-ANEXOS- - upcommons.upc.edu. ANEXOS... · 2. MÉTODO PARA EL CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOLAR INCIDENTE SOBRE UNA SUPERFICIE INCLINADA ... (1 unidad astronómica), la radiación

TITULACIÓN:

INGENIERÍA INDUSTRIAL

ALUMNA:

WENDY AMPARO HUANCA FUENTES

TÍTULO DEL PFC:

“PROYECTO DE INSTALACIÓN DE ENERGÍA SOLAR

TÉRMICA EN EL POLIDEPORTIVO SISTRELLS UBICADO EN

BADALONA”

DIRECTOR DEL PFC:

PERE COLOMER

CONVOCATORIA DE ENTREGA DEL PFC:

SEPTIEMBRE DE 2012

-ANEXOS-

PROYECTO DE INSTALACIÓN DE ENERGÍA SOLAR TÉRMICA EN EL POLIDEPORTIVO SISTRELLS UBICADO EN BADALONA

2

ÍNDICE GENERAL

ANEXO 1 - FUNDAMENTOS TEÓRICOS ................................................................3

ANEXO 2 - DIMENSIONADO Y DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ........................ 43

ANEXO 3 - FICHAS TÉCNICAS .............................................................................. 89


3

ANEXO 1 - FUNDAMENTOS TEÓRICOS


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Índice ANEXO 1 – FUNDAMENTOS TEÓRICOS

1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES SOBRE ENERGÍA SOLAR

TÉRMICA ......................................................................................................... 5

1.1. Energía Solar ............................................................................................. 5

1.2. Distribución espectral de la radiación extraterrestre .............................. 6

1.3. Atenuación de la radiación solar debido a la atmósfera ........................ 6

2. MÉTODO PARA EL CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOLAR

INCIDENTE SOBRE UNA SUPERFICIE INCLINADA ................................ 7

2.1. Conceptos básicos de cinemática solar .................................................. 8

2.2. Componentes de la radiación solar ......................................................... 9

2.3. Método de cálculo .................................................................................. 10

3. MÉTODO PARA EL CÁLCULO DEL VALOR MEDIO MENSUAL DEL

PRODUCTO TRANSMISIVIDAD (τ) – ABSORTIVIDAD (α) ............... 14

4. SISTEMA DE CAPTACIÓN ......................................................................... 16

4.1. Funcionamiento de un colector solar de placa plana .......................... 16

4.2. Distribución espectral de la radiación solar .......................................... 17

4.3. El efecto invernadero en los colectores de placa plana ...................... 18

4.4. Balance energético en un colector ........................................................ 18

4.5. Recta de rendimiento de un colector solar de placa plana ................. 21

4.6. Método de las curvas-f (F-Chart) .......................................................... 22

4.7. Rendimiento según la distribución del campo de colectores .............. 25

4.8. Estructura soporte .................................................................................. 29

4.9. Montaje del campo de captadores ........................................................ 30

5. SISTEMA HIDRÁULICO .............................................................................. 30

5.1. Equilibrado del circuito hidráulico .......................................................... 30

5.2. Dimensionado de las tuberías ............................................................... 32

5.3. Aislamiento de las tuberías .................................................................... 33

6. SISTEMA DE IMPULSIÓN CIRCUITO PRIMARIO .................................. 34

6.1. Pérdidas de carga .................................................................................. 34

7. SISTEMA DE INTERCAMBIO DE CALOR ............................................... 37

8. SISTEMA DE ACUMULACIÓN .................................................................. 37

9. VASO DE EXPANSIÓN ............................................................................... 39

9.1. Criterio de diseño.................................................................................... 39

10. FLUIDO CALOPORTADOR ........................................................................ 41


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1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES SOBRE ENERGÍA SOLAR

TÉRMICA

1.1. Energía Solar

El Sol es una inmensa esfera de gases a alta temperatura, con un diámetro de

1,39 x109 m, situado a la distancia media de 1,495 x1011 m respecto de la

Tierra, esta distancia se llama unidad astronómica. El sol genera su energía

mediante reacciones nucleares de fusión.

Se estima que la temperatura en el interior del Sol es del orden de 107 K, pero en

la fotósfera, es decir, en la superficie externa, la temperatura es de 5777 K.

El sol puede ser considerado como un cuerpo negro (emisividad igual a 1), con

una temperatura efectiva de emisión de 5777 K.

A la distancia media entre la Tierra y el Sol (1 unidad astronómica), la radiación

emitida por el sol resulta en una intensidad de radiación solar prácticamente

constante (si se mide fuera de la atmósfera terrestre), aunque algunos estudios

indican que la variación de la emisión de energía, por parte de sol, es menor al

1% a lo largo de un ciclo solar, que dura 11 años. Sin embargo para su

aplicación en el campo de la ingeniería, la emisión de energía del sol puede

considerarse casi constante, lo que ha dado lugar a la definición de la llamada

constante solar.

La constante solar GSC , es definida como la energía emitida por el Sol, por

unidad de tiempo y recibida sobre una superficie de 1 m2, perpendicular a la

dirección de la radiación solar a una distancia media entre la Tierra y el Sol,

fuera de la atmósfera terrestre. Su valor equivale aproximadamente a 1368

W/m2.

El valor de la constante solar varía aproximadamente en un ciclo solar, estas

variaciones están consideradas dentro de ±0,02%

Otra causa de variaciones de la cantidad de energía que llega a la tierra

procedente del sol es debida a la excentricidad de la órbita de la tierra, la cual es

alrededor de 1,7%. El máximo de radiación extraterrestre se registra en el

perihelio (mínima distancia tierra-sol) y el valor de mínimo se registra en el afelio

(máxima distancia tierra-sol), esta dependencia de la radiación solar

extraterrestre a lo largo del año tiene una variación del tipo:

360·1 0,033cos

365on sc

nG G

[Ec. A1.1]


6

1.2. Distribución espectral de la radiación extraterrestre

Como se menciono anteriormente, el espectro de la radiación extraterrestre

puede ser aproximado al espectro de emisión de un cuerpo negro a la

temperatura de 5777 K.

El sol emite radiación en toda la gama del espectro electromagnético, desde los

rayos gamma hasta las ondas de radio. Sin embargo para lo fines de

aprovechamiento de su energía sólo es importante la llamada radiación térmica,

que incluye sólo el ultravioleta (UV), la radiación visible (VIS) y la infrarroja (IR).

El máximo de la distribución espectral de la radiación depende de la

temperatura:

max · 2897,6T mK [Ec.A1.2]

Esta expresión es conocida como Ley de desplazamiento de Wien. De acuerdo

con esta ley, el máximo del poder emisivo espectral se desplaza a longitudes de

onda más bajas a medida que se aumenta la temperatura. Para la radiación

solar (T=5777 K), este valor se encuentra en el centro del espectro visible

(λ~0,5μm)

1.3. Atenuación de la radiación solar debido a la atmósfera

La radiación solar recibida sobre la superficie de la tierra (incluso para

condiciones de incidencia normal a la superficie), está sujeta a variaciones

debida a que la atmósfera terrestre se comporta como un medio participante en

la radiación, es decir, la atmósfera no es un medio transparente a la radiación

solar. Debido a esto, la radiación que atraviesa la atmósfera terrestre y llega a la

superficie recibe una atenuación debida fundamentalmente a 2 fenómenos: la

dispersión y la absorción atmosféricas.

Dispersión atmosférica: es el proceso por el cual pequeñas partículas

suspendidas en un medio de diferente índice de refracción, dispersa una parte

de la radiación incidente en todas direcciones. La dispersión no provoca una

transformación de la energía sino un cabio de la distribución espacial de la

energía.

Este fenómeno difumina la radiación (radiación difusa), dispersándola en

diferentes direcciones de manera que la radiación que interactúa con las

partículas pierde la dirección que llevaba.

Absorción atmosférica: es un proceso mediante el cual la radiación solar

incidente es retenida por una sustancia. En este caso la sustancia es la

atmósfera. Cuando la atmósfera absorbe la energía, el resultado es una

transformación irreversible de la radiación en otra forma de energía.


7

Como resultado de la absorción, la radiación solar que llega a la superficie de la

tierra es casi cero para longitudes de onda λ<0,3μm y λ>2,5μm.

Conclusiones

Como resultado de la combinación de los efectos de dispersión y absorción

atmosférica, la cantidad máxima de radiación que se recibe sobre la superficie

de la tierra es alrededor de I=1000 W/m2. Estos valores son usualmente

registrados para latitudes en las cuales el sol pasa por el cenit (latitudes

tropicales y subtropicales), a las 12h del mediodía solar y para atmósferas claras

(sin nubes), limpias y secas.

2. MÉTODO SEGUIDO PARA EL CÁLCULO DE LA RADIACIÓN SOLAR

INCIDENTE SOBRE UNA SUPERFICIE INCLINADA

Glosario

Gcs Constante solar

Gon Radiación extraterrestre

δ Declinación solar

αs Altitud solar

gs Azimut solar

θs Zenit solar

Ф Latitud

w Ángulo horario

wsp Ángulo de salida o puesta solar

λ Longitud

β Inclinación de la superficie

r Reflectividad del suelo

He Radiación solar extraterrestre

__

He Media mensual de radiación diaria extraterrestre

__

H Media mensual de radiación diaria sobre una superficie horizontal

__

TH Media mensual de radiación diaria sobre una superficie inclinada


8

2.1. Conceptos básicos de cinemática solar

Para calcular la radiación solar incidente sobre una superficie es muy importante

saber los parámetros que intervienen tanto para definir la posición del Sol como

para definir la posición y orientación de la superficie receptora de la radiación

solar. El conocimiento de estos parámetros permitirá, de forma analítica,

encontrar la cantidad de dicha radiación incidente en cualquier punto.

a) Ángulos para definir la posición solar

La tierra se mueve alrededor del Sol en un plano elíptico, situando al Sol en uno

de los focos, por lo que la distancia solar varía ligeramente desde 1,47X108 km a

1,52X108 km. En estas condiciones, el Sol se puede situar mediante dos

parámetros: la altura solar y el azimut.

Altura solar (αs): Ángulo formado entre la recta que une el Sol con el punto de

estudio y el plano horizontal que pasa por dicho punto.

Azimut solar (gs): Ángulo formado entre la proyección sobre el plano anterior de

la recta que une el Sol con el punto y la dirección Sur. Vale 0 en el mediodía

solar, es positivo por la mañana y negativo por la tarde.

Figura 1. Ángulos para definir la posición solar

Zenit solar (θs): Es el ángulo complementario a la altura solar.

Declinación solar (δ): Ángulo formado entre el plano ecuatorial y el plano orbital

marcado por la línea que une Sol-Tierra. Debido a la inclinación del eje de

rotación terrestre, ambos no son paralelos y, a causa del movimiento de

traslación este ángulo varía entre +23,45º y - 23,45º en los solsticios de invierno

y verano respectivamente.


9

Ángulo horario (w): Se define como cero en el momento del mediodía solar

(gs=0) y aumenta de 15º en 15º cada hora por cada hora que falta para llegar al

mediodía solar (por ej. a las 10 de la mañana hora solar vale 30º) y disminuye de

15º en 15º por cada hora que pasa del mediodía solar. El hecho que un día

tenga 24 horas concuerda con que cada hora tenga 15º ya que un día completo

tendrá 360º.

b) Ángulos para definir la posición de la superficie

Latitud (Ф): es la distancia, medida en grados, que hay desde un punto de la

superficie terrestre hasta la línea del ecuador. Puede medir de 0º a 90º y ser

Norte o Sur según la posición respecto el ecuador.

Longitud (λ): es la distancia, medida en grados, del arco comprendido entre el

meridiano de Greenwich (meridiano cero) y el meridiano que pasa por el punto.

Puede valer de 0º a 180º y ser Este u Oeste según la posición respecto al

meridiano cero.

Figura 2. Latitud y longitud

Inclinación de la superficie (β): Es el ángulo formado entre la superficie y el plano

horizontal, de manera que una superficie orientada paralela al suelo tiene una

inclinación de 0º y una vertical 90º.

2.2. Componentes de la radiación solar

Para calcular la radiación solar que llega a una superficie inclinada, tal como un

colector, hay que conocer en qué formas puede llegar a éste la radiación.

La radiación que llega a la tierra sufre un conjunto de interacciones con la

materia (gases, polvo, vapor de agua…) que forma la atmósfera. Este hecho

produce que, en un primer momento, ya el 20% de la radiación que incide sobre

la Tierra sea reflejada hacia el espacio sin llegar a atravesar la atmósfera. Otro


10

tanto por ciento, en función de las condiciones climáticas, se ve absorbido y

luego difundido por ella y, finalmente una parte traspasa la atmósfera y llega

directamente a la superficie.

La radiación emitida por el sol puede llegar al colector en tres formas distintas,

como radiación directa, difusa o reflejada.

La radiación directa es aquella que proviene directamente del Sol, sin

haber sufrido ninguna modificación. Puede representar más de un 90%

del total de radiación recibida en días despejados.

La radiación difusa es aquella que es recibida después de haber sufrido

modificaciones como resultado de reflexiones y refracciones de la

radiación solar en la atmósfera.

La radiación reflejada es aquella proveniente de la reflexión en el suelo o

en edificios circundantes. La reflectividad (r) varía entre 0,2 y 0,7 en

función de la superficie reflectante.

2.3. Método de cálculo

Para realizar este cálculo se deben tener como datos de partida la longitud y la

latitud del lugar donde se va a realizar la instalación, la inclinación del colector y

el coeficiente de reflexividad del suelo. Igualmente también se tomarán como

datos las mediciones experimentales sobre radiación media para cada mes

sobre una superficie horizontal (__

H ).

a) Cálculo de parámetros previos

Para calcular la radiación captada por un colector, lo primero que hay que

conocer es la radiación solar total que llega a la Tierra, de forma perpendicular al

Sol, fuera de la atmósfera. Es una constante que toma el nombre de constante

solar (Gcs) y tiene un valor de 1368 W/m2. Sin embargo, la radiación

extraterrestre que llega a la Tierra varía a lo largo del año por la pequeña

excentricidad de su órbita. Esta variación se puede expresar como:

[Ec. A1.3]

Donde n es el día del año desde el 1 de enero.

Es necesario también conocer la declinación solar de cada día del año, para

calcularla se utiliza la siguiente expresión:


11

[Ec. A1.4]

Igualmente, se puede calcular el ángulo horario de salida y puesta del sol (wsp),

para poder determinar posteriormente, si es necesario, el tiempo de irradiación

solar sobre la placa. Este ángulo se puede encontrar relacionando mediante

geometría esférica el ángulo horario con la latitud, con la declinación y con la

altura solar con la siguiente expresión:

[Ec. A1.5]

Para calcular el ángulo de salida y puesta solar basta con aplicar la condición de

altura solar 0 y obtenemos su valor:

[Ec. A1.6]

Es necesario también calcular la altura solar máxima, la que se produce al

mediodía, para cálculos posteriores. Como sabemos que ésta se produce

cuando w = 0 ó cuando cos (w) = 1, la podemos obtener usando la misma

relación anterior:

[Ec. A1.7]

b) Media mensual de radiación diaria solar extraterrestre

Como se ha visto, se puede calcular la energía radiante por unidad de tiempo

que llega a la atmósfera de forma perpendicular al Sol. Si se quiere calcular la

cantidad de energía extraterrestre en cualquier punto de la atmósfera (He), se

debe multiplicar la ecuación de la radiación extraterrestre por el seno de la altura

solar.

[Ec. A1.8]

La media diaria de radiación solar extraterrestre sobre una superficie horizontal

se obtendría integrando la expresión anterior desde el momento de la salida del

Sol a la puesta.


12

[Ec.A1.9]

Esta media diaria se puede convertir en una media mensual, para cada mes, si

se calcula para el día en que la radiación solar diaria se estima

aproximadamente igual a la radiación solar mensual. Los días característicos son

los contenidos en la siguiente tabla:

Tabla 1. Días característicos donde la radiación solar diaria se estima aproximadamente a la

mensual

c) Media mensual de radiación diaria solar terrestre sobre un colector

En la superficie terrestre los fenómenos de absorción, reflexión y dispersión

provocan que los valores de radiación que llegan sean muy inferiores a los

valores de radiación extraterrestre calculados anteriormente. Sin embargo, el

diseñador de una instalación ha de ser capaz de determinar qué cantidad de

energía llega al colector solar. Una vez determinado este dato, ya se podrán

calcular las características del sistema térmico y del equipo a utilizar.

El problema para responder dicha cuestión es que, así como la radiación

extraterrestre es fácil de determinar de manera fiable, la parte de esta radiación

que atraviesa la atmósfera y llega a la superficie terrestre es muy variable.

Depende de factores ambientales difíciles de predecir a largo plazo como puede

ser la nubosidad o las partículas del aire por lo que sólo se puede tomar como

datos fiables estadísticos de años anteriores para predecir un comportamiento

similar a lo largo de los meses del año.

A lo largo del territorio hay un conjunto de estaciones que, mediante aparatos

específicos, determina la radiación diaria que llega a esa zona de forma

horizontal. Una vez tomados estos valores medios, se puede proceder a calcular


13

el valor para una superficie inclinada, que se pueden relacionar con los valores

de radiación horizontal con la siguiente expresión:

[Ec. A1.10]

Donde R es el cociente entre la media mensual de radiación diaria sobre el

captador y sobre una superficie horizontal y que se puede evaluar considerando

por separado los componentes de radiación directa, difusa y reflejada.

[Ec. A1. 11]

__

bR es el cociente entre la media mensual de radiación directa sobre una

superficie inclinada y una horizontal y __

Hd la media mensual de radiación difusa.

La radiación solar difusa suele ser difícil de calcular porque depende de las

condiciones meteorológicas, irregulares. Sin embargo se puede relacionar con

un parámetro, el índice de nubosidad __

TK que se puede obtener mediante tablas

o con la expresión:

[Ec. A1.12]

Obteniendo un índice de nubosidad para cada mes y donde __

He es la media

mensual de radiación diaria extraterrestre.

La expresión que permite calcular la media mensual de radiación difusa en

función de este índice se llama correlación de Liu y Jordan y tiene la expresión:

[Ec. A1.13]

__

bR es función de la transmisividad de la atmósfera y se puede calcular con la

expresión:


14

[Ec. A1.14]

y w’s es el ángulo horario correspondiente a la puesta del Sol para una superficie

inclinada y viene dado por la fórmula:

[Ec. A1.15]

Con el procedimiento descrito en este punto se puede proceder a realizar el

cálculo de la media mensual de radiación diaria sobre una superficie inclinada.

3. MÉTODO PARA ENCONTRAR EL VALOR MEDIO MENSUAL DEL

PRODUCTO TRANSMISIVIDAD (τ) – ABSORTIVIDAD (α)

Antes de explicar el método para encontrar en valor medio mensual del producto

transmisividad – absortividad se deben explicar los siguientes puntos:

La trasmisividad de la cubierta transparente del captador y absortividad

de la placa captadora, dependen ambos del ángulo con que incide la

radiación solar sobre la superficie del captador, del tipo de material y del

ángulo de incidencia de la radiación solar en la placa absorbente.

Además a eso se debe sumar que las componentes directa, difusa y

reflejada de la radiación inciden en la superficie captadora con distintos

ángulos. Por tanto la transmisividad y la absortividad deben calcularse

como una media ponderada de estas componentes.

Por otro lado se debe mencionar que mediante el procedimiento de

prueba de captadores sólo puede determinarse el producto del factor de

renovación (FR), la transmisividad (τ) y la absortividad (α). El problema

se presenta debido a que la prueba de captadores se realiza

generalmente con la radiación incidente en el captador en una dirección

próxima a la normal y bajo unas condiciones muy específicas. Por tanto,

el producto de factor de renovación (FR), la transmisividad (τ) y la

absortividad (α), determinado a partir de los resultados de la prueba del

captador, corresponden generalmente a valores de transmisividad y

absortividad para radiación con incidencia normal, este producto se

representa de la siguiente manera FR(τα)n (se pone una subíndice de

con la letra “n” al producto transmisividad - absortividad señalando que la


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radiación incidente es normal a la superficie de captación) . El valor de

este producto es proporcionado por los fabricantes de captadores tras

haber realizado la prueba del captador.

Es incorrecto afirmar que el producto FR(τα) es constante todo el año y

que este valor es igual a FR(τα)n obtenido por la prueba de captadores.

Teniendo en cuenta los puntos anteriores, se desarrolló un método para

relacionar la media mensual del producto transmisividad-absortividad y el

producto transmisividad-absortividad obtenido en la prueba de captadores y

proporcionado por los fabricantes, la relación viene dada por la ecuación

siguiente:

_ _ _ _ _ _

_ _ _ _

_ _

/ (1 / )·( / )· /

(1 cos ) ( / )·(1/ )· · /

2

(1 cos ) + ·(1/ )· · /

2

d bn b n

d d n

r n

H H R R

H H R

R [Ec. A1.16]

Donde:

_

dH : es la media mensual de la radiación difusa diaria

_

H : es la media mensual de radiación diaria sobre una superficie horizontal

_

bR : es una función de la transmisividad de la atmósfera

_

R : es la relación entre la media mensual de radiación diaria sobre una superficie

inclinada y la media mensual de la radiación diaria sobre una superficie

horizontal

β: es la ángulo de inclinación del captador

r: es la reflectividad del suelo

_ _ _

/ , / y /b n d n r n

: son los valores medios mensuales

del producto transmisividad- absortividad correspondientes a la radiación directa,

difusa y reflejada respetivamente.

Los valores de _ _

/ y /d n r n

están en función los ángulos medios

mensuales de incidencia tanto de la radiación difusa como de la reflejada, una

aproximación que se hace es decir que el ángulo medio mensual de incidencia


16

es de 60º para ambas radiaciones, con este valor gráficamente se puede obtener

el valor de las relaciones.

El valor de _

/b n

está en función de la latitud, el ángulo de inclinación (β)

y el ángulo medio mensual de incidencia de la radiación directa (_

b ), este valor

se obtiene gráficamente.

4. SISTEMA DE CAPTACIÓN

4.1. Funcionamiento de un colector solar de placa plana

Para entender el funcionamiento de los colectores solares y cómo la radiación

solar incide sobre ellos es necesario conocer los parámetros de absortividad (α),

reflectividad (r) y transmisividad (τ).

Estas se definen como:

Absortividad (α): Se define como la fracción de energía incidente sobre

una superficie absorbida por el cuerpo.

Reflectividad (r): Fracción de energía incidente que es reflejada por la

superficie.

Transmitancia (τ): Fracción de la energía incidente que atraviesa la

superficie.

Cuando la energía radiante (G) incide sobre una superficie, una parte de ésta

puede ser reflejada por la superficie (r·G), otra parte será absorbida por la

superficie (α·G) y una parte podrá atravesar dicha superficie (τ·G). Queda claro

que en un balance de energía ésta se debe mantener, por lo que:

[Ec. A1.17]

Con lo que se puede encontrar la relación de dicho parámetros:

[Ec. A1.18]

En la siguiente figura se puede ver un esquema de los diferentes componentes

expresados:


17

Figura 3. Propiedades radiantes

4.2. Distribución espectral de la radiación solar

Para entender el fenómeno que se produce con la radiación en el interior de un

colector solar, se deben entender primero los fenómenos relacionados con la

radiación que interviene. Las leyes básicas de la radiación son las siguientes:

Todo cuerpo a una temperatura mayor a 0 K emite energía radiante,

como por ejemplo el Sol, la Tierra, las personas, etc.

Los objetos a mayor temperatura emiten mayor cantidad de energía

radiante en global según la ecuación de Stefan-Boltzmann.

Los cuerpos a mayor temperatura emiten un máximo de radiación a

longitud de onda más corta.

Esta última aseveración es una de las más importantes para tratar de explicar el

fenómeno del efecto invernadero, cuerpos a distintas temperaturas emiten

radiación a diferentes longitudes de onda.

La siguiente figura ilustra las curvas de emisión radiante a diferentes

temperaturas:

Figura 4. Curvas de radiación para cuerpos negros a diferentes temperaturas


18

Como se puede observar, el Sol, a una temperatura superficial media de casi

5777 K tiene un máximo de radiación cercano a 0,5 μm de longitud de onda (el

98% de la radiación emitida por el sol se encuentra entre los 0,25 μm y los 4,14

μm). En cambio, un cuerpo a la temperatura media de la tierra, 300K, tiene su

máximo de radiación sobre los 10 μm.

4.3. El efecto invernadero en los colectores de placa plana

El elemento encargado de producir el efecto invernadero en el colector es la

cubierta transparente. El vidrio de la cubierta ha de ser transparente para la

radiación solar y opaca para la radiación térmica. Es decir, tener una alta

transmisividad para longitudes de onda a las que emite el Sol y tener una alta

reflectividad para la radiación infrarroja emitida por el absorbedor del colector.

Este fenómeno permite reducir las pérdidas del colector al aprovechar parte de la

radiación emitida por el absorbedor. El esquema de este fenómeno es el

siguiente:

Figura 5. Efecto invernadero en un captador solar plano

Una gran parte de la energía radiante incidente (G) a baja longitud de onda

atraviesa la cubierta de vidrio (τv·G) e incide sobre la placa absorbedora. De

ésta energía, una parte es emitida en forma de radiación infrarroja hacia el

exterior (τv· G· (1-αp)). Como el vidrio es casi opaco para estas longitudes de

onda y por lo tanto tiene una alta reflectancia, la mayoría de la energía que

incide sobre el vidrio se refleja de nuevo hacia la placa.

4.4. Balance energético en un colector

En régimen permanente, el funcionamiento de un colector solar está descrito

mediante un balance energético que indica qué parte de la energía recibida se

convierte en energía útil, pérdidas térmicas y pérdidas ópticas.


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Las pérdidas ópticas tienen en cuenta la parte de la radiación que no es

transmitida a través de la placa de vidrio (debido a la reflexión y

absorción de la cubierta transparente) y aquella que no absorbe la placa

(debido a su reflexión). Estas pérdidas se pueden definir con la siguiente

expresión:

[Ec. A1.19]

Donde:

Para determinar las pérdidas térmicas se debe tener en cuenta una serie de

consideraciones. La mayoría del calor se pierde en dirección de la placa

absorbedora hacia la cubierta. Estas pérdidas se producen entre la placa de

absorción y la cubierta y entre la cubierta y el ambiente, en forma de radiación y

convección en paralelo. Teniendo en cuenta estas consideraciones, se puede

tratar de encontrar estas pérdidas mediante balances de energía entre distintos

puntos.

Si se realiza un balance entre la placa absorbedora a Tm y la cubierta a Tc se

obtiene la siguiente expresión:

[Ec. A1.20]

Que se puede expresar de la siguiente forma:

[Ec. A1.21]

Tomando:


20

[Ec. A1.22]

También se puede determinar las pérdidas térmicas producidas entre la cubierta

y el ambiente, pese a que se deben tomar unas simplificaciones. Si el aire está

en calma se puede calcular las pérdidas por convección a partir de las

correlaciones de convección natural. A su vez se producen pérdidas de radiación

entre la cubierta y el cielo. Si se supone que Tcielo=Ta se pueden determinar las

pérdidas con una expresión de la misma forma que la anterior:

[Ec. A1.23]

Con:

[Ec. A1.24]

Como es lógico, las pérdidas de la placa absorbedora a la cubierta son las

mismas que las pérdidas de la cubierta al ambiente. Con un tratamiento

matemático de las ecuaciones, se puede llegar a encontrar una expresión qué

relaciona las pérdidas térmicas totales (pérdidas por convección y pérdidas por

radiación) en función de la diferencia de temperaturas Ta y Tm y de un coeficiente

global de pérdidas UL que tiene en cuenta las pérdidas tanto por convección

como por radiación. La expresión obtenida es:

[Ec. A1.25]

En esta ecuación todo es conocido excepto C, la razón de concentración, que es

la relación entre el área de captación y el área de la placa (en el caso de un

colector de placa plana C=1)

El problema de esta ecuación es que está en función de la temperatura media de

la placa, valor difícil de medir. A causa de esto, generalmente, se intenta dar la


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expresión en función de una variable más fácil de obtener como es la

temperatura de entrada del fluido en la placa Te. La expresión que se obtiene es:

[Ec. A1.26]

En esta expresión aparece un nuevo factor, FR, conocido como factor de

renovación que evalúa la eficacia del intercambio energético entre la placa y el

fluido. Su efecto es reducir el calor útil calculado, respecto al que se obtendría si

todo el colector estuviera a la temperatura de entrada del fluido. Esta reducción

se debe a que la temperatura del fluido se va incrementando a medida que

avanza por el colector por lo que también aumentan las pérdidas.

4.5. Recta de rendimiento de un colector solar de placa plana

Los colectores solares, generalmente, se prueban en un banco de pruebas

siguiendo un proceso recomendado por el National Bureau of Standards

americano y por la ASHRAE (American Society of Heating, Refrigerating and Air

Conditioning Engineers). En este banco de pruebas se hace funcionar el colector

bajo unas condiciones de radiación, viento, temperatura ambiente y temperatura

de entrada del fluido constantes.

El rendimiento de un colector solar plano (C=1) se obtiene con la siguiente

expresión:

[Ec. A1.27]

Bajo esta expresión y considerando constante UL, el rendimiento del colector se

puede representar por una recta de variable independiente (Te-Ta) /Is, pendiente

FR·UL y ordenada en el origen FR (τ·α), obteniendo gráficos como el siguiente:

Figura 6. Curva de rendimiento de un captador solar plano


22

Con esta gráfica se puede determinar también la temperatura de estancamiento

que corresponde al punto donde la energía incidente se iguala a las pérdidas. Es

decir, el punto de rendimiento cero. Queda claro que, con el gráfico del

rendimiento es suficiente para tener la curva de rendimiento del colector. El

problema es que la curva que suelen dar los fabricantes una vez homologados

sus colectores es de la forma:

[Ec. A1.28]

Con:

4.6. Método de las curvas-f (F-Chart)

El método de las curvas-f, desarrollado en 1973 por los profesores Klein,

Beckman y Duffie, es uno de los métodos más utilizados para el

dimensionamiento de instalaciones solares y se considera suficientemente

exacto para estimaciones de largos períodos de tiempo.

Básicamente el desarrollo de este método consistió en identificar las variables

adimensionales importantes del sistema de calentamiento solar y utilizar la

simulación detallada mediante ordenador para encontrar correlaciones entre

estas variables y el rendimiento medio en un largo periodo de tiempo del

sistema. Las correlaciones encontradas para sistemas de calefacción por líquido

y aire y para calentamiento de agua sanitaria se presentan de forma gráfica y

mediante ecuaciones y se denominan curvas-f.

Tanto en el Pliego de Condiciones Técnica de Instalaciones de Baja

Temperatura del IDAE y la Ordenanza Solar Térmica se especifica que se puede

utilizar el método de cálculo que se encuentre más adecuado siempre que se

haga en base mensual, pero ambos recomiendan utilizar el método de las

curvas-f (F-chart).

El método de las curvas-f es un método simple que sólo necesita de datos

meteorológicos medios mensuales pudiendo utilizarse dicho método para

estimar el rendimiento medio de sistemas solares de calentamiento en función

de los principales parámetros y el porcentaje de la demanda energética mensual

o fracción solar como relación entre dos magnitudes adimensionales X y Y con la

siguiente ecuación:


23

2 2 31,029 0,065 0,245 0,0018 0,0215f Y X Y X Y [Ec. A1.29]

Para:

0 3

0 18

Y

X

f: es la fracción de la demanda energética mensual de ACS suministrada por la

energía solar. Por tanto se cumple que:

Útil

ACS

Qf

Q [Ec. A1.30]

QÚtil: es la energía solar útil total obtenida durante el mes

QACS: es la demanda energética de ACS durante el mes

Variable adimensional Y

La variable adimensional “Y” expresa la relación entre la energía absorbida por

la superficie de la placa captadora y la carga calorífica total de calentamiento

durante un mes.

Energía absorbida por el captador

Carga calorífica mensualY

[Ec. A1.31]

La energía absorbida por el captador durante un mes, viene dada por:

__ __'· ·( )· ·Ta C RQ S F H N

[Ec. A1.32]

Donde:

SC: es el área de la superficie de captación

__

TH : es la media mensual de la radiación diaria, incidente sobre la superficie

captadora por unidad de área.

N: es el número de días del mes

__' ·( )RF : es un factor adimensional calculado como:

__'__

' ( )·( ) ·( ) · ·

( )

RR R n

n R

FF F

F [Ec. A1.33]


24

Siendo:

·( )R nF : Factor de eficiencia óptica del captador, es decir, la ordenada en el

origen de la curva de rendimiento del captador.

__

( )

( )n

: Modificador del ángulo de incidencia

'

R

R

F

F: Factor de corrección del conjunto captador – intercambiador. Normalmente

se recomienda tomar un valor de 0,95.

Variable adimensional X

La variable adimensional X expresa la relación entre las pérdidas de energía del

captador a una determinada temperatura y la carga calorífica total de

calentamiento durante un mes.

Energía pérdida en el captador

Carga calorífica mensualX

[Ec. A1.34]

La energía perdida por el captador viene dada por la siguiente expresión:

'

1 2· · ·(100 )· · ·p C R L aQ S F U T t K K [Ec. A1.35]

Donde:

Sc: es el área de la superficie de captación

Ta: es la temperatura ambiente media mensual

t : es el número total de segundos del mes

' ·R LF U , viene dado por:

'' · · · R

R L R L

R

FF U F U

F [Ec. A1.36]

Siendo:

·R LF U : es el coeficiente global de pérdidas del captador, es decir, la pendiente

de la curva de rendimiento del colector


25

'

R

R

F

F: es el factor de corrección del conjunto captador – intercambiador.

Normalmente se recomienda tomar un valor de 0,95.

K1: es el factor corrector por almacenamiento que se obtiene a partir de la

siguiente ecuación:

0,25

175· C

VK

S [Ec. A1.37]

Siendo:

V: Volumen de acumulación solar en litros. El CTE HE 4 apartado 3.3.3.1

especifica que este volumen debe ser tal que cumpla la relación 50< V/SC <180

K2: es el factor de corrección para ACS que relaciona distintas temperaturas con

la siguiente ecuación:

2

11,6 1,18· 3,86· 2.32·

100

AC AF a

a

T T TK

T [Ec. A1.38]

TAC: temperatura mínima de ACS que en el apartado 1.1 de la sección HE 4 del

CTE se establece en 60º

TAF: temperatura media mensual de agua de red

Factor de cobertura anual

El procedimiento realizado para un mes se utilizará para todos los meses del

año, obteniendo el factor de cobertura anual con la siguiente expresión:

12

1

12

1

(%)Útil

ACS

Q

Cobertura

Q

[Ec. A1.39]

Según el CTE el valor de “f” debe ser tal que ningún mes supere el 110% de la

demanda energética así como no se supere el 100% de la demanda durante tres

meses seguidos.

4.7. Rendimiento según la distribución del campo de colectores

4.7.1. Conexionado en serie

En el conexionado en serie de un grupo de colectores, como se puede ver en la

siguiente figura, la salida de un colector corresponde a la entrada del siguiente.


26

El rendimiento del colector dependerá del caudal que circule por él y de la

temperatura del colector.

Al trabajar cada vez con una temperatura de entrada más alta se puede llegar a

obtener una temperatura de salida mucho más elevada que si se trabajara con

un solo colector o con un grupo de colectores en serie.

Figura 7. Conexión en serie de colectores

Cuanto más alta es la temperatura de entrada de colector más bajo es el

rendimiento, por lo que cada colector conectado en serie tendrá un rendimiento

menor que el colector anterior, hasta el punto que uno de los colectores llegue a

la temperatura de estancamiento, en cuyo caso el rendimiento será cero y el de

los colectores posteriores también. El rendimiento global del campo de captación

tendrá un valor intermedio entre los valores de cada uno de los colectores. En

global, el campo de captación trabajará a menor rendimiento que el de un

colector solo.

El rendimiento global del campo de captación debe ser de la misma forma que el

de un colector solo, los que cambian son los coeficientes de rendimiento óptico y

de pérdidas. Para obtener el rendimiento global de un campo de colectores

conectados en serie, no es necesario que éstos sean del mismo tipo. Sólo es

necesario conocer los parámetros característicos de la curva de rendimiento de

cada uno. Sin embargo, por facilidades constructivas y de funcionamiento

siempre se recomienda que los colectores sean del mismo modelo.

Para encontrar el rendimiento de una serie de dos colectores lo primero que hay

que hacer es sumar el calor producido por ambos colectores.

[Ec. A1.40]

Donde la temperatura de entrada del segundo colector (Te2) es la misma que la

temperatura de salida del colector 1 (Ts1). La temperatura de salida del primer

colector se puede relacionar con la temperatura de entrada del primer colector

con un balance de calor.


27

[Ec. A1.41]

Si se sustituye la expresión de la temperatura Ts1 y la de Te2 (que tiene el mismo

valor) se puede encontrar una expresión de la siguiente forma:

[Ec. A1.42]

Comparando esta ecuación con la ecuación inicial, se puede llegar a la

conclusión de que los “nuevos” parámetros característicos de la ecuación de

rendimiento son:

[Ec. A1.43]

En caso de añadir un nuevo colector se repetiría el mismo procedimiento pero

tomando como colector 1 el conjunto de los dos colectores anteriores y el nuevo

colector como colector 2. En caso de que los colectores sean del mismo modelo,

las ecuaciones anteriores quedarían mucho más simplificadas:

[Ec. A1.44]

En este caso es más sencillo encontrar una recurrencia para el caso de usar “n”

colectores, las expresiones serían:


28

[Ec. A1.45]

Este tipo de conexión presenta el inconveniente que el rendimiento del colector

es cada vez más pequeño y el salto de temperaturas del siguiente colector es

menor que el del anterior, por lo que sólo son usados cuando con un colector no

se puede llegar a la temperatura deseada. Igualmente la ITE 10.1 del RITE

recomienda conectar los colectores en paralelo siempre que sea posible y en

ningún caso conectar más de tres colectores en serie.

4.7.2. Conexionado en paralelo

En el caso de la conexión en paralelo, el caudal que circula por cada colector y

el salto de temperaturas es el mismo (siempre que esté bien equilibrado). La

ecuación de rendimiento del conjunto, por lo tanto, se puede considerar igual

que la ecuación de rendimiento de un captador. El caudal equivale a la suma de

los caudales de cada colector y el área equivalente es la suma de las áreas de

todos los colectores. Se debe aclarar que en este caso todos los colectores

tienen que ser iguales para evitar caminos preferentes y pérdidas por mal

funcionamiento de algunos colectores.

Figura 8. Conexión en paralelo de colectores

La conexión en paralelo de colectores es el caso más utilizado en Cataluña por

rendimiento y rentabilidad. Como ya se ha comentado es la conexión

recomendada por el RITE.


29

4.7.3. Conexionado mixto

El conexionado en paralelo es usado en casos en los que la temperatura de

utilización lo requiera. La ITE 10.1.3 especifica que las instalaciones mixtas

pueden ser como máximo:

Tres baterías en serie formadas por colectores en paralelo.

Baterías en paralelo formadas por un máximo de tres colectores en serie.

En la siguiente figura se muestra un esquema ejemplo de una conexión mixta de

dos baterías en serie formadas por dos colectores en paralelo cada una.

Figura 9. Conexión mixta de colectores

4.8. Estructura soporte

A menudo el montaje de una instalación requiere la colocación de más de un

captador solar. Los captadores deben situarse orientados al sur, con una

desviación máxima recomendable de 40º y con una inclinación determinada en

función de la época del año de máxima utilización de la instalación. Estas

condiciones hacen imprescindible, en la mayoría de casos, la colocación de los

captadores sobre un soporte o estructura.

Muchos fabricantes de captadores tienen diseñado su propio sistema de soporte,

ya que el tipo de anclaje previsto normalmente condiciona la carcasa del

captador. La fijación del soporte se realiza principalmente de dos formas:

integrado en la estructura del edificio o bien superpuesto sobre una superficie

plana.


30

Figura 10. Estructura soporte de colectores

4.9. Montaje del campo de captadores

Por lo que respecta al montaje del campo de captadores, existe un material

accesorio específico mínimo:

Válvulas de corte de entrada y salida de la batería de captadores.

Purgadores en la zona más elevada.

Vaina de inmersión para la sonda de temperatura.

Válvula de equilibrado (opcional).

5. SISTEMA DE HIDRÁULICO

La clave para un buen funcionamiento de la instalación es un diseño adecuado

del trazado de las conducciones hidráulicas desde el sistema de captación al

sistema de distribución. Los parámetros que determinan el funcionamiento

correcto de la instalación son el caudal, la longitud y un correcto equilibrado de

ésta.

5.1. Equilibrado del circuito hidráulico

Al diseñar el circuito hidráulico primario es muy importante asegurar que esté

bien equilibrado puesto que, en caso de no estar correctamente equilibrado

existirán “caminos preferentes” del circuito. Estos caminos preferentes, los de

menos pérdida de carga, tendrán un mayor caudal de circulación, por lo que

existirán algunos colectores que trabajarán con mayor caudal. Si esto ocurre, el

rendimiento de la instalación se puede ver afectado por el consiguiente aumento

de temperaturas y el aumento de pérdidas.


31

Para equilibrar el circuito se pueden utilizar dos soluciones, instalar válvulas de

equilibrado o diseñar el circuito hidráulico mediante el retorno invertido. El CTE

recomienda utilizar la técnica del retorno invertido.

Las válvulas de equilibrado son elementos capaces de inducir pérdida de carga

en un fluido, mediante diferentes dispositivos como puede ser una compuerta,

para asegurar que la pérdida de carga por todos los caminos de circulación del

fluido sea la misma. De este modo, el caudal es el mismo por todo el circuito. En

este caso, la instalación se equilibra con lo que se llama el retorno directo.

La siguiente figura muestra un ejemplo de esquema de conexión según el

retorno directo.

Figura 11. Conexión con retorno directo

Otro modo de asegurar el correcto equilibrado del circuito es la técnica del

retorno invertido.

Ésta se basa en que, cuando existan diferentes caminos posibles por los que

pueda circular el fluido, la distancia que recorre el fluido por los caminos tiene

que ser la misma.

Una manera de conseguir esto es, por ejemplo, llevando el agua fría por la

tubería hasta el final del campo de colectores y que el agua vaya entrando por

los colectores a medida que el circuito de agua fría vuelve al origen. El circuito

de agua caliente va recogiendo el caudal que sale de los colectores en el mismo

orden que entra, de modo que se asegura que, con un pequeño aumento de la

longitud de tuberías, la distancia recorrida por los distintos caminos es

prácticamente la misma.

En la siguiente figura se puede observar como quedaría el esquema de

conexiones para una instalación genérica según la técnica del retorno invertido.


32

Figura 12. Conexión con retorno invertido

5.2. Dimensionado de las tuberías

Según se establece en el CTE, en un sistema indirecto (es decir, que el fluido del

primario no es el agua de consumo) se podrán utilizar materiales como el acero

negro, el cobre y el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o

embridadas y protección con pintura anticorrosiva.

En el circuito secundario se podrá utilizar cobre, acero inoxidable o acero

galvanizado. También se podrán utilizar materiales plásticos que soporten la

temperatura máxima del circuito siempre que cumplan las normas UNE de

aplicación a dicho material y su uso sea autorizado por las compañías de

suministro de agua potable.

En cuanto al dimensionamiento de las tuberías, éste deberá hacerse de modo

que cumpla la siguiente especificación en cuanto a la velocidad del fluido en las

tuberías.

Para tuberías metálicas entre 0,5 y 2 m/s

Para tuberías termoplásticas y multicapas entre 0,5 y 3,5 m/s

En caso de tener una velocidad superior, se genera ruido. Si ésta fuera menor a

0,5 m/s el problema sería la deposición de partículas en suspensión que puedan

existir en el fluido.

Para dimensionar las tuberías, por lo tanto, el parámetro de decisión debe ser la

velocidad del fluido en éstas.

Para determinar la velocidad del fluido en una tubería es necesario conocer el

caudal de diseño Q. Una vez conocido, éste se relaciona con la velocidad

mediante la ecuación de continuidad.


33

[Ec. A1.46]

El método para calcular estos diámetros puede ser muy diferente. La forma

común de calcular el diámetro de las tuberías consiste en fijar una velocidad

determinada constante (por ejemplo 2 m/s) y calcular el diámetro

correspondiente para obtener esta velocidad.

Una vez calculado este diámetro se debe tener en cuenta que los diámetros

normalizados son los recogidos según la norma UNE-EN 1057 [6] por lo que se

debe escoger el diámetro nominal más parecido y comprobar posteriormente que

cumple la especificación de la velocidad del fluido.

5.3. Aislamiento de las tuberías

En el circuito de distribución se producen pérdidas de calor hacia el exterior

debido a la circulación de un fluido caliente por su interior. Es necesario, por lo

tanto, tratar de reducir las pérdidas lo máximo posible mediante la instalación de

un aislante en las tuberías.

La normativa que rige este aislamiento es la recogida en el RITE: ITE 03.1-

Espesores mínimos de aislamiento térmico.

El RITE especifica que en las tuberías de hasta 40 mm situadas en el interior del

edificio se aislarán con 20 mm de grosor. Para las tuberías situadas en el

exterior el grueso se incrementará en 10 mm y se protegerán contra la radiación

ultravioleta y los agentes atmosféricos mediante un recubrimiento de aluminio.

Tabla 2. Espesores mínimos de aislamiento térmico según el RITE


34

Estos grosores están definidos siempre que el material tenga una conductividad

térmica de λ= 0,4 W/m·K a una temperatura de 20ºC. En caso de usar cualquier

otro material, estas expresiones se deberán corregir mediante la siguiente

expresión:

[Ec. A1.47]

Siendo D el diámetro de la tubería sin aislar, ε el espesor de la tubería de

referencia y λ la conductividad térmica del material.

6. SISTEMA DE IMPULSIÓN CIRCUITO PRIMARIO

A medida que el fluido circula por los distintos elementos del circuito (tuberías,

colectores, válvula, etc.) sufre pérdidas de carga que deben ser compensadas

por un sistema de impulsión (bomba) adecuado para cada circuito en particular.

Esta bomba debe ser seleccionada mediante la curva característica de

funcionamiento de ésta que relaciona la pérdida de carga que puede vencer en

función del caudal circulante o en función de la potencia eléctrica suministrada

por la bomba.

Según el CTE HE en el apartado 3.3.5.3 – Bombas, la bomba de circulación se

debe situar en el punto más frío de la instalación para evitar la cavitación y, para

instalaciones con área de captación superior a los 50 m2, se deberán instalar dos

bombas iguales en paralelo.

6.1. Pérdidas de carga

Las pérdidas de carga totales que debe vencer el fluido a lo largo del circuito son

la suma de la pérdida de carga debido a fricción (pérdidas de carga lineales), las

pérdidas de carga singulares , la pérdida de carga en los colectores y en el

intercambiador.

Pérdidas de carga lineales

Para calcular las pérdidas de carga que sufre el fluido debido a la fricción con las

paredes de la tubería se utiliza la expresión de Darcy-Weisbach, una de las

fórmulas más exactas para el cálculo de pérdidas en tuberías, que tiene la

siguiente expresión:

[Ec. A1.48]


35

Donde:

Donde todos los parámetros son conocidos a excepción de f, el coeficiente de

fricción.

Para el cálculo del coeficiente de fricción existen múltiples ecuaciones. Una de

las más aceptadas universalmente por su exactitud es la ecuación de Colebrook-

White que sirve para todo tipo de flujos y rugosidades. La expresión es la

siguiente:

[Ec. A1.49]

El coeficiente de Reynolds tiene la siguiente expresión:

[Ec. A1.50]

El problema de esta expresión es su complejidad y que requiere de iteraciones

para llegar al resultado final.


36

Para resolverlo de manera más sencilla se utiliza el ábaco de Moody, que

modeliza la ecuación de Colebrook – White en un diagrama de fácil manejo en

función del número de Reynolds y la rugosidad relativa (εr), un parámetro

adimensional que depende de la rugosidad absoluta del material (ε).

[Ec. A1.51]

La rugosidad absoluta depende del material y del método de fabricación. Para

tuberías de cobre lisas la rugosidad es de 0,0015 mm.

El diagrama de Moody se muestra en la siguiente figura:

Figura 13. Diagrama de Moody

Pérdidas de carga en singularidades

Además de las pérdidas de carga por rozamiento, en las tuberías se producen

un tipo de pérdidas que tienen lugar en puntos singulares de las tuberías

(estrechamientos, ensanchamientos, codos) y que se deben a fenómenos de

turbulencia.

Excepto en casos excepcionales, estas pérdidas sólo se pueden calcular de

forma empírica y, al ser debidas a una disipación de energía motivada por las

turbulencias se pueden expresar en función de la altura cinética, corregida

mediante un coeficiente empírico K. Este coeficiente se encuentra tabulado en

diversa bibliografía. La expresión que calcula la pérdida de carga en estos

elementos es la siguiente:


37

[Ec. A1.52]

Pérdidas de carga en los colectores y en el intercambiador

En los colectores el fluido debe vencer, tanto pérdidas por rozamiento cómo

pérdidas de carga singulares, debido a los múltiples cambios de dirección que

sufre en la parrilla de tubos.

Como la geometría de las tuberías interiores de los colectores es específica para

cada modelo y fabricante, éstos suelen indicar en la ficha técnica la expresión

que relaciona la pérdida de carga con el caudal circulante por el interior de los

colectores.

La pérdida de carga en el intercambiador viene especificada por el fabricante, al

igual que en el caso de los colectores.

7. SISTEMA DE INTERCAMBIO DE CALOR

El RITE recomienda que la potencia mínima de diseño del intercambiador

independiente, P, en vatios, en función del área de captadores A, en metros

cuadrados, cumplirá la condición:

P 500 A [Ec. A1.53]

También se recomienda dimensionar el intercambiador de calor, en función de la

aplicación, con las condiciones expresadas en la siguiente tabla:

Tabla 3. Temperaturas de entrada y salida al intercambiador en función de la aplicación [RITE]

La pérdida de carga de diseño en el intercambiador de calor no será superior a 3

mca, tanto en el circuito primario como en el secundario.

8. SISTEMA DE ACUMULACIÓN

El acumulador es el encargado de almacenar el agua calentada por el circuito

primario. Existen una serie de normas y recomendaciones que se deben cumplir

para asegurar el buen funcionamiento de la instalación.


38

En cuanto a la configuración general del acumulador, el Pliego de Condiciones

Técnicas (PCT) en el apartado 3.3.1, recomienda que, para favorecer la

estratificación, el depósito debe ser vertical y a ser posible, en las instalaciones

de bajo volumen de acumulación, llevar un intercambiador de calor incorporado.

Igualmente, en el apartado 3.3.2, donde se especifican las características de las

conexiones se indica que la entrada de agua fría se realizará siempre por la

parte inferior del depósito y la conexión de salida se deberá conectar de manera

que se eviten caminos preferentes del fluido. El depósito vendrá equipado por el

fabricante con las conexiones y manguitos necesarios para una correcta

conexión al circuito.

En cuanto a los materiales constructivos y procesos de fabricación de los

acumuladores, en el CTE sección 3.4.2 de DB HE4 se establece que pueden

usarse los siguientes:

Acumuladores de acero vitrificado con protección catódica.

Acumuladores de acero con un tratamiento que asegure la resistencia a

la temperatura y a la corrosión.

Acumuladores de cobre.

Acumuladores no metálicos que soporten la temperatura máxima del

circuito y esté autorizada su utilización por las compañías de suministro

de agua potable.

Acumuladores de acero negro.

Los más utilizados habitualmente son los acumuladores con acero inoxidable o

acero al carbono con tratamientos interiores a base de vitrificado, con

recubrimiento a base de resinas epoxi.

En cuanto al aislamiento del acumulador, el RITE, en la ITE 02.10 dice que

deben estar aislados térmicamente para evitar consumos energéticos superfluos

así como para evitar contactos accidentales con superficies calientes. Por otra

parte, la ITE 03.1 regula los espesores de aislamiento, siendo éstos de 30 mm

como mínimo si la superficie exterior del depósito es menor a 2 m2 y de 50 mm

como mínimo para superficies superiores a 2m2.

En cuanto al parámetro más importante, el volumen de acumulación, en el

apartado 3.3.3 de DB-HE4 se establece que se debe concebir en función de la

energía aportada a lo largo del día y no en función de la potencia de captación

puesto que la generación no es simultánea con el consumo. Se establece que el

volumen de acumulación deberá cumplir la siguiente relación:

[Ec. A1.58]


39

Donde:

El RITE, en la ITE 10.1.3.2, establece, además, que cuando el consumo es

constante a lo largo del año se debe cumplir también con la siguiente relación:

[Ec. A1.59]

Siendo:

M Consumo medio diario, en L/día.

9. VASO DE EXPANSIÓN

9.1. Criterios de diseño

El sistema, al ser un circuito cerrado sometido a variaciones de temperatura y

presión, requiere de la instalación de un vaso de expansión.

El dimensionado de este elemento depende del volumen total del líquido del

circuito primario y se calcula siguiendo la norma UNE 100-155-88, que se refiere

al cálculo y dimensionado de los vasos de expansión.

La expresión para encontrar el volumen mínimo que debe tener el vaso de

expansión es la siguiente:

[Ec. A1.54]

Donde:

Se define el coeficiente de expansión, Ce, como la relación entre el volumen del

fluido de la instalación expansionado entre el volumen del fluido contenido en la

instalación en condiciones de funcionamiento normal.

Para el cálculo del coeficiente de expansión se utiliza la siguiente expresión:


40

[Ec. A1.55]

Siendo T la temperatura máxima de trabajo del circuito y, por ende, del vaso de

expansión en ºC. Los vasos de expansión suelen estar diseñados para una

temperatura máxima de trabajo de 120ºC.

En caso que el fluido, para evitar el riego de heladas, sea agua con un

porcentaje de glicol, el coeficiente de expansión se debe multiplicar por un factor

corrector, fc, con la siguiente expresión:

[Ec. A1.56]

Siendo el símbolo G es el porcentaje de glicol en volumen en el agua, valor que

suele ser del 30% para evitar la congelación del fluido primario.

El coeficiente de expansión corregido será siempre un valor positivo menor que

la unidad.

El coeficiente de presión Cp se calcula como:

[Ec. A1.57]

Donde:

La presión máxima en el vaso de expansión viene dada por la presión a la que

está tarada la válvula de seguridad (que suele estar entre 6 y 10 bar en función

del fabricante) menos un cierto margen de seguridad que suele ser de un 10%

del valor de tarado de la válvula de seguridad con un valor mínimo de 0,5 bar.

La presión mínima del vaso de seguridad es la suma de la presión mínima que

debe haber en el punto más alto del circuito (valor que se recomienda que sea

de 1,5 bar para evitar que entre aire en la instalación disminuyendo la

transferencia de calor) más la presión estática, calculada como la diferencia de


41

alturas entre el punto más alto de la instalación y el vaso de expansión (cada 10

metros de altura corresponde a 1 bar).

Por último, el volumen del líquido en la instalación debe ser calculado como la

suma del volumen de las tuberías de la instalación, el volumen de líquido en los

colectores más el volumen contenido en el intercambiador de calor.

Una vez calculado el volumen mínimo que debe tener el vaso de expansión se

debe escoger el vaso que tenga un volumen inmediatamente superior según el

catálogo del fabricante. El hecho de sobredimensionar el vaso de expansión no

es un problema. Un volumen de vaso inferior provoca tensiones en la instalación

que reducen la vida de ésta así como pérdidas de líquido caloportador del

primario al existir la posibilidad de disparo de la válvula de seguridad.

10. FLUIDO CALOPORTADOR

Según especifica el apartado 3.2.2.1 Fluido de trabajo del DB HE-4 del CTE, el

fluido portador se seleccionará de acuerdo con las especificaciones del

fabricante de los captadores. Pueden utilizarse como fluidos en el circuito

primario agua de la red, agua desmineralizada o agua con aditivos, según las

características climatológicas del lugar de instalación y de la calidad del agua

empleada.

Además, el fluido de trabajo tendrá un pH a 20ºC entre 5 y 9, y un contenido en

sales que se ajustará a los señalados en los puntos siguientes:

La salinidad del agua del circuito primario no excederá de 500 mg/l

totales de sales solubles. En el caso de no disponer de este valor se

tomará el de conductividad como variable limitante, no sobrepasando los

650 μS/cm.

El contenido en sales de calcio no excederá de 200 mg/l, expresados

como contenido en carbonato cálcico.

El límite de dióxido de carbono libre contenido en el agua no excederá de

50 mg/l.

Por otro lado, en el apartado 3.2.2.2 Protección contra heladas, se especifica

que cualquier componente que vaya a ser instalado en el interior de un recinto

donde la temperatura pueda caer por debajo de los 0ºC, deberá estar protegido

contra las heladas. La instalación estará protegida con un producto químico no

tóxico cuyo calor específico no será inferior a 3 kJ/kg K, en 5ºC por debajo de la

mínima histórica registrada con objeto de no producir daños en el circuito

primario de captadores por heladas. Adicionalmente este producto químico

mantendrá todas sus propiedades físicas y químicas dentro de los intervalos


42

mínimo y máximo de temperatura permitida por todos los componentes y

materiales de la instalación.

Además, el producto debe cumple los requerimientos de la DIN 4757 parte 3

para sistemas de energía solar térmica.


43

ANEXO 2 - DIMENSIONADO Y DISEÑO DE LA

INSTALACIÓN


44

Índice ANEXO 2- DIMENSIONADO Y DISEÑO DE LA INSTALACIÓN

1. DEMANDA ENERGÉTICA .......................................................................... 45

1.1. Estimación de la demanda diaria anual de ACS [litros/día] ............... 45

1.1.1. Número de usuarios [usuario] ............................................................... 45

1.1.2. Demanda diaria de ACS por persona [L/usuario día] .......................... 45

1.1.3. Demanda diaria de ACS del polideportivo [L/ día] ............................... 45

1.2. Demanda energética anual [kWh/año] ................................................. 46

1.3. Cálculo de la contribución solar mínima anual exigible [%] ................ 47

2. RADIACIÓN INCIDENTE SOBRE UNA SUPERFICIE INCLINADA ...... 47

3. VALOR MEDIO MENSUAL DEL PRODUCTO TRANSMISIVIDAD (τ) –

ABSORTIVIDAD (α) ................................................................................... 48

4. SISTEMA DE CAPTACIÓN ......................................................................... 48

4.1. Selección del colector ............................................................................ 48

4.2. Aplicación del método de las curvas-f .................................................. 49

4.3. Estudio de la orientación e inclinación del captador............................ 80

4.4. Distribución de los captadores ............................................................. 81

5. SISTEMA HIDRÁULICO .............................................................................. 82

6. SISTEMA DE IMPULSIÓN CIRCUITO PRIMARIO .................................. 84

7. SISTEMA DE INTERCAMBIO DE CALOR ............................................... 85

8. SISTEMA DE ACUMULACIÓN .................................................................. 85

8.1. Bomba del sistema de acumulación .................................................... 85

9. SISTEMA DE INTERCAMBIO DE CALOR DEL SISTEMA AUXILIAR.. 86

10. SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL SISTEMA AUXILIAR ............................ 86

11. SISTEMA DE REGULACIÓN Y CONTROL .............................................. 87

12. VASO DE EXPANSIÓN ............................................................................... 88


45

1. DEMANDA ENERGÉTICA

1.1. Estimación de la demanda diaria anual de ACS [litros/día]

1.1.1. Número de usuarios [usuario]

En la siguiente tabla se muestra el número de usuarios por mes durante el año

2011, estos datos fueron proporcionados por el polideportivo Sistrells.

Gráfico 1. Número de usuarios al mes

1.1.2. Demanda diaria de ACS por persona [L/usuario día]

Comparando los tres criterios para la determinación de la demanda de ACS

(CTE, Decreto de Ecoeficiencia y la Ordenanza Solar Térmica de Badalona), se

puede observar que el criterio más restrictivo es el proveniente de la Ordenanza

Solar Térmica de Badalona (OSB), por tanto y para cumplir la normativa local se

tomará el valor de 30 L/ usuario· día para el cálculo de la demanda diaria de

ACS del polideportivo.

1.1.3. Demanda diaria de ACS del polideportivo [L/día]

Teniendo en cuenta la demanda diaria de ACS por persona calculada en el

apartado anterior, tenemos que la demanda diaria de ACS por mes es:

Mes

Usuarios al mes

Media de usuarios al día

Demanda diaria (OST) [L/ usuario · día]

Demanda diaria de ACS

[L/día]

Enero 7586 245 30 7341,3

Febrero 9250 330 30 9910,7

Marzo 10352 334 30 10018,1

Abril 9323 311 30 9323,0

Mayo 10864 350 30 10513,5

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Usuarios por mes durante el 2011


46

Junio 9410 314 30 9410,0

Julio 8637 279 30 8358,4

Agosto 6342 205 30 6137,4

Septiembre 7562 252 30 7562,0

Octubre 9535 308 30 9227,4

Noviembre 9128 304 30 9128,0

Diciembre 8266 267 30 7999,4 Tabla 4. Demanda diaria de ACS al mes

Total usuarios [usuarios/año] 106255

Demanda diaria anual de ACS [L/ día] 8744

Demanda anual de ACS [L/ año] 3191560 Tabla 5. Demanda diaria anual de ACS

Finalmente la demanda diaria anual de ACS prevista para un año es de 8744

L/día

1.2. Demanda energética anual [kWh/año]

La demanda de ACS del polideportivo implica una demanda de energía, es decir,

la energía necesaria para poder obtener dicha cantidad de agua caliente. Por

tanto para calcular la energía para aumentar la temperatura del agua de red a la

temperatura de uso que es 60ºC. En la siguiente tabla se muestra la demanda

energética mensual y la anual:

Mes

Demanda diaria de ACS

[L/día]

Demanda mensual de

ACS [L/mes]

TRED [ºC]

ΔT [ºC]

Demanda energética [kJ/mes]

Demanda energética [kWh/mes]

Enero 7341,3 227580 8 52 49514125,44 13754

Febrero 9910,7 277500 9 51 59214060 16448

Marzo 10018,1 310560 11 49 63669768,96 17686

Abril 9323,0 279690 13 47 55000479,12 15278

Mayo 10513,5 325920 14 46 62727866,88 17424

Junio 9410,0 282300 15 45 53151444 14764

Julio 8358,4 259110 16 44 47701114,56 13250

Agosto 6137,4 190260 15 45 35822152,8 9951

Septiembre 7562,0 226860 14 46 43662383,04 12128

Octubre 9227,4 286050 13 47 56251160,4 15625

Noviembre 9128,0 273840 11 49 56141581,44 15595

Diciembre 7999,4 247980 8 52 53952512,64 14987

Total ANUAL 636808649 176891

Media DIARIA 1744681 484 Tabla 6. Demanda energética anual


47

Finalmente la demanda energética anual es de 176891 kWh. En el siguiente

gráfico se representa la variación de la demanda energética durante todo el año.

Gráfico 2. Demanda energética por mes

1.3. Determinación de la contribución solar mínima anual exigible [%]

Analizando las tres normativas se observa que la OST y el Decreto de

Ecoeficiencia son más restrictivos que el CTE, dado que establecen una

contribución solar mínima del 60% y 65% respectivamente. Por tanto para que la

instalación cumpla con todas las normativas vigentes se elegirá un valor para la

contribución solar mínima del 65% correspondiente al valor exigido por el

Decreto de Ecoeficiencia

Entonces, se obtiene que la energía solar anual producida por la instalación

debe ser como mínimo de 114979 kWh.

2. RADIACIÓN INCIDENTE SOBRE UNA SUPERFICIE INCLINADA

Aplicando el método de cálculo explicado en el anexo A1, se obtiene que la

media mensual de radiación diaria sobre una superficie inclinada 30º, 41,4º y

45º, se muestra en la tabla siguiente:

_

TH [MJ/m2]

30º 41,4º 45º

Enero 11,29 12,39 12,65

Febrero 13,77 14,64 14,79

Marzo 17,08 17,32 17,37

Abril 19,74 19,10 18,93

Mayo 21,47 20,10 19,59

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

Demanda energética [kWh/ mes]


48

Junio 22,19 20,38 19,82

Julio 21,91 20,46 19,76

Agosto 20,82 19,85 19,52

Septiembre 18,61 18,60 18,55

Octubre 15,62 16,42 16,53

Noviembre 12,42 13,52 13,78

Diciembre 10,52 11,63 11,93 Tabla 7. Radiación incidente sobre una superficie inclinada

3. VALOR MEDIO MENSUAL DEL PRODUCTO TRANSMISIVIDAD (τ) –

ABSORTIVIDAD (α)

Aplicando en método explicado en el anexo A1, los valores que se obtienen

para los tres ángulos de estudio son los siguientes:

(τα)/(τα)n

Mes 30º 41,4º 45º

Enero 0,89 0,93 0,94

Febrero 0,91 0,93 0,93

Marzo 0,92 0,93 0,94

Abril 0,92 0,92 0,92

Mayo 0,92 0,91 0,90

Junio 0,92 0,91 0,89

Julio 0,92 0,90 0,90

Agosto 0,92 0,93 0,92

Septiembre 0,93 0,93 0,93

Octubre 0,92 0,93 0,94

Noviembre 0,92 0,92 0,94

Diciembre 0,91 0,92 0,94 Tabla 8. Valor medio mensual del producto trasmisividad – absortividad

4. SISTEMA DE CAPTACIÓN

4.1. Selección del colector

La selección del colector es un proceso que se debe hacer cuidadosamente

pues es uno de los puntos más importantes para asegurar un buen

funcionamiento de la instalación.

Son muchos los criterios para seleccionar un colector, desde criterios

estrictamente técnicos (eficiencia, pérdidas, etc.) hasta criterios puramente

económicos (selección del más barato).

Sin embargo, pese a que el precio es un elemento muy importante, éste se debe

tomar en cuenta combinado con las prestaciones del colector en cuestión.


49

Los modelos a estudiar en este punto son los siguientes:

Modelo

Factor de eficiencia óptico

Coeficiente global de pérdidas[W/m2K]

Área de apertura por colector[m2]

Gamesa 5000S 0,7139 5,3820 2,20

Gamesa 5000ST 0,7413 3,4380 2,20

Cromagen CR10-DS8 0,7296 2,5100 1,87

Cromagen QR-F 0,6930 4,3900 2,58

Cromagen CR12-S8 0,8080 3,2000 2,58

Cromagen CR12-SH8 0,7130 3,6900 2,58

Unisol 60 Basic 0,7660 3,6480 1,91

Unisol 60 Basic 2,5 0,7730 4,7900 2,20

Promasol Titanio V1-K 0,8010 3,5030 1,88

Promasol Titanio V1 0,7400 4,9000 1,88

Escoda SOL2003 Selectivo 0,7400 4,1550 2,15

Frigicoll CO2010 SV 0,7410 3,7910 2,0000

Frigicoll CO2570 S 0,7040 3,5550 2,6500

Dunphy DOMOFLAT2.0-PLUS 0,8020 3,9490 1,8500

Danosa DS09-20S 0,7130 3,3800 1,9000 Tabla 9. Modelos de captadores que se estudian

4.2. Aplicación del método de las curvas-f

Se aplica el método para todos los modelos de captadores, para la radiación

incidente sobre una superficie inclinada 45º (solo se evalúa los captadores para

el ángulo de 45º porque se desea evaluar las prestaciones de los captadores

bajo las mismas condiciones, posteriormente, una vez elegido el captador, se

evaluará el efecto del ángulo de inclinación), a continuación en las siguientes

tablas se muestran los resultados obtenidos para cada modelo.

Para cada modelo se presentan 6 tablas:

La primera tabla muestra las características del captador evaluado.

La segunda tabla muestra el cálculo de “Y”

La tercer tabla muestra especificaciones previas para calcular “X”

La cuarta tabla muestra el cálculo de “X”

La quinta tabla muestra la obtención de la cobertura solar anual

La última tabla muestra las características dimensionales y económicas

del campo de captación resultante para el modelo en estudio.

Y al finalizar se muestra una tabla resumen del estudio realizado.


50

Método curvas-f

Modelo Factor de

eficiencia óptico Coeficiente global de

pérdidas[W/m2K] Área de apertura por colector[m2]

Gamesa 5000S 0,7139 5,3820 2,20

Mes

HT [MJ/m2 día]

(para 45º) N [días]

(τα)/(τα)n (para 45º)

Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,64 53301,03 49514,13 1,08

Febrero 14,79 28 0,93 0,63 55950,44 59214,06 0,94

Marzo 17,37 31 0,94 0,63 72880,20 63669,77 1,14

Abril 18,93 30 0,92 0,62 75703,86 55000,48 1,38

Mayo 19,59 31 0,90 0,61 78785,86 62727,87 1,26

Junio 19,82 30 0,89 0,61 76997,82 53151,44 1,45

Julio 19,76 31 0,90 0,61 79436,08 47701,11 1,67

Agosto 19,52 31 0,92 0,62 80578,66 35822,15 2,25

Septiembre 18,55 30 0,93 0,63 74683,92 43662,38 1,71

Octubre 16,53 31 0,94 0,64 69875,32 56251,16 1,24

Noviembre 13,78 30 0,94 0,64 56213,83 56141,58 1,00

Diciembre 11,93 31 0,94 0,64 50364,31 53952,51 0,93

Volumen de acumulación [litros] 8700 Fr'/Fr 0,95

K1 1,16 Fr UL [W/m2K] 5,3820

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 5,1129

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 298688,07 49514,13 6,03

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 274516,88 59214,06 4,64

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 314412,07 63669,77 4,94

Abril 13 17 1,12 30 2592000 306772,94 55000,48 5,58

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 306447,97 62727,87 4,89

Junio 15 24 1,11 30 2592000 278710,83 53151,44 5,24

Julio 16 26 1,13 31 2678400 285346,48 47701,11 5,98

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 272209,11 35822,15 7,60

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 265997,24 43662,38 6,09

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 293310,59 56251,16 5,21

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 288987,09 56141,58 5,15

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 290792,03 53952,51 5,39


51

Mes f QACS [MJ] Q útil [MJ]

Enero 0,52 49514,13 25945,74

Febrero 0,51 59214,06 30141,84

Marzo 0,61 63669,77 38966,08

Abril 0,70 55000,48 38593,46

Mayo 0,67 62727,87 42274,61

Junio 0,75 53151,44 39891,32

Julio 0,81 47701,11 38591,37

Agosto 0,93 35822,15 33303,70

Septiembre 0,82 43662,38 35877,00

Octubre 0,65 56251,16 36641,81

Noviembre 0,52 56141,58 29159,06

Diciembre 0,47 53952,51 25169,52

Cobertura ANUAL 0,65098912 636808,65 414555,50

Superficie de captación [m2] 213,40

Área apertura [m2] 2,20

Nº captadores 97,00

Precio unitario captador (€) 529

Precio total captadores (€) 51313


52

Modelo Factor de



Gamesa 5000ST 0,7413 3,4380 2,20

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,66 41652,72 49514,13 0,84

Febrero 14,79 28 0,93 0,66 43723,13 59214,06 0,74

Marzo 17,37 31 0,94 0,66 56953,09 63669,77 0,89

Abril 18,93 30 0,92 0,65 59159,67 55000,48 1,08

Mayo 19,59 31 0,90 0,63 61568,14 62727,87 0,98

Junio 19,82 30 0,89 0,63 60170,85 53151,44 1,13

Julio 19,76 31 0,90 0,63 62076,26 47701,11 1,30

Agosto 19,52 31 0,92 0,65 62969,15 35822,15 1,76

Septiembre 18,55 30 0,93 0,65 58362,63 43662,38 1,34

Octubre 16,53 31 0,94 0,66 54604,89 56251,16 0,97

Noviembre 13,78 30 0,94 0,66 43928,96 56141,58 0,78

Diciembre 11,93 31 0,94 0,66 39357,78 53952,51 0,73


K1 1,18 Fr UL [W/m2K] 3,4380

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,2661

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 133742,35 49514,13 2,70

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 122919,32 59214,06 2,08

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 140783,03 63669,77 2,21

Abril 13 17 1,12 30 2592000 137362,48 55000,48 2,50

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 137216,97 62727,87 2,19

Junio 15 24 1,11 30 2592000 124797,22 53151,44 2,35

Julio 16 26 1,13 31 2678400 127768,45 47701,11 2,68

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 121885,98 35822,15 3,40

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 119104,51 43662,38 2,73

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 131334,50 56251,16 2,33

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 129398,59 56141,58 2,30

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 130206,78 53952,51 2,41


53


Enero 0,54 49514,13 26866,71

Febrero 0,51 59214,06 30063,40

Marzo 0,60 63669,77 38512,41

Abril 0,70 55000,48 38445,65

Mayo 0,66 62727,87 41444,71

Junio 0,74 53151,44 39300,62

Julio 0,81 47701,11 38655,84

Agosto 0,97 35822,15 34683,68

Septiembre 0,83 43662,38 36027,16

Octubre 0,65 56251,16 36323,26

Noviembre 0,53 56141,58 29485,71

Diciembre 0,48 53952,51 26017,43

Cobertura ANUAL 0,652985153 636808,65 415826,59







54

Modelo Factor de



Cromagen CR10-DS8 0,7296 2,5100 2,20

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,65 38187,41 49514,13 0,77

Febrero 14,79 28 0,93 0,65 40085,58 59214,06 0,68

Marzo 17,37 31 0,94 0,65 52214,87 63669,77 0,82

Abril 18,93 30 0,92 0,64 54237,87 55000,48 0,99

Mayo 19,59 31 0,90 0,62 56445,97 62727,87 0,90

Junio 19,82 30 0,89 0,62 55164,93 53151,44 1,04

Julio 19,76 31 0,90 0,62 56911,81 47701,11 1,19

Agosto 19,52 31 0,92 0,64 57730,42 35822,15 1,61

Septiembre 18,55 30 0,93 0,64 53507,14 43662,38 1,23

Octubre 16,53 31 0,94 0,65 50062,02 56251,16 0,89

Noviembre 13,78 30 0,94 0,65 40274,28 56141,58 0,72

Diciembre 11,93 31 0,94 0,65 36083,40 53952,51 0,67


K1 1,07 Fr UL [W/m2K] 2,5100

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 2,3845

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 89355,11 49514,13 1,80

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 82124,09 59214,06 1,39

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 94059,08 63669,77 1,48

Abril 13 17 1,12 30 2592000 91773,77 55000,48 1,67

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 91676,55 62727,87 1,46

Junio 15 24 1,11 30 2592000 83378,74 53151,44 1,57

Julio 16 26 1,13 31 2678400 85363,86 47701,11 1,79

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 81433,70 35822,15 2,27

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 79575,36 43662,38 1,82

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 87746,39 56251,16 1,56

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 86452,98 56141,58 1,54

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 86992,94 53952,51 1,61


55


Enero 0,55 49514,13 27049,70

Febrero 0,50 59214,06 29861,56

Marzo 0,60 63669,77 38129,28

Abril 0,69 55000,48 38151,09

Mayo 0,65 62727,87 40903,46

Junio 0,73 53151,44 38830,73

Julio 0,80 47701,11 38394,59

Agosto 0,97 35822,15 34874,12

Septiembre 0,82 43662,38 35810,11

Octubre 0,64 56251,16 35993,50

Noviembre 0,52 56141,58 29429,60

Diciembre 0,48 53952,51 26162,29

Cobertura ANUAL 0,649473019 636808,65 413590,04







56

Modelo Factor de



Cromagen QR-F 0,6930 4,3900 2,58

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,62 47541,22 49514,13 0,96

Febrero 14,79 28 0,93 0,61 49904,33 59214,06 0,84

Marzo 17,37 31 0,94 0,62 65004,63 63669,77 1,02

Abril 18,93 30 0,92 0,61 67523,16 55000,48 1,23

Mayo 19,59 31 0,90 0,59 70272,12 62727,87 1,12

Junio 19,82 30 0,89 0,59 68677,29 53151,44 1,29

Julio 19,76 31 0,90 0,59 70852,07 47701,11 1,49

Agosto 19,52 31 0,92 0,61 71871,18 35822,15 2,01

Septiembre 18,55 30 0,93 0,61 66613,44 43662,38 1,53

Octubre 16,53 31 0,94 0,62 62324,46 56251,16 1,11

Noviembre 13,78 30 0,94 0,62 50139,26 56141,58 0,89

Diciembre 11,93 31 0,94 0,62 44921,85 53952,51 0,83


K1 1,14 Fr UL [W/m2K] 4,3900

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 4,1705

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 219173,13 49514,13 4,43

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 201436,65 59214,06 3,40

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 230711,18 63669,77 3,62

Abril 13 17 1,12 30 2592000 225105,69 55000,48 4,09

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 224867,23 62727,87 3,58

Junio 15 24 1,11 30 2592000 204514,11 53151,44 3,85

Julio 16 26 1,13 31 2678400 209383,26 47701,11 4,39

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 199743,24 35822,15 5,58

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 195185,05 43662,38 4,47

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 215227,21 56251,16 3,83

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 212054,69 56141,58 3,78

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 213379,12 53952,51 3,95


57


Enero 0,53 49514,13 26178,77

Febrero 0,51 59214,06 29949,44

Marzo 0,61 63669,77 38595,11

Abril 0,70 55000,48 38386,13

Mayo 0,67 62727,87 41753,44

Junio 0,74 53151,44 39516,26

Julio 0,81 47701,11 38528,44

Agosto 0,95 35822,15 33868,64

Septiembre 0,82 43662,38 35863,31

Octubre 0,65 56251,16 36351,24

Noviembre 0,52 56141,58 29140,51

Diciembre 0,47 53952,51 25379,85

Cobertura ANUAL 0,649349124 636808,65 413511,14







58

Modelo Factor de



Cromagen CR12-S8 0,8080 3,2000 2,58

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,72 39384,80 49514,13 0,80

Febrero 14,79 28 0,93 0,72 41342,48 59214,06 0,70

Marzo 17,37 31 0,94 0,72 53852,09 63669,77 0,85

Abril 18,93 30 0,92 0,71 55938,53 55000,48 1,02

Mayo 19,59 31 0,90 0,69 58215,86 62727,87 0,93

Junio 19,82 30 0,89 0,69 56894,65 53151,44 1,07

Julio 19,76 31 0,90 0,69 58696,31 47701,11 1,23

Agosto 19,52 31 0,92 0,71 59540,58 35822,15 1,66

Septiembre 18,55 30 0,93 0,71 55184,89 43662,38 1,26

Octubre 16,53 31 0,94 0,72 51631,75 56251,16 0,92

Noviembre 13,78 30 0,94 0,72 41537,10 56141,58 0,74

Diciembre 11,93 31 0,94 0,72 37214,82 53952,51 0,69


K1 1,05 Fr UL [W/m2K] 3,200

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,040

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 104219,26 49514,13 2,10

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 95785,36 59214,06 1,62

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 109705,73 63669,77 1,72

Abril 13 17 1,12 30 2592000 107040,26 55000,48 1,95

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 106926,87 62727,87 1,70

Junio 15 24 1,11 30 2592000 97248,73 53151,44 1,83

Julio 16 26 1,13 31 2678400 99564,07 47701,11 2,09

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 94980,13 35822,15 2,65

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 92812,66 43662,38 2,13

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 102342,93 56251,16 1,82

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 100834,36 56141,58 1,80

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 101464,14 53952,51 1,88


59


Enero 0,55 49514,13 27008,04

Febrero 0,51 59214,06 29955,68

Marzo 0,60 63669,77 38292,14

Abril 0,70 55000,48 38283,47

Mayo 0,66 62727,87 41123,06

Junio 0,73 53151,44 39024,44

Julio 0,81 47701,11 38516,35

Agosto 0,97 35822,15 34837,33

Septiembre 0,82 43662,38 35914,57

Octubre 0,64 56251,16 36136,22

Noviembre 0,52 56141,58 29473,00

Diciembre 0,48 53952,51 26133,96

Cobertura ANUAL 0,651213313 636808,65 414698,27







60

Modelo Factor de



Cromagen CR12-SH8 0,7130 3,690 2,58

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,64 43120,90 49514,13 0,87

Febrero 14,79 28 0,93 0,63 45264,29 59214,06 0,76

Marzo 17,37 31 0,94 0,63 58960,59 63669,77 0,93

Abril 18,93 30 0,92 0,62 61244,95 55000,48 1,11

Mayo 19,59 31 0,90 0,61 63738,31 62727,87 1,02

Junio 19,82 30 0,89 0,61 62291,77 53151,44 1,17

Julio 19,76 31 0,90 0,61 64264,34 47701,11 1,35

Agosto 19,52 31 0,92 0,62 65188,70 35822,15 1,82

Septiembre 18,55 30 0,93 0,63 60419,81 43662,38 1,38

Octubre 16,53 31 0,94 0,64 56529,62 56251,16 1,00

Noviembre 13,78 30 0,94 0,64 45477,38 56141,58 0,81

Diciembre 11,93 31 0,94 0,64 40745,07 53952,51 0,76


K1 1,10 Fr UL [W/m2K] 3,6900

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,5055

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 157371,35 49514,13 3,18

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 144636,15 59214,06 2,44

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 165655,94 63669,77 2,60

Abril 13 17 1,12 30 2592000 161631,07 55000,48 2,94

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 161459,85 62727,87 2,57

Junio 15 24 1,11 30 2592000 146845,83 53151,44 2,76

Julio 16 26 1,13 31 2678400 150342,00 47701,11 3,15

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 143420,24 35822,15 4,00

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 140147,36 43662,38 3,21

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 154538,09 56251,16 2,75

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 152260,14 56141,58 2,71

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 153211,12 53952,51 2,84


61


Enero 0,54 49514,13 26545,21

Febrero 0,50 59214,06 29902,98

Marzo 0,60 63669,77 38388,75

Abril 0,70 55000,48 38294,15

Mayo 0,66 62727,87 41387,34

Junio 0,74 53151,44 39237,05

Julio 0,81 47701,11 38504,67

Agosto 0,96 35822,15 34367,62

Septiembre 0,82 43662,38 35875,50

Octubre 0,64 56251,16 36197,34

Noviembre 0,52 56141,58 29258,67

Diciembre 0,48 53952,51 25711,88

Cobertura ANUAL 0,649600425 636808,65 413671,17







62

Modelo Factor de



Unisol 60 Basic 0,7660 3,6480 1,91

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,68 41973,95 49514,13 0,85

Febrero 14,79 28 0,93 0,68 44060,32 59214,06 0,74

Marzo 17,37 31 0,94 0,68 57392,32 63669,77 0,90

Abril 18,93 30 0,92 0,67 59615,92 55000,48 1,08

Mayo 19,59 31 0,90 0,65 62042,96 62727,87 0,99

Junio 19,82 30 0,89 0,65 60634,89 53151,44 1,14

Julio 19,76 31 0,90 0,65 62554,99 47701,11 1,31

Agosto 19,52 31 0,92 0,67 63454,77 35822,15 1,77

Septiembre 18,55 30 0,93 0,67 58812,73 43662,38 1,35

Octubre 16,53 31 0,94 0,69 55026,00 56251,16 0,98

Noviembre 13,78 30 0,94 0,68 44267,74 56141,58 0,79

Diciembre 11,93 31 0,94 0,68 39661,31 53952,51 0,74


K1 1,08 Fr UL [W/m2K] 3,6480

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,4656

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 137529,23 49514,13 2,78

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 126399,74 59214,06 2,13

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 144769,26 63669,77 2,27

Abril 13 17 1,12 30 2592000 141251,87 55000,48 2,57

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 141102,23 62727,87 2,25

Junio 15 24 1,11 30 2592000 128330,82 53151,44 2,41

Julio 16 26 1,13 31 2678400 131386,17 47701,11 2,75

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 125337,15 35822,15 3,50

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 122476,92 43662,38 2,81

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 135053,20 56251,16 2,40

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 133062,47 56141,58 2,37

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 133893,54 53952,51 2,48


63


Enero 0,54 49514,13 26870,31

Febrero 0,51 59214,06 30100,00

Marzo 0,61 63669,77 38567,03

Abril 0,70 55000,48 38490,69

Mayo 0,66 62727,87 41512,28

Junio 0,74 53151,44 39358,98

Julio 0,81 47701,11 38694,93

Agosto 0,97 35822,15 34679,57

Septiembre 0,83 43662,38 36061,02

Octubre 0,65 56251,16 36371,29

Noviembre 0,53 56141,58 29510,09

Diciembre 0,48 53952,51 26024,19

Cobertura ANUAL 0,653634941 636808,65 416240,38







64

Modelo Factor de



Unisol 60 Basic 2,5 0,7730 4,7900 2,20

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,69 46408,83 49514,13 0,94

Febrero 14,79 28 0,93 0,69 48715,65 59214,06 0,82

Marzo 17,37 31 0,94 0,69 63456,27 63669,77 1,00

Abril 18,93 30 0,92 0,68 65914,81 55000,48 1,20

Mayo 19,59 31 0,90 0,66 68598,29 62727,87 1,09

Junio 19,82 30 0,89 0,66 67041,45 53151,44 1,26

Julio 19,76 31 0,90 0,66 69164,42 47701,11 1,45

Agosto 19,52 31 0,92 0,68 70159,27 35822,15 1,96

Septiembre 18,55 30 0,93 0,68 65026,76 43662,38 1,49

Octubre 16,53 31 0,94 0,69 60839,94 56251,16 1,08

Noviembre 13,78 30 0,94 0,69 48944,98 56141,58 0,87

Diciembre 11,93 31 0,94 0,69 43851,84 53952,51 0,81


K1 1,10 Fr UL [W/m2K] 4,7900

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 4,5505

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 202424,59 49514,13 4,09

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 186043,48 59214,06 3,14

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 213080,95 63669,77 3,35

Abril 13 17 1,12 30 2592000 207903,81 55000,48 3,78

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 207683,57 62727,87 3,31

Junio 15 24 1,11 30 2592000 188885,77 53151,44 3,55

Julio 16 26 1,13 31 2678400 193382,84 47701,11 4,05

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 184479,48 35822,15 5,15

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 180269,62 43662,38 4,13

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 198780,21 56251,16 3,53

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 195850,12 56141,58 3,49

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 197073,35 53952,51 3,65


65


Enero 0,53 49514,13 26306,17

Febrero 0,51 59214,06 29977,39

Marzo 0,61 63669,77 38590,36

Abril 0,70 55000,48 38408,83

Mayo 0,66 62727,87 41710,31

Junio 0,74 53151,44 39491,98

Julio 0,81 47701,11 38567,89

Agosto 0,95 35822,15 34033,50

Septiembre 0,82 43662,38 35908,70

Octubre 0,65 56251,16 36356,42

Noviembre 0,52 56141,58 29209,38

Diciembre 0,47 53952,51 25500,03

Cobertura ANUAL 0,650212539 636808,65 414060,97







66

Modelo Factor de



Promasol Titanio V1-K 0,8010 3,5030 1,88

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,71 40568,12 49514,13 0,82

Febrero 14,79 28 0,93 0,71 42584,62 59214,06 0,72

Marzo 17,37 31 0,94 0,71 55470,09 63669,77 0,87

Abril 18,93 30 0,92 0,70 57619,21 55000,48 1,05

Mayo 19,59 31 0,90 0,68 59964,97 62727,87 0,96

Junio 19,82 30 0,89 0,68 58604,06 53151,44 1,10

Julio 19,76 31 0,90 0,68 60459,85 47701,11 1,27

Agosto 19,52 31 0,92 0,70 61329,49 35822,15 1,71

Septiembre 18,55 30 0,93 0,71 56842,92 43662,38 1,30

Octubre 16,53 31 0,94 0,72 53183,03 56251,16 0,95

Noviembre 13,78 30 0,94 0,71 42785,09 56141,58 0,76

Diciembre 11,93 31 0,94 0,72 38332,94 53952,51 0,71


K1 1,06 Fr UL [W/m2K] 3,5030

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,32785

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 119682,88 49514,13 2,42

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 109997,60 59214,06 1,86

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 125983,41 63669,77 1,98

Abril 13 17 1,12 30 2592000 122922,45 55000,48 2,23

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 122792,23 62727,87 1,96

Junio 15 24 1,11 30 2592000 111678,09 53151,44 2,10

Julio 16 26 1,13 31 2678400 114336,97 47701,11 2,40

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 109072,88 35822,15 3,04

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 106583,82 43662,38 2,44

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 117528,15 56251,16 2,09

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 115795,74 56141,58 2,06

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 116518,97 53952,51 2,16


67


Enero 0,54 49514,13 26928,03

Febrero 0,51 59214,06 30007,86

Marzo 0,60 63669,77 38403,75

Abril 0,70 55000,48 38365,46

Mayo 0,66 62727,87 41288,98

Junio 0,74 53151,44 39167,71

Julio 0,81 47701,11 38588,20

Agosto 0,97 35822,15 34756,18

Septiembre 0,82 43662,38 35972,52

Octubre 0,64 56251,16 36230,96

Noviembre 0,53 56141,58 29474,77

Diciembre 0,48 53952,51 26067,20

Cobertura ANUAL 0,652082247 636808,65 415251,61







68

Modelo Factor de



Promasol Titanio V1 0,7400 4,9000 1,88

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,66 48673,59 49514,13 0,98

Febrero 14,79 28 0,93 0,66 51092,98 59214,06 0,86

Marzo 17,37 31 0,94 0,66 66552,95 63669,77 1,05

Abril 18,93 30 0,92 0,65 69131,47 55000,48 1,26

Mayo 19,59 31 0,90 0,63 71945,90 62727,87 1,15

Junio 19,82 30 0,89 0,63 70313,09 53151,44 1,32

Julio 19,76 31 0,90 0,63 72539,67 47701,11 1,52

Agosto 19,52 31 0,92 0,65 73583,06 35822,15 2,05

Septiembre 18,55 30 0,93 0,65 68200,08 43662,38 1,56

Octubre 16,53 31 0,94 0,66 63808,94 56251,16 1,13

Noviembre 13,78 30 0,94 0,66 51333,51 56141,58 0,91

Diciembre 11,93 31 0,94 0,66 45991,82 53952,51 0,85


K1 1,13 Fr UL [W/m2K] 4,900

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 4,655

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 232099,68 49514,13 4,69

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 213317,13 59214,06 3,60

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 244318,24 63669,77 3,84

Abril 13 17 1,12 30 2592000 238382,15 55000,48 4,33

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 238129,62 62727,87 3,80

Junio 15 24 1,11 30 2592000 216576,09 53151,44 4,07

Julio 16 26 1,13 31 2678400 221732,42 47701,11 4,65

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 211523,85 35822,15 5,90

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 206696,83 43662,38 4,73

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 227921,04 56251,16 4,05

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 224561,41 56141,58 4,00

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 225963,96 53952,51 4,19


69


Enero 0,53 49514,13 26245,67

Febrero 0,51 59214,06 30109,16

Marzo 0,61 63669,77 38809,40

Abril 0,70 55000,48 38560,58

Mayo 0,67 62727,87 41998,92

Junio 0,75 53151,44 39719,85

Julio 0,81 47701,11 38666,21

Agosto 0,95 35822,15 33860,01

Septiembre 0,82 43662,38 35982,10

Octubre 0,65 56251,16 36538,51

Noviembre 0,52 56141,58 29265,60

Diciembre 0,47 53952,51 25454,56

Cobertura ANUAL 0,652017811 636808,65 415210,58







70

Modelo Factor de



Escoda SOL2003 Selectivo 0,7400 4,1550 2,15

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,66 44531,16 49514,13 0,90

Febrero 14,79 28 0,93 0,66 46744,65 59214,06 0,79

Marzo 17,37 31 0,94 0,66 60888,87 63669,77 0,96

Abril 18,93 30 0,92 0,65 63247,94 55000,48 1,15

Mayo 19,59 31 0,90 0,63 65822,85 62727,87 1,05

Junio 19,82 30 0,89 0,63 64329,00 53151,44 1,21

Julio 19,76 31 0,90 0,63 66366,08 47701,11 1,39

Agosto 19,52 31 0,92 0,65 67320,67 35822,15 1,88

Septiembre 18,55 30 0,93 0,65 62395,82 43662,38 1,43

Octubre 16,53 31 0,94 0,66 58378,40 56251,16 1,04

Noviembre 13,78 30 0,94 0,66 46964,70 56141,58 0,84

Diciembre 11,93 31 0,94 0,66 42077,63 53952,51 0,78


K1 1,10 Fr UL [W/m2K] 4,1550

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,94725

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 176101,37 49514,13 3,56

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 161850,46 59214,06 2,73

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 185371,98 63669,77 2,91

Abril 13 17 1,12 30 2592000 180868,08 55000,48 3,29

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 180676,48 62727,87 2,88

Junio 15 24 1,11 30 2592000 164323,14 53151,44 3,09

Julio 16 26 1,13 31 2678400 168235,41 47701,11 3,53

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 160489,84 35822,15 4,48

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 156827,42 43662,38 3,59

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 172930,91 56251,16 3,07

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 170381,85 56141,58 3,03

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 171446,01 53952,51 3,18


71


Enero 0,53 49514,13 26465,59

Febrero 0,51 59214,06 29961,80

Marzo 0,60 63669,77 38507,98

Abril 0,70 55000,48 38375,17

Mayo 0,66 62727,87 41560,48

Junio 0,74 53151,44 39378,92

Julio 0,81 47701,11 38563,45

Agosto 0,96 35822,15 34250,85

Septiembre 0,82 43662,38 35919,18

Octubre 0,65 56251,16 36296,08

Noviembre 0,52 56141,58 29263,70

Diciembre 0,48 53952,51 25644,79

Cobertura ANUAL 0,650411982 636808,65 414187,98







72

Modelo Factor de



Frigicoll CO2010 SV 0,7410 3,7910 2,0000

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,66 43035,82 49514,13 0,87

Febrero 14,79 28 0,93 0,66 45174,98 59214,06 0,76

Marzo 17,37 31 0,94 0,66 58844,25 63669,77 0,92

Abril 18,93 30 0,92 0,65 61124,11 55000,48 1,11

Mayo 19,59 31 0,90 0,63 63612,55 62727,87 1,01

Junio 19,82 30 0,89 0,63 62168,86 53151,44 1,17

Julio 19,76 31 0,90 0,63 64137,54 47701,11 1,34

Agosto 19,52 31 0,92 0,65 65060,08 35822,15 1,82

Septiembre 18,55 30 0,93 0,65 60300,60 43662,38 1,38

Octubre 16,53 31 0,94 0,66 56418,08 56251,16 1,00

Noviembre 13,78 30 0,94 0,66 45387,65 56141,58 0,81

Diciembre 11,93 31 0,94 0,66 40664,68 53952,51 0,75


K1 1,09 Fr UL [W/m2K] 3,7910

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,60145

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 153698,65 49514,13 3,10

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 141260,66 59214,06 2,39

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 161789,90 63669,77 2,54

Abril 13 17 1,12 30 2592000 157858,96 55000,48 2,87

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 157691,73 62727,87 2,51

Junio 15 24 1,11 30 2592000 143418,78 53151,44 2,70

Julio 16 26 1,13 31 2678400 146833,35 47701,11 3,08

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 140073,13 35822,15 3,91

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 136876,63 43662,38 3,13

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 150931,51 56251,16 2,68

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 148706,73 56141,58 2,65

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 149635,51 53952,51 2,77


73


Enero 0,54 49514,13 26686,97

Febrero 0,51 59214,06 30031,22

Marzo 0,61 63669,77 38530,86

Abril 0,70 55000,48 38431,77

Mayo 0,66 62727,87 41522,55

Junio 0,74 53151,44 39359,30

Julio 0,81 47701,11 38631,72

Agosto 0,96 35822,15 34492,31

Septiembre 0,82 43662,38 35994,13

Octubre 0,65 56251,16 36329,36

Noviembre 0,52 56141,58 29394,81

Diciembre 0,48 53952,51 25852,21

Cobertura ANUAL 0,652091034 636808,65 415257,21







74

Modelo Factor de



Frigicoll CO2570 S 0,7040 3,5550 2,6500

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,63 43079,07 49514,13 0,87

Febrero 14,79 28 0,93 0,62 45220,38 59214,06 0,76

Marzo 17,37 31 0,94 0,63 58903,38 63669,77 0,93

Abril 18,93 30 0,92 0,62 61185,53 55000,48 1,11

Mayo 19,59 31 0,90 0,60 63676,47 62727,87 1,02

Junio 19,82 30 0,89 0,60 62231,33 53151,44 1,17

Julio 19,76 31 0,90 0,60 64201,98 47701,11 1,35

Agosto 19,52 31 0,92 0,62 65125,45 35822,15 1,82

Septiembre 18,55 30 0,93 0,62 60361,19 43662,38 1,38

Octubre 16,53 31 0,94 0,63 56474,77 56251,16 1,00

Noviembre 13,78 30 0,94 0,63 45433,25 56141,58 0,81

Diciembre 11,93 31 0,94 0,63 40705,54 53952,51 0,75


K1 1,11 Fr UL [W/m2K] 3,5550

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,37725

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 153853,73 49514,13 3,11

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 141403,19 59214,06 2,39

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 161953,14 63669,77 2,54

Abril 13 17 1,12 30 2592000 158018,23 55000,48 2,87

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 157850,84 62727,87 2,52

Junio 15 24 1,11 30 2592000 143563,49 53151,44 2,70

Julio 16 26 1,13 31 2678400 146981,50 47701,11 3,08

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 140214,46 35822,15 3,91

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 137014,74 43662,38 3,14

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 151083,80 56251,16 2,69

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 148856,77 56141,58 2,65

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 149786,49 53952,51 2,78


75


Enero 0,54 49514,13 26706,80

Febrero 0,51 59214,06 30054,61

Marzo 0,61 63669,77 38559,06

Abril 0,70 55000,48 38457,70

Mayo 0,66 62727,87 41551,89

Junio 0,74 53151,44 39385,28

Julio 0,81 47701,11 38655,09

Agosto 0,96 35822,15 34508,10

Septiembre 0,82 43662,38 36015,50

Octubre 0,65 56251,16 36355,08

Noviembre 0,52 56141,58 29417,27

Diciembre 0,48 53952,51 25872,35

Cobertura ANUAL 0,652533104 636808,65 415538,72







76

Modelo Factor de



Dunphy DOMOFLAT2.0-PLUS 0,8020 3,9490 1,8500

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,72 42046,99 49514,13 0,85

Febrero 14,79 28 0,93 0,71 44137,00 59214,06 0,75

Marzo 17,37 31 0,94 0,71 57492,19 63669,77 0,90

Abril 18,93 30 0,92 0,70 59719,66 55000,48 1,09

Mayo 19,59 31 0,90 0,68 62150,93 62727,87 0,99

Junio 19,82 30 0,89 0,68 60740,41 53151,44 1,14

Julio 19,76 31 0,90 0,68 62663,85 47701,11 1,31

Agosto 19,52 31 0,92 0,70 63565,19 35822,15 1,77

Septiembre 18,55 30 0,93 0,71 58915,07 43662,38 1,35

Octubre 16,53 31 0,94 0,72 55121,76 56251,16 0,98

Noviembre 13,78 30 0,94 0,72 44344,78 56141,58 0,79

Diciembre 11,93 31 0,94 0,72 39730,33 53952,51 0,74


K1 1,07 Fr UL [W/m2K] 3,9490

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,75155

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 140876,72 49514,13 2,85

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 129476,34 59214,06 2,19

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 148292,97 63669,77 2,33

Abril 13 17 1,12 30 2592000 144689,96 55000,48 2,63

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 144536,69 62727,87 2,30

Junio 15 24 1,11 30 2592000 131454,42 53151,44 2,47

Julio 16 26 1,13 31 2678400 134584,14 47701,11 2,82

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 128387,88 35822,15 3,58

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 125458,04 43662,38 2,87

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 138340,42 56251,16 2,46

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 136301,24 56141,58 2,43

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 137152,54 53952,51 2,54


77


Enero 0,54 49514,13 26734,79

Febrero 0,51 59214,06 29977,62

Marzo 0,60 63669,77 38431,05

Abril 0,70 55000,48 38358,87

Mayo 0,66 62727,87 41382,74

Junio 0,74 53151,44 39241,84

Julio 0,81 47701,11 38573,26

Agosto 0,96 35822,15 34560,26

Septiembre 0,82 43662,38 35947,42

Octubre 0,64 56251,16 36244,89

Noviembre 0,52 56141,58 29380,11

Diciembre 0,48 53952,51 25890,38

Cobertura ANUAL 0,651252514 636808,65 414723,23







78

Modelo Factor de



Danosa DS09-20S 0,7130 3,3800 1,9000

Mes

HT [MJ/m2 día]



Fr'·(τα)

Qa [MJ]

Carga mensual

[MJ] Y

Enero 12,65 31 0,94 0,64 41708,99 49514,13 0,84

Febrero 14,79 28 0,93 0,63 43782,19 59214,06 0,74

Marzo 17,37 31 0,94 0,63 57030,02 63669,77 0,90

Abril 18,93 30 0,92 0,62 59239,59 55000,48 1,08

Mayo 19,59 31 0,90 0,61 61651,31 62727,87 0,98

Junio 19,82 30 0,89 0,61 60252,13 53151,44 1,13

Julio 19,76 31 0,90 0,61 62160,11 47701,11 1,30

Agosto 19,52 31 0,92 0,62 63054,21 35822,15 1,76

Septiembre 18,55 30 0,93 0,63 58441,47 43662,38 1,34

Octubre 16,53 31 0,94 0,64 54678,65 56251,16 0,97

Noviembre 13,78 30 0,94 0,64 43988,30 56141,58 0,78

Diciembre 11,93 31 0,94 0,64 39410,95 53952,51 0,73


K1 1,10 Fr UL [W/m2K] 3,3800

TAC [ºC] 60 Fr'UL [W/m2K] 3,211

Mes

TAF [ºC]

Ta [ºC]

K2

N [días]

Dt [s]

Qp [MJ]

Carga mensual

[MJ] X

Enero 8 11 0,99 31 2678400 138274,85 49514,13 2,79

Febrero 9 12 1,01 28 2419200 127085,03 59214,06 2,15

Marzo 11 14 1,07 31 2678400 145554,13 63669,77 2,29

Abril 13 17 1,12 30 2592000 142017,67 55000,48 2,58

Mayo 14 20 1,13 31 2678400 141867,22 62727,87 2,26

Junio 15 24 1,11 30 2592000 129026,57 53151,44 2,43

Julio 16 26 1,13 31 2678400 132098,49 47701,11 2,77

Agosto 15 26 1,08 31 2678400 126016,67 35822,15 3,52

Septiembre 14 24 1,06 30 2592000 123140,94 43662,38 2,82

Octubre 13 20 1,08 31 2678400 135785,40 56251,16 2,41

Noviembre 11 16 1,04 30 2592000 133783,88 56141,58 2,38

Diciembre 8 12 0,97 31 2678400 134619,45 53952,51 2,50


79


Enero 0,54 49514,13 26654,18

Febrero 0,50 59214,06 29865,76

Marzo 0,60 63669,77 38290,31

Abril 0,70 55000,48 38231,68

Mayo 0,66 62727,87 41230,42

Junio 0,74 53151,44 39107,32

Julio 0,81 47701,11 38458,80

Agosto 0,96 35822,15 34497,83

Septiembre 0,82 43662,38 35843,65

Octubre 0,64 56251,16 36117,28

Noviembre 0,52 56141,58 29278,31

Diciembre 0,48 53952,51 25807,11

Cobertura ANUAL 0,649147351 636808,65 413382,65







80

Nº

Modelo

Nº Captadores

Precio [€]

Superficie captación

[m2]

Precio total captadores

[€]

Cobertura

Anual

1 Gamesa 5000S 97 529 213,4 51313 0,65098

2 Gamesa 5000ST 73 649 160,6 47377 0,65298

3 Cromagen CR10-DS8 80 522 149,6 41760 0,64947

4 Cromagen QR-F 76 578 196,08 43928 0,64934

5 Cromagen CR12-S8 54 680 139,32 36720 0,65121

6 Cromagen CR12-SH8 67 658 172,86 44086 0,64960

7 Unisol 60 Basic 82 400 156,62 32800 0,65363

8 Unisol 60 Basic 2,5 78 475 171,6 37050 0,65021

9 Promasol Titanio V1-K 77 496 144,76 38192 0,65208

10 Promasol Titanio V1 100 479 188 47900 0,65201

11 Escoda SOL2003 Selectivo 80 505 172 40400 0,65041

12 Frigicoll CO2010 SV 83 490 166 40670 0,65209

13 Frigicoll CO2570 S 66 635 174,9 41910 0,65253

14

Dunphy DOMOFLAT2.0-PLUS

81

723

149,85

58563

0,65125

15 Danosa DS09-20S 88 466 167,2 41008 0,64914 Tabla 10.Resumen del estudio para la elección del colector

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos en la tabla resumen, el captador

elegido es el modelo CROMAGEN CR12-S8, ya que las características del

campo de captación resultante en el estudio de este captador cumpliendo la

legislación vigente que marca la contribución mínima anual del 65% son: menor

superficie de captación por tanto menor número de captadores y pese a que el

precio individual es un tanto elevado a diferencia del resto el precio total del

campo de captadores es muy inferior comparado con el precio total del campo

de captadores del los captadores de precio individual bajo.

4.3. Estudio de la orientación e inclinación del captador

El método de estudio consiste en encontrar la radiación incidente sobre la placa

para cada inclinación de estudio (valores ya calculados en el apartado 2) y,

utilizando el captador seleccionado (CROMAGEN CR12-S8), calcular la

superficie de captación necesaria para cada caso mediante el método de las

curvas-f utilizado anteriormente (ver anexo A1)

Los resultados obtenidos se muestran en la siguiente tabla:


81

Ángulo de inclinación

Cobertura (%)

Nº de captadores Precio total captadores(€)

45º 65,12 54 36720 41,4º 65,24 54 36720 30º 65,58 55 37400

Tabla 11. Resultados obtenidos del estudio del ángulo de inclinación del captador CROMAGEN CR12-S8

Como se puede observar en la tabla anterior, en los casos de realizar la

instalación con una inclinación óptima de 41,4º y una inclinación de 45º el

resultado no varía significativamente. En ambos casos el campo de captación

requiere de 54 captadores para cumplir el factor de cobertura mínimo. Además,

la diferencia de factor de cobertura en ambos casos es pequeña (65,21% frente

a 65,12% respectivamente), y por último mencionar que el factor “f” en ambos

casos no supera el 100% durante el año y por tanto no existe exceso de energía

producida.

En el caso de instalar los captadores con una inclinación de 30º, el resultado es

diferente puesto que es necesario instalar 55 captadores para superar el factor

de cobertura mínimo de 65% exigido por el Decreto de Ecoeficiencia y el factor

“f” supera el 100% en el mes de agosto por lo sí se elige esta inclinación habría

un exceso de energía producida.

Por todo esto, por simplicidad al adquirir las estructuras de montaje de los

paneles y por que el presupuesto del total de captadores es inferior al obtenido

con una inclinación de 30º, la inclinación del campo de colectores será de 45º,

puesto que se cumple con el mínimo exigido por el Decreto de Ecoeficiencia y no

es necesario hacer fabricar las estructuras a medida, con el consiguiente ahorro

de costes que eso significa.

4.4. Distribución de los captadores

Teniendo en cuenta las recomendaciones del RITE, se ha optado por la

conexión en paralelo para los captadores dentro de una batería de seis

captadores.

Figura 14. Batería de 6 captadores conectados en paralelo


82

Figura 15. Distribución del campo de captación

En la figura 15 se muestra la disposición de las baterías de captadores. Los

cincuenta y cuatro captadores se han distribuido en nueve baterías de seis

captadores cada una, y a su vez, se han conectado en paralelo en filas de tres

baterías.

Como estructura de soporte se utilizará el modelo SOPSFK216-P “Estructura 6

captadores, cubierta plana 45º” de HEATSUN. Se montarán nueve estructuras

de soporte, para el conjunto de la instalación.

5. SISTEMA HIDRÁULICO

El material elegido para las tuberías es el cobre. La nomenclatura para la

distribución de las tuberías se muestra a continuación:

Figura 16. Denominación de los tramos de tuberías


83

Nomenclatura Descripción Nomenclatura Descripción

TF1 Tramo frío 1 TC1 Tramo caliente 1



TF1-1 Tramo frío a batería 1-1 TC1-1 Tramo caliente de batería 1-1







TF3-3 Tramo frío a batería 3-3 TC3-3 Tramo caliente de batería 3-3 Tabla 12. Nomenclatura utilizada para los tramos de tuberías

Los diámetros de los tramos de las tuberías se calcularon aplicando el método

de explicado en el anexo A1 y los resultados obtenidos se representan en la

siguiente tabla:

Tramo

Caudal (L/h)

Caudal (L/s)

Diámetro interior (mm)

Diámetro interior

comercial (mm)

Diámetro externo

comercial (mm)

Velocidad (m/s)

TF1 1277,1 0,355 15,03 20 22 1,129

TF2 851,4 0,237 12,27 16 18 1,176

TF3 425,7 0,118 8,68 13 15 0,891

TF1-1 141,9 0,039 5,01 10 12 0,502

TF1-2 283,8 0,079 7,08 10 12 1,004

TF2-1 141,9 0,039 5,01 10 12 0,502

TF2-2 283,8 0,079 7,08 10 12 1,004

TF2-3 425,7 0,118 8,68 13 15 0,891

TF3-1 141,9 0,039 5,01 10 12 0,502

TF3-2 283,8 0,079 7,08 10 12 1,004

TF3-3 425,7 0,118 8,68 13 15 0,891

TC1 1277,1 0,355 15,03 20 22 1,129

TC2 851,4 0,237 12,27 16 18 1,176

TC3 425,7 0,118 8,68 13 15 0,891

TC1-1 425,7 0,118 8,68 13 15 0,891

TC1-2 283,8 0,079 7,08 10 12 1,004

TC1-3 141,9 0,039 5,01 10 12 0,502

TC2-1 425,7 0,118 8,68 13 15 0,891

TC2-2 283,8 0,079 7,08 10 12 1,004

TC2-3 141,9 0,039 5,01 10 12 0,502

TC3-2 283,8 0,079 7,08 10 12 1,004

TC3-3 141,9 0,039 5,01 10 12 0,502 Tabla 13. Dimensiones de los tramos de tubería


84

6. SISTEMA DE IMPULSIÓN CIRCUITO PRIMARIO

Se dimensiona la bomba aplicando el método explicado en el anexo A1.

A continuación en las siguientes tablas se muestran las pérdidas lineales, las

singulares, las producidas en los colectores y en el intercambiador

respectivamente:

Tramo L [m] D[m] v[m/s] Q[L/h] Re ε/D f Dh[mca]

TF1 57,0 0,020 1,13 1277,1 16777 0,000075 0,027 5,001

TF2 4,6 0,016 1,18 851,4 13981 0,000094 0,029 0,588

TF3 13,6 0,013 0,89 425,7 8603 0,000115 0,031 1,312

TF1-1 9,7 0,010 0,50 141,9 3728 0,000150 0,017 0,214

TF1-2 9,7 0,010 1,00 283,8 7456 0,000150 0,032 1,594

TF2-1 9,7 0,010 0,50 141,9 3728 0,000150 0,017 0,214

TF2-2 9,7 0,010 1,00 283,8 7456 0,000150 0,032 1,594

TF2-3 9,0 0,013 0,89 425,7 8603 0,000115 0,031 0,868

TF3-1 9,7 0,010 0,50 141,9 3728 0,000150 0,017 0,214

TF3-2 9,7 0,010 1,00 283,8 7456 0,000150 0,032 1,594

TF3-3 9,0 0,013 0,89 425,7 8603 0,000115 0,031 0,868

TC1 16 0,020 1,13 1277,1 16777 0,000075 0,027 1,404

TC2 4,6 0,016 1,18 851,4 13981 0,000094 0,029 0,588

TC3 13,6 0,013 0,89 425,7 8603 0,000115 0,031 1,312

TC1-1 9,0 0,013 0,89 425,7 8603 0,000115 0,031 0,868

TC1-2 9,7 0,010 1,00 283,8 7456 0,000150 0,032 1,594

TC1-3 9,7 0,010 0,50 141,9 3728 0,000150 0,017 0,214

TC2-1 9,0 0,013 0,89 425,7 8603 0,000115 0,031 0,868

TC2-2 9,7 0,010 1,00 283,8 7456 0,000150 0,032 1,594

TC2-3 9,7 0,010 0,50 141,9 3728 0,000150 0,017 0,214

TC3-2 9,7 0,010 1,00 283,8 7456 0,000150 0,032 1,594

TC3-3 9,7 0,010 0,50 141,9 3728 0,000150 0,017 0,214

TOTAL PÉRDIDAS DE CARGA LINEALES 24,523 Tabla 14. Pérdidas de carga lineales

Elemento

Nº de elementos

v [m/s]

K

Dh[mca]

Codo 90º D20 7 1,13 0,23 0,015

Codo 90 º D13 2 0,89 0,25 0,010

Codo 90 º D10 6 1 0,26 0,013

Bifurcación divergencia TF1 1 1,13 1,25 0,081

Bifurcación divergencia TF3-3, TF2-3 y TF3 3 0,89 1,2 0,048

Bifurcación divergencia TF3-2, TF2-2 y TF1-2 3 1 1,15 0,059

Bifurcación divergencia TF2 1 1,18 1,4 0,099

Bifurcación convergente TC1 1 1,13 1,15 0,075

Bifurcación convergente TC2 1 1,18 1,2 0,085


85

Bifurcación convergente TC1-2,TC2-2 y TC3-2 3 1 1,25 0,064

Bifurcación convergente TC3,TC2-1 y TC1-1 3 0,89 1,3 0,052

TOTAL PÉRDIDAS DE CARGA SINGULARES 0,602 Tabla 15. Pérdidas de carga singulares

La pérdida de carga total de los colectores es de 1,152 mca, en el

intercambiador de calor, según el fabricante la pérdida de carga como máximo

de 5 mca, por tanto se tomará un valor de 4 mca, lo que hace una pérdida de

carga total de 30,3 mca.

La bomba elegida es una bomba centrífuga CDX 90/10 del fabricante EBARA.

Para asegurar el funcionamiento de la instalación, en caso de avería de una de

las bombas de se ha optado por colocar 2 bombas en paralelo.

7. SISTEMA DE INTERCAMBIO DE CALOR

Para dimensionar el intercambiador de calor, se aplica las recomendaciones

explicadas en el anexo A1. Por tanto, teniendo en cuenta que el área de

captación es de 139,32 m2, se obtiene una potencia mínima del intercambiador

de 69,66 kW igual a 59936,9 kcal/h. Con este dato el intercambiador elegido es

un intercambiador de placas del fabricante SALVADOR ESCODA el modelo

T5MFG, cuyas especificaciones se pueden observar en su ficha técnica.

8. SISTEMA DE ACUMULACIÓN

Para dimensionar el acumulador, se aplica las recomendaciones explicadas en el

anexo A1. Así pues, el acumulador seleccionado es del modelo AC406-4000T

de HEATSUN.

Se trata de un acumulador vertical, con aislamiento de poliuretano de 50 mm de

grosor. La conexión de agua fría se realiza por la parte inferior y la salida de

agua caliente por la parte superior.

Lleva instalado un termostato de control de temperatura para el sistema de

regulación y está diseñado para una temperatura de funcionamiento de 60ºC

aunque soporta una temperatura máxima de 80ºC y una presión máxima de 6

bares.

Y cuenta con una boca de hombre como lo exige el RITE, para modelos mayores

de 750 litros.

8.1. Bomba del sistema de acumulación

Para hacer circular el agua caliente sanitaria hacia el intercambiador de calor, el

sistema de acumulación necesita de una bomba de circulación.

Para la elección de la bomba de circulación del circuito secundario, al igual que

en el caso de la bomba del circuito primario se deben calcular primero las

pérdidas de cargas lineales, singulares y la que se produce en el secundario del

intercambiador.


86

Pérdidas de carga lineales

L [m] D[m] v[m/s] Q[L/h] Re ε/D f Dh [mca]

13 0,02 1,016 1149,4 15094,8 0,000075 0,027 0,923 Tabla 16. Pérdidas de carga lineales

Pérdidas de carga singulares

Se estima un valor de aproximadamente 0,2 mca debido a que en el circuito no

existen codos, bifurcaciones o singularidades que puedan causar una pérdida de

carga considerable.

Pérdida de carga en el intercambiador

Se estima un valor de 3,5 mca según la ficha técnica proporcionada por el

fabricante.

Elección de la bomba

En total la pérdida de carga total es de 4,623 mca y teniendo en cuenta que el

caudal de 1149,4 l/h igual a 1,1494 m3/h, la bomba seleccionada es del

fabricante GRUNDFOS modelo MAGNA 25-60.

9. SISTEMA DE INTERCAMBIO DE CALOR DEL SISTEMA AUXILIAR

De la misma manera que para el circuito del sistema de aporte solar, se ha

optado por transferir la energía de la caldera al depósito auxiliar mediante un

intercambiador de calor externo, ubicado fuera de los depósitos de acumulación.

En este caso, el intercambiador deberá dimensionarse para ser capaz de

transferir la máxima energía proporcionada por la caldera. En este caso, se ha

optado por un intercambiador modelo M6 de Alfa Laval, que puede trabajar a

una temperatura máxima de 130ºC y tiene una superficie máxima de intercambio

de 38 m2.

10. SISTEMA DE IMPULSIÓN DEL SISTEMA AUXILIAR

El sistema de apoyo necesita de una bomba de circulación para hacer circular el

fluido hacia el intercambiador de calor, donde se producirá el intercambio de

energía.

Para calcular la potencia necesaria de la bomba se deben seguir los mismos

pasos que los calculados para la bomba del circuito primario y la bomba del

circuito de acumulación. Así, lo primero que se deberá calcular son las pérdidas

de carga del sistema de apoyo convencional. Las características técnicas de la

caldera determinan unas pérdidas de carga de 120 mbar, o lo que es lo mismo,

1,2 mca. Además, se deberá sumar las pérdidas de carga producidas por el

recorrido a través de las tuberías, que en este caso, corresponden a 0,7 mca,

calculado de la misma que la justificada para el circuito solar y el circuito de

acumulación y la pérdida de carga en el intercambiador se estima de 3 mca.


87

Así pues, teniendo en cuenta que se estimaran las pérdidas de carga totales en

5 mca la bomba seleccionada es del fabricante GRUNDFOS modelo MAGNA

50-100.

11. SISTEMA DE REGULACIÓN Y CONTROL

11.1. Sistema de regulación elegido

Dado que la instalación solar térmica incorpora un intercambiador de calor

externo para la transmisión de calor entre el campo de captadores y los

acumuladores, será necesario una centralita que regule el encendido y apagado

de la bomba del circuito primario y la bomba de circuito secundario, es por eso,

que la centralita seleccionada es la proporcionada por el fabricante de

captadores solares, el modelo es CENTRALITA TR0502.

Descripción del funcionamiento

La bomba del circuito solar R2 se activa en cuanto se alcanza la diferencia de

temperatura de activación entre el campo de colectores A1 (T1) y el acumulador

B1 (T2), normalmente entre (7-8ºC). Cuando se alcanza la diferencia de

temperatura de desactivación o un límite de seguridad (2-3ºC), la bomba del

circuito solar R2 se vuelve a desactivar. La bomba de carga del acumulador R1

se activa en cuanto se alcanza la diferencia de temperatura de activación entre

el intercambiador de calor externo F1 (T3) y el acumulador B1 (T2) (5-6ºC). El

acumulador será cargado hasta que se alcance la diferencia de temperatura de

desactivación entre el intercambiador de calor externo F1 (T3) y el acumulador

B1 (T2) o un límite de seguridad (2-3ºC)

Figura 17. Esquema de conexión de la centralita seleccionada


88


Teniendo en cuenta, el método a seguir para el cálculo del vaso de expansión

detallado en el anexo A1, la tabla siguiente muestra un resumen de los cálculos

realizados y el volumen mínimo necesario para el vaso de expansión:

Datos de las instalación

Volumen de la instalación [L] 150,084

Temperatura de diseño [ºC] 120

Porcentaje de glicol [%] 30

Parámetros del vaso de expansión

P absoluta máxima [bar] 7

P absoluta mínima [bar] 2

Ce 0,06

b -0,5

a 20,04

fc 1,25

Ce (corregido) 0,075

Cp 1,4

Volumen mínimo del vaso [L] 15,76 Tabla 17. Parámetros para el dimensionado del vaso de expansión del circuito primario

Tomando en cuenta estos criterios, se ha seleccionado el vaso de expansión

MODELO 18 SMF de 18 litros de capacidad y presión máxima de 10 bares. El

vaso de expansión se situará en la aspiración de la bomba de impulsión.

13. FLUIDO CALOPORTADOR

Se ha optado por el fluido de trabajo que proporciona el mismo fabricante de los

captadores solares CHROMAGEN, que garantiza una protección de la

instalación de hasta -15ºC con una concentración del 30% y presenta las

siguientes propiedades:

Fluido Agua-glicol 30%

r 1040 kg/m3

μ 0,0014 N·s/m2

Tabla 18. Características del fluido caloportador

Por tanto, como el volumen total del fluido caloportador en el circuito primario de

la instalación es de 150,084 litros y el fabricante proporciona envases de 10 y 25

litros, se necesitarán 6 envases de 25 litros.


89

ANEXO 3 - FICHAS TÉCNICAS


90

Índice ANEXO 3- FICHAS TÉCNICAS

1. CAPTADOR ................................................................................................. 91

2. ESTRUCTURA SOPORTE ......................................................................... 92

3. BOMBA CIRCUITO PRIMARIO................................................................. 93

4. INTERCAMBIADORES DE CALOR ......................................................... 95

5. ACUMULADOR ............................................................................................ 99

6. BOMBAS SISTEMA DEL ACUMULACIÓN Y SISTEMA AUXILIAR ... 100

7. CENTRALITA ............................................................................................. 102

8. VASO DE EXPANSIÓN ............................................................................. 103


91

1. CAPTADOR


92

2. ESTRUCTURA SOPORTE


93

3. BOMBA CIRCUITO PRIMARIO


94


95

4. INTERCAMBIADORES DE CALOR


96


97


98


99

5. ACUMULADOR


100

6. BOMBAS SISTEMA DEL ACUMULACIÓN Y SISTEMA AUXILIAR


101


102

7. CENTRALITA


103


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