibrio entre la absorción y la emisión. Las pinturas oscuras absorben bien, pero tienen un coeficiente de emisión similar, por lo que no son indicadas para altas temperaturas. Se han logrado revestimientos con un coeficiente de emisión mucho más bajo, por esta diferencia se les llama superficies selectivas. Estas superficies no son simples si no que se logran a partir de la superposición de varias.

Tabla 3.9: D i ferentes t ratamientos apl icables sobre la super f ic ie captadora.

Tratamiento Absortancia Emitancia Indice de efectividad

Negro de níquel sobre níquel 0,93 0,06 15,5

Ni - Zn - S sobre níquel 0,96 0,07 13,7

Negro de cromo sobre níquel 0,92 0,1 9,2

Negro de hierro sobre acero 0,9 0,1 9,0

Negro de cinc 0,9 0,1 9,0

Negro de cromo 0,89 0,1 8,9

Negro de cobre sobre cobre 0,87 0,1 8,7

Óxido de cobre sobre aluminio 0,93 0,11 8,4

Enamel cerámico 0,9 0,5 1,8

Pintura acrílica negra 0,95 0,9 1,06

Pintura de silicona negra 0,93 0,9 1,03

Pintura inorgánica negra 0,94 0,92 1,02

También es importante considerar los riesgos existentes en las instalaciones solares térmicas debido a la congelación o ebullición del fluido caloportador, protegiendo los captadores frente a estas contingencias:

3.8.2. Protección contra la congelación

Durante la noche las instalaciones están paradas no produciendo calor, el líquido caloportador está expuesto a la congelación en ciertas zonas y durante algunas épocas del año. Por ello, se puede llegar a la congelación aún con temperaturas ambientales superiores a 0º C, provocando daños irreparables en los captadores. Según la crudeza del clima serán necesarias medidas para prevenir este fenómeno. Estas pueden ser:

1. Paro total de la instalación durante el invierno.

2. Calentamiento de los colectores por recirculación del fluido, tomando calor del almacenamiento térmico o mediante energía de apoyo.

3. Utilización de un anticongelante



Figura 3.47: Mezcal de ant icongelante con re lación a la temperatura mínima

prevista

4. Utilización de colectores capaces de soportar congelación

5. Vaciado de los colectores

3.8.3. Protección contra la ebullición

Las subidas excesivas de temperaturas se producen generalmente en las instalaciones que están fuera de servicio, o que han sido sobredimensionadas y no pueden dispar todo el calor. Cuando el fluido es agua, incluso con anticongelante existen riesgos de ebullición y sobrepresión. El riesgo se sitúa en los colectores y en el almacenamiento. En el circuito de captadores podemos evitar el peligro de sobrepresión mediante la adopción de alguna de las siguientes medidas:

1. Diseño de un circuito capaz de resistir la presión máxima previsible 2. Evitando que los colectores reciban la totalidad del flujo solar durante las horas de más radiación en verano 3. Limitar la presión, bien evacuando el vapor mediante una válvula de descarga, bien por vaciado parcial automática. 4. Usando un fluido orgánico con punto de ebullición elevado como fluido caloportador. 5. Usando sistemas para la disipación de calor.



Resumen del módulo III. En este módulo se muestran los fundamentos teóricos así como diferentes tipos de captadores solares, haciendo especial incidencia en el captador solar plano. A continuación se explica brevemente el dimensionamiento básico de un sistema solar térmico utilizando los requerimientos de en el Código Técnico de la edificación, para el cálculo de la demanda. Finalmente se muestran diversos tipos de montaje de los captadores, así como las diferentes asociaciones entre los mismos.



CIRCUITO PRIMARIO



El objetivo para este módulo es la instalación y conexionado de elementos del circuito primario.

Recuerda: para optimizar el comportamiento del circ uito primario es recomendable que la instalación sea de tipo cerrada.

4. CIRCUITO PRIMARIO.

Los elementos que integra una instalación solar térmica tienen la finalidad de captar la radiación solar, transferirla en forma de energía térmica a un fluido de trabajo y almacenar esa energía en el mismo fluido o bien en otro para poder ser utilizada después en los puntos de consumo. Para realizar estas funciones, la instalación cuenta como mínimo con dos circuitos, el circuito primario y el circuito secundario. El que nos ocupa en éste módulo es el circuito primario o circuito hidráulico, encargado de captar la energía solar en forma de calor, transportar esa energía (fluido que circula por el sistema de captación) hasta el lugar de almacenamiento o el intercambiador de calor donde se transfiere al circuito secundario (que llega a los puntos de consumo). Los componentes fundamentales del circuito primario son:

• Colectores • Estructura de anclaje y soporte de colectores • Tuberías para circulación del fluido de trabajo • Aislamientos • Bombas de circulación • Intercambiador de calor • Sistemas de control, protección y regulación • Dispositivos para purga, llenado y vaciado del circuito

Si atendemos a la función de los circuitos, puede establecerse una clasificación de las instalaciones en abiertas y cerradas . Instalaciones abiertas son aquellas en las que el fluido de trabajo es el propio agua de consumo, no existiendo una separación física entre los circuitos primario y secundario. Por otro lado, las instalaciones cerradas disponen de un intercambiador que separa el fluido primario de trabajo, cuya finalidad es la captación de energía para posterior transferencia, del fluido secundario (agua de consumo). Por norma general es preferible la utilización de instalaciones cerradas ya que, a pesar de tener un mayor coste y un menor rendimiento inicial por la transferencia de calor en el intercambiador, presentan importantes ventajas con respecto a las abiertas. Algunas de ellas son las menores deposiciones calcáreas que se producen en los captadores, que afectan negativamente al rendimiento en la transferencia de calor; permite el uso de mezclas anticongelantes como fluido de trabajo, mejorando el comportamiento de la instalación frente a heladas; limita el contenido de oxígeno en el circuito primario, reduciendo el riesgo de corrosión y se independiza la presión del sistema de captación de la presión de la red.



4.1. Formas de acumulación térmica.

4.1.1. Introducción Tecnológicamente existen múltiples formas de acumular la energía térmica. Si nos referimos a las instalaciones solares, la necesidad de acumulación térmica se debe a que la captación solar y la demanda de energía no siempre ocurren de forma simultánea. Esto es simple, el sol no está siempre disponible y la energía que nos ofrece varía continuamente. Por este motivo es imprescindible disponer de acumuladores para adaptar la demanda de energía a la disponibilidad solar, cubriendo así las necesidades energéticas en aquellos momentos en los que no se produce captación solar suficiente y aprovechando la radiación solar cuando no hay consumo.

Para el almacenamiento de energía térmica existen diferentes procedimientos, tanto activos (por ejemplo fluido en circulación) como pasivos (por ejemplo uso de materiales y elementos de construcción). Las formas más habituales son el almacenamiento por calor sensible y el almacenamiento por calor latente. El tipo de almacenamiento que se debe seleccionar debe ser acorde a la aplicación a la que se destine la energía. Así, para producción de agua caliente normalmente se recurre al agua para almacenar la energía calorífica (calor sensible) en el acumulador puesto que el uso de agua como fluido almacenador de energía térmica presenta las ventajas de su elevada capacidad térmica, bajo coste, alta disponibilidad, nula toxicidad e inflamabilidad, etc. Además, en el caso particular de que la energía almacenada se destine a la producción de agua caliente sanitaria, la extracción de energía se realiza a través del propio agua haciéndose innecesaria la utilización de un intercambiador que separe el agua de consumo del fluido almacenador de energía térmica.

Figura 4.1 Esquema del s is tema de acumulación para producción de A.C.S . Los sistemas de acumulación se basan en ciclos diarios de carga y descarga . Tienen el funcionamiento de un tanque de almacenamiento en el que el agua caliente, por su menor densidad, se sitúa en la parte de arriba y el agua fría en la parte baja. De este modo la extracción para el consumo se realiza de la zona superior, a una temperatura ligeramente mayor a la de consumo, mientras que el calentamiento del agua del depósito se realiza desde la zona inferior. Las características que debe tener un acumulador son:

• Alta capacidad calorífica (cantidad de calor que almacena la unidad de masa del material cuando su temperatura se incrementa en un grado centígrado)

• Volumen reducido, con adecuada estratificación de temperaturas

Recuerda: el depósito acumulador permite equilibrar el aporte solar y el consumo.



• Buen aislamiento térmico • Responder de manera rápida a la demanda • Correcta distribución de las tuberías de conexión • Buena integración arquitectónica • Bajo coste • Seguridad y resistencia dentro de los rangos de presión y temperaturas de trabajo • Larga duración

4.1.2.Tipos de acumuladores y materiales. Los acumuladores son depósitos de almacenamiento de agua (fluido que contiene la energía calorífica) que suelen tener forma cilíndrica en disposición vertical para facilitar el fenómeno de la estratificación 1 de temperaturas. Los materiales más usuales para su construcción son el acero, acero inoxidable, aluminio, fibra de vidrio reforzada y plásticos. La elección del material depende del tipo de aplicación, el lugar de instalación, el coste, la vida media calculada y la facilidad de mantenimiento. Atendiendo a la aplicación a la que se destinan y al tipo de agua que almacenan, los acumuladores pueden ser de agua caliente sanitaria (A.C.S.), de inercia o una combinación de ambos. ACUMULADORES DE A.C.S. Los acumuladores de agua caliente sanitaria almacenan un fluido que se destina directamente a consumo por lo que han de cumplir obligatoriamente con las exigencias establecidas para el almacenamiento de agua potable; deben ser resistentes a fenómenos de corrosión debidos al contenido de oxígeno en el agua potable y a altos niveles de presión y de temperatura en ciertas ocasiones. La resistencia a la aparición de corrosión depende del material elegido para su construcción, resultando recomendable utilizar acumuladores con protecciones interiores adecuadas, evitar el contacto directo de materiales metálicos diferentes (acero-cobre) para impedir la aparición de pares galvánicos2 y emplear sistemas de protección específicos frente a la corrosión como el ánodo de sacrificio3 o el sistema de corriente impresa4.

1 Estratificación: distribución vertical de temperaturas en el interior del depósito de acumulación de manera que el agua caliente se encuentra en la zona superior y el agua fría en la zona inferior, como consecuencia de la diferencia de densidades entre ellas. 2 Par galvánico: diferencia de potencial que aparece entre dos metales diferentes en contacto con un electrolito (solución conductora por disociación de los átomos del soluto en iones) , formando una pila galvánica en la que el ánodo (potencial más negativo) se corroe y el cátodo no sufre corrosión . 3 Ánodo de sacrificio: elemento muy sensible a la corrosión que absorbe toda la reacción química que se produce durante la oxidación de forma que sufre toda la corrosión logrando así que el material a proteger quede en perfecto estado. 4 Sistema de corriente impresa: procedimiento consistente en unir el elemento a proteger con el polo negativo de un generador de corriente continua y el positivo con un ánodo auxiliar que cierra el circuito y se corroe, en presencia de un electrólito.



Figura 4.2 Acumulador de A.C.S .

Los acumuladores, dependiendo del tipo de conexión en el sistema solar, pueden ser:

• De tipo directo: el fluido almacenado en ellos es el mismo que circula por el circuito de consumo de agua caliente.

• De tipo indirecto (interacumuladores): incluyen un intercambiador conectado directamente con el circuito solar de manera que el fluido que circula a través de los captadores solares no entra en contacto directo con el agua potable del circuito de consumo. Las partes fundamentales de este tipo de interacumuladores son:

• Carcasa o recubrimiento: estructura del equipo, en la que se disponen los elementos de sujeción.

• Aislamiento: para aislar el depósito inferior del recubrimiento del equipo

• Cilindro: componente portador de agua caliente El rango característico para las presiones de trabajo está comprendido entre 4 y 6 bar.

ACUMULADORES DE INERCIA Son unidades en las que no se acumula el agua de consumo sino que se trabaja sobre un circuito cerrado . Es por esto que las instalaciones solares destinadas a la producción de agua caliente sanitaria en las que se utilizan estos acumuladores necesitan que exista separación entre el agua del acumulador y el agua potable para consumo, por lo que en estos casos se incluye un intercambiador . Los acumuladores de inercia trabajan a una presión inferior a la de los acumuladores de agua caliente sanitaria. Al contener agua no potable son de menor coste que los anteriores por las menores exigencias en lo que a materiales de construcción se refiere. Por este motivo suelen ser de acero negro, con buena resistencia frente a la temperatura. El inconveniente que presenta el acero negro de sufrir corrosión con mayor facilidad, no es tan determinante debido la separación de los circuitos comentada anteriormente.

Recuerda: los acumuladores de ACS deben estar prepa rados para el consumo humano y ser resistentes a la corrosión.



Figura 4.3 Acumulador de inercia.

Los acumuladores de inercia resultan muy prácticos en aplicaciones de calefacción, dirigiéndose directamente la energía previamente almacenada hacia el sistema de calefacción. Su uso se extiende además a otros tipos de aplicaciones como por ejemplo dentro del sector industrial, entre otras. ACUMULADORES COMBINADOS Los acumuladores combinados son depósitos de inercia que alojan en su interior un acumulador de agua caliente sanitaria con la gran ventaja de que pueden combinar el agua sanitaria (ACS) y la calefacción en un mismo dispositivo. Estos acumuladores son muy sencillos y constan de uno o dos serpentines, de los cuales el inferior corresponde al circuito de captación solar y calienta el fluido de la calefacción que a su vez calienta el agua para (ACS). El segundo serpentín se utiliza como apoyo del sistema,(nota: el segundo serpentín de apoyo no está contemplado el nuevo CTE). Se trata de una manera muy fácil y sencilla de ahorrar energía tanto en la calefacción como en el consumo de ACS.

Figura 4.4 Esquema básico acumulador combinado.

En este caso es necesario tener en cuenta que el tanque interior , ocupado por el agua para ACS, no sea de acero, sino de acero inoxidable para que pueda evitarse la corrosión que aparecería a largo plazo en el tanque interior para agua sanitaria.



Figura 4.5 Acumulador combinado.

En función del número de usuarios a los que abastecen podemos distinguir:

• Acumulador central: desde él se distribuye el fluido caloportador a varias instalaciones de consumo.

• Acumulador individual: desde él se distribuye el fluido caloportador a una única instalación de consumo.

4.1.3. Conexión de varios acumuladores. La conexión de varios acumuladores entre sí puede realizarse de varias formas, siendo las más utilizadas las conexiones en serie y en paralelo. Sólo es circunstancias muy concretas se recurre a la combinación serie-paralelo. CONEXIÓN EN PARALELO La conexión de acumuladores en paralelo equivale a la utilización de un único acumulador con el volumen total de todos los que se conectan y con la altura de uno de ellos. De este modo, el fluido que circula hacia los captadores o hacia el intercambiador parte de la zona inferior de todos los acumuladores, regresando por la zona superior de todos ellos al mismo tiempo, existiendo la posibilidad de que dicho retorno se realice a la cota necesaria en cada depósito que garantice la correcta estratificación de temperaturas. El agua del circuito de consumo procede de la zona alta de todos los acumuladores, dejando la zona inferior para la entrada del agua de red. Este tipo de conexión favorece por tanto la correcta estratificación de temperaturas en el interior de todos los acumuladores, pero con un rango de temperaturas menor, es decir, una distribución más homogénea .

Figura 4.6 Acumuladores con in tercambiadores inter iores conectados en paralelo .



Figura 4.7 Acumuladores con in tercambiador exter ior conectados en parale lo.

CONEXIÓN EN SERIE La conexión de acumuladores en serie equivalente a la utilización de un único acumulador con el volumen total de todos los que se conectan y cuya altura fuese la suma de las alturas de todos los acumuladores conectados. De este modo, el fluido que circula hacia los captadores o hacia el intercambiador parte de la zona inferior del acumulador de menor temperatura, regresando por la zona superior del que se encuentra a mayor temperatura, retorno que debería realizarse a la cota necesaria en función de su temperatura. El agua del circuito de consumo procede de la zona alta del acumulador de mayor temperatura, dejando la zona inferior del acumulador a menor temperatura para la entrada del agua de red. Con este esquema de conexión entre acumuladores se consigue un rango mayor de estratificación de temperaturas y además presenta mejores condiciones para el equilibrio hidráulico que el conexionado en paralelo.

Figura 4.8 Acumuladores con in tercambiadores inter iores conectados en ser ie.



Figura 4.9 Acumuladores con in tercambiador exter ior conectados en ser ie .

Cuando la variabilidad de la demanda sea muy grande entre las épocas de verano e invierno, se alternarán pequeñas demandas de agua con otras muy elevadas. En estos casos pueden combinarse los depósitos mediante válvulas de tres vías que permitan desconectar uno de ellos en la época de menor demanda energética.

Figura 4.10 S is tema de acumulación con capacidad var iable.

4.1.4. Conexión de sistema convencional auxiliar de apoyo energético. Es fundamental en toda instalación disponer de un sistema convencional de apoyo para cubrir la demanda de energía calorífica cuando se presentan puntas de consumo o en aquellos momentos en los que la captación solar es insuficiente . El calentamiento auxiliar puede realizarse en el

Recuerda: la conexión en serie o en paralelo de var ios acumuladores determina la distribución de temperaturas disponible en el inter ior de los mismos, aumentando el rango de temperaturas o haciéndolo más homogéneo re spectivamente.



acumulador principal o bien en otro depósito, independiente del sistema de acumulación, y que puede conectarse al mismo de diversas formas.

Figura 4.11 S is tema de apoyo convencional en acumulador p r incipa l .

Situar el calentamiento de apoyo en un segundo acumulador encarece la instalación, pero supone una mejora en la eficiencia con respecto al calentamiento auxiliar producido en el acumulador principal, siendo esta última configuración la más utilizada en el caso de pequeñas instalaciones. En este caso la transferencia de calor del sistema de apoyo al fluido contenido en el acumulador se realiza en la zona superior del depósito, con el propósito de no afectar al calentamiento producido por la captación solar. En estos casos es recomendable el uso de acumuladores que favorezcan especialmente la estratificación, que cuenten con membranas de separación entre la zona asociada a la energía auxiliar y la zona afectada por el calentamiento solar. También es buena práctica el uso de deflectores para evitar la mezcla.

Figura 4.12 S is tema de apoyo convencional en depós i to secundario.

La opción de realizar el calentamiento auxiliar en un depósito secundario es preferible en instalaciones grandes. Esta configuración cuenta además con una importante mejora cuando se incluye una válvula de tres vías con regulación del diferencial del caudal de fluido que entra en el depósito secundario dependiendo de la temperatura existente en el acumulador principal. De este modo se logran mejoras en el rendimiento de la instalación.



Figura 4.13 S is tema de apoyo convencional en depós i to secundario con válvula de

tres v ías. Un inconveniente que presentan las instalaciones con dos depósitos (principal y auxiliar) es que el volumen acumulado en el depósito auxiliar puede enfriarse cuando no se produce consumo de agua durante un determinado período de tiempo, siendo necesario calentar dicho volumen mediante el sistema de apoyo energético auxiliar. Por el motivo anterior se deriva una segunda variante de la configuración que consiste en la inclusión de una electrobomba de recirculación regulada de manera que transfiera fluido del acumulador solar al depósito secundario evitando así tener que utilizar exclusivamente el sistema convencional para producir el calentamiento. En este caso debe garantizarse mediante válvulas que no se produzca retorno a través de la conducción de la bomba para impedir que el calor del depósito secundario pase al acumulador solar.

Figura 4.14 S is tema de apoyo convencional en depós i to secundario con

reci rcu lación.

4.2. Dimensionado de A.C.S. El dimensionado de una instalación solar destinada a la producción de ACS debe concebirse como el equilibrio entre la demanda energética (consumo de agua caliente) y la energía que a lo largo del día puede aportar la superficie de captadores, utilizando el depósito de acumulación como medio para adaptarse al consumo en un ciclo.



4.2.1. Datos de partida. Previamente al dimensionado, es preciso contar con una serie de datos que aporten la máxima información posible. Se deben recoger los datos climatológicos, de radicación y geográficos de la zona, y debe realizarse un estudio de sombras considerando que la orientación Sur es la óptima. Tras el análisis de la estructura de la cubierta y una vez se garantice la viabilidad del montaje sobre la misma, la integración arquitectónica debería estar presente a la hora de completar el diseño. Los criterios de eficiencia energética nos conducirán a una instalación en la que se minimicen las pérdidas térmicas, con una separación y ubicación óptimas de los elementos y con un sistema convencional convenientemente adaptado según las necesidades. Para el replanteo de la instalación se determinarán las medidas de seguridad y se tendrán presentes otros aspectos como el análisis de obstáculos para el trazado de los circuitos, la facilidad para el montaje, la disponibilidad de espacios para labores de mantenimiento, la situación de sumideros de agua y de puntos de conexión a la red eléctrica, así como otras consideraciones específicas que pudieran tener edificios protegidos. Para recopilar los datos principales pueden ser de utilidad tablas como la que se muestran a continuación:

Tabla 4.1 Resumen datos pr incipa les radiación

Mes Nº de días H

Radiación horizontal (kWh/m2)

H’ Radiación

modificada5 (kWh/m2)

k Factor

corrección6

E=k x H Radiación inclinada (kWh/m2)

T ambiente (ºC)

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Anual

Tabla 4.2 Resumen datos pr incipa les demanda

Mes Temperatura Fría de red

(ºC)

Consumo ACS

(litros/día)

Consumo ACS

(litros/mes)

Ocupación (% mes)

Consumo real ACS

(litros/mes) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto

5 Radiación modificada (H’): radiación sobre superficie horizontal modificada por un factor en función de la situación de la instalación solar (zona urbana, zona despejada...) 6 Factor de corrección (k): coeficiente correspondiente a la inclinación de los captadores por el que hay que multiplicar la radiación horizontal para obtener la radiación inclinada.



Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Anual

4.2.2. Criterios de dimensionado. Como sabemos, un sistema solar térmico para la producción de agua caliente sanitaria cuenta con estos elementos:

• Un sistema de captación formado por uno o varios captadores que transforman la radiación solar incidente en energía térmica utilizando fluido de trabajo que los corroe.

• Un sistema de acumulación constituido por un depósito de almacenamiento de agua caliente.

• Un sistema de intercambio que realiza la transferencia de energía térmica desde el circuito primario, al agua caliente que se consume.

• Un circuito hidráulico constituido por tuberías, bombas, válvulas, etc., que se encarga de establecer y mantener la circulación del fluido caliente desde el sistema de captación hasta el sistema de acumulación y desde éste a la red de consumo.

• Un sistema de regulación y control que asegura el correcto funcionamiento del equipo, para proporcionar un adecuado servicio de agua caliente y aprovechar la máxima energía solar térmica posible. Por otro lado, puede incorporar distintos elementos de protección de la instalación.

• En algunas ocasiones, sistema de energía auxiliar que sirve de apoyo al aporte solar suministrando la energía necesaria hasta cubrir la demanda prevista cuando la energía obtenida de la captación solar no es suficiente.

El dimensionado elemental de una instalación de energía solar térmica destinada a la producción de ACS abarca tanto la selección de la superficie de captación solar como el volumen de acumulación.

Figura 4.15 E lementos fundamentales a dimensionar.

Recuerda: en el d imensionado deberemos atender a los requerimientos de la legislación vigente y a las recomendaciones de los fabricantes de los equipos utilizados.



El camino a seguir para un correcto dimensionado ha de conducir a una solución de compromiso que atienda la demanda de energía térmica con el máximo porcentaje posible, minimizando los excedentes de energía y el coste total, incluyendo los gastos de operación y el coste del sistema de apoyo. Adicionalmente criterios de eficiencia y de calidad de los equipos son básicos en el dimensionado de una instalación solar.

El proceso de dimensionado debe ser ordenado y coherente para todos los elementos de la instalación solar, según el siguiente desarrollo: 1. Realizar un cálculo de la carga energética mediante las hojas de carga que correspondan a nuestra instalación, siguiendo las indicaciones del CTE. 2. Establecemos las zonas climáticas y las coberturas solares correspondientes para asegurarnos que cumplimos con los requisitos establecidos. 3. Establecemos el volumen de acumulación necesaria para nuestra instalación. Se establece el tipo de acumulación y sus prioridades de carga y descarga. 4. Con el volumen de acumulación de ACS o nuestras demandas energéticas establecemos la superficie de captación adecuada. Para ello hemos de ajustar la inclinación de los colectores de manera que se cumplan las siguientes condiciones:

� La curva de producción se aproxima en forma lo más posible a la curva de demanda. � Se cumple con la normativa vigente sobre los límites de inclinación de los colectores. � Se verifican los factores de corrección para calcular la superficie de colector,

correspondientes a las pérdidas de los diferentes elementos de la instalación. � Se verifica el rendimiento del colector para calcular la superficie de colector. Por simplicidad,

tomaremos como rendimiento promedio del colector el 60% y deberemos asegurarnos de que en ningún momento es inferior al 40%.

� Verificanos que se cumple la relación entre superficie de captación y volumen de acumulación.

50< V/A < 180

siendo A es la suma de las áreas de los captadores. (m2) V es el volumen del depósito de acumulación en litros.

� Verificamos que se cumple con que el dimensionado básico de la instalación, para cualquier

aplicación, deberá realizarse de forma que en ningún mes del año la energía producida por la instalación solar supere el 110% de la demanda de consumo y no más de tres meses seguidos el 100%. A estos efectos, y para instalaciones de un marcado carácter estacional, no se tomarán en consideración aquellos periodos de tiempo en los cuales la demanda se sitúe un 50% debajo de la media correspondiente al resto del año.

5. Opcionalmente podemos aplicar el método f-chart para comprobar que nuestra instalación alcanza los niveles de cobertura deseados. 6. Se verifica si la energía producida, teóricamente, por la instalación solar supera la demanda correspondiente a la ocupación real o algún otro periodo de tiempo en el cual puedan darse las condiciones de sobrecalentamiento, previéndose para este caso las medidas de protección de la instalación correspondiente, tanto en funcionamiento como en diseño y dimensionado.

Recuerda: para viviendas de nueva construcción el l ímite mínimo de demanda cubierta es el establecido por el Código Técnico de la Edificación y que para zona V supone el 70% para cualquier demanda diaria.



7. Se establece el tamaño, forma y distribución de nuestro campo de colectores de manera que inicialmente el circuito hidráulico esté de por sí equilibrado. Si no fuera posible, el flujo debe ser controlado por válvulas de equilibrado. 8. Se establece el tipo de líquido caloportador, en función de las condiciones ambientales donde trabaja nuestra instalación. 9. Se establece el tamaño del intercambiador, ya sea externo o interno, en función de nuestro diseño. 10.Se realiza el dimensionado de las tuberías en función de los tamaños del acumulador, campo de colectores, longitud de las tuberías y el número y tipo de los elementos hidráulicos auxiliares. 11. Se realiza el dimensionado del vaso de expansión en función del volumen de líquido contenido en la instalación y del tipo de líquido caloportador. 12. Se realiza el dimensionamiento de la bomba o bombas de circulación en función del tamaño de las tuberías, caudal, tipo de líquido caloportador y Tª de trabajo. 13. Se realiza el dimensionamiento del aislamiento en función del tamaño de las tuberías y de la Tª de trabajo. 14. Se realiza el dimensionamiento del sistema auxiliar de calentamiento en función de la demanda energética en las condiciones más desfavorables. 15. Se realiza el dimensionamiento de los elementos hidráulicos auxiliares en función del tamaño de las tuberías, temperaturas de trabajo y circuito de diseño.

4.2.3. Demanda de energía térmica. La demanda de energía térmica para producción de agua caliente sanitaria viene dada por el consumo diario de agua caliente, la temperatura del agua de la red y la temperatura de uso. De tal forma que las necesidades caloríficas diarias pueden evaluarse mediante la siguiente expresión:

(4.1)

Donde: D(T): Consumo diario promedio de agua caliente (l/día) ρ: Densidad del agua (kg/l)

cp: Calor específico a presión constante (kJ/(kg·ºC)). Para el agua, cp=4,183 kJ/kg·ºC a 20 ºC

T: Temperatura media de uso (ºC) Tred: Temperatura media del agua fría de la red de abastecimiento (ºC) CONSUMO DIARIO DE AGUA CALIENTE Los datos de consumo promedio de agua caliente sanitaria pueden tener su origen en las informaciones dadas por los usuarios, o bien en valores estadísticos de instalaciones similares. En la práctica el segundo caso es más habitual y es por ello que se recurre a valores medios de referencia en función del uso del edificio, de la clasificación y a diversos criterios en los hábitos de sus ocupantes.

Recuerda que el Código Técnico de la Edificación en su docum ento b ásic o DB HE 4 establece mediante tablas los valores de demanda di aria de ACS para una temperatura de uso de 60 ºC..

DACS = D(T) · ρρρρ · cp · (T – Tred)



Para el caso concreto de una vivienda, en el cálculo del consumo medio diario intervienen además otros factores como la ocupación o los hábitos de consumo . Adicionalmente se tendrán en consideración las pérdidas caloríficas en distribución/recirculación del agua a los puntos de consumo. TEMPERATURA DE USO En caso de que se establezca una temperatura en el acumulador final diferente de 60ºC, los valores de consumo diario obtenidos de la tabla anterior deben corregirse :

(4.2)

Donde: D(T): Suma de la demanda de todos los meses del año. Di(T): Demanda para el mes i.

(4.3)

Donde: Di(T): Demanda de ACS para el mes i a la temperatura T elegida.

Di(60 ºC):Demanda de ACS para el mes i a 60 ºC. T: Temperatura del acumulador final (ºC). Ti: Temperatura media del agua fría en el mes i (ºC). El Código Técnico de la Edificación establece como requisito la producción de A.C.S. a 60 ºC para combatir la legionela ; sin embargo esta temperatura resulta muy elevada para mantener el rendimiento de los colectores en un valor aceptable por lo que es preferible que la temperatura final se reduzca a un valor próximo a 45 ºC y posteriormente se incremente mediante un sistema de apoyo energético auxiliar hasta los 60 ºC.

Para una vivienda en Badajoz con una ocupación de 6 personas y una demanda diaria de 30 litros /día a 60 ºC, obtener la demanda diaria a 45ºC.

• Litros ACS/día (60ºC) ⇒ 6 personas * 30 litros/ personas·día = 180 litros ACS/día a 60 ºC

• Litros ACS/día a 45 ºC:

Ti = 6 ºC (Oeste) D(T) = ΣDi(T)

Di(T) · (T – Ti) = D(60ºC) · (60 – Ti) ⇒ Di(T) = 42,16 litros/ persona · día

Litros ACS/día (45ºC) ⇒ 6 personas * 42,16 litros/persona·día = = 253 litros ACS/día (45ºC)

EJEMPLO …

Di(T) ⋅⋅⋅⋅ (T-Ti) = D(60ºC)⋅⋅⋅⋅(60 –Ti)

D(T) = ΣΣΣΣDi(T)



TEMPERATURA DEL AGUA DE LA RED DE ABASTECIMIENTO Los valores promedios a nivel nacional, en función de la situación geográfica, son:

Tabla 4.5 Temperatura promedio del agua de red de abastecimiento

ZONA TEMPERATURA (ºC) MÍNIMA MÁXIMA PROMEDIO/AñO

CENTRO 6 14 10,3 NORTE 5 12 9,3 SUR 8 15 12 ESTE 8 14 11,5 OESTE 6 14 10,3 BALEARES 8 16 12,3 CANARIAS 8 16 12,3

Fuente: Instalación de Paneles Solares Térmicos. Tomás Perales Benito Como puede observarse, la variabilidad de la temperatura en valor promedio a lo largo del año es pequeña. OTRAS CONSIDERACIONES 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 pertenecientes a un único edificio la suma de las 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, alos efectos de esta exigencia, se considera la suma de las demandas de todos ellos. En el caso que se justifique un nivel de demanda de ACS que presente diferencias de más del 50 por 100 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.

4.2.4. Métodos de cálculo. Para el dimensionado básico de la instalación puede utilizarse cualquiera de los métodos de cálculo aceptados por proyectistas, fabricantes e instaladores. El método preferente consiste en asignar a la instalación la fracción solar deseada (FS). Dicho índice se determina mediante:

(4.4) Que representa la cobertura solar, como la relación entre la energía térmica aportada por la instalación solar (Qs) y la demandada para la producción de ACS requerida por el consumo (Qs + Qaux). Por consiguiente, la fracción solar varía a lo largo de los meses del año , presentando un límite inferior y un límite superior (excepto que exista un sobredimensionamiento). En la práctica, para evitar excedentes de energía en los meses de verano en los que la fracción solar puede alcanzar el 100%, se recurre a la utilización de un sistema convencional de apoyo energético que aporte la energía necesaria para cubrir la demanda en los meses más desfavorables.

100·

+=

auxs

s

QQ

QFS



Otro parámetro fundamental a considerar en el cálculo es el rendimiento , que se define como el cociente entre la energía térmica aportada por la instalación solar y la energía solar incidente sobre el plano de los captadores solares referido a un determinado período de tiempo. Los valores del rendimiento se sitúan en torno al 50%.

(4.5) Donde: ηa: Rendimiento anual (%)

Qs: Aporte de energía solar (kWh) HG: Irradiación solar (kWh/(m2·año)) A: Superficie de captación (m2)

4.2.5. Volumen de acumulación para ACS. Como vemos el correcto dimensionado del depósito de acumulación es un factor determinante en el diseño de una instalación solar. Como regla básica de dimensionado podemos indicar que para instalaciones domésticas de producción de ACS el volumen de acumulación de agua a 45ºC será:

(4.9) Siendo M el consumo medio diario en la temporada de uso a 45ºC en litros y V el volumen d acumulación en litros. En cuanto al volumen de acumulación necesario, se debe prever una acumulación acorde con la demanda al no ser ésta simultánea con la generación. Sgún la formula anterior es recomendable que corresponda a valores que estén comprendidos entre el 80% y el 100% de la carga diaria, siendo preferible este último valor. El aumento del volumen del acumulador para una misma superficie de captación conlleva un aumento del rendimiento del sistema de captación debido a que la temperatura del fluido primario que entra en el captador es menor, pero al mismo tiempo el aumento de la relación entre la acumulación y el consumo diario puede llevar a un incremento del consumo energético del sistema de apoyo. Según el CTE para la aplicación de ACS, el área de captación tendrá un valor tal que se cumpla esta condición:

(4.10) Siendo: A: suma de las áreas de los captadores (m2) V: volumen del depósito de acumulación solar (litros) Tres factores fundamentales determinan el volumen del acumulador:

1. Área de captación. Un buen criterio para predimensionamiento es considerar un volumen de acumulación de 60-100 litros por cada m2 de superficie de captación. Se suele escoger como valor óptimo 75 l/m 2, valor contrastado ampliamente por la experiencia.

2. Temperatura de utilización.

50 < V/A < 180

0,8 M ≤≤≤≤ V ≤≤≤≤ M

100··

=

AH

Q

G

saη



Cuanto mayor sea la temperatura deseada, menor será el volumen de almacenamiento. 3. Desfase entre captación y consumo.

En función de los criterios de servicio concretos podemos encontrar varias situaciones:

Tabla 4.8 Volumen especí f ico de acumulación en función del desfase entre captación y consumo

Desfase temporal Volumen específico de acumulación l/m2 de colector

Nulo De 35 a 50 ≤ 24 horas De 60 a 90 ≤ 72 horas De 75 a 150 > 72 horas Mediante balance energético y optimización de aislamiento

4.2.6. Volumen de acumulación para calentamiento en piscinas y calefacción.

Para instalaciones solares de climatización de piscinas no se utiliza ningún volumen de acumulación, actuando como tal el propio vaso de la piscina, que recoge toda la energía térmica generada. Habitualmente en calefacción tampoco se utiliza un volumen específico de acumulación, puesto que no es necesario acumular para un uso posterior, aunque si es conveniente utilizar un depósito de inercia en el primario.

El métodos f-Chart o de las curvas -f fue desarrollado para el cálculo de la contribución solar de una instalación con respecto a la demanda energética total. Permite ajustar dicha contribución modificando algunos parámetros como la superficie de captadores o el volumen de acumulación. Se trata de un método de cálculo muy fiable, suficientemente preciso para estimaciones realizadas para largos período de tiempo . El método se basa en establecer la relación entre la energía solar útil aportada por la instalación y la energía demandada para consumo, a lo que se denomina contribución solar f. Se trata de un método matemático basado en sistemas de simulación y en estudios experimentales en el que se trabaja a partir de ecuaciones para determinar la fracción solar mensual en aquellos sistemas que utilizan líquidos como fluido caloportador.

QUÉ ES … EL MÉTODO F-CHART

Recuerda: dimensionar correctamente el sistema auxi liar para que cubra la demanda en calefacción requerida en la vivienda.

Como ya sabemos el volumen de acumulación se puede disponer en un s olo depósito o en varios. Generalmente en pequeñas inst alaciones utilizamos un depósito principal y un depósito secundario sobre e l que actúa el sistema auxiliar.



FACTORES DE CORRECCIÓN Los factores de corrección se obtienen a partir de funciones complejas en las que intervienen diversos parámetros muy difíciles de determinar en instalaciones sencillas. Los valores simplificados de los factores de corrección están recogidos en estas tablas:

Tabla 4.9 Valores s impl i f icados de los factores de cor rección Corrección por diferente curva de rendimiento de del colector según temperatura considerada

Curva de ensayo en función de la temperatura media.

K1=0,95

El rendimiento del colector varía con la curva que tomemos

Curva de ensayo en función de la temperatura de entrada.

K1=1

Corrección por diferente ángulo de incidencia Cristal simple K2=0,96 El tipo de acristalamiento influye en la

reflexión de la luz Cristal doble K2=0,94 Corrección por diferente caudal circulante Doble caudal test K3=1,02

Las pérdidas del colector varían según el caudal que circula por él

Caudal test K2=1 Mitad caudal test K2=0,94 Corrección por existencia del intercambiador Con intercambiador K4=0,95 El intercambiador de calor ofrece cierta

dificultad a la transmisión de calor Sin intercambiador K4=1 Corrección por existencia de colectores en serie 0 colectores en serie K5=1 El número de colectores en serie influye

en el rendimiento de los mismos, disminuyendo a partir del primero

2 colectores en serie K5=0,94 3 colectores en serie K5=0,89 Corrección por existencia del depósito

K6=(V / 75·A))-0,25 Cuanto mayor es el depósito, menor es la temperatura media de trabajo del colector, y menores son las pérdidas

Donde: V: Volumen de acumulación (litros). A: Superficie de captación (m2).

A partir de los valores anteriores podemos obtener Fcx y Fcy:

Fcy= K1·K2·K3·K4·K5 (4.14)

Fcx= K1·K3·K4·K5·K6 (4.15)

4.2.7. Ejemplo de dimensionado básico. Calcular la instalación solar térmica necesaria para la producción de ACS en una vivienda unifamiliar de 4 habitaciones situada en Badajoz, ocupada de forma permanente.

• 4 dormitorios ⇒ 6 personas • Litros ACS/día (60ºC) ⇒ 6 personas * 30 litros/ persona·día = 180 litros ACS/día a

60 ºC

• Litros ACS/día a 45 ºC: Ti = 7 ºC (Suroeste) D(T) = ΣDi(T)



Di(T) · (T – Ti) = D(60ºC) · (60 – Ti) ⇒ Di(T) = 42 litros/ persona · día

Litros ACS/día (45ºC) ⇒ 6 personas * 42 litros/persona·día = = 252 litros ACS/día (45ºC)

• Situación de la vivienda:

Badajoz ⇒ Zona climática IV

• Contribución solar mínima exigida:

Zona IV; Apoyo acumulador eléctrico; 180 l/día(60ºC) ⇒ 70%

• Volumen de acumulación:

demanda de 252 litros ACS/día (45ºC) ⇒ 300 litros

• Superficie de captación 50 < V/A < 180 ⇒ A = 4 m2 (considerando 75 l/m2)



4.3. Intercambiadores

4.3.1. Introducción. Los sistemas de energía térmica como se ha indicado anteriormente pueden ser de tipo directo, cuando el fluido circulante por el colector es el de utilización, o de tipo indirecto , cuando se separan los circuitos de captación y de consumo. La primera opción no es muy utilizada debido a que el líquido que circula por el colector es agua de la red que puede provocar incrustaciones calcáreas, de suciedad y además no permite la incorporación de sustancias anticongelantes y antioxidantes. Es por esto que en los sistemas indirectos, el intercambiador se encarga de transferir el calor del fluido que circula por los tubos de los captadores térmicos, al fluido del circuito secundario. De este modo se evita que las sustancias que previenen de la oxidación y la congelación al primero se mezclen con el segundo. De igual forma puede emplearse para transferir la energía almacenada en un acumulador de inercia al agua de consumo. Para la producción de ACS, los intercambiadores utilizados son del tipo líquido-líquido, muy sensibles a los parámetros que definen el intercambio térmico. Los puntos en contra para la utilización de intercambiadores son:

• Provocan pérdidas de rendimiento del sistema por el salto de temperaturas entre el fluido primario y secundario.

• Su instalación conlleva un aumento del coste, porque además requiere de una serie de elementos de regulación y control.

• Están sujetos a reglamentación específica, en instalaciones para producción de ACS, cuando el fluido primario no es agua potable.

Los puntos a favor son:

• El circuito primario trabaja a la presión adecuada para los captadores, sin fluctuaciones importantes

• La circulación del circuito primario puede ser regulada con criterios de optimización energética

• Puede utilizarse agua con anticongelante en el circuito primario. • Reducción de las deposiciones calcáreas y con ello de las posibilidades de

obstrucción de tuberías cuando se utiliza agua de elevada dureza. • Menor riesgo de corrosión en el circuito primario, debido a que existe un nivel de

oxígeno disuelto inferior. Un intercambiador se caracteriza por su potencia térmica, su rendimiento y su efectividad. La forma de determinar la potencia térmica es mediante la siguiente expresión:

(4.16) Donde: m = caudal del fluido Cp = calor específico del líquido Te = temperatura del fluido a la entrada Ts = temperatura del fluido a la salida. El rendimiento viene dado por al relación entre la energía útil que entrega en el intercambio y la energía total que recibe. Un rendimiento aceptable siempre será superior al 95%.

Q = m · Cp · (Te – Ts)



La eficacia representa la relación entre la potencia térmica y la máxima que podría intercambiarse si las temperaturas de los fluidos primario y secundario acabaran siendo iguales. Su valor no debería ser inferior a 0,7.

4.3.2. Tipos de intercambiadores. El intercambio térmico en los sistemas indirectos puede realizarse de formas muy diferentes tal y como se detalla a continuación: INTERCAMBIADORES EXTERNOS En esta versión el intercambio de calor tiene lugar fuera del acumulador. Es habitual en instalaciones con depósitos acumuladores de gran volumen (>1.000 litros) para poder obtener la potencia necesaria sin limitaciones y porque los fabricantes normalmente suministran este tipo de acumuladores sin intercambiador incorporado.

Figura 4.16 Ins talación con in tercambiador externo.

Características:

1. Mayor capacidad de transferencia de calor que los internos. 2. Facilita las tareas de mantenimiento. 3. Precisan una bomba en el secundario del intercambiador. 4. Un único intercambiador puede operar para varios acumuladores. 5. Pérdidas de carga reducidas. 6. Poco rentables para pequeñas potencias térmicas.

Puede establecerse una primera clasificación en intercambiadores de carcasa y tubos e intercambiadores de placas. Los intercambiadores de carcasa y tubos fueron los primeros en utilizarse pero están cayendo en desuso, aunque presentan menores pérdidas de carga que los de placas por tener secciones de paso relativamente grandes. Constan de un haz de tubos alojado en el interior de una carcasa. El intercambio de produce entre el fluido que circula por el interior de los tubos y el que circulo por el interior de la carcasa y exterior a los tubos.

Figura 4.17 Intercambiador externo de carcasa y tubos .



Los intercambiadores de placas: con mejores prestaciones que los intercambiadores de tubos, consisten en una pila de placas metálicas que se mantienen unidas a un bastidor mediante presión y selladas mediante una junta formando pasillos interconectados por los que circula el fluido. Cada placa presenta cuatro orificios de tal modo que el fluido frío circula por dos de ellos y el caliente por los otros dos. La dirección de circulación a través de las placas se mantiene gracias a las juntas de estanqueidad

Figura 4.18 Intercambiador externo de p lacas.

Para el cálculo de un intercambiador externo, la potencia mínima del intercambiador P, se determinará para las condiciones de trabajo en las horas centrales del día suponiendo una radiación solar de 1.000 W/m2 y un rendimiento de la conversión de energía solar a calor del 50%, cumpliéndose la siguiente condición:

(4.17) Siendo: P: potencia mínima del intercambiador (W)

A: área de los captadores (m2) Se dimensionará para las condiciones nominales cumpliendo: INTERCAMBIADORES INTERNOS Son los más utilizados en los sistemas indirectos para aplicaciones de ACS . El intercambio de calor tiene lugar en un circuito interno, es decir, dentro del acumulador.

Figura 4.19 Ins talación con in tercambiador in terno.

Los más usuales son los intercambiadores de serpentín y los de doble envolvente. Los intercambiadores de serpentín están formados por un tubo espiral de cobre, acero inoxidable o acero vitrificado que permanece sumergido en el interior del acumulador. La transmisión de calor ocurre desde el interior del tubo, por el que circula el fluido primario, hacia el agua contenida en el interior del acumulador. Para aumentar la superficie de intercambio se eleva la longitud del tubo,

P(W) ≥≥≥≥ 500 · A de captación.



evitando en lo posible el uso de aletas que dificulten las operaciones de limpieza y mantenimiento. Es preferible la disposición vertical del serpentín con una circulación descendente del fluido caliente para aumentar el intercambio de calor.

Características:

1. Se utilizan habitualmente en acumuladores de hasta 1.000 litros 2. Tienen una baja superficie de intercambio 3. Pérdidas de carga media 4. Rendimiento medio 5. Muy estandarizado

Los intercambiadores de doble envolvente constan de una segunda carcasa cilíndrica concéntrica alrededor del acumulador de forma que el fluido primario circula entre las dos envolventes y la transferencia de calor tiene lugar a través de la carcasa interior.

Características:

1. Se utilizan habitualmente en acumuladores de hasta 500 litros 2. Gran superficie de intercambio 3. Pérdidas de carga reducidas 4. Menor rendimiento de intercambio 5. Acumuladores de bajo coste 6. Muy estandarizado

Figura 4.20 T ipos de in tercambiadores in ternos.

En estos casos, en los que el intercambiador está incorporado en el acumulador, la relación entre la superficie útil de intercambio y la superficie total de captación no será inferior a 0,25.

(4.18) Se puede utilizar un segundo intercambiador para el circuito de consumo, constituyendo así un circuito terciario.

Recuerda: los intercambiadores de calor internos se utilizan para volúmenes de acumulación de hasta 1.000 litros. Para volúmenes m ayores se obtienen mejores ajustes de potencia mediante el uso de intercambiad ores externos.

Superficie de intercambio ≅≅≅≅ 0,3 veces la superficie de captación.



4.4. Cálculo de aislamiento. Los elementos de una instalación, tales como equipos, aparatos, conducciones y accesorios deben montar un aislamiento térmico cuando en su interior tengan fluidos a temperatura superior a 40 ºC y estén situados en locales no calefactados. El aislamiento es necesario en la instalación para evitar pérdidas caloríficas hacia el exterior . El coste de su instalación se amortiza sobradamente debido al ahorro energético logrado por disminución de las pérdidas térmicas a lo largo de la vida útil de la instalación. El aislamiento se emplea en cuatro lugares fundamentalmente, en los captadores solares, en las paredes del acumulador, en las tuberías de circulación de fluido caliente y en el intercambiador cuando es externo. Para que el aislamiento ejerza correctamente su función debe presentar las siguientes características:

• Coeficiente de conductividad térmica bajo • Debe ser estable y tener buen comportamiento dentro del rango de temperaturas de

trabajo • Duradero • Respetuoso con el medio ambiente • Fácil de instalar • Bajo coste

Los materiales más empleados para el aislamiento de tuberías e intercambiadores externos son las espumas elastoméricas .

Figura 4.21 Tuber ía de cobre con ais lada térmicamente.

Además el aislamiento térmico de las tuberías de exterior deberá contar con un medio de protección superficial que asegure su durabilidad ante las condiciones climatológicas, admitiéndose revestimientos con pinturas asfálticas, poliésteres reforzados con fibra de vidrio o pinturas acrílicas. El aislamiento no dejará zonas visibles de tuberías o accesorios. Los componentes que vengan aislados de fábrica tendrán el nivel de aislamiento adecuado atendiendo a la respectiva normativa y a lo indicado por el fabricante . El espesor mínimo en mm de aislamiento que deben presentar las tuberías situadas en el interior de locales, según recoge el RITE son los establecidos en las siguiente tabla. Estos espesores son válidos para un material con conductividad térmica λ de referencia a 10 ºC de 0,040 W/(m·K).



Tabla 4.10 Espesores mínimos del a is lamiento de tuber ías y accesor ios que transpor tan f lu idos cal ientes por el in ter ior de edi f ic ios.

Diámetro exterior de la Tubería sin aislar (mm)

Temperatura del fluido (ºC) 40 a 60 Más de 60 a 100 Más de 100 a 180

D ≤ 35 25 25 30 35 < D ≤ 60 30 30 40 60 < D ≤ 90 30 30 40 90 < D ≤ 140 30 40 50 140 < D 35 40 50

Tabla 4.11 Espesores mínimos del a is lamiento de tuber ías y accesor ios que transpor tan f lu idos f r íos por el in ter ior de edi f icios.

Diámetro exterior de la Tubería sin aislar (mm)

Temperatura del fluido (ºC) 40 a 60 Más de 60 a 100 Más de 100 a 180

D ≤ 35 30 20 20 35 < D ≤ 60 40 30 20 60 < D ≤ 90 40 30 30 90 < D ≤ 140 50 40 30 140 < D 50 40 30

Los espesores mínimos de aislamiento de equipos y depósitos serán de al menos los indicados en las tablas anteriores para tuberías de diámetro exterior mayor de 140 mm. Los espesores mínimos de los accesorios de la red serán los mismos que los de la tubería en que estén instalados. Los espesores mínimos de aislamiento de las redes de tuberías que tengan funcionamiento continuo, como redes de ACS deben ser los indicados en las tablas anteriores aumentados en 5 mm. Cuando los componentes estén en el exterior, el espesor mínimo que establecen las tablas debe aumentarse en 10 mm. para el caso de tuberías de fluido caliente, y 20 mm. Para el caso de tuberías de fluido frío, como mínimo. Si se emplean materiales con conductividad térmica distinta, el espesor se determinará:

• Superficies planas:

e = e (valor tabla) · λ /0,040 (mm) (4.19)

Recuerda: el aislamiento térmico de todos los eleme ntos por los que contengan fluido caliente es fundamental para garantizar un buen ren dimiento de la instalación. Las pérdidas energéticas evitadas amortizan rápidamente su instalación. .



4.5. Cálculo de pérdidas de carga en los circuitos.

4.5.1. Cálculo de pérdidas de carga en tuberías. En primer lugar, hay que tener en cuenta que una pérdida de carga pequeña permite la instalación de bombas más pequeñas. Por ello se recomienda que la pérdida de carga unitaria sea inferior a 40 mmca y que la velocidad de circulación esté comprendida entre 0,3 m/s y 2 m/s para evitar acumulaciones de aire y ruidos. La velocidad máxima del fluido primario no debería sobrepasar los 1,5 m/s. La pérdida de carga depende fundamentalmente del diámetro de las tuberías, la longitud de cada tramo, los codos presentes, el material empleado y el fluido de trabajo. El cálculo de las pérdidas de carga y del diámetro de tubería en cada tramo puede realizarse de forma simplificada utilizando tablas o ábacos.

Figura 4.12 E jemplo de ábaco para determinar pérdidas de carga en función del

caudal de f lu ido caloportador para tuber ías de cobre. Los datos obtenidos pueden ordenarse en una tabla como esta:



Tabla 4.22 Resumen pérdidas de carga en tuber ías

Tramo Caudal (l/h)

Diámetro (mm)

Velocidad (m/s)

Longitud (m)

∆Punitaria (mmca/m)

∆Ptotal (mmca)

1-2 2-3 3-4

CAUDAL El caudal se establece en función de la superficie de captación. Para su cálculo se tendrán presentes estas indicaciones:

• El caudal unitario ((litros/hora) / m2 de captador) estará comprendido entre 30 y 70. • Se deben seguir las recomendaciones del fabricante • En el caso de instalaciones con captadores asociados en serie, se aplicará el

criterio antes mencionado pero dividido por el número de baterías conectadas en serie dentro de un grupo.

• El caudal primario debe ser mayor o igual al caudal secundario • La máxima diferencia entre los caudales primario y secundario debe ser del 10%

DIÁMETRO Para una selección de forma aproximada del diámetro de tubería general del circuito primario, se muestran los recomendados para el caso de tubería de cobre, dependiendo del caudal y de la distancia a la sala de máquinas:

Tabla 4.13 Diámetros exter iores de tuber ías de cobre

Distancia de captadores a la sala de máquinas Diámetro exterior de la tubería de cobre (mm) Menos de 50 metros Más de 50 metros

Hasta 800 l/h Hasta 800 l/h 18 De 801 a 1300 l/h De 501 a 900 l/h 22 De 1301 a 2100 l/h De 901 a 1500 l/h 28 De 2101 a 3000 l/h De 1501 a 2400 l/h 35 De 3001 a 4500 l/h De 2401 a 3800 l/h 42 De 4501 a 8500 l/h De 3801 a 6300 l/h 54 De 8501 a 11000 l/h De 6301 a 8300 l/h 64 De 11001 a 15000 l/h De 8301 a 13000 l/h 80 De 15001 a 25000 l/h De 13001 a 25000 l/h 100

4.5.2. Cálculo de pérdidas de carga en captadores. La pérdida de carga en los captadores solares depende de diversos factores como:

• el caudal de circulación • el diseño y material del absorbedor, con notable influencia • conexiones del captador • del tipo de fluido de trabajo empleado.

Lo más recomendable es seguir las indicaciones del fabricante para el captador elegido. Debe distinguirse además el caso de una conexión en paralelo, en la que la pérdida de carga corresponde prácticamente a la de un único captador solar, del caso de una conexión en serie en la que la pérdida de carga coincide con la suma de las pérdidas de carga de cada captador.



4.5.3. Cálculo de pérdidas de carga en accesorios. La pérdida de carga en accesorios se determina mediante:

2

2vkP ⋅⋅=∆ ρ

(4.21)

Siendo: k: coeficiente de pérdida de carga v: velocidad del fluido (m/s) ρ: densidad del fluido (kg/m3)

Tabla 4.14 Coef icientes de pérdidas de carga en accesor ios

Accesorio K T divergente 1,3 T concurrente 0,9 T directa con derivación 0,3 Cambio de derivación con curva o codo 0,7 Válvula de asiento angular 2-3 Válvula de bola 0,1 Válvula de retención de disco 10 Válvula de retención de clapeta 1-2

O bien puede calcularse mediante la longitud de tubería equivalente, que depende de las características del accesorio:

Tabla 4.15 Longi tudes de tuber ía equivalente para pérdidas de carga en accesor ios

Diámetro Válv. Retención Codo 90º T Válv. Esfera

12x1 1,2 0,37 0,53 0,15 15x1 1,5 0,42 0,6 0,18 18x1 1,8 0,48 0,67 0,21 22x1 2,4 0,61 0,9 0,27 28x1 3,6 0,79 1,1 0,3

35x1,5 4,2 1,0 1,52 0,46 42x1,5 4,8 1,2 1,75 0,54 54x2 6,1 1,5 2,2 0,7

4.5.4. Cálculo de pérdidas de carga en el intercamb iador. Las pérdidas de carga en el intercambiador varían en función del caudal circulante y del fluido primario utilizado. Estas pérdidas pueden determinarse con los datos aportados por el fabricante.



4.6. Cálculo de bombas de recirculación. Consumo el éctrico.

4.6.1. Introducción. Para proporcionar un caudal de agua caliente mayor que el conseguido mediante sistemas termosifón, y para introducir una forma de control de las temperaturas es necesario instalar una bomba eléctrica (electrobomba) en el circuito. La electrobomba de recirculación es la encargada de hacer circular el fluido caloportador desde los captadores solares hasta el acumulador e incluso hasta los puntos de consumo dando una mayor flexibilidad a la hora de ubicar el acumulador de agua caliente sanitaria. Las bombas de recirculación son equipos eléctricos que se clasifican en alternativos, rotativos y centrífugos. Las más empleadas en instalaciones solares son las bombas centrífugas, que a su vez se dividen en bombas de rotor sumergido, monobloc y con acoplamiento motor-bomba de ejes distintos.

Figura 4.24 Bomba de ci rculación centr í fuga. Las partes fundamentales de una electrobomba de circulación centrífuga son:

• Orificio de aspiración: por donde entra el fluido • Rodete: elemento rotativo que impulsa el fluido • Cámara de impulsión: elemento que recoge el líquido y lo conduce a la descarga • Impulsión: orificio por donde se expulsa el fluido • Aspiración: boca de contacto entre la bomba y la tubería • Difusor: conducto de salida del líquido dentro de la bomba • Álabes: palas del rodete impulsor

Debe evitarse el fenómeno de cavitación producido cuando la aspiración es tan fuerte que la presión se reduce por debajo de la presión de vapor del fluido, vaporizándose y provocando la corrosión del rodete a consecuencia de las microburbujas de oxígeno del vapor de agua. La bomba de recirculación se instalará a la salida del acumulador, en aquella zona en la que el fluido primario tiene menor temperatura , preferiblemente en la zona inferior y en un tramo vertical de tubería para que esté sometida a menores esfuerzos. En instalaciones pequeñas es habitual el uso de bombas en línea, directamente instaladas en la tubería. Sin embargo, en instalaciones grandes es preferible utilizar bombas de bancada, en las que



el cuerpo, el eje y el motor de la bomba no forman un único bloque sino que se acoplan en una bancada. En referencia a las bombas de circulación, el CTE establece una serie de consideraciones:

1. Si el circuito primario cuenta con una bomba de circulación, la caída de presión debe mantenerse aceptablemente baja.

2. En la medida de lo posible, las bombas en línea se montarán en las zonas más frías del circuito, teniendo en cuenta que no se produzca ningún tipo de cavitación y siempre con el eje de rotación en posición horizontal.

3. En instalaciones superiores a 50 m2 se montarán dos bombas idénticas en paralelo, dejando una de reserva. En este caso se preverá un funcionamiento alternativo de las mismas.

4. En instalaciones destinadas a la climatización de piscinas la disposición de los elementos se realizará colocando el filtro entre la bomba y los captadores y el sentido de la corriente ha de ser bomba-filtro-captadores. La impulsión del agua caliente deberá hacerse por la parte inferior de la piscina, quedando la impulsión de agua filtrada en superficie.

La electrobomba de circulación debe ser resistente a la temperatura y a la corrosión, esto último es especialmente importante cuando se encuentra en un sistema solar directo impulsando el agua de la red que contiene aire y sales minerales (bombas de recirculación).

4.6.2. Consumo eléctrico. La potencia eléctrica de la bomba necesaria para hacer circular un fluido entre dos puntos de una tubería es:

P = Q · ∆p (4.22) Donde: P: potencia eléctrica de la bomba de circulación Q: caudal ∆p: pérdida de carga de la instalación. La potencia máxima que puede entregar una bomba de circulación está limitada por su potencia eléctrica, la cual puede utilizarse para mantener la circulación de un caudal Q venciendo una pérdida de carga ∆p, siendo el producto de ambas cantidades siempre inferior a la potencia eléctrica que la bomba es capaz de absorber. Cuanto mayor sea el caudal, mayor será la pérdida de carga mayor será la pérdida de la bomba, aumentando la potencia absorbida.

Esto es así para bombas de potencia considerable.

Recuerda: el rendimiento máximo se obtie ne cuando la bomba de circulación proporciona un caudal entre la mitad y las tres cua rtas partes de sus posibilidades.

Recuerda: en las instalaciones con más de 10 m 2 de superficie de captación, asociada a un mismo circuito primario, el fluido te ndrá circulación forzada mediante electrobomba.



4.6.3. Dimensionado. La elección de la bomba de circulación requiere conocer con anterioridad el caudal de circulación de la instalación y la pérdida de carga total como suma de las pérdidas de carga en captadores, tuberías, accesorios y en el intercambiador. La bomba ha de ser capaz de impulsar el caudal que circula por los captadores superando la pérdida de carga mayor de los caminos del circuito posibles.

Figura 4.25 Curvas caracter ís t icas de la bomba de ci rcu lación.

Si se representan gráficamente la curva de pérdida de carga de la instalación y las curvas características7 de la bomba, los puntos de corte de una con las otras respectivamente serán los posibles puntos de trabajo. Es recomendable el uso de bombas con selección de varias velocidades de circulación y que trabajen por debajo de la máxima, reservando ésta última para el caso de que se incorporen nuevos elementos a la instalación que aumenten las pérdidas de carga.

Figura 4.26 Cálculo de los puntos de t rabajo.

7 Curvas características de una bomba de circulación: son gráficas que relacionan la altura manométrica con el caudal que impulsa la bomba.



4.7. Sistemas de protección superficial internas y externas. Una instalación solar térmica debe contar al menos con los siguientes sistemas de protección, además de los que ya se han indicado antes:

• Protección contra la congelación • Protección contra sobrepresión • Protección contra sobrecalentamientos • Protección contra la presencia de aire en el circuito

4.7.1. Protección contra la congelación. Con ella se pretende evitar que las partes del sistema expuestas al exterior sufran deterioros por no soportar las temperaturas mínimas a la que están sometidas. Concretamente debe preverse la protección frente a heladas de los componentes que puedan estar sometidos a temperaturas por debajo de 0 ºC. La congelación del fluido de trabajo ocasionaría graves daños en la instalación y fugas perjudiciales incluso para el inmueble en el que se sitúa la instalación. Por ello es preciso la instalación de algún dispositivo de protección frente a la congelación en el circuito primario. Se debe prestar especial atención al comportamiento de la instalación durante la noche , en la que los colectores solares no absorben energía y las instalaciones permanecen paradas , estando expuestas a la congelación del fluido en los meses de invierno. Tanto la cubierta como el aislamiento del colector suponen una primera protección, permaneciendo la temperatura en el interior del captador solar varios grados por encima de la temperatura ambiente. Aunque también sucede que las noches de cielo raso provocan que la bóveda celeste se comporte como cuerpo negro, absorbiendo radiación de los colectores y reduciendo su temperatura por debajo de la temperatura ambiente, pudiendo ocasionar la congelación cuando ésta permanece aún unos grados por encima de los 0 ºC. El método de protección a elegir depende de factores como el fluido de trabajo utilizado y de las condiciones meteorológicas, siendo los más habituales los siguientes:

• Mezcla de fluido de trabajo con anticongelantes. • Recirculación del fluido de trabajo. • Vaciado automático de colectores. • Uso de resistencias eléctricas para calentar los colectores.

MEZCLA DE FLUIDO DE TRABAJO CON ANTICONGELANTES Este método consiste en utilizar como fluido primario una mezcla de anticongelante y agua o bien un líquido orgánico. Este es el método más frecuente a la hora de proteger los colectores de las heladas. En este caso debe tenerse en cuenta que se modifican las propiedades físicas con respecto a las del agua, aumentando considerablemente la viscosidad y las pérdidas de carga en el circuito. Esto afecta además al régimen de funcionamiento de la bomba especialmente durante el arranque.

Recuerda: El CTE establece que la potencia eléctrica parásita para la bomba no debe exceder de 50 W o 2% de la mayor potencia calo rífica que pueda suministrar el grupo de captadores en el caso de sistemas pequeños ; o el 1% en el caso de sistemas grandes.



La cantidad de anticongelante de las mezclas debe asegurar una temperatura de congelación del fluido al menos 5 ºC inferior a la temperatura mínima a la que está expuesta la instalación. Además es indispensable que el anticongelante mantenga sus propiedades dentro del rango de temperaturas (mínimas y máximas) soportadas por todos los elementos de la instalación. RECIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE TRABAJO Se basa en mantener la circulación del circuito primario de manera que el fluido de trabajo absorbe calor del circuito secundario al atravesar el intercambiador, reduciendo considerablemente el riesgo de que se produzca la congelación. Para limitar las pérdidas térmicas ocasionadas por este método se procura que la temperatura del fluido a la salida de los colectores esté justo por encima de la temperatura de congelación, regulando el caudal mediante la velocidad de rotación de la bomba de circulación (siempre que no sea centrífuga de velocidad constante) o actuando sobre una válvula motorizada de paso variable instalada para tal fin. VACIADO AUTOMÁTICO DE LOS COLECTORES Este método permite la utilización de agua como fluido caloportador. Consiste en el accionamiento de una electroválvula de drenaje cuando la temperatura de los colectores alcance un valor ligeramente superior a la de congelación del agua. El vaciado puede realizarse a un tanque auxiliar de almacenamiento y el circuito primario tendrá que recuperar el fluido de trabajo una vez haya pasado el riesgo de congelación. El principal inconveniente radica en que con el vaciado del sistema se producen entradas de aire que favorecen la corrosión, por lo que no se aconseja este método cuando el absorbedor del colector sea de aluminio. USO DE RESISTENCIAS ELÉCTRICAS PARA CALENTAR LOS CO LECTORES Cuando la temperatura exterior desciende por debajo de un valor límite, a partir del cual existe riesgo de congelación, se acciona una resistencia eléctrica que caliente el fluido del circuito primario. Este método puede combinarse con la recirculación del fluido de trabajo.

4.7.2. Protección contra sobrepresión. En ningún caso debe sobrepasarse la máxima presión soportada por todos los elementos y materiales de la instalación. A pesar de ello pueden producirse aumentos de temperatura excesivos en instalaciones que se encuentren fuera de servicio. Cuando el fluido primario es agua o mezcla de agua con anticongelante, existe riesgo de ebullición. Para evitar que las dilataciones del fluido primario y su posible ebullición no supongan serios daños en la instalación, además de considerar en el diseño el uso de materiales adecuados para resistir la presión máxima previsible, es necesario incluir en el circuito primario los siguientes elementos:

• Vaso de expansión. • Válvula de seguridad o descarga.

Recuerda: Para ampliar el margen de seguridad es re comendable el empleo de sistemas anticongelantes incluso para temperaturas exteriores que estén sobre cero.



VASO DE EXPANSIÓN El vaso de expansión es un depósito instalado en el circuito primario que tiene como misión absorber las dilataciones del fluido de trabajo, para evitar que actúe la válvula de seguridad en caso de alcanzarse presiones elevadas. Con el uso de un vaso de expansión ya no es necesario reponer el fluido de trabajo por lo que no se producen las pérdidas de energía asociada a su desecho y, al no tener que rellenar el circuito, se evita la entrada de aire en el mismo. Se situará preferiblemente en la aspiración de la bomba apara evitar presiones innecesarias sobre él y además no se instalará ningún elemento que impida la circulación del fluido en la tubería que une el vaso de expansión y el circuito hidráulico. Se distinguen dos tipos de vasos de expansión:

• Vasos de expansión abiertos: en ellos el fluido primario está en contacto con la atmósfera. Situados a una altura dos o tres metros superior a la del punto más alto del circuito primario.

• Vasos de expansión cerrados: en ellos el fluido contenido en el circuito primario no está en contacto con la atmósfera y están divididos interiormente en dos partes separadas por una membrana elástica. Al aumentar la temperatura del fluido en el interior del circuito aumenta la presión y se expande en el vaso provocando el desplazamiento de la membrana hacia la parte inferior del depósito, disminuyendo el volumen ocupado por el aire o gas inerte que ocupa esa zona. Al bajar la temperatura la membrana recupera su posición al aumentar el volumen ocupado por el gas como consecuencia de la menor presión existente en el circuito primario. Presentan claras ventajas frente a los vasos de expansión abiertos, como su fácil instalación y su mejor comportamiento frente a la corrosión; por estos motivos, este tipo de depósitos son los más utilizados.

Figura 4.27 Vaso de expansión cerrado.

El vaso de expansión se ha de dimensionar para absorber como mínimo la dilatación térmica del fluido de trabajo contenido en el circuito hidráulico. En instalaciones solares el fluido de trabajo puede originar vapor cuya expansión térmica también debe considerarse el dimensionamiento. El volumen mínimo requerido para un vaso de expansión de tipo cerrado se determina a partir de la siguiente fórmula:

Vvaso = V · Ce · Cp (4.23) Donde: Vvaso: volumen mínimo necesario para el vaso de expansión cerrado V: volumen del fluido del circuito primario suma del volumen de tubería,

captadores e intercambiador. Ce: coeficiente de expansión del fluido función de la temperatura de trabajo. Cp: coeficiente de presión. Se calcula mediante la siguiente fórmula:



Cp = Pmax / Pmax · Pmin (4.24)

Donde: Pmax: presión máxima de funcionamiento en el vaso de expansión (valor

absoluto). Su valor debe corregirse con la altura geométrica del punto de instalación del vaso de expansión.

Pmin: presión mínima. Se establece de manera que en el punto más alto del sistema exista una presión superior ala atmosférica (1,5 kg/cm2 según ET). Su valor debe corregirse con la altura geométrica del punto de instalación del vaso de expansión.

VÁLVULA DE SEGURIDAD Su finalidad es limitar la presión que se puede alcanzar en el circuito, aliviando cualquier sobrepresión que pueda presentarse en el mismo. Por este motivo deben ser capaces de derivar la potencia máxima de los colectores incluso en forma de vapor. En función de que se instale en la parte superior o inferior del circuito podrá evacuar el vapor producido por un sobrecalentamiento o parte del fluido primario respectivamente. Posteriormente el circuito debe rellenarse de nuevo con las debidas precauciones. Pueden encontrarse diferentes tipos de válvulas, regulables, no regulables y con manómetro incorporado. Por lo general todas ellas suelen ser válvulas de resorte. La descarga a la atmósfera puede producirse de forma directa en escape libre, o bien a través de una tubería en escape conducido. En este caso la salida lateral de la válvula debe ser roscada.

Figura 4.28 Válvula de segur idad.

4.7.3. Protección contra sobrecalentamientos. Se instalarán elementos de control que impidan sobrecalentamientos que puedan dañar los materiales o equipos.

Recuerda: la protección contra sobrepresión debe proteger la instalación tanto de las dilataciones térmicas del fluido de trabajo com o las del vapor en caso de producirse ebullición.



Cuando las aguas sean duras, se tomarán las medidas necesarias para que la temperatura de trabajo de cualquier punto del circuito de consumo no sea superior a 60 ºC, sin que se afecte a la aplicación de los requerimientos exigidos contra la legionela. Independientemente de la aplicación a la que se destine la instalación, en el caso de que en algún mes del año la contribución solar real sobrepase el 110% de la demanda energética o en más de tres meses seguidos el 100%, se adoptará alguna de las siguientes medidas:

• Dotar a la instalación de la posibilidad de disipar dichos excedentes. • Tapado parcial del campo de colectores. • Vaciado parcial del campo de colectores. • Desvío de excedentes energéticos a otras aplicaciones.

4.7.4. Protección contra la presencia de aire en el circuito. Como ya se ha comentado anteriormente, existe la posibilidad de que se formen bolsas de aire en el circuito que dificultan la correcta circulación del fluido, provocan aumentos de presión y disminución de la conductividad térmica. Para eliminar la presencia de aire en el circuito se instalan los siguientes elementos:

• Purgador de aire: se instalará botellines de desaireación y purgadores en puntos elevados a la salida de la batería de colectores y en todos los demás puntos en los que puedan producirse acumulaciones de aire.

• Desaireador: su finalidad es eliminar el gas diluido en el fluido de trabajo. Se instalará en el punto más elevado del circuito. Pueden ser centrífugos o por absorción, siendo los primeros los más eficaces.



Resumen del módulo IV.

En este módulo se han planteado las principales hipótesis para el dimensionado de instalaciones solares, haciendo un especial énfasis en aquellos elementos que integran el circuito primario de cualquier instalación solar. Se comienza con la propia definición de los circuitos primario y secundario, señalando las ventajas e inconvenientes de cada una de las configuraciones, para pasar a describir los principales sistemas y equipos de acumulación térmica, tales como la acumulación de inercia o combinada. Las diferentes configuraciones en el montaje de depósitos de acumulación y la descripción y conexionado de los sistemas auxiliares forman parte también de este módulo. Desde el punto de vista práctico, en el diseño de instalaciones solares para producción de a.c.s. se han definido a continuación los criterios de dimensionado básicos, partiendo de los datos iniciales de demanda que establece el Código Técnico de la Edificación. Se explica el criterio energético de demanda y se relacionan los pasos a seguir en el dimensionado de instalaciones solares. El módulo incluye referencias al dimensionado de los principales componentes de una instalación tales como, intercambiadores y bombas para concluir con el cálculo de pérdidas de carga y aislamiento térmico.



CIRCUITO SECUNDARIO



5. CIRCUITO SECUNDARIO

5.1. Unión y soldadura de materiales heterogéneos

5.1.1.Soldadura heterogénea Este tipo de soldadura une dos piezas metálicas (de la misma materia o no) mediante un aglutinante o metal de aportación (una aleación de plata o cobre), que se compone de otro metal diferente al de las piezas a ensamblar, y con una temperatura de fusión menos elevada. Los metales a soldar deben resistir el calor de la temperatura de fusión del metal de aportación, elegido en función de estos metales. La temperatura de la soldadura heterogénea blanda (con estaño) es de 200° C, la soldadura heterogénea fuer te (plata, aluminio, cobre, latón) varía entre 600 y 900° C, según la soldadura.

5.1.2.Herramientas necesarias

Para la realización de dichas soldaduras se dispone de una serie de aparatos:

- Soldador eléctrico: El soldador eléctrico de punta fina gracias a su potencia permite la realización de trabajos de soldadura finos. Para los trabajos más pesados, existen puntas cónicas o en forma de martillo. Estos acumulan, al cabo de un cierto tiempo, suficiente calor para fundir la soldadura.

- Soldador de gas: Para reparaciones rápidas, puede utilizar un soldador autónomo de gas, que no necesita ninguna alimentación eléctrica. Estos soldadores se recargan con cartuchos de gas.

- Soplete con cartucho: Generalmente, estos sopletes están alimentados por cartuchos desechables (para atornillar o perforar) de gas liquido (butano o propano, utilizable hasta -15° C). Pueden estar equipados de puntas de diversa s formas: existe un modelo especial destinado a facilitar la soldadura de tubos.

- Soplete con botellas de gas: Es más potente que el soplete de cartucho y dispone de una mayor autonomía. Está unido a grandes botellas de butano o de propano (generalmente provistas de un reductor de presión). Su gran caudal permite alcanzar tempera turas más elevadas que con el soplete de cartucho (1500° C).

- Soplete con botellas bi-gas: Estos aparatos consumen una mezcla de gas (butano, propano, acetileno) y de oxígeno. El combustible permite alcanzar temperaturas de 2800 ° C. Estos sopletes son los aparatos más eficaces para la soldadura fuerte del latón. También pueden realizarse otras soldaduras.

5.1.3.Preparación La soldadura utiliza el principio de la capilaridad, que es la propiedad que tiene un líquido de repartirse entre dos cuerpos sólidos unidos o solamente separados por un juego ínfimo. Este fenómeno se puede comparar con la absorción del café por un terrón de azúcar, en el cual se puede ver subir el líquido. La soldadura blanda ofrece una unión de resistencia mecánica, (para conexiones eléctricas, soportes de pantallas de lámpara,...) y hermeticidad bajas (conductos de agua fría, recubrimientos de zinc, canalones, placas delgadas). El metal de aportación utilizado es el estaño.



La soldadura fuerte permite la realización de ensamblajes más complejos (cuadros de bicicletas, puertas), o susceptibles de dilatación (gas, calefacción central). Para llevar esto acabo, se utilizan aleaciones a base de plata, cobre o aluminio. Una aleación rica en plata es más maleable. Antes de ensamblar dos piezas, debe asegurarse que estén bien desbarbadas (con una lima redonda). A continuación, puede limpiarlas lijándolas con papel de lija fino (una longitud de 2 cm). Las ralladuras finas obtenidas de este modo permitirán un mejor agarre del metal de aportación. No deben ponerse los dedos en las piezas de adherencia del metal de aportación. Aplique con una brocha la pasta de soldar sobre las partes a unir, esto impedirá su oxidación durante el calentamiento (el metal oxidado no permite el agarre).

5.1.4.Soldadura heterogénea blanda Desde el punto de vista del montaje, la capilaridad sólo será posible si se recubren las piezas parcialmente (ensamblajes de elementos superpuestos en T o en ángulo), o si se encajan (empalmes de tubos). Se debe dejar un espacio de 0,05 a 0,15 mm entre las piezas para facilitar el reparto de la soldadura en el interior de la junta. En la fase de calentamiento, es necesario llevar la herramienta – soldador eléctrico lento o rápido, los diferentes sopletes – a la temperatura requerida: ésta se sitúa, en el caso de la soldadura blanda, entre 90 y 450° C. Para comprobar si se ha alcanzado la temperatura adecuada, se suele acercar el hilo de estaño a la fuente de calor. Si, por ejemplo, se tuviera que soldar conductos situados a lo largo de una pared, se aconseja protegerla tapándola con un material no inflamable: generalmente, un cortafuegos de amianto es muy eficaz. Una vez que los metales estén suficientemente calientes, se retira el soldador o soplete y se aplica el hilo de estaño a la junta de las dos piezas: al fundirse, este metal se repartirá por el intersticio. Se empuja la varilla hasta la aparición de un anillo alrededor de la junta. Después se retira el hilo. Posteriormente, se elimina el exceso de soldadura con ayuda de un paño limpio. En ningún caso, se debe tocar la soldadura antes de su total enfriamiento. La unión realizada será susceptible de oxidarse: una capa de pintura puede prevenir este inconveniente.

5.1.5.Soldadura heterogénea fuerte Para efectuar una soldadura heterogénea fuerte a base de cobre o de plata, se procede del mismo modo que con la soldadura blanda: el metal en fusión se extenderá entre las piezas por capilaridad. Previamente, se desengrasan las partes a ensamblar lijándolas con papel fino de lija, después se recubren con un fluido antioxidante. La llama del soplete de cartucho, en este caso, se produce mediante la combustión de una mezcla de gas butano o propano con el oxígeno del aire. Esta llama es menos potente que la del soplete con botellas oxiacetilénico, pero la temperatura que genera puede alcanzar 700 ° C. El reglaje del soplete de cartucho es muy sencillo. La fuerza de la llama varía en función del caudal de gas. El reglaje de la entrada de oxígeno permite obtener una llama azul y potente. Una regla a tener en cuenta: una llama débil y roja indica falta de oxígeno. De esta manera, se calienta ahora el metal: el cobre, hasta que se ponga rojo oscuro, el hierro y el acero hasta ponerse rojo claro. Si bien en la soldadura blanda con estaño los elementos a ensamblar deben mantenerse bajo la llama, incluso durante la aplicación de la soldadura, en la soldadura fuerte no es así. Se acerca la varilla de la soldadura ligeramente inclinada sin exponerla a la llama. Por regla general, la cantidad a aplicar es igual a una vez y media el diámetro del tubo. Cuando la aleación se haya repartido, se apaga el fuego y se deja enfriar, para posteriormente, eliminar los excedentes.



5.2. Estratificación térmica

Un factor de gran influencia en el rendimiento del sistema solar será la estratificación térmica de la acumulación solar, a mayor estratificación mayor será el rendimiento de la instalación solar. La estratificación térmica de la acumulación hace posible que la temperatura de entrada al colector solar sea lo más baja posible, lo que mejora su rendimiento. Esta estratificación se puede conseguir en mayor o en menor grado en función de las medidas de diseño que se tomen. Como medidas básicas se deben adoptar las siguientes: utilización de depósitos verticales y conexión en serie de las baterías de depósitos. Una estratificación mayor se puede conseguir mediante diseños más sofisticados, funcionamiento a bajo flujo del circuito primario solar con caudal variable o depósitos especialmente diseñados para favorecer la estratificación térmica. Una de las consecuencias más importantes de la necesidad de acumulación de energía con los sistemas solares es que el cálculo del sistema solar siempre se tiene que hacer en función de la energía demandada y no de la potencia. Esto implica un cambio en el cálculo clásico de las instalaciones, que normalmente se hace basándose en potencias y demandas máximas (el peor día del invierno, etc.) y no basándose en consumos medios diarios como es el caso del diseño solar. Los tanques de agua pueden operar con significantes grados de estratificación, esto es, con la zona superior del tanque más caliente que la zona de abajo. Han sido desarrollados muchos modelos de tanques estratificados, que se pueden clasificar en dos categorías. El primer caso, la aproximación “multinodo”, se modela un tanque dividido en N nodos (secciones), con balances de energía escritos para cada sección del tanque; el resultado es un conjunto de N ecuaciones diferenciales que pueden ser resueltas para la temperaturas de los N nodos en función del tiempo. En el segundo, la aproximación de “flujo taponado”, segmentos de líquido a diferentes temperaturas son asumidos para moverse a través del tanque en flujo taponado, y los modelos son esencialmente métodos cuantitativos para seguir la magnitud, temperatura y posición de los segmentos. Cada una de estas aproximaciones tienen muchas variantes, y la selección de un modelo depende del uso que se le dé. El grado de estratificación en un tanque real dependerá del diseño del tanque, el tamaño, situación y diseño de las entradas y salidas, y las velocidades de las corrientes de entrada y salida. Es posible diseñas tanques con bajas velocidades de entrada y salida que sean altamente estratificados. Los efectos de la estratificación en representaciones de procesos solares pueden ser agrupados calculándolos con tanques totalmente mezclados y con tanques altamente estratificados. Para formular las ecuaciones de un tanque multinodo es necesario hacer las suposiciones acerca de cómo el agua entrante en el tanque se distribuye a los distintos nodos. Por ejemplo, para un tanque de cinco nodos Figura 5.2, el agua procedente del colector entra a una temperatura TC0 que vierte entre Ts,2 y Ts,3. Se puede asumir que todo el agua baja dentro del tanque al nodo 3, donde su densidad es muy próxima a la del agua en el tanque. Alternativamente, se puede asumir que el agua entrante se distribuye de alguna manera por los nodos 1, 2 y 3. Puede desarrollarse un modelo que puede representar un alto grato de estratificación. Es difícil evaluar la estratificación sin considerar su uso final. Si la carga puede usar energía de la misma eficiencia sin considerar su nivel de temperatura (esto es, disponibilidad termodinámica), entonces la máxima estratificación podría proveer de la temperatura más baja posible, cerca del fondo del tanque y esto podría maximizar la salida del colector.

Por otro lado, si la calidad de la energía para la carga es importante, entonces minimizando la destrucción de la energía disponible puede ser el criterio adecuado para definir la máxima estratificación (aunque todas las partes del sistema deberían ser consideradas simultáneamente en los análisis).



Figura 5.1 Tanque hipotét ico de c inco nodos.

5.3. Cálculo de esfuerzos de tuberías - depósitos

5.3.1.Cargas de diseño para tuberías Un sistema de tuberías constituye una estructura especial irregular y ciertos esfuerzos pueden ser introducidos inicialmente durante la fase de construcción y montaje. También ocurren esfuerzos debido a circunstancias operacionales. A continuación se resumen las posibles cargas típicas que deben considerarse en el diseño de tuberías. Cargas por la presión de diseño: Es la carga debido a la presión en la condición más severa, interna o externa a la temperatura coincidente con esa condición durante la operación normal. Cargas por peso:

1. Peso muerto incluyendo tubería, accesorios, aislamiento, etc. 2. Cargas vivas impuestas por el flujo de prueba o de proceso 3. Efectos locales debido a las reacciones en los soportes

Cargas dinámicas:

1. Cargas por efecto del viento, ejercidas sobre el sistema de tuberías expuesto al viento 2. Cargas por impacto u ondas de presión, tales como los efectos del golpe de ariete, caídas

bruscas de presión o descarga de fluidos 3. Vibraciones excesivas inducidas por pulsaciones de presión, por variaciones en las

características del fluido, por resonancia causada por excitaciones de maquinarias o del viento.

Ts,1=58ºC

Ts,255ºC

Ts,3=50ºC

Ts,445ºC

Ts,535ºC

Tc,0=52ºC



5.3.2.Presión de diseño La presión de diseño no será menor que la presión a las condiciones más severas de presión y temperatura coincidentes, externa o internamente, que se espere en operación normal. La condición más severa de presión y temperatura coincidente, es aquella condición que resulte en el mayor espesor requerido y en la clasificación más alta de los componentes del sistema de tuberías. Se debe excluir la pérdida involuntaria de presión, externa o interna, que cause máxima diferencia de presión.

5.4. Problemática de las incrustaciones. Tipos de a guas

El agua potable posee en suspensión una gran cantidad de sales minerales. En su mayoría, estas son sales carbonatadas de calcio. De acuerdo a la zona de donde procede el agua, estos contenidos de sales varían considerablemente. En ciertos puntos de la instalación donde la velocidad es menor, o en tuberías de agua caliente, las sales precipitan formando incrustaciones en las paredes internas de las tuberías, disminuyendo u obturando su sección, y agarrotando los mecanismos. A fin de impedir que se vean afectados los aparatos, se instalan descalcificadores individuales en determinados lugares de la instalación. En zonas con aguas muy duras (gran contenido de cal), se efectúan perdiódicamente lavados interiores con ácido para desincrustar las acumulaciones de cal. La deposición de las incrustaciones calcáreas en el interior del sistema afecta a los circuitos de varias maneras:

• Disminución del caudal, hasta llegar a su parálisis, debido al crecimiento del espesor de una capa calcárea.

• Corrosión de las superficies metálicas presentes en el circuito hasta su deterioro total.

• Necesidad de recambio de tramos completos de tuberías del circuito de agua, piezas y partes de equipos afectados por las incrustaciones y/o la corrosión.

• Pérdida de entre 40 y 90% de la efectividad del sistema de transferencia de calor debido al aislamiento térmico provocado por las incrustaciones.

5.4.1.Origen y formación de las incrustaciones El agua es buen solvente para muchos materiales y puede transportar grandes cantidades de minerales. Todas las aguas naturales disuelven distintos componentes cuando contactan fases minerales en su estado normal. Esto da lugar a fluidos complejos ricos en iones, algunos de los cuales se encuentran en su límite de saturación para ciertas fases minerales.

Actualmente existen métodos de tratamiento del agua para reducir y/o prevenir la formación de las incrustaciones calcáreas: métodos químicos (productos químicos, suavizadores de intercambio iónico, ósmosis inversa ) y métodos físicos (tratamiento magnético). Este último es uno de los más utilizado en las instalaciones industriales por sus ventajas técnicas, económicas y ecológicas.



La formación de incrustaciones comienza cuando se perturba el estado de cualquier fluido natural de forma tal que se excede el límite de solubilidad de uno o más de sus componentes y se precipitan en una superficie. La sal más abundante es el bicarbonato de calcio [Ca (HCO3)2], que no existe en estado sólido y se encuentra de forma inestable en una solución acuosa que tiende a precipitar carbonato de calcio.

Para mantener el bicarbonato de calcio en la solución, que es lo que nos interesa, resulta necesario que exista cierta cantidad de dióxido de carbono libre que equilibre la reacción y haga retroceder la precipitación. Una vez que se ha producido la precipitación se forman cristales de tamaño diminuto que aprovechan cualquier traza de sustancia extraña. Los cristales se forman inicialmente en regiones minúsculas, y después se propagan y aumentan hasta hacerse visibles. Las solubilidades de los minerales en sí mismas tienen, además, una complicada dependencia respecto a la temperatura y la presión. Por lo general, un incremento de la temperatura provoca el aumento de la solubilidad de un mineral en el agua (más iones se disuelven a temperaturas más elevadas). En forma similar, la solubilidad tiende a disminuir al descender la presión.

El fenómeno de incrustación se produce con independencia del material con el que esté construida la red. Las tuberías de cobre no previenen la deposición de incrustaciones. Además, con aguas incrustantes no se deben utilizar tuberías de cobre, pues los depósitos calcáreos se depositan en codos, curvas, etc., y obstruyen las tuberías en estas zonas. En las tuberías de acero galvanizado el efecto es doble, ya que además de la incrustación se acelera la corrosión ante la formación de concentraciones de minerales, pues la incrustación no es una capa continua. En las tuberías de plástico se forma una capa delgada de incrustación uniforme que al ir aumentando se desprende en trozos que taponan grifos, codos, etcétera.

5.4.2.Métodos para combatir las incrustaciones Tradicionalmente los problemas de la dureza del agua, en especial los relacionados con las incrustaciones, han sido combatidos utilizando métodos químicos, como el acondicionamiento químico del fluido, suavizadores por intercambio iónico y por ósmosis inversa. Otras formas de combate han sido el empleo de los métodos físicos, como es el tratamiento magnético. Un aspecto importante que se debe señalar es que actualmente en las instalaciones solares térmicas se emplean intercambiadores de calor en el circuito primario, como variante para proteger al colector solar de la formación de incrustaciones. Esta variante permite circular por el colector solar otro tipo de fluido portador de calor que no sea el agua.

En resumen: el punto de partida para la formación de las incrus taciones está relacionado con un aumento de la temperatura, un aumento de la acidez del fluido (provocado por altos niveles de presión) y la carencia de CO 2 en el agua.

Aunque el carbonato de calcio (CaCO 3) y de magnesio (MgCO 3) forman la mayor parte de las incrustaciones, ellos requieren de otros compon entes, como la sílice (SiO 2) y la alúmina (Al 2O3), que actúen como agentes de cementación para que sean retenidos sobre las paredes de forma similar a como aparecen en la naturaleza.



En la siguiente tabla se describen las características de cada método de tratamiento que se le realiza al agua, y se exponen las ventajas y desventajas de cada uno, así como su incidencia sobre el medio ambiente.

El suministro de reactivos es costoso. Se necesita una constante supervisión y mantenimiento. Las paradas por limpieza química de las instalaciones introducen coste y tiempo.

Inconvenientes

Pueden combatir tanto la corrosión como la calcificación. Tienen acción rápida y de corto plazo.

Ventajas

Eliminación de incrustaciones en calderas, sistemas de agua caliente, tuberías y redes de distribución de agua caliente

Función

MÉTODO QUÍMICO PARA COMBATIR LAS INCRUSTACIONES



CONTROL OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO




de Extremadura.




6. CONTROL, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

6.1. Mantenimiento de instalaciones solares térmica s El mantenimiento de las instalaciones solares térmicas es tan importante como su correcto dimensionado y montaje. Como sabemos una instalación solar térmica sufre a lo largo de un año múltiples ciclos de carga y descarga térmica (día y noche) en condiciones de uso variables. Los captadores térmicos están diseñados para montarse en el exterior y soportar las inclemencias del tiempo sin sufrir deterioros importantes, sin embargo para asegurar un adecuado funcionamiento de las instalaciones y prolongar su vida es conveniente realizar tareas de mantenimiento. El código técnico de la edificación en su documento Básico sobre contribución solar mínima de agua caliente sanitaria (HE4), define dos niveles de actuación en materia de mantenimiento de instalaciones solares térmicas:

Plan de vigilancia

Plan de mantenimiento preventivo

El plan de vigilancia nos propone una programación de visitas a la instalación para asegurar que los principales valores de operación de la instalación son correctos, como el control de temperaturas y presiones, comprobación de ausencia de fugas, programación de la centralita de control, etc. según se propone en la siguiente tabla 6.1.

Tabla 6.1 Programación del p lan de vig i lancia.

Se trata en definitiva de un plan de observación de los principales parámetros de una instalación para asegurar su correcto funcionamiento.

El plan de mantenimiento preventivo incluye las operaciones de verificación y actuaciones sobre los elementos de la instalación que permitan mantener la instalación en condiciones de correcto funcionamiento y consiguiendo así aumentar su durabilidad.

Se recomienda que las pequeñas instalaciones (menos de 20 m2 de superficie de captadores) reciban al menos una revisión al año. Para instalaciones mayores (más de 20 m2 de superficie de captadores) las revisiones deberán realizarse al menos cada seis meses.

Se centra el objetivo de este último módulo en la instalación del cuadro de control, puesta en marcha de la instalación y explicación del funcionamiento y mantenimiento necesario al usuario. .



Supone una buena práctica revisar las instalaciones antes y después del periodo de verano, donde se produce un mayor sobrecalentamiento.

Tabla 6.2 Programación del p lan de mantenimiento para los s i s temas de captación.

Tabla 6.3 Programación del p lan de mantenimiento para los s i s temas de

acumulación.

Tabla 6.4 Programación del p lan de mantenimiento para los s i s temas de

intercambio.

Tabla 6.5 Programación del p lan de mantenimiento para el ci rcu i to hidrául ico.



Tabla 6.6 Programación del p lan de mantenimiento para el s is tema eléctr ico y de

control .

Tabla 6.7 Programación del p lan de mantenimiento para los s i s temas de energ ía

auxi l ia r .

6.1.1.Prevención de la legionelosis

La legionelosis es un término genérico que se utiliza para referirse a la enfermedad que causa la bacteria Legionella pneumophila y otras del mismo género. Se presenta fundamentalmente en forma de neumonía y como gripe de carácter leve.

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

Esta bacteria se halla habitualmente en pequeñas concentraciones en ambientes acuáticos naturales, pudiendo sobrevivir en condiciones ambientales muy diversas. Para que su concentración suponga un riesgo para las personas, debe pasar a colonizar los sistemas hídricos construidos por el hombre, como torres de refrigeración y sistemas de distribución de agua sanitaria, donde encuentra condiciones de temperatura idóneas para su multiplicación, protección física y nutrientes apropiados.

A partir de estas instalaciones la legionella puede infectar a las personas si el agua es pulverizada en forma de aerosoles, de manera que la bacteria pueda ser transportada por el aire en pequeñas gotas e inhalada por las personas.

Si en las instalaciones solares térmicas, por efecto de una inadecuada conservación, se produce estancamiento de agua y acumulación de nutrientes tales como lodos, materia orgánica, agentes de corrosión e incrustaciones, etc., a temperaturas entre 25 y 45ºC, pueden generarse las condiciones para el desarrollo y multiplicación de esta bacteria, con el riesgo que supone para las personas.

Para evitar su crecimiento y propagación deben realizarse tratamientos de desinfección y limpieza, o de choque térmico (temperatura superior a los 70 ºC) según se establece en la legislación vigente.

Importante: El plan de mantenimiento debe realizarse por person al técnico competente que conozca la tecnología solar térmica. Las instalaciones deben tener un libro de mantenimi ento en el que se registren todas las operaciones realizadas.



Todas las operaciones de tratamiento, limpieza, controles analíticos, reparaciones, etc., que se realicen en las instalaciones deberán anotarse en el Registro de Mantenimiento y Desinfección para que la Inspección Sanitaria pueda comprobar su adecuación al vigente marco normativo.

6.1.2. Verificaciones antes de la puesta en marcha de la instalación.

Antes de la puesta en marcha de la instalación deberá asegurarse que no se excede la máxima temperatura permitida por todos los materiales y componentes.

En cuanto a la resistencia a la presión Los circuitos deben someterse a una prueba de presión de 1,5 veces el valor de la presión máxima de servicio. Se ensayará el sistema con esta presión durante al menos una hora no produciéndose daños permanentes ni fugas en los componentes del sistema y en sus interconexiones.

En caso de sistemas de consumo abiertos con conexión a la red, se tendrá en cuenta la máxima presión de la misma para verificar que todos los componentes del circuito de consumo soportan dicha presión. Para evitar flujos inversos es aconsejable la utilización de válvulas antirretorno, salvo que el equipo sea por circulación natural. 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.

6.1.3. Entrega de la instalación solar al usuario final.

En la entrega final de una instalación solar térmica resulta fundamental que el futuro usuario reciba información suficiente para poder utilizarla y mantenerla en las mejores condiciones de uso, facilitando así que:

� se optimice el ahorro energético global de la instalación en combinación con el resto de equipos térmicos;

� se garantice una durabilidad y calidad suficientes. � se garantice un uso seguro de la instalación.

Entre la información que se recomienda facilitar al usuario destaca:

� Memoria y descripción técnica de los equipos instalados. � Esquema de principio de la instalación. � Manual de instrucciones de utilización. � Garantía de los equipos. � Calendario de mantenimiento anual.

Recuerda: que una instalación bien utilizada reduce los costes y tareas de mantenimiento.

Nota: el Real Decreto 909/2001, de 27 de julio, y s u ampliación, el Real Decreto 865/2003, de 4 de julio, establecen los criterios h igiénico sanitarios para la prevención y el control de la legionelosis.



6.2. Sistemas de control y regulación

Las instalaciones solares térmicas se dimensionan y construyen para que trabajen de manera autónoma dentro de los parámetros de operación de los elementos que las forman. Para alcanzar este grado de funcionamiento disponemos de los sistemas de control y regulación, que tienen como objeto optimizar el rendimiento de la instalación y evitar que se superen las condiciones extremas que podrían ocasionar fallos y/o averías.

Así un sistema de regulación y control que se encarga por un lado de asegurar el correcto funcionamiento del equipo para proporcionar la máxima energía solar térmica posible y, por otro, actúa como protección frente a la acción de múltiples factores como sobrecalentamientos del sistema, riesgos de congelaciones, etc;

Los elementos de un sistema de regulación son, en términos generales, los sensores, reguladores y los actuadores.

Sensores : son los elementos que utiliza un sistema de control para obtener información sobre el estado de la instalación. Generalmente funcionan modificando una señal eléctrica en función de la variación del parámetro que controlan.

Los sensores de temperatura más comúnmente utilizados en instalaciones solares térmicas son las termoresistencias y termistores:

� Termoresistencias. Basan su funcionamiento en la variación de la resistencia eléctrica con la temperatura.

� Termistores. Se trata de elementos semiconductores que disminuyen su resistencia al aumentar la temperatura.

Preferentemente se aconseja que se utilicen sondas de inmersión y procurar que estas midan exactamente la temperatura a controlar.

Figura 6.1 Vainas y sonda de temperatura de inmers ión.

La sondas se introducen en una vaina de inmersión (generalmente de acero inoxidable) de dimensiones apropiadas que las protegen y evitando errores de lectura por contacto.

Reguladores: Un regulador es un dispositivo (habitualmente electrónico) creado para obtener un valor de salida deseado en base al nivel de entrada, ya sea mecánico o eléctrico.

Recuerda: Los sensores de temperatura pueden situar se en diferentes partes de una instalación solar térmica y siempre deberán asegura r un buen contacto con las partes que se desea medir su temperatura.

Es recomendable etiquetar y nombrar todos los compo nentes de la instalación, especialmente las válvulas en sus diferentes posici ones de utilización estacional.



En instalaciones térmicas el regulador más común es el termostato, cuya misión es mantener una temperatura y una diferencia de temperaturas de manera constante.

Figura 6.1 Termosta to y sonda de temperatura .

Actuadores : son los elementos que utiliza el sistema de control para accionar los mecanismos que se encargan de modificar el estado del sistema. Es decir son los elementos que utilizan los sistemas de control para accionar dispositivos de potencia elevada. Entre ellos destacan:

� Relé. es un dispositivo electromecánico, que funciona como un interruptor controlado por un circuito eléctrico en el que, por medio de un electroimán, se acciona un juego de uno o varios contactos que permiten abrir o cerrar otros circuitos eléctricos independientes. Así un relé permite abrir o cerrar circuitos eléctricos sin la intervención humana.

Figura 6 .2 Esquema de func ionamiento de un re lé .

� Contactor. Dispositivo con capacidad de cortar la corriente eléctrica de un receptor o instalación, con la posibilidad de ser accionado a distancia, que tiene dos posiciones de funcionamiento. Están diseñados para actuar sobre elementos de gran potencia en circuitos de monofásicos y trifásicos.

Importante:

Una instalación fuera del rango de operación puede:

• No aprovechar toda la energía útil del sistema.

• Disipar la energía previamente almacenada.

• Generar más fallos.



El principal parámetro de control en una instalación solar térmica es la temperatura, cuyo valor nos interesa conocer en determinados puntos de la misma, tales como la temperatura de entrada de agua fría de red, la temperatura de entrada y salida del acumulador solar, y la temperatura de entrada y salida del campo de captadores.

6.2.1. Sistema de regulación de captadores por termostato.

Podemos utilizar los termostatos para detectar si la temperatura del captador o campo de captadores supera un valor de consigna fijado con anterioridad, para hacer actuar una bomba de circulación y extraer energía hacia el acumulador.

Este modo de regulación no tiene en cuenta la temperatura del acumulador y puede generar pérdidas por disipación en el captador. Este sistema a demás no suele tener un buen comportamiento en condiciones de baja carga. Por estas razones se utiliza casi exclusivamente para el calentamiento de piscinas, donde la temperatura del agua en el vaso no llega a alcanzar la temperatura de captadores.

En este caso la temperatura de consigna para la desconexión de la bomba debe coincidir con la temperatura deseada para el agua de la piscina.

Para detectar con mayor precisión la temperatura del captador, el termostato suele montarse los más próximo posible a la salida del captador. Habitualmente suelen montarse sondas de temperatura de inmersión protegidas por una vaina metálica en la propia salida del captador.

Figura 6.2 Esquema de regulación por termostato en captadores.

Entre las ventajas de este sistema de regulación destacan la simplicidad y el reducido coste.

Recuerda: el principal parámetro de control en una instalación solar térmica es la temperatura.



6.2.2. Sistema de regulación de colectores por termostato diferencial de temperatura.

La regulación por temperatura diferencial con actuación sobre una bomba supone el sistema más extendido para obtener un rendimiento adecuado de una instalación solar térmica. En este caso se trabaja comparando la temperatura del captador con la de la parte inferior del acumulador, es decir con la temperatura de impulsión y retorno del circuito primario. Cuando la temperatura de impulsión sea mayor que la de retorno en un valor superior a la ajustada por el regulador, éste ordenará a la bomba de circulación que entre en funcionamiento.

Habitualmente se ajusta el regulador para un diferencial de temperatura entre 6 y 7 ºC, al considerarse las pérdidas de temperatura en el circuito y la tolerancia de las sondas de temperatura (de 1 a 2 ºC).

Figura 6.2 Esquema de regulación por termostato di ferencial .

Su aplicación es adecuada para pequeñas instalaciones con distancia pequeñas entre los captadores y el depósito de acumulación. Los sistemas de regulación por diferencial de temperatura permiten también el control de instalaciones de gran tamaño o con configuraciones complejas, con tan solo aumentar el número de estos termostatos.

6.2.3. Sistema de regulación de colectores por diferencial de temperatura y válvula de conmutación.

En aquellas instalaciones en las que existe una gran distancia entre el campo de captadores y el depósito de acumulación puede darse el caso en el que el volumen de las tuberías fuera mayor que el propio volumen de ls captadores. En estos casos las pérdidas en los circuitos de distribución suelen ser mayores y la temperatura de lectura de la sonda en paneles es sensiblemente mayor a la temperatura de entrada en el acumulador.



Así podrían producirse ineficiencias y una reducción de la temperatura en acumulación en periodos de paro y marcha. Instalando una válvula de conmutación con un circuito en by-pass entre la entrada y salida del acumulador solar en el lado de primario es posible evitar estas pérdidas, puesto que el caudal puede derivarse hasta que la sonda de salida supere la temperatura regulada para el acumulador.

Resulta conveniente montar la válvula de conmutación y la sonda de salida lo más próximas posible a la salida del intercambiador para reducir las pérdidas de calor en las tuberías de salida del acumulador.

Figura 6.2 Esquema de regulación por termostato di ferencial y válvula de

conmutación.

6.2.4. Sistema de regulación de colectores por diferencial de temperatura y válvula mezcladora progresiva.

Al igual que en el caso anterior es posible emplear una válvula mezcladora progresiva en lugar de la válvula de conmutación, para evitar ineficiencias en el primario y pérdidas de temperatura en acumulación. De este modo conseguimos además que el aporte de energía al acumulador se realice de manera progresiva, controlando el caudal del circuito primario.

Esta mejor a es adecuada para instalaciones medianas o grandes ( con superficie de captación entre 60 y 280 m2) con una gran longitud en el circuito primario.



Figura 6.2 Esquema de regulación por termostato di ferencial y válvula mezcladora

progres iva.

6.2.5. Sistemas de control por temperaturas extremas.

Como sabemos las instalaciones solares térmicas están sometidas tanto a altas como a muy bajas temperaturas. Éstas pueden llegar a producirse por un fallo de funcionamiento, por reducción en el consumo de acs, o en condiciones ambientales extremas y en todos los casos, para un correcto funcionamiento, se debe contar con un sistema de control.

Control por alta temperatura en primario .

Habitualmente una alta temperatura en el circuito de primario suele producirse al encontrarse la instalación fuera de servicio, o por la ausencia de demanda, es decir de usuarios, disminuyendo el consumo de a.c.s. En muchos casos se producen en verano o coincidiendo con el periodo de vacaciones de los usuarios, en los meses de mayor radiación solar.

Para evitar daños a la instalación pueden emplearse:

Equipos de disipación térmica (disipadores y aerotermos), que como indica su nombre se encargan de evacuar la energía sobrante al ambiente o a otro sistema. Pueden utilizarse estos excesos de energía para el calentamiento de piscinas en el periodo de verano.

En función de la complejidad de las instalaciones y el grado de control que queramos realizar sobre ellas, es posible utilizar estos sistemas de regulación de manera conjunta. Recordemos que conviene no complic ar en exceso el funcionamiento de las instalaciones, para evitar co stes por reposición y mantenimiento.



Figura 6.2 Esquema de válvula, d is ipador y aerotermo.

Tapado parcial del campo de captadores. En este caso el captador está aislado del calentamiento por radiación solar y a su vez puede evacuar el excedente térmico a través del fluido del circuito de primario (que seguirá circulando por el captador)

Vaciado parcial del campo de captadores. Esta solución evita el sobrecalentamiento, pero al final de este periodo el fluido del circuito de primario deberá ser repuesto. Este hecho deberá tenerse en cuenta en las operaciones y coste de mantenimiento de la instalación.

Control por alta temperatura en el secundario .

En condiciones de radiación y baja demanda de energía con los depósitos de acumulación en el límite de su capacidad térmica (generalmente 90ºC), se hace necesario proteger especialmente a los depósitos acumuladores solares de sobrecalentamientos. En estos casos se utilizan sistemas de control que detienen las bombas de circulación evitando el aporte térmico al secundario de la instalación.

Control por baja temperatura en primario

Como sabemos las instalaciones solares están paradas durante la noche, lo que supone que en aquellas zonas en las que se producen heladas durante los meses de invierno, aparezca el riesgo de congelación tanto de los colectores como de los elementos del circuito de primario. Es necesario utilizar en estos casos sistemas de protección contra congelación del fluido para evitar el deterioro de los componentes de la instalación.

En este caso podrán utilizarse algunas de las medidas de protección descritas anteriormente como el vaciado automático de captadores , derivando el fluido a un depósito de vaciado por la acción de una electroválvula de drenaje.

Otro sistema de protección consistiría en la recirculación del agua del acumulador y del circuit o primario para ceder energía al campo de captadores. Los inconvenientes en este caso son la pérdida de energía térmica y la falta de seguridad cuando se mantiene esta situación durante largos periodos en los que la acumulación térmica sea insuficiente para evitar el riesgo de helada.

El Código Técnico de la Edificación admite la utili zación de disipadores, el tapado parcial o vaciado parcial del campo de captadores c uando en algún mes del año la contribución solar sobrepase el 110 % de la demanda o en más de tres meses seguidos el 100%.



6.3. Medidas de temperatura, precisiones, sensibili dades. Calibraciones.

La medida y monitorización de la temperatura en las instalaciones solares tiene como objeto comprobar su adecuado funcionamiento y regulación, facilitando así mismo verificar aquellos criterios de diseño sobre los que fueron definidas.

Podemos encontrar lecturas de medida a través de sondas y termostatos, centralitas de control y sistemas de monitorización en diferentes localizaciones de una instalación.

Para grandes instalaciones principalmente se recomienda el control de temperatura en la entrada y salida del campo de captadores, circuito primario, circuito secundario y depósitos de acumulación, además de sondas de radiación y temperatura ambiente.

En instalaciones de menor entidad el control de temperatura será el necesario para atender al sistema de regulación utilizado. Habitualmente en equipos compactos domésticos se suministran todos los elementos que componen la instalación incluidos las sondas de temperatura y la centralita de control.

Para proteger de posibles quemaduras a los usuarios, donde la temperatura de agua caliente en los puntos de consumo pueda exceder de 60 °C deberá ins talarse un sistema automático de mezcla u otro sistema que limite la temperatura de suministro a 60 °C. Este sistema deberá ser capaz de soportar la máxima temperatura posible de extracción del sistema solar.

Para ello se utilizan habitualmente válvulas termostáticas que pueden regularse en un rango de 35 y 60 ºC.

Figura 6.2 E jemplos de válvulas termostá t icas para acs.

Se recomienda que los equipos de medida se disponga n en lugares visibles y de fácil acceso para su mantenimiento y recambio.

Recuerda: que los elementos de una instalación sola r térmica deben estar diseñados para soportar las temperaturas extremas q ue pudieran producirse. Dicho de otro modo, antes de la puesta en marcha de la in stalación deberá asegurarse que no se excede la máxima temperatura permitida po r todos los materiales y componentes.



6.3.1. Medida de temperatura.

Tal y como se ha indicado la medida de temperatura del fluido de trabajo se realiza habitualmente mediante sondas de inmersión. En estos casos las sondas se ubican en el interior de vainas orientadas en la dirección del fluido y en sentido contrario al de circulación.

En el lado de secundario, para conocer la temperatura del agua caliente en consumo es común utilizar sondas de contacto, especialmente en la salida del acumulador o del sistema de apoyo convencional.

Independientemente del tipo de sonda se recomienda que se sitúen a menos de 5 cm del fluido cuya temperatura nos interesa medir, evitando zonas de estancamiento o de reducido caudal.

6.4. Puesta a tierra. Medidas. Según el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión en su ITC-BT-18, las puestas a tierra se establecen principalmente con objeto de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. La puesta o conexión a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo. El diseño del sistema de puesta a tierra es fundamental para asegurar una correcta conducción de la descarga eléctrica en caso de fallo. El sistema de puesta a tierra consta, principalmente, de:

� Conductor de protección, cuya función es unir eléctricamente las masas de una instalación a ciertos elementos con el fin de asegurar la protección contra contactos indirectos.

� Borne de puesta a tierra. � Conductor de tierra o línea de enlace. � Electrodo de puesta a tierra.

Electrodos: Los electrodos son elementos metálicos que permanecen en contacto directo con el terreno. Los electrodos estarán construidos con materiales inalterables a la humedad y a la acción química del terreno. Por ello, se suelen usar materiales tales como el cobre, el acero galvanizado y el hierro zincado. Según su estructura, los electrodos pueden ser:

� Placas: serán placas de cobre o hierro zincado, de al menos 4 mm de grosor, y una superficie útil nunca inferior a 0.5 m2. Se colocarán enterradas en posición vertical, de modo que su arista superior quede, como mínimo, a 50 cm bajo la superficie del terreno. En caso de ser necesarias varias placas, están se colocarán separadas una distancia de 3 m.

Recuerda: que la temperatura de referencia para el cálculo de demanda de agua caliente sanitaria según el CTE es 60 ºC.

Importante: los sensores de temperatura utilizados deberán soportar la temperatura máxima prevista para el punto en el que se sitúan.



� Picas: suelen estar formadas por tubos de cobre de 14 mm de diámetro, y con unas longitudes nunca inferiores a los 2 m. En el caso de ser necesarias varias picas, la distancia entre ellas será, al menos, igual a la longitud.

� Conductores enterrados: se usarán cables de cobre desnudo de al menos 16 mm2 de sección, o cables de acero galvanizado. Estos electrodos deberán enterrarse horizontalmente a una profundidad no inferior a los 50 cm.

� Mallas metálicas: formadas por electrodos simples del mismo tipo unidos entre sí y situados bajo tierra.

� Otras estructuras enterradas que se demuestre que son apropiadas. En todos los casos, la sección del electrodo debe ser tal que ofrezca menor resistencia que la el conductor de las líneas principales de tierra. Puesto que la resistencia del electrodo depende de su forma, de sus dimensiones y de la resistividad del terreno.

Leyenda

1 Conductor de protección.

2 Conductor de unión equipotencial principal.

3 Conductor de tierra o línea de enlace con el electrodo de puesta a tierra.

4 Conductor de equipotencialidad suplementaria.

B Borne principal de tierra.

M Masa.

C Elemento conductor.

P Canalización metálica principal de agua.

T Toma de tierra.

Figura 6.2 Representación esquemática de un ci rcui to de puesta a t ierra.

Los materiales utilizados y la realización de las tomas de tierra deben ser tales que no se vea afectada la resistencia mecánica y eléctrica por efecto de la corrosión de forma que comprometa las características del diseño de la instalación.

Medida de puesta a tierra La medida que se debe de efectuar es la resistencia eléctrica existente entre los electrodos de toma de tierra y el terreno propiamente dicho. Esta medida se efectúa con unos aparatos especiales denominados Telurómetros o Medidores de toma de tierra.

La profundidad de enterramiento de las tomas de tie rra nunca será inferior a 0,50 m.



Estos aparatos constan de un ohmímetro, preparado para medir bajas resistencias, así como unos circuitos de tensión e intensidad, que se conectan por separado en el circuito a medir, por medio de tres conexiones (la toma de tierra a medir y dos electrodos auxiliares), tal como se indica en la figura. Las picas o electrodos auxiliares se conectan a una distancia determinada, según el tipo de aparato empleado, para evitar los errores que puedan producir las corrientes erráticas, y el indicador nos dará la medida directa o bien deberemos de ajustarla con un potenciómetro graduado.

Figura 6.2 Esquema de la medida de puesta a t ierra.

La medida debe de efectuarse después de desconectar la red de tierras, de los electrodos, ya que se trata de medir solamente la resistencia que estos hacen con respecto a tierra, y el valor máximo de la resistencia de la toma de tierra ha de estar en consonancia con la sensibilidad del dispositivo de corte empleado.

6.5. Cálculo de interruptores y protecciones eléctr icas.

Toda instalación eléctrica tiene que estar dotada de una serie de protecciones que garanticen la seguridad e integridad física de las personas y los bienes, así como el normal funcionamiento de los equipos conectados a ella, previniendo las perturbaciones en otras instalaciones y servicios. Existen múltiples tipos de protecciones que pueden hacer una instalación completamente segura, pero como mínimo las protecciones con las que debe contar una instalación eléctrica son: Protección contra sobreintensidades . Diseñadas para actuar dentro de un tiempo conveniente cuando se producen incrementos no admisibles de intensidad por sobrecargas, cortocircuitos o descargas eléctricas atmosféricas. Protección contra sobretensiones . Actúan cuando se producen elevaciones de la tensión transitorias o permanentes que habitualmente se transmiten por las redes de distribución como consecuencia de descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos en las mismas. Protección contra contactos directos e indirectos . Protección contra contactos directos. Dedicadas a tomar las medidas destinadas a proteger a las personas contra los peligros que pueden derivarse de un contacto con las partes activas de los materiales eléctricos. Los medios habitualmente utilizados son:

� Protección por aislamiento de las partes activas. Como el propio aislamiento de los conductores eléctricos.

� Protección por medio de barreras o envolventes. Por ejemplo cuadros y cajas de conexión eléctricas.

� Protección por medio de obstáculos. Tales como barreras físicas o prohibición de acceso a personas.



� Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento. Limitado en la práctica locales de servicio eléctrico solo accesibles a personal autorizado.

� Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial residual. como una medida destinada a complementar otras medidas de protección contra contactos directos, en la que se utilizan interruptores diferenciales cuyo valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea inferior o igual a 30 mA.

El interruptor diferencial es un aparato cuya misión es desconectar una red de distribución eléctrica, cuando alguna de sus fases se pone a tierra, habitualmente por una derivación o contacto. El interruptor diferencial se activa al detectar una corriente de defecto umbral de sensibilidad Is. La protección diferencial está basada en la 1ª Ley de Kirchoff, que como ya sabemos dice: "En todo nudo de conductores, la suma de las intensidades que a él llegan, es igual a la suma de las intensidadesa tierra de una fase, exista un desequilibrio entre la suma geométrica de las intensidades de la red; este desequilibrio, que es precisamente la corriente de defecto Id, es lo que detecta el diferencial, provocando a continuación la desconexión de la red defectuosa. Los interruptores diferenciales se fabrican para muchos valores de sensibilidad (Is), según sea la longitud de las líneas a proteger y el tipo y condiciones de la instalación, incluso se fabrican con sensibilidad ajustable, para que el utilizador la adapte No obstante los empleados domésticamente y en instalaciones de poca potencia, que se suelen fabricar compactos y para intensidades nominales de entre 5 y 125 A, suelen tener dos tipos de sensibilidad fija sin posibilidad de ser modific Interruptores de media sensibilidad ........ Is = 0,3 A = 300 mA Interruptores de alta sensibilidad ............ Is = 0,03 A = 30 mA

6.6. Simbología básicas de los circuitos eléctricos y el ectrónicos.

A continuación se expone la simbología eléctrica y electrónica de los elementos básicos que podemos encontrar en las instalaciones solares principalmente en los circuitos de los sistemas de control, operación y mantenimiento. Además de la simbología se acompaña para su mejor comprensión una breve descripción de la funcionalidad de cada componente.Bobinas, inductancias: Cierto número de espiras de conductor que introducen inductancia magnética en un circuito eléctrico para producir flujo magnético o para reaccionar mecánicament

Figura 6. Clavijas, conectores: Pieza conductora que sirve para conectar por ajuste dos o más conductores.



Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento. Limitado en la práctica locales de servicio eléctrico solo accesibles a personal autorizado. Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial residual. como una medida destinada a complementar otras medidas de protección contra contactos directos, en la que se utilizan interruptores diferenciales cuyo valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea inferior o igual a 30 mA.

es un aparato cuya misión es desconectar una red de distribución eléctrica, cuando alguna de sus fases se pone a tierra, habitualmente por una derivación o contacto.

El interruptor diferencial se activa al detectar una corriente de defecto Id, que sea superior a su umbral de sensibilidad Is. La protección diferencial está basada en la 1ª Ley de Kirchoff, que como ya sabemos dice: "En todo nudo de conductores, la suma de las intensidades que a él llegan, es igual a la suma de las intensidades que de él salen". Esto hace que cuando se produce la derivación a tierra de una fase, exista un desequilibrio entre la suma geométrica de las intensidades de la red; este desequilibrio, que es precisamente la corriente de defecto Id, es lo que detecta el diferencial, provocando a continuación la desconexión de la red defectuosa.

Los interruptores diferenciales se fabrican para muchos valores de sensibilidad (Is), según sea la longitud de las líneas a proteger y el tipo y condiciones de la instalación, incluso se fabrican con sensibilidad ajustable, para que el utilizador la adapte a su instalación.

No obstante los empleados domésticamente y en instalaciones de poca potencia, que se suelen fabricar compactos y para intensidades nominales de entre 5 y 125 A, suelen tener dos tipos de sensibilidad fija sin posibilidad de ser modificada. Estas son:

Interruptores de media sensibilidad ........ Is = 0,3 A = 300 mA Interruptores de alta sensibilidad ............ Is = 0,03 A = 30 mA

Simbología básicas de los circuitos eléctricos y el ectrónicos.

ne la simbología eléctrica y electrónica de los elementos básicos que podemos encontrar en las instalaciones solares principalmente en los circuitos de los sistemas de control, operación y mantenimiento. Además de la simbología se acompaña para su mejor

mprensión una breve descripción de la funcionalidad de cada componente.

Cierto número de espiras de conductor que introducen inductancia magnética en un circuito eléctrico para producir flujo magnético o para reaccionar mecánicamente a variaciones de flujo magnético.

Bobina

Inductancia

Bobina variable

Figura 6.1 S imbología bobinas.

Pieza conductora que sirve para conectar por ajuste dos o más conductores.

Conector macho

de Extremadura.

Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento. Limitado en la práctica locales de

Protección complementaria por dispositivos de corriente diferencial residual. Considerada como una medida destinada a complementar otras medidas de protección contra contactos directos, en la que se utilizan interruptores diferenciales cuyo valor de corriente diferencial

es un aparato cuya misión es desconectar una red de distribución eléctrica, cuando alguna de sus fases se pone a tierra, habitualmente por una derivación o contacto.

Id, que sea superior a su umbral de sensibilidad Is. La protección diferencial está basada en la 1ª Ley de Kirchoff, que como ya sabemos dice: "En todo nudo de conductores, la suma de las intensidades que a él llegan, es

que de él salen". Esto hace que cuando se produce la derivación a tierra de una fase, exista un desequilibrio entre la suma geométrica de las intensidades de la red; este desequilibrio, que es precisamente la corriente de defecto Id, es lo que detecta el interruptor

Los interruptores diferenciales se fabrican para muchos valores de sensibilidad (Is), según sea la longitud de las líneas a proteger y el tipo y condiciones de la instalación, incluso se fabrican con

No obstante los empleados domésticamente y en instalaciones de poca potencia, que se suelen fabricar compactos y para intensidades nominales de entre 5 y 125 A, suelen tener dos tipos de

Simbología básicas de los circuitos eléctricos y el ectrónicos.

ne la simbología eléctrica y electrónica de los elementos básicos que podemos encontrar en las instalaciones solares principalmente en los circuitos de los sistemas de control, operación y mantenimiento. Además de la simbología se acompaña para su mejor

Cierto número de espiras de conductor que introducen inductancia magnética en un circuito eléctrico e a variaciones de flujo magnético.



Figura 6.2 S imbología clavi jas y conectores. Condensadores, capacitores: Dispositivo que consiste fundamentalmente en dos dieléctrico-aire, papel, mica, etc., el cual almacena la energía eléctrica, bloquea el paso de corriente continua y permite el flujo de corriente alterna hasta un grado que depende de su capacidad y su frecuencia.

Figura 6.3 S imbología condensadores. Corrientes eléctricas: Movimiento de cargas eléctricas (Electrones) a través de un medio. La corriente eléctrica puede ser de conducción o de convención.

Figura 6.4 S imbología corr ientes eléct r icas.Diodos: Dispositivo que permite el flujo de corriente en una sola dirección. Válvula electrónica de dos electrodos que reciben el nombre de ánodo utiliza las propiedades rectificadoras de una unión entre los materiales tipos P y N de un semiconductor.

Figura 6.5 S imbología diodo. Fusibles: Dispositivo protector que contiene un pequeño intensidad que circula por él durante un período determinado de tiempo excede de un valor establecido.

Figura 6.6 S imbología fus ib les. Instrumentación:



Conector hembra

Enchufe de red eléctrica

Enchufe de red eléctrica con toma de tierra

Conector genérico

Figura 6.2 S imbología clavi jas y conectores.

Dispositivo que consiste fundamentalmente en dos superficies conductoras separadas por un aire, papel, mica, etc., el cual almacena la energía eléctrica, bloquea el paso de corriente

continua y permite el flujo de corriente alterna hasta un grado que depende de su capacidad y su

Condensador

Condensador variable

Figura 6.3 S imbología condensadores.

Movimiento de cargas eléctricas (Electrones) a través de un medio. La corriente eléctrica puede ser

Corriente continua

Corriente alterna

Conversión de corriente continua/alterna

Figura 6.4 S imbología corr ientes eléct r icas.

Dispositivo que permite el flujo de corriente en una sola dirección. Válvula electrónica de dos electrodos que reciben el nombre de ánodo o placa y cátodo. Dispositivo de dos electrodos que utiliza las propiedades rectificadoras de una unión entre los materiales tipos P y N de un

Diodo

Figura 6.5 S imbología diodo.

Dispositivo protector que contiene un pequeño trozo de alambre especial que funde cuando la intensidad que circula por él durante un período determinado de tiempo excede de un valor

Fusible

Interruptor con fusible

Figura 6.6 S imbología fus ib les.

de Extremadura.

superficies conductoras separadas por un aire, papel, mica, etc., el cual almacena la energía eléctrica, bloquea el paso de corriente

continua y permite el flujo de corriente alterna hasta un grado que depende de su capacidad y su

Movimiento de cargas eléctricas (Electrones) a través de un medio. La corriente eléctrica puede ser

Dispositivo que permite el flujo de corriente en una sola dirección. Válvula electrónica de dos o placa y cátodo. Dispositivo de dos electrodos que

utiliza las propiedades rectificadoras de una unión entre los materiales tipos P y N de un

trozo de alambre especial que funde cuando la intensidad que circula por él durante un período determinado de tiempo excede de un valor



Dispositivo para medir cantidades eléctricas o prestaciones de equipos o componentes eléctricos o electrónicos.

Figura 6.7 S imbología inst rumentación. Interruptores, pulsadores y conmutadores: Dispositivo eléctrico, electrónico o mecánico diseñado para interrumpir el paso de la corriente eléctrica en un circuito.

Figura 6.8 S imbología interruptores, Líneas y conductores: Material que conduce electricidad con facilidad, como ciertos metales, electrólitos ygases ionizados. Línea: zona física que forma el conductor.



medir cantidades eléctricas o prestaciones de equipos o componentes eléctricos o

Medidor

Voltímetro

Amperímetro

Vatímetro

Figura 6.7 S imbología inst rumentación.

Interruptores, pulsadores y conmutadores:

electrónico o mecánico diseñado para interrumpir el paso de la corriente

Interruptor

Pulsador

Conmutador

Interruptor magnetotérmico

Interruptor térmico

Botón pulsador

Figura 6.8 S imbología interruptores, pu lsadores y conmutadores .

Material que conduce electricidad con facilidad, como ciertos metales, electrólitos ygases ionizados. Línea: zona física que forma el conductor.

Línea

Cruce de líneas sin conexión

Cruce de líneas con conexión

Línea de tierra

Masa

Línea fase + neutro

de Extremadura.

medir cantidades eléctricas o prestaciones de equipos o componentes eléctricos o

electrónico o mecánico diseñado para interrumpir el paso de la corriente

pulsadores y conmutadores .

Material que conduce electricidad con facilidad, como ciertos metales, electrólitos y



Figura 6.9 S imbología l íneas y conductores . Relés: Dispositivo de conmutación activado por señales. En la mayoría de las veces, se utiliza pequeña tensión o corriente para conmutar tensiones o corrientes mayores; puede ser de tipo electromecánico o totalmente electrónico, en cuyo caso carece de partes móviles

Figura 6.10 S im Resistencias, resistores: Componente fabricado específicamente para ofrecer un valor determinado de resistencia al paso de la corriente eléctrica.

Figura 6. Transformador: Componente que consiste en dos o más bobinas acopladas por inducción magnética. Se utiliza para transferir energía eléctrica.

Figura 6.



Línea trifásica

Línea trifásica + neutro

Figura 6.9 S imbología l íneas y conductores .

Dispositivo de conmutación activado por señales. En la mayoría de las veces, se utiliza pequeña tensión o corriente para conmutar tensiones o corrientes mayores; puede ser de tipo electromecánico o totalmente electrónico, en cuyo caso carece de partes móviles

Relé

Mando electromagnético

Relé con bobina y contacto

Figura 6.10 S imbolog ía relés.

Componente fabricado específicamente para ofrecer un valor determinado de resistencia al paso de

Resistencia

Resistencia Variable

Impedancia

Termistor

Figura 6.21 S imbolog ía res is tencias .

Componente que consiste en dos o más bobinas acopladas por inducción magnética. Se utiliza para

Transformador

Transformador

Figura 6.32 S imbolog ía transformador .

de Extremadura.

Dispositivo de conmutación activado por señales. En la mayoría de las veces, se utiliza una pequeña tensión o corriente para conmutar tensiones o corrientes mayores; puede ser de tipo

Componente fabricado específicamente para ofrecer un valor determinado de resistencia al paso de

Componente que consiste en dos o más bobinas acopladas por inducción magnética. Se utiliza para



Transistores: Dispositivo semiconductor provisto de tres terminales llamados base, emisor y colector, capaz de funcionar como rectificador, amplificador, oscilador, interruptor, etc

Figura 6.

6.7. Normativa sobre instalaciones eléctricas y térmicas en los edificios.Resulta muy recomendable disponer de la normativa vigente en el campo profesional en que trabajemos y actualizarla conforme se producen modificaciones o nuevas disposiciones oficialmente aprobadas. Habituarnos a consultar la normativa aplicable e interesarejercicio de actualización que nos distingue como profesionales.

• Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico

de Baja Tensión. • Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento El• Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las Actividades de

Transporte, Distribución, Comercialización, Suministro y Procedimientos de Autorización de Instalaciones de Energía Eléctrica.

• Real Decreto 1027/2007, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios.

• Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el “Código Técnico de la Edificación”. Particularmente el Documento Básico DB H4.

• Real Decreto 865/2003, de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénico sanitarios para la prevención y el control de la legionelosis.

• Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en la

• UNE EN 94 002: 2004 “Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente sanitaria: cálculo de la demanda de energía térmica”.

Existen diferentes vías para conocer la reglamentación tanto en el sector de la energía solcomo en cualquier actividad profesional, como pueden ser las publicaciones oficiales, las revistas especializadas, las asociaciones profesionales y cursos técnicos. Actualmente en Internet podemos localizar referencias a la reglamentación a partla fuente de donde se obtiene la información. A continuación se relacionan algunos de los sitios oficiales de donde localizar información sobre normativa en edificios:

� Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

� Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía

� Boletín Oficial del Estado

� Código técnico de la Edificación



Dispositivo semiconductor provisto de tres terminales llamados base, emisor y colector, capaz de funcionar como rectificador, amplificador, oscilador, interruptor, etc

Transistor NPN

Transistor PNP

Figura 6.43 S imbolog ía transis tores.

Normativa sobre instalaciones eléctricas y térmicas en los edificios.Resulta muy recomendable disponer de la normativa vigente en el campo profesional en que trabajemos y actualizarla conforme se producen modificaciones o nuevas disposiciones oficialmente aprobadas. Habituarnos a consultar la normativa aplicable e interesarnos por ella suele ser un ejercicio de actualización que nos distingue como profesionales.

Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico

Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las Actividades de Transporte, Distribución, Comercialización, Suministro y Procedimientos de Autorización de Instalaciones de Energía Eléctrica.

7/2007, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el “Código Técnico de la Edificación”. Particularmente el Documento Básico DB H4.

eto 865/2003, de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénico sanitarios para la prevención y el control de la legionelosis. Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción. UNE EN 94 002: 2004 “Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente sanitaria: cálculo de la demanda de energía térmica”.

Existen diferentes vías para conocer la reglamentación tanto en el sector de la energía solcomo en cualquier actividad profesional, como pueden ser las publicaciones oficiales, las revistas especializadas, las asociaciones profesionales y cursos técnicos. Actualmente en Internet podemos localizar referencias a la reglamentación a partir de múltiples recursos, siendo fundamental verificar la fuente de donde se obtiene la información. A continuación se relacionan algunos de los sitios oficiales de donde localizar información sobre normativa en instalaciones eléctricas y térmicas en los

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. http://www.mityc.es

Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía http://www.idae.es

Boletín Oficial del Estado http://www.boe.es

Código técnico de la Edificación http://www.codigotecnico.org

de Extremadura.

Dispositivo semiconductor provisto de tres terminales llamados base, emisor y colector, capaz de

Normativa sobre instalaciones eléctricas y térmicas en los edificios. Resulta muy recomendable disponer de la normativa vigente en el campo profesional en que trabajemos y actualizarla conforme se producen modificaciones o nuevas disposiciones oficialmente

nos por ella suele ser un

Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico

ectrotécnico de Baja Tensión. Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las Actividades de Transporte, Distribución, Comercialización, Suministro y Procedimientos de Autorización de

7/2007, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de

Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el “Código Técnico de la

eto 865/2003, de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénico

Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas

UNE EN 94 002: 2004 “Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente

Existen diferentes vías para conocer la reglamentación tanto en el sector de la energía solar térmica como en cualquier actividad profesional, como pueden ser las publicaciones oficiales, las revistas especializadas, las asociaciones profesionales y cursos técnicos. Actualmente en Internet podemos

ir de múltiples recursos, siendo fundamental verificar la fuente de donde se obtiene la información. A continuación se relacionan algunos de los sitios

instalaciones eléctricas y térmicas en los

http://www.mityc.es

http://www.idae.es

http://www.codigotecnico.org



Además de la normativa de carácter obligatorio antes mencionada, se recomienda conocer y utilizar la reglamentación de ámbito autonómico o local, ordenanzas municipales así como las normas específicas de las compañías suministradoras.



Resumen del módulo VI El objetivo final que se persigue con el montaje de una instalación solar térmica es el máximo rendimiento y mayor aprovechamiento de la radiación solar, pero no es menos importante la completa satisfacción del usuario y el seguimiento de las operaciones de mantenimiento. En este módulo se han descrito las principales acciones de mantenimiento preventivo según las recomendaciones del Código Técnico de la Edificación así como las principales acciones para la lucha contra la legionelosis. Se describe la programación para la puesta en marcha de las instalaciones y los sistemas de la información que debe facilitarse al usuario final. .

GuÍa Agenex 2008 Solar Térmica

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