daniel romero córdoba josé ignacio linares hurtado …de fluidos orgánicos en ciclo. estos...

Daniel Romero Córdoba

José Ignacio Linares Hurtado Yolanda Moratilla Soria

José Ignacio Linares Hurtado

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

SISTEMA DE POLIGENERACIÓN PARA VIVIENDAS MEDIANTE CICLO DE RANKINE ORGÁNICO ACTIVADO POR ENERGÍA SOLAR TÉRMICA DE

BAJA TEMPERATURA

AUTOR: DANIEL ROMERO CÓRDOBA

MADRID, Junio de 2007

SISTEMA DE POLIGENERACIÓN PARA VIVIENDAS MEDIANTE

CICLO DE RANKINE ORGÁNICO ACTIVADO POR ENERGÍA

SOLAR TÉRMICA DE BAJA TEMPERATURA.

Autor: Romero Córdoba, Daniel

Director: Linares Hurtado, José Ignacio; Moratilla Soria, Yolanda

Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas

RESUMEN DEL PROYECTO

En este proyecto se evalúa, tanto técnica cómo económicamente, la hibridación de un

Ciclo de Rankine Orgánico con paneles solares térmicos para la producción de

diferentes tipos de energía (poligeneración).

El bajo nivel térmico que proporcionan los colectores solares hacen necesario el uso

de fluidos orgánicos en ciclo. Estos fluidos presentan cómo ventaja el poder emplear

equipos compactos debido a que tienen un salto entálpico por unidad de volumen

alto.

Por otra parte, con la adecuada selección del fluido no se requiere la presencia del

desgasificador, al poder condesar a presiones superiores a la atmosférica.

En el proyecto se evalúan las diferentes configuraciones posibles para el sistema en

función del grado de poligeneración que se quiera.

A partir de diferentes modelos comerciales de paneles térmicos solares, se ha

buscado la configuración óptima de ciclo que se adapta a éstos, realizando para ello

el modelos físico que rige el comportamiento de los diferentes componentes, e

incluso dimensionando parcialmente algunos de ellos para la posterior selección de

uno similar en el mercado.

Otro estudio que se ha realizado en el proyecto es la implantación de este sistema en

un bloque de viviendas, para poder acoplar de la manera más eficiente la producción

de las diferentes energías del sistema propueso a la demanda de éstas por parte de las

viviendas y poder obtener así el mayor grado de carga posible para el sistema.

Los resultados técnicos revelan que para bloque de 100 viviendas el sistema

propuesto con 975 m2 de paneles de tubo de vacío, proporciona el 100 % de las

necesidades de climatización en verano (refrigeración) , el 71 % de las necesidades

de calefacción y ACS (en invierno) y abastece el 27 % de las necesidades eléctricas

(57 kWe) de las viviendas. Es decir el sistema propuesto se contempla realmente

cómo una evolución de los sistemas actuales de energía solar térmica, que

proporcionan solo ACS, calefacción y refrigeración, proporcionándoles una

producción adicional de energía eléctrica, cubriendo así la totalidad del espectro de

energías demandas por las viviendas. Con ello se consigue además que con un único

sistema de energía renovable se puedan suministrar los tres tipos principales de

energía en un emplazamiento aislado.

Tabla I. Datos económicos y energéticos de los sistemas para una superficie de paneles de 975 m2 y 57 kWe de potencia. EP [MWh/año] IF [M€] TIR [%] ηw [%] ηq [%] ηo [%]

FV 617,7 0,8539 4,25 11,27 0 11,27

Térmico 1324 1,183 6,17 0 61,34 61,34

ORC 1087 1,174 5,27 5,95 55,39 61,34

De la parte económica cabe destacar el aumento de la TIR sobre el otro sistema de

producción eléctrica, la solar fotovoltaica. Concretamente para el modelo calculado

con 100 viviendas y 975 m2 de paneles, para la misma superficie la FV tiene una TIR

del 4.25 % mientras que el sistema propuesto la tiene del 5.27 %. Si se compara con

el sistema térmico convencional, la TIR se reduce, pero esto es debido a que el

sistema pretende, cómo ya se ha dicho, cubrir la totalidad de las energías

demandadas con un solo sistema. Cabe mencionar que los resultados económicos

expuestos, son en ausencia de subvenciones.

0 20000 40000 60000 80000 1000000,04

0,045

0,05

0,055

0,06

0,065

0,07

0,075

Ac [m2]

TIR

[p.u

.] TIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaTIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa

TIRFVTIRFV

TIRSoloTermicoTIRSoloTermico

Figura I. Tasa Interna de Retorno para cada uno de los sistemas a comparar en función de los m2 de paneles instalados.

.

A la hora de analizar la inversión total a realizar en el sistema, para el sistema de 100

viviendas y 57 kWe (975 m2) la inversión es de 1174 €/m2, y manteniéndose

prácticamente constante para cualquier tamaño de instalación. Esto es debido a que

en el capital inmovilizado del sistema el elemento de mayor peso son los paneles

solares, constituyendo el 75 %.

Con esta gran dependencia del precio de los paneles es lógico pensar que el sistema

tiene una gran posibilidad de incrementar su rentabilidad conforme avance la

tecnología de estos paneles en su “curva de aprendizaje tecnológica” mejorando los

rendimientos y los procesos de fabricación, abaratándolos. Además el pequeño

volumen de comercialización de este producto hace que sus costes de producción se

eleven notoriamente, por lo que una gran inmersión de estos productos en el mercado

los abarataría en gran medida.

Solar collectors

Boiler

Expansor

Electricgenerator

Condenser

Absorptionmachine

Coolingtower

Heatingbuildingcircuit

Coolingbuildingcircuit

Pump

Solar collectors

Boiler

Expansor

Electricgenerator

Condenser

Absorptionmachine

Coolingtower



Pump

Figura II. Sistema completo.

POLI-GENERATION SYSTEM FOR HOUSES USING AN ORGANIC

RANKINE CYCLE ACTIVATED BY LOW TEMPERATURE SOLAR

ENERGY.

Author: Romero Córdoba, Daniel

Director: Linares Hurtado, José Ignacio; Moratilla Soria, Yolanda

Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas

SUMMARY PROJECT

In this project it is assessed, technological and economically, the integration of an

Organic Rankine Cycle with solar energy collectors to produce different types of

energy.

Due to the low thermal level that provides the solar collectors make the employment

of organic fluids a good option. The organic fluids allow the use of compact

equipments due to the fact that they have high enthalpy jump per unit of volume. On

the other hand, with the suitable selection of the fluid its condensation pressure is

above the environmental pressure.

In the project different possible configuration are evaluated to the system depending

of the level of poli-generation.

Based in the different commercial models of thermal collectors, it has research the

optimal configuration of the cycle, that couple to it. To make it possible has been

necessary to define de running physic model of all the components, even carry out a

partial dimensioning of some this, to realize after that a selection in the market of any

similar component.

Other investigation realized in the project is the fitting of this system to the

application in residential edification (block of flats), in order to fit efficiently the

production of the different types of energy to their demands, and obtain a load level

as high as possible.

The technical results show that for 100 houses, the proposed system with 975 m2 of

collector, supply the 100 % of air conditioning necessities, the 71 % of heating

necessities and supply the 27 % of electrical necessities (57 kWe) of the houses. The

proposed system is studied as an evolution of the conventional thermal system,

which provides only heat and cooling energy, providing an additional production of

electricity, supplying all kind of energies that a house could need. The most

important characteristic of this is to can concentrate the production of the three more

important energies in a unique renewable energy system useful to isolated

emplacements.

Table I. Energy and economic performance of analyzed system with 975 m2 of collectors and 57 kWe of power.

EPs

[MWh/año] FCI [M€] IRR [%] ηw [%] ηq [%] ηo [%]

FV 617,7 0,8539 4,25 11,27 0 11,27

Thermal 1324 1,183 6,17 0 61,34 61,34

ORC 1087 1,174 5,27 5,95 55,39 61,34

The economical characteristic most important is the increase of the IRR over the

other renewable system of electrical production, the photovoltaic system. To the

calculated model of 100 houses and 975 m2 of collectors, using the same area of

collectors the photovoltaic device has an IRR of 4.25 % while the proposed system

has 5.27 %. If it is compared with the conventional thermal system, the IRR

decreases, but the intention of this system is not only to obtain a good financial

performance, also, as has been said, supply all kind of energies demanded by the

houses with only one system. These results are without subsidy.

0 20000 40000 60000 80000 1000000,04

0,045

0,05

0,055

0,06

0,065

0,07

0,075

Ac [m2]

TIR

[p.u


TIRFVTIRFV


Figure I. Internal Rate of Return to the compared systems, depending of the installed area of collectors.

When the global investment of the system is analyzed, to the system of 975 m2 of

collectors, the investment is 1174 €/m2, and it hold on the value practically constant

to whatever size. This is because of the most important equipment in the investment

are the collectors, being the 75 % to small installations (the small size makes the

relative cost of the equipment to be greater).

With this important dependency of the price of the collectors is quite logical to

thought that the system has a big possibility of increase the rentability as quickly as

the technology of the collectors improves the performance and the production

process, make it cheaper. Besides the low commercialization volume of this product

makes increase the production cost a lot, so a big commercialization of this product

in the market, makes it decrease rapidly.

Solar collectors

Boiler

Expansor

Electricgenerator

Condenser

Absorptionmachine

Coolingtower



Pump

Solar collectors

Boiler

Expansor

Electricgenerator

Condenser

Absorptionmachine

Coolingtower



Pump

Figure II. Whole system.

ÍNDICE

1 INTRODUCCIÓN..............................................................................................12

1.1 MOTIVACIÓN DEL PROYECTO.......................................................................13

1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO...........................................................................14

1.3 PRODUCCIÓN ELÉCTRICA NACIONAL............................................................14

2 DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS ....................................................20

2.1 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DISTRIBUIDA...................................20

2.1.1 Motores de combustión interna alternativos ..........................................21

2.1.2 Turbinas de gas.......................................................................................22

2.1.3 Turbinas de vapor...................................................................................23

2.1.4 Microturbinas .........................................................................................24

2.1.5 Pilas de combustible ...............................................................................25

2.2 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN BASADOS EN ENERGÍA SOLAR............................27

2.2.1 Funcionamiento y componentes de la Energía Solar Térmica...............32

2.2.2 Colectores de baja temperatura .............................................................34

2.2.2.1 Colectores no vidriados ......................................................................35

2.2.2.2 Colectores de placa plana....................................................................35

2.2.2.3 Colectores de tubo de vacío ................................................................37

2.2.3 Colectores de media temperatura...........................................................38

2.2.3.1 Colectores cilíndrico-parabólicos .......................................................39

2.2.4 Colectores de alta temperatura ..............................................................40

2.2.5 Fluido caloportador................................................................................41

2.2.6 Sistemas de circulación ..........................................................................42

2.2.7 Acumuladores .........................................................................................44

2.2.8 Sistema de control...................................................................................44

2.2.9 Ciclos de Rankine Orgánicos (ORC)......................................................45

3 MODELO DESARROLLADO .........................................................................51

3.1 MODELO TÉCNICO........................................................................................51

3.1.1 Estructura y tipo de ciclo........................................................................52

3.1.2 Selección del tipo de panel .....................................................................56

3.1.3 Selección de fluido de trabajo ................................................................56

3.1.4 Calculo de parámetros de funcionamiento.............................................60

3.1.4.1 Datos y variables.................................................................................60

3.1.4.2 Parámetros de salida ...........................................................................63

3.1.5 Componentes del sistema........................................................................66

3.1.5.1 Paneles solares ....................................................................................67

3.1.5.2 Turbina / Expansor volumétrico .........................................................69

3.1.5.3 Bombas de impulsión..........................................................................70

3.1.5.4 Intercambiadores de calor ...................................................................71

3.1.5.5 Subsistema de poligeneración.............................................................77

3.2 MODELO ENERGÉTICO..................................................................................81

3.3 MODELO ECONÓMICO..................................................................................83

3.3.1 Inversión inicial ......................................................................................84

3.3.2 Costes de operación y mantenimiento (O&M) .......................................91

3.3.3 Hipótesis .................................................................................................92

3.4 MODELO DE VIVIENDA .................................................................................93

4 ANÁLISIS DE RESULTADOS.........................................................................96

4.1 RESULTADOS TÉCNICOS...............................................................................96

4.2 RESULTADOS ECONÓMICOS........................................................................101

4.3 COMPARACIÓN CON OTRAS TECNOLOGÍAS.................................................112

4.4 MARCO SUBVENCIONADO..........................................................................117

5 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD .....................................................................119

5.1 SENSIBILIDAD DE PARÁMETROS TÉCNICOS.................................................119

5.2 SENSIBILIDAD DE PARÁMETROS ECONÓMICOS...........................................125

6 CONCLUSIONES ............................................................................................131

6.1 CONCLUSIONES TÉCNICAS..........................................................................131

6.2 CONCLUSIONES ECONÓMICAS....................................................................132

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................134

ANEXOS..................................................................................................................136

Capítulo 1 Introducción

Página 12 de 203

1

INTRODUCCIÓN

Uno de los principales problemas que sufre la sociedad actual es la enorme

dependencia que sufre de la energía procedente de los combustibles fósiles. La

mayoría de los sistemas actuales están adaptados y preparados para funcionar sólo

con ese tipo de energía, lo cual está generando alarma, ya que si en un futuro dicha

fuente de energía se agota todos los sistemas actuales serán inservibles. Por ello

desde hace unos años se ha comenzado a reconvertir algunos sistemas energéticos

para la utilización de otras fuentes de energía.

Ese grupo de nuevas fuentes de energía son las llamadas renovables ya que

son fuentes de energía naturales de aprovechamiento sostenible, tales cómo la

energía eólica, biomasa, solar, geotérmica... Dentro de todas ellas la solar es una de

las de mayor potencial (la cantidad de energía que el sol irradia sobre la tierra

diariamente es diez mil veces mayor que la que se consume al día en todo el planeta),

sin embargo no cuenta de un gran desarrollo e implantación.

Dentro de las energías solares existen dos grandes categorías, la fotovoltaica

y la térmica. La solar fotovoltaica es una energía de alta calidad, ya que proporciona

directamente energía eléctrica, aunque a un elevado coste. La energía solar térmica

es un tipo de energía más novedoso y mucho menos implantado que la fotovoltaica.


Página 13 de 203

Ésta consiste en tomar la energía del sol y transformarla en calor aprovechable para

múltiples aplicaciones. Esta tecnología es muy simple y eficaz para aprovechar esa

gran cantidad de energía que diariamente nos llega.

El problema de esta energía es que es de baja temperatura (calidad) por lo que

su aprovechamiento no es tan sencillo y obtener rendimientos altos imposible, por las

limitaciones impuestas por el ciclo de Carnot.

1.1 MOTIVACIÓN DEL PROYECTO

Actualmente se están construyendo algunas plantas termo-solares prototipo

para la producción de electricidad a gran escala mediante ciclos de Rankine

orgánicos y colectores cilindro-parabólicos. En este proyecto lo que se pretende es

evaluar la posibilidad de hacer algo similar pero utilizando paneles planos sin

concentración, diseñados para producción de agua cliente destinada a usos sanitarios

o de climatización, cómo instrumento de captación para crear una pequeña

instalación de producción eléctrica distribuida y posiblemente también de calefacción

y refrigeración (trigeneración). Se obtencría así un sistema perfectamente integrable

en el entorno (impacto visual reducido) y con un impacto ambiental nulo, al ser un

sistema que carece de emisiones.

El proyecto lleva a cabo no solo el análisis de la viabilidad técnica, sino

también económica, para lo que se han considerado todas las inversiones, gastos e

ingresos derivados de todos los tipos de energía producidos.


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1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO

Los objetivos del proyecto son:

1. Estudiar las configuraciones posibles del ciclo con diferentes fluidos

de trabajo y parámetros de funcionamiento para poder seleccionar el

más idóneo en cuanto a rendimientos se refiere, pero también en

cuanto a factores medioambientales, de seguridad...

2. Seleccionar los diferentes equipos necesarios para la implantación del

ciclo elegido cómo idóneo, y poder proporcionar con ello unas bases

para la futura construcción de un prototipo para una casa piloto.

3. Contemplar las diferentes posibilidades de cogeneración que ofrece el

sistema, para así dar cobertura a la mayor cantidad de servicios

posible y con ello aumentar el rendimiento de nuestro sistema en

cuanto a aprovechamiento energético se refiere.

4. Realizar un estudio de viabilidad económica del proyecto

contemplando todas las inversiones a realizar por equipos, gastos de

mantenimiento en ingresos por los diferentes servicios prestados.

1.3 PRODUCCIÓN ELÉCTRICA NACIONAL

En los inicios de la generación eléctrica ésta se realizaba de forma distribuida,

es decir, muy cerca del lugar donde se iba a consumir. Con el paso del tiempo y la

generalización del uso de la electricidad en los grandes núcleos urbanos se hizo

imposible dicho sistema, por lo que se tuvo que optar por crear grandes plantas de

generación que pudiesen suministrar energía a esa gran cantidad de gente. Por tanto


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estas grandes plantas debían de estar bastante retiradas de los núcleos urbanos para

no perjudicar la calidad de vida y también para situarse cerca de su fuente de energía

y evitar así gran parte del transporte, surgiendo así la producción centralizada que

domina la situación actual. La ubicación en lugares retirados favoreció también el

crecimiento del tamaño de las plantas, lo que ha permitido aprovechar la economía

de escala, reduciendo así los costes de generación.

A día de hoy en todo el mundo la producción eléctrica está dominada por un

sistema de producción energética centralizado y basado en combustibles fósiles. El

consumo de energía primaria y final en general, también están dominadas por

combustibles fósiles, alcanzando el 50% y el 60% respectivamente, de cuota en los

consumos, cómo se puede apreciar de la Figura 1.1, Figura 1.2 y Tabla 1.1 y Tabla

1.2.

Tabla 1.1. Consumo de energía final 2004.


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Figura 1.1. Consumo de energía final 2004, %.

Tabla 1.2. Consumo de energía primaria 2004.

Figura 1.2. Consumo de energía primaria 2004, %.


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Analizando estas tablas se percibe cómo una de las fuentes con mas

crecimiento fue el Gas Natural, con un 16% de crecimiento, que aun siendo mas

limpia que el carbón o el petróleo sigue siendo de origen fósil.

Sin embargo, que el consumo esté dominado por combustibles fósiles

contaminantes no es el único problema del sistema actual de abastecimiento nacional

de energía, ya que si se analiza la producción nacional de energía a partir de recursos

naturales propios del pais (Figura 1.3 y Tabla 1.3) se ve cómo la mitad de la

producción nacional está dominada por la energía nuclear, siendo casi imperceptible

el petróleo ya que no disponemos de el, sino que lo importamos (que es la mas

consumida), los que nos revela un grave problema de autoabastecimiento nacional de

energía (Tabla 1.4). Esta situación es un grave problema para cualquier economía ya

que la hace enormemente dependiente de factores externos, de otros países (los

suministradores), teniendo el agravante de que la mayoría de estos países no gozan

de gran estabilidad político-económica.

Tabla 1.3. Producción nacional de energía con recursos propios 2004.


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Figura 1.3. Producción nacional de energía con recursos propios 2004, %.

Tabla 1.4. Grado de autoabastecimiento (1) 2004, %.

Además, cómo ya se ha comentado anteriormente las perspectivas de futuro

para ese tipo de fuente energética (petroleo) no son muy halagüeñas, ya que se prevé

un aumento constante del precio de este tipo de combustibles debido a la progresiva

extinción de las reservas mundiales. Esto lleva a pensar en la necesidad de búsqueda

de nuevas fuentes energéticas renovables.


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Algunas de las alternativas a los combustibles fósiles ya se han empezado ha

implantar cómo pueden ser la energía eólica y la solar fotovoltaica, teniendo todavía

un gran potencial de expansión, y otras cómo la hidráulica cuya implantación ya ha

cubierto casi en su totalidad el potencial de esta, teniendo por ello una posición

relevante dentro de la producción nacional de energía (aunque ésta es variable,

dependiendo de la hidraulicidad del año).

Otras alternativas de producción nacional de energía que solucionan tanto el

problema de la dependencia de los fósiles cómo el del autoabastecimiento son las

energías de Biomasa y Solar Térmica, aunque éstas un nivel de desarrollo

tecnológico y de implantación muy inferior a las otras. Siendo esta última sobre la

que se va a estudiar en este proyecto.

Capítulo 2 Descripción de las tecnologías

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2

DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS

Actualmente hay una gran variedad de tecnologías de producción eléctrica,

distribuidas y no distribuidas, renovables y no renovables, que serían alternativas al

sistema que va a estudiar este proyecto, por ello, se procederá ha realizar una visión

general con sus pros y sus contras.

2.1 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DISTRIBUIDA

En el ámbito de la producción distribuida existen numerosas tecnologías,

aunque actualmente las mas extendidos y rentables son las que utilizan el gas natural

cómo fuente de combustible. Así los sistemas más importantes son:

• Mototes de combustión interna alternativos.

• Turbinas y microturbinas de gas.

• Pequeñas turbinas de vapor.

• Pilas de combustible.


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2.1.1 Motores de combustión interna alternativos

Los motores de combustión interna alternativos representan una tecnología

extensa y madura para generación de energía. Los motores de combustión interna

alternativos se utilizan para todos los tipos de generación de energía, desde pequeños

motores a motores industriales más grandes que accionan los generadores de varios

megavatios. Los motores de ignición por chispa para generación de energía utilizan

el gas natural cómo combustible preferido, aunque se pueden prepara para funcionar

con el propano o la gasolina. Los motores de ciclo diesel pueden funcionar con

gasóleo, fuelóleo, o incluso se pueden preparar para funcionar con gas natural y una

pequeña fracción de gasóleo. El uso de estos motores ofrece unos costes iniciales

bajos, fácil puesta a punto, fiabilidad probada cuando está mantenido correctamente,

y buenas características en carga continua. Las desventajas incluyen niveles de

ruidos relativamente altos, emisiones relativamente altas y unos altos costes de

mantenimiento. Los perfiles de las emisiones de los motores han sido mejorados

perceptiblemente estos últimos años mediante el uso de catalizadores y con un diseño

y un control mejores del proceso de la combustión. Los motores de gas están bien

adaptados para la cogeneración, produciendo electricidad y calor, siendo aplicados

en pequeñas instalaciones industriales y comercios, de menos de 5 MW. Los

sistemas de motor más pequeños también se usan para producir agua caliente.

Sistemas más grandes pueden diseñarse para producir vapor de baja presión y

posteriormente usarlo para producir electricidad.


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Los motores de combustión interna tienen una gran aplicación en el mercado

por su variedad de tamaños y configuraciones, en función de las necesidades de la

instalación donde se vaya a instalar.

2.1.2 Turbinas de gas

Las turbinas de gas para generación distribuida son una tecnología establecida

de tamaños muy variados, desde cientos de kilovatios hasta cerca de 50 MW. Las

turbinas de gas producen el calor de alta calidad que puede usarse para generar vapor

necesario cómo tal o para la generación de energía adicional (configuración de ciclo

combinado). Las turbinas de gas se pueden preparar para quemar gas natural, una

gran variedad de combustibles derivados del petróleo o para poder quemar una

mezcla de varios combustibles. Las emisiones de la turbina de gas se pueden

controlar usando niveles muy bajos inyección del agua o de vapor, avanzadas

técnicas secas de combustión, o tratamiento de los gases de salida, por ejemplo

reducción catalítica selectiva (SCR). Los costes de mantenimiento por unidad de

salida de energía están entre los más bajos posibles de las opciones de la tecnología

de producción distribuida. El bajo mantenimiento y el calor evacuado de alta calidad

hacen de las turbinas de gas una tecnología excelente de cogeneración (calor-

electricidad) para usos industriales o comerciales de más de 5 MW. Las mejoras

técnicas y económicas en tecnología de pequeñas turbinas están empujando al sector

a extenderse también a tamaños más pequeños.

Una ventaja importante para la cogeneración que aprovechan las turbinas de

gas es el calor evacuado de alta calidad disponible en gas de escape. El gas de escape


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de alta temperatura es idóneo para generar el vapor de alta presión, haciendo

turbinas de gas una tecnología preferida de cogeneración para muchos procesos

industriales. En turbinas de gas de ciclo simple, el gas de escape caliente se puede

utilizar directamente en un proceso o agregando una caldera de recuperación, se

utiliza el calor de los gases de escape para generar el vapor o el agua caliente. Cómo

en las turbinas el gas de salida es rico en oxígeno puede llevarse a cabo una

postcombustión para aumentar la temperatura.

Actualmente la turbina de gas es la tecnología más extendida para

cogeneración con unos requerimientos de potencia medios-altos.

Figura 2.1. Turbina de gas.

2.1.3 Turbinas de vapor

Las turbinas de vapor convierten energía del vapor en energía mecánica y son

una de las mas versátiles y mas antiguas tecnologías que se usaban para mover

generadores o maquinaria mecánica. La capacidad de las turbinas de vapor puede

encontrarse desde pequeñas fracciones de HP a varios cientos MW para grandes

centrales eléctricas para uso general. Una turbina de vapor, a diferencia de los


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motores alternativos y las turbinas de gas es una máquina de combustión externa, es

decir, no emplea los productos de la combustión directamente en el equipo productor

de trabajo sino que los emplea cómo fuente para producir vapor de alta presión en

una caldera o en un generador (caldera de recuperación). Los combustibles de la

caldera pueden incluir los combustibles fósiles tales cómo carbón, fuelóleos,

combustibles de gas natural o fuentes renovables cómo la madera o la basura

(biomasa). La mayor parte de la electricidad en muchos países es generada por

turbinas de vapor en centrales eléctricas convencionales. Los sistemas de la turbina

de vapor con cogeneración se utilizan sobre todo en los procesos industriales donde

los combustibles estén fácilmente disponibles y sean útiles para su uso en caldera. En

usos de cogeneración, el vapor se extrae de la turbina y se utiliza directamente en

algún proceso o para calefacción. También este se puede convertir a otras formas de

energía cómo agua caliente o fría mediante máquinas de absorción.

2.1.4 Microturbinas

Las microturbinas son turbinas muy pequeñas que se ofrecen actualmente en

una gama de tamaños desde 30 kW a 250 kW. La tecnología de microturbinas se ha

desarrollado a partir de la tecnología de turbocompresores usada en automoción y de

las unidades de potencia auxiliar para aeroplanos y carros de combate. Varias

compañías han desarrollado productos comerciales de microturbinas y están en las

primeras fases de inmersión en el mercado. Otros competidores están desarrollando

sistemas y están planeando entrar en el mercado en los próximos años. En la

configuración típica, el eje de la turbina, girando hasta 100.000 rpm, conduce un


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generador de alta velocidad. La salida de alta frecuencia del generador se convierte a

los 50 Hz mediante electrónica de potencia. Los rendimientos eléctricos de 23-26%

son alcanzados empleando un recuperador del cual transfiere la energía térmica de

los gases de escape nuevamente dentro de la corriente del aire de combustión. Las

microturbinas son compactas y de peso ligero, con pocas piezas móviles. Muchos

diseños son interrefrigerados y algunos incluso utilizan cojinetes de aire, de tal modo

que eliminan los sistemas de aceite de lubricación y agua de refrigeración.

Los sistemas de combustión de baja-emisión, que proporcionan unas

emisiones similares a las de grandes turbinas, están actualmente en proceso de

demostración. El potencial de las microturbinas para bajas emisiones, reduciendo el

mantenimiento, y su simplicidad puede hacerlas mucho más competitiva en el rango

de 30 a 300 kW de la gama para su uso en edificios comerciales o usos industriales

reducidos. Las microturbinas para cogeneración se diseñan típicamente para

recuperar el agua caliente o vapor de baja presión.

2.1.5 Pilas de combustible

Las pilas de combustible producen energía electroquímica, cómo las baterías.

A diferencia de las baterías, que producen energía de los productos químicos

almacenados, las pilas de combustible producen energía cuando el combustible,

frecuentemente hidrógeno se entrega al ánodo de la pila, y el oxígeno del aire se

entrega al cátodo. Las reacciones químicas resultantes en cada electrodo crean una

corriente de electrones (o corriente directa) en el circuito eléctrico externo a la pila.

El hidrógeno puede venir de una variedad de fuentes, pero el más económico es el


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proveniente del gas natural. Hay diferentes electrolitos líquidos y sólidos que se

pueden utilizar dentro de las pilas de combustible - ácido fosfórico (PAFC),

carbonatos fundidos (MCFC), óxido sólido (SOFC), y membrana del intercambio

protónico (PEMFC). Cada uno de estos medios abarca una tecnología distinta de la

pila de combustible con sus propias características de funcionamiento y desarrollo.

Las pilas PAFCs ahora están en el inicio del desarrollo del mercado comercial, con

unidades de 200 kW entregadas a más de 120 clientes por todo el mundo. Las

tecnologías PEMFC y MCFC están ahora en la introducción en el mercado y periodo

de demostración iniciales. Las unidades SOFC están en desarrollo y periodo de

prueba. Las pilas de combustible prometen un rendimiento más alto que otras

tecnologías de generación cómo los motores de combustión interna. Además, las

pilas de combustible tienen un funcionamiento extremadamente limpio. Al igual que

las microturbinas, las pilas de combustible requieren electrónica de potencia para

convertir la corriente continua a corriente alterna. Muchas tecnologías de pila de

combustible son modulares y capaces tener un uso comercial pequeño e incluso en

zonas residenciales.


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Tabla 2.1.Comparación de tecnologías.

2.2 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN BASADOS EN ENERGÍA SOLAR

Dentro de las energías renovables, la principal tecnología de producción

distribuida de electricidad es la energía Solar Fotovoltaica. Los principales

problemas que tiene esta tecnología son el alto coste de inversión que hay que

realizar, alrededor de 6700 € por kW de potencia [CAJA06], y un bajo

aprovechamiento de la energía, ya que sólo capta alrededor del 16% de la irradiación

solar. Por ello se pretende encontrar una alternativa a esta, en la energía Solar

Térmica.


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La energía solar térmica consiste en al aprovechamiento de la energía

procedente del Sol para transferida a un medio portador de calor. La tecnología

actual permite también calentar agua con el calor solar hasta producir vapor y

posteriormente obtener energía eléctrica.

La principal aplicación de la energía solar térmica es la producción de Agua

Caliente Sanitaria (ACS) para el sector doméstico y de servicios. El agua caliente

sanitaria se usa a una temperatura de 45 ºC, temperatura a la que se puede llegar

fácilmente con captadores solares planos que pueden alcanzar cómo temperatura

media 80 ºC. Se considera que el porcentaje de cubrimiento del ACS anual es

aproximadamente del 60%; se habla de este porcentaje, y no superior, para que en la

época de mayor radiación solar no sobre energía. La energía aportada por los

captadores deber ser tal que en los meses más favorables aporte el 100%. El resto de

las necesidades que no aportan los captadores se obtiene de un sistema auxiliar, que

habitualmente suele ser gasóleo, gas o energía eléctrica. Con este porcentaje de

cubrimiento los periodos de amortización son reducidos.

La energía solar térmica puede ser un complemento al sistema de calefacción,

sobre todo para sistemas que utilicen agua de soporte a menos de 60 ºC. Para

calefacción con aporte solar, el sistema que mejor funciona es el de suelo radiante.

Uno de los campos de máximo desarrollo de las instalaciones solares térmicas

que se verá en un plazo breve de años serán los colectores de vacío o planos de alto

rendimiento que produzcan ACS, calefacción en invierno y, mediante máquinas de

absorción, produzcan frío en el verano.


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La utilización de la energía solar térmica para todos estos sistemas juntos es

la mejor forma de aprovechar la instalación, debido a que el uso sólo de ACS y

calefacción produce algún excedente en verano, provocando sobrecalentamientos en

la instalación que es necesario evitar mediante los disipadores de calor adecuados.

Las aplicaciones de la energía solar térmica se extienden también al sector

industrial.

Considerando la demanda energética de una vivienda estándar, mostrados en

la Tabla 2.2 y la Figura 2.2, se ve cómo los requerimientos de energía calorífica

ascienden casi al 50% del consumo total. Dichos porcentajes se mantienen en el

mismo orden al hablar de repercusión de este consumo en coste económico. Por ello

el poder disponer de una fuente de energía renovable que pueda suministrar los dos

tipos de energía resultaría de elevado interés.

Así para estas necesidades la energía solar térmica podría adaptarse con

mucha facilidad, en incluso también para realizar trigeneración, es decir, producir

también las demandas de frío (que en los últimos años es de carácter ascendente)

mediante maquinas de absorción.


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Tabla 2.2. Reparto característico del consumo de energía en viviendas, con costes y emisiones de CO2 asociados.

Figura 2.2. Reparto característico del consumo de energía en viviendas.

Normalmente en la energía solar térmica su aplicación se ha orientado

principalmente para la producción de ACS y de calefacción, pero en los últimos años

está empezando a cobrar fuerza la idea de utilizarla para la producción de

electricidad mediante diversas tecnologías cómo pueden ser las centrales de torre,

centrales de colectores cilindro-parabólicos y discos parabólicos (Figura 2.3).


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Figura 2.3. Configuraciones más habituales de los sistemas de concentración solar por reflexión en Centrales Eléctricas Termosolares.

Las dos primeras tecnologías tienen una característica en común, y es que

están orientadas para la producción centralizada, no siendo así con los discos

parabólicos, que pueden usarse para producción distribuida.

Por ello surge la idea de realizar algo similar a una de ellas pero para

producción distribuida, en concreto de las centrales de colectores cilindro-

parabólicos, ya que actualmente son las que más implantación a nivel comercial

están teniendo.

Cómo el principal impedimento para implementar este tipo de plantas a

pequeña escala es el sistema de captación, los colectores cilindro-parabólicos, ya que

tienen un gran volumen y coste. Así para solucionar estro se pensó en utilizar cómo

elemento de captación paneles comerciales sin concentración destinados

habitualmente a la producción de ACS y calefacción.


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2.2.1 Funcionamiento y componentes de la Energía Solar Térmica

Tras algún tiempo de exposición al sol, una placa metálica puede calentarse

hasta llegar a quemar. La temperatura de la placa aumentara si su color es negro,

dado que apenas refleja los rayos del sol. La placa cede el aumento de temperatura

conseguido a su entorno: al aire y al soporte que la sujeta.

Se puede colocar la placa en el interior de una caja con cubierta de vidrio. El

vidrio deja pasar la radiación solar incidente (de losngitud de onda corta), pero es

opaco a la radiación infrarroja que emite la placa. El resultado es una “trampa de

radiaciones solares”, y la temperatura en el interior de la caja aumentara

progresivamente. Es el llamado efecto invernadero, el mismo que provocan las

emisiones de CO2 y otros gases a la atmósfera en el clima del planeta.

Ya solo falta hacer circular agua por el interior de la caja para que el calor se

transmita al fluido. Habitualmente, el líquido circula en el interior de un serpentín u

un circuito de tubos, que asegura la máxima exposición del agua al calor que genera

la “trampa de radiación”. Ésta es la configuración básica de un colector solar.

Variando la disposición de los elementos del colector, se pueden obtener

cualquier temperatura que deseada. Así se pueden concentrar los rayos del sol

mediante un espejo, por ejemplo, para obtener altas temperaturas.

El agua caliente obtenida es conducida hasta donde se va a utilizar. Puede ser

directamente, cómo en el caso del agua de una piscina, o bien se puede almacenar en

un deposito acumulador para emplearla cuando sea necesario. Variando el tipo de


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conducciones y de depósitos, se puede conseguir el tipo de instalación solar térmica

(EST) que se desee.

En general, una instalación de baja temperatura esta formada por tres partes:

• Un subsistema de captación, formado por varios colectores solares

conectados, que capta la energía solar.

• Un subsistema de acumulación, formado por uno o más depósitos de

almacenamiento de agua caliente. El acumulador adapta, en el tiempo, la

disponibilidad de energía a la demanda.

• Un subsistema de distribución, formado por el equipo de regulación,

tuberías, bombas, elementos de seguridad, etc., que traslada a los puntos

de consume el agua caliente producida.

Figura 2.4. Los tres sistemas de una instalación EST.

Captación

Distribución

Acumulación


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Figura 2.5. Instalación de EST simple.

Dentro de este esquema básico existen muchas variaciones. Algunos sistemas

llegan incluso a producir vapor capaz de mover una turbina que alimenta un

generador de energía eléctrica, mientras que otros llevan el agua caliente obtenida

directamente a donde se va a usar, sin ningún sistema de almacenamiento intermedio.

La parte principal de estas estalaciones es el colector solar, por ser el

encargado de captar la radiación solar y convertirla en energía calorífica. Los

diferentes tipos de colectores solares determinan los diferentes sistemas de EST, que

suelen clasificarse en sistemas de baja, media y alta temperatura.

2.2.2 Colectores de baja temperatura

En este caso no se utiliza ningún dispositivo para concentrar los rayos solares.

La temperatura del fluido a calentar se situa en la mayor parte de estos colectores por

debajo del punto de ebullición del agua. Según los materiales y técnicas de captación

empleadas se distinguen tres tipos de colectores de baja temperatura, de menor a

mayor: colectores no vidriados, de placa plana, y de tubos de vacío.


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2.2.2.1 Colectores no vidriados

Son simplemente una gran cantidad de diminutos tubos de metal o de plástico

dispuestos en serpentín, por los que circula el agua que va a aumentar su

temperatura. No necesitan caja ni cubierta de cristal. Por esta razón, el aumento de

temperatura es bajo, en torno a los 30° C. Están especialmente recomendados para

calentar el agua de piscinas. Las perdidas de calor son grandes, lo que limita su

aplicación a otro tipo de instalaciones, aunque su rendimiento es excelente durante

los meses de verano.

Los tubos flexibles toleran bien el paso de aguas agresivas, cómo el agua de

piscina clorada, pero aguantan mal las tensiones mecánicas que se producen al

congelarse el agua, y los rasguños superficiales. Su precio oscila entre 100 y 150

euros/m2.

Figura 2.6. Esquema de colector no vidriado.

2.2.2.2 Colectores de placa plana

Son con mucho los mas extendidos comercialmente, pues consiguen

aumentos de temperatura (temperatura de trabajo) de unos 60° C con un coste

reducido. Están indicados para producir agua caliente para muy diversas


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aplicaciones: agua caliente sanitaria, agua caliente industrial, calefacción por suelo

radiante, etc. Su precio oscila entre 250 y 300 euros/m2.

Los colectores de placa plana merecen por lo tanto una atención especial.

Están compuestos por los siguientes elementos:

• Cubierta exterior:

Habitualmente es un cristal de vidrio simple, aunque también pueden

encontrarse cubiertas con cristal doble o incluso de materiales plásticos.

Su función es producir el efecto invernadero, reducir las perdidas de

calor y hacer estanco el colector.

• Absorbedor:

Suele estar constituido por una placa metálica sobre la que se encuentra

soldada una tubería de cobre formando un serpentín. La función de la

placa es absorber la máxima radiación solar posible y ceder el calor

acumulado a la tubería que conduce el líquido. La gran superficie de

contacto con el exterior del serpentín favorece el intercambio de calor

entre la placa y el fluido circulante. Para favorecer la absorción de calor,

la superficie de la placa expuesta al sol se suele recubrir de pintura negra.

La placa cede calor al serpentín de tubos que está soldado a ella.

Progresivamente, el fluido que circula por el interior del serpentín

aumenta su temperatura hasta alcanzar la temperatura de trabajo del

colector.

• Aislante térmico:


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Recubre todos los laterales y la parte posterior del colector, reduciendo al

mínimo la perdida de calor a través de la carcasa. Puede emplearse un

aislante corriente, cómo lana de vidrio, poliuretano, etc.

• Carcasa:

Es la caja que contiene todos los componentes del colector. Proporciona

rigidez al conjunto y mantiene su interior sellado y a salvo de las

inclemencias atmosféricas. Generalmente es de aluminio, debido a su

poco peso y a su gran resistencia a la corrosión.

Figura 2.7. Colector solar de placa plana.

2.2.2.3 Colectores de tubo de vacío

Los colectores de tubos de vació alcanzan mayores temperaturas que los

colectores de placa plana. Es habitual que lleguen a temperaturas de trabajo de más

de 100° C. Por esta razón, su aplicación mas habitual es la generación de agua

caliente para su aprovechamiento en procesos industriales. Así mismo, son

apropiados para alimentar las maquinas de absorción existentes en el mercado actual,

Tubos captadores Cubierta de cristal

Absorbedor

Aislante

Carcasa


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con e fin de producir frío. También se pueden usar para alimentar una instalación de

calefacción con radiadores convencionales, de alta temperatura, o para precalentar el

fluido de entrada de una caldera. Son mas caros que los colectores de placa plana y

su coste oscila entre 600 y 700 euros/m2.

Su principio de funcionamiento es idéntico al de los de placa plana. La única

diferencia consiste en que el vidrio exterior se sustituye por los propios tubos, en el

interior de los cuales se ha hecho el vació. Las tuberías que transportan el fluido se

encuentran en el interior de los tubos de vidrio. El vacío impide cualquier

transmisión de calor al exterior, lo que explica las altas temperaturas que pueden

alcanzar este tipo de instalaciones. Son especialmente adecuados para climas con

poca radiación solar disponible, o para alcanzar temperaturas superiores a los 100 °C.

Figura 2.8. Colector solar de tubo de vacío.

2.2.3 Colectores de media temperatura

Esta modalidad de colectores es capaz de concentrar la radiación solar en una

superficie reducida. En este punto, por lo tanto, pueden alcanzar temperaturas muy


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altas, cómo se comprueba cuando usamos una lupa un día soleado para chamuscar un

papel. La temperatura de trabajo suele variar entre los 100 y los 400° C. Los más

habituales son los colectores cilíndrico-parabólicos, que sobre todo están orientados

para la producción eléctrica en grandes centrales termo-eléctricas.

2.2.3.1 Colectores cilíndrico-parabólicos

Aprovechan la capacidad de los espejos parabólicos de concentrar la

radiación que reciben en un punto (el foco de la parábola). Se construyen en forma

de sectores cilíndricos, en cuyo foco lineal se coloca la tubería que contiene el fluido

a calentar. El fluido suele ser aceite, cuyo calor se transmite luego al medio que se

desee. Puesto que alcanzan temperaturas muy altas, del orden de los 400° C, suelen

utilizarse para generar vapor a presión, que hará girar una turbina para obtener

electricidad.

Con este tipo de colectores se pueden obtener altas temperaturas de

operación, pero su uso no esta muy generalizado, pues deben orientarse

continuamente al sol de manera precisa, mediante un mecanismo de seguimiento

adecuado. Además, el pulido de la superficie reflectante debe conservarse en buenas

condiciones, sin permitir su deterioro por los agentes atmosféricos. Las altas

temperaturas que alcanza el colector también exigen el uso de materiales especiales.


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Figura 2.9. Colector cilíndrico-parabólico.

2.2.4 Colectores de alta temperatura

Este tipo de colectores están mucho menos desarrollados que los anteriores, y

lo que en ellos se propone es llevar al máximo la concentración de los rayos solares

para la producción de energía. Hay dos tipos principalmente:

• Los concentradores esféricos con motor stirling. Estos son una variante de

los cilíndrico-parabólicos, y en ellos se consiguen temperaturas de hasta

900 ºC usando grandes colectores. Esta fuente de calor sirve para activar

un motor stirling que produce energía eléctrica.

Esta tecnología está en fase de desarrollo, pero tiene grandes perspectivas.

• Los campos de helióstatos consistes en una gran superficie cubierta de

espejos orientables para poder concentrar toda la radiación solar incidente

en esa área en un único punto, normalmente una torre alta (por eso

habitualmente también se denominan centrales de torre). Estos sistemas

son capaces de alcanzar las mayores temperaturas, de hasta 1000 ºC,

proporcionando así una fuente de energía de alta calidad apta para


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muchos sistemas de producción de energía eléctrica, e incluso para

futuros vectores energéticos cómo el hidrógeno.

2.2.5 Fluido caloportador

La energía térmica generada en el colector debe ser transmitida a otra parte

del sistema para que se transforme en energía útil. Con este fin se utiliza un fluido

caloportador, capaz de transportar la energía al exterior del colector, con destine a un

intercambiador o a un deposito acumulador.

Se pueden utilizar diversos tipos de fluidos caloportadores, cada uno con sus

ventajas e inconvenientes.

• Agua natural:

Es el único tipo de fluido que se puede utilizar en circuito abierto, para

calentar el agua de una piscina o para agua caliente sanitaria, por ejemplo.

Un inconveniente es el riesgo de congelación o de ebullición del fluido.

• Agua con anticongelante:

El agua con una parte de anticongelante evita el inconveniente de posibles

congelaciones. Su capacidad de absorber calor, no obstante, es inferior a

la del agua natural.

• Fluidos orgánicos:

Se trata de líquidos orgánicos sintéticos, o bien de ciertos derivados del

petróleo. Protegen el circuito primario tanto de la congelación cómo de la

ebullición, pues son estables a altas temperaturas.

• Aceite de silicona:


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Se trata de un fluido muy estable en cualquier condición de temperatura.

No es toxico ni inflamable. Tiene cómo único inconveniente su elevado

coste.

2.2.6 Sistemas de circulación

Se encargan de transferir el calor obtenido en el colector hasta el punto de

consumo. Según el tipo de sistema de circulación se distinguen instalaciones con

circulación natural o forzada, y circuitos abiertos o cerrados.

El diámetro de las tuberías de una instalación de EST debe ser el mínimo

posible para limitar las perdidas de temperatura. Los materiales más usados son el

cobre, por sus buenas cualidades técnicas y bajo coste, y los materiales plásticos,

siempre que puedan soportar temperaturas de hasta 120° C.

Estos sistemas pueden tener dos tipos de circulación:

• Natural:

En este caso no se necesita ninguna bomba para impulsar el fluido que

transporta el calor. El agua fría entra por la parte inferior del colector y se

va calentando. Al calentarse el agua en el colector, disminuye su densidad

y se ve impulsada hacia arriba. En el depósito acumulador, el agua

caliente desplaza al agua fría, que se dirige a la parte mas baja y entra en

el colector. El resultado es una impulsión natural del agua. El depósito

acumulador debe situarse encima del colector solar.

La ventaja de este sistema es su simplicidad, eficiencia y bajo coste.


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En contrapartida el agua del acumulador se puede congelar en invierno,

pues está a la intemperie. En general, se reducen las posibilidades de

regulación de la instalación. Además es necesario instalar un purgador o

vaso de expansión.

• Forzada:

En este caso, el agua se mueve a través del sistema por medio de bombas.

Las ventajas de este sistema es que aumentan las posibilidades de

regulación del sistema a voluntad del usuario. En contrapartida, será

necesario disponer de energía eléctrica de la red para alimentar las

bombas.

El circuito de circulación del sistema también puede se de dos tipos:

• Abierto:

En este caso, el fluido caloportador se utiliza directamente. No hay

intercambiador de calor, ya que el propio fluido que circula por los

colectores es el que luego va al depósito para su posterior utilización.

Este sistema es la forma más sencilla para obtener agua caliente y

proporciona un buen rendimiento térmico, pues carece de

intercambiadores de calor. Sin embargo, para aplicar este sistema es

necesario que todo el sistema esté libre de materiales potencialmente

contaminantes. Además en este sistema no se puede prever la congelación

mediante anticongelantes y son más usuales las incrustaciones calcáreas.


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• Cerrado:

Es el más utilizado para instalaciones de ACS. En este caso existen dos

circuitos separados: el que contiene el fluido caloportador (primario) y

aquel por el que circula el agua caliente de consume (secundario). El calor

del fluido caloportador es cedido por medio de un intercambiador de calor

al circuito secundario. Los dos circuitos, por lo tanto, no tienen conexión

directa.

Con este sistema se puede elegir el fluido más adecuado para el circuito

de captación y añadirle anticongelante, aunque por otra parte esta

instalación es mas cara y compleja que en el caso abierto.

2.2.7 Acumuladores

La función del depósito acumulador es almacenar el agua caliente generada

en los colectores para posibilitar su uso posterior. Los materiales mas comúnmente

utilizados en su construcción son el acero inoxidable, la fibra de vidrio reforzada y el

acero con protección interior contra la corrosión.

2.2.8 Sistema de control

Asegura que toda la instalación de EST funciona de manera eficiente y con la

temperatura deseada en el punto de consume. En la práctica, consiste en sensores de

temperatura y termostatos conectados a las bombas que impulsan el fluido

caloportador y el agua a través de la instalación. Puede incluirse también dispositivos

de variación de velocidad en continuo de las bombas.


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2.2.9 Ciclos de Rankine Orgánicos (ORC)

Los Ciclos de Rankine Orgánicos consisten básicamente en realizar ciclos de

potencia similares a los de Rankine pero en vez de utilizar cómo fluido de trabajo el

agua usar un fluido orgánico que se adapte a las temperaturas de foco de calor, para

poder operar con rendimiento lo mas altos posibles.

Figura 2.10. Esquema de ciclo ORC.

Los ciclos ORC se utilizan sobre todo para las fuentes de calor de baja

temperatura, tales cómo recuperación geotérmica o el calor de disipación de otras

máquinas o ciclos. La baja temperatura del recurso da lugar al bajo rendimiento del

ORC; sin embargo, el ORC se puede diseñar para funcionar en eficacias

substancialmente más altas en sistemas cómo las centrales con colectores cilíndrico-

parabólicos. Cientos de megavatios en plantas de ORC han sido instalados a lo largo


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de todo el mundo. Los ORCs usan fluidos orgánicos (hidrocarburos o refrigerantes)

que se pueden seleccionar para aprovechar lo mejor posible la fuente de calor.

Pueden utilizar aerocondensadores en vez de condensadores de agua usados

típicamente en las plantas de ciclos de Rankine de vapor. Los fluidos orgánicos de

trabajo funcionan cómo el vapor en los ciclos de Rankine de vapor. Sin embargo, los

fluidos del ORC se utilizan generalmente en presiones más bajas. Por razones de

simplicidad y costes estos fluidos se condensan en las presiones superiores a la

atmosférica. Estos factores reducen enormemente la complejidad y el coste de

sistemas de ORC. Además, sistemas más pequeños de ORC se pueden implantar en

emplazamientos aislados ya que solo requieren de una leve inspección técnica de

mantenimiento.

Los ciclos ORCs tienen ciertas ventajas sobre los de vapor:

• Primero, ORCs funcionan en temperaturas más bajas; así, se puede

reducir la temperatura de funcionamiento en torno a 200-300 ºC. Esto

significa que el fluido a utilizar tendrá que tener pocos requerimientos

térmicos, por lo que este podrá ser mas barato.

• En segundo lugar, ORCs se pueden diseñar para utilizar

aerocondensadores para el ciclo de potencia. Esto, y el hecho de que el

ciclo de la energía utiliza un hidrocarburo o refrigerante para fluido de

funcionamiento (en vez del vapor de agua), significa que la planta no

necesita virtualmente ninguna fuente de agua funcionar. Por lo tanto, las

plantas se pueden construir en las localizaciones de limitada


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disponibilidad de agua, cómo desiertos, que por otra parte son las que

tienen mejores patrones de irradiación solar...

• Tercero, los ciclos de ORC son simples y se pueden operar generalmente

con poca supervisión, sin demasiado personal de inspección; teniendo en

cuenta el actual uso creciente de sistemas de auto-diagnostico. Esto

reduce costes de O&M, que ha sido una de las razones dominantes para

que las tecnologías de centrales termoeléctricas aumenten de tamaño. La

naturaleza modular de estos sistemas simplifica los requisitos del

emplazamiento y el montaje de las plantas, ya que se pueden enviar la

mayoría de los elementos por separado y ensamblarlos en el lugar

específico, reduciendo así el coste de instalación de los equipos.

Por otra parte, debe ser mencionado que los sistemas de ORC tienen también

ciertas desventajas. Los sistemas de ORC tienen generalmente rendimientos más

bajos que los ciclos de vapor que funcionan en temperaturas y presiones más altas.

Sin embargo, los ciclos de mayor rendimiento de vapor (aproximadamente del 35%)

son a causa de una mayor inversión inicial de capital y la necesidad de fuentes de

calor de alta temperatura. El uso de aerocondensadores implica que los ciclos de

ORC se ven afectados negativamente por las altas temperaturas ambientales, lo cual

va ligado a las zonas de alta irradiación solar.

Al igual que en los ciclos de Rankine, el ciclo ORC se puede dar en dos

versiones: ciclo subcrítico y supercrítico o transcrítico. La primera versión es

prácticamente igual al ciclo de Rankine ya descrito, mientras que la segunda (seguida


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hoy por centrales con ciclo de Rankine de alto rendimiento) el fluido de trabajo va

incrementando la temperatura continuamente en la caldera, ya que, al estar por

encima del punto critico, no coexisten de las fases liquida y gaseosa en un rango de

temperaturas. Así, para el ciclo supercrítico se producirán menores y más uniformes

diferencias de temperatura con respecto a la fuente térmica; esto provocara una

reducción considerable de las irreversibilidades en la caldera de recuperación, así

cómo un incremento de la temperatura media de aceptación de calor y por tanto del

rendimiento. Una comparación entre ambos ciclos se muestra en la Figura 2.11.

Figura 2.11. Ciclos subcrítico y supercrítico.

Cada fluido de trabajo tiene una forma de la “campana bifásica” diferente, por

lo que el fluido de trabajo será otra variable a tener en cuenta para optimizar el

rendimiento del ciclo. Otras variables serian el grado de sobrecalentamiento en la

entrada de turbina y las presiones de condensación y evaporación. Todas ellas

determinaran si el ciclo se produce de forma subcrítica o supercrítica.


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Para un ciclo termodinámico subcrítico el fluido de trabajo ideal será aquel

cuya línea de vapor saturado sea paralela a la línea de expansión de la turbina,

asegurando así la máxima eficiencia trabajando la turbina siempre en la zona de

vapor seco. Si ambas líneas convergiesen, la turbina llegaría a operar en la zona de

vapor húmedo; para evitar esto, se debería sobrecalentar el fluido de trabajo antes de

la expansión. Si por el contrario, las líneas citadas divergiesen, el fluido saldría muy

sobrecalentado de la turbina, por lo que habría que aumentar considerablemente el

tamaño de la superficie del condensador, aspecto que quedara matizado por la

presión de operación. Además, la temperatura de rechazo de calor aumentaría, con la

consiguiente reducción del rendimiento.

Para los ciclos supercríticos, la relación entre la presión de la caldera y la

crítica debe ser suficientemente alta para producir un acercamiento de temperaturas

sensiblemente constante entre las dos corrientes térmicas durante la transferencia de

calor. Esta uniformidad ocurre a altas relaciones de presión; sin embargo, la presión

no debe ser tan alta que cause que la expansión en la turbina se produzca en la región

de dos fases, con la consecuente reducción de la eficiencia de la turbina. La relación

óptima será función de las propiedades del fluido en el estado crítico y de las

características de expansión de dicho fluido.

Las propiedades termofísicas del fluido de trabajo también afectan al coste

del intercambiador de calor a través del coeficiente de transmisión de calor; un fluido

con baja viscosidad y alta conductividad tendrá un elevado coeficiente de

transmisión de calor, por lo que su intercambiador de calor resultara mas barato. El


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carácter de la energía térmica disponible de la fuente también es un punto a tener en

cuenta para la decisión de emplear un ciclo subcrítico o uno supercrítico.

La mayor desventaja del ciclo ORC es la relativamente baja eficiencia del

mismo (inherente a las limitaciones termodinámicas) y los relativamente grandes

tamaños de los equipos intercambiadores de calor. Por tanto, es importante emplear

métodos para incremental la eficiencia térmica y para disminuir el tamaño de dichos

intercambiadores de calor. Técnicas atractivas para conseguir ambos objetivos serian

el uso de recuperadores de color y el empleo de regeneradores.

Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado

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3

MODELO DESARROLLADO

3.1 MODELO TÉCNICO

Antes de definir dicho ciclo de potencia se contemplaron las dos

configuraciones posibles en los sistemas solares: circuito abierto o ciclo cerrado;

pero sin duda se eligió la configuración de circuito cerrado, es decir de aislar el ciclo

de captación del de potencia, por muchos motivos. Aunque este tipo de ciclo es mas

caro por tener que implantar un intercambiador, es necesario, ya que este sistema va

a tener que mantenerse a la intemperie con temperaturas bajo cero, por lo que habrá

que usar anticongelantes en el fluido caloportador, así se ha elegido un agua

glicolada al 44%. Este porcentaje se calcula para que las propiedades del fluido sean

las apropiadas para los paneles comerciales de captación. Otra razón para elegir el

circuito cerrado es poder trabajar en el ciclo de potencia con altas presiones para

ciclos supercríticos, que con un circuito abierto sería imposible, ya que los paneles de

captación no soportarían esas presiones.


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Una vez definido el tipo de circuito del ORC se procede a definir con

exactitud la estructura del ciclo de potencia a implantar para el aprovechamiento del

calor generado por los paneles solares.

3.1.1 Estructura y tipo de ciclo

En un primer paso, se decide evaluar un ciclo de Rankine clásico subcrítico

con un regenerador para poder aprovechar la mayor cantidad de entalpía del fluido

antes de llevarlo al condensador (Figura 3.1).

Éste se elige inicialmente debido a que en otros sistemas donde se ha

estudiado la implantación de ciclos ORC para el aprovechamiento de calores

residuales de similar temperatura, ésta ha sido la configuración de ciclo óptima a la

que se ha llegado.

Figura 3.1. Ciclo de Rankine básico con regenerador.

Piscina, aire

sol

1

2

3

4

6

5

e

s

Piscina, aire

sol

1

2

3

4

6

5

e

s


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Primero se procede a ver la efectividad del regenerador, para comprobar a

grandes rasgos si el uso de este sería rentable o no. Así, tras evaluar el ciclo con y sin

regenerador (Figura 3.2) se comprueba que el rendimiento del ciclo (para una

supuesta eficiencia del regenerador de 0.8) apenas aumenta con el uso del

regenerador, por lo que se opta por eliminarlo, y dejar el ciclo cómo un ciclo de

Rankine simple. Además la supresión de este elemento reducirá en gran medida la

inversión del sistema, ya que los intercambiadores son elementos costosos, y en este

caso más al tratarse de intercambios de calor a baja temperatura, donde la deficiente

transferencia de calor penaliza negativamente requiriendo un mayor volumen para

estos aparatos.

90 112 134 156 178 2000,06

0,07

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

0,16

0,17

Te

ηη ηηci

clo

Con regenerador

Sin regenerador

Eficiencia=0.8

Figura 3.2. Rendimiento del ciclo con y sin regenerador para el R245fa.


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Así viendo el pequeño rango de mejora con el uso del regenerador, se opto

por aprovechar las entalpías de escape de otra manera, que consiste en realizar un

sistema de poligeneración (que se explicará mas adelante) y no poner el regenerador

(Figura 3.3).

Figura 3.3. Ciclo de Rankine básico sin regenerador.

La siguiente evaluación que se debe realizar al ciclo es si compensa en gran

medida realizar un ciclo subcrítico o supercrítico, teniendo en cuenta que en esta

decisión también influye el que al realizar ciclos supercríticos, todos los elementos

del ciclo que estén en la parte de alta presión se tendrán que dimensionar de forma

mas robusta para soportar dichas presiones, además que ciertos componentes puede

que no estén disponibles comercialmente.

Condensador

Caldera de recuperación

Bomba

Turbina

Paneles solares y

Bomba de impulsión

… Poligeneración


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Analizando la Figura 3.4 se ve cómo el rendimiento para el ciclo supercrítico

tiene un aumento sustancial a partir de cierta temperatura, dicha temperatura es la

temperatura crítica del fluido que se evalúa, sucediendo esto con todos tos fluidos

orgánicos en mayor o menor medida. Por ello viendo las posibilidades aumento del

rendimiento del ciclo a costa una mayor robustez de los equipos, se opta por utilizar

el ciclo supercrítico, a expensas de comprobar su comportamiento concreto en el

fluido que se seleccione, que será el siguiente paso.

110 132 154 176 1980,06

0,07

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

0,16

0,17

0,18

Te

ηη ηηci

clo

Subcrítico

Supercrítico

Figura 3.4. Rendimiento del ciclo Subcrítico y Supercrítico, para el R245fa.

Junto al ciclo supercrítico se ha estudiado la posibilidad de instalar un sistema

de poligeneración, consistente en aprovechar el calor residual de este ciclo para la

producción de agua caliente para calefacción, ACS y para activar una máquina de

Presión 45 bar


Página 56 de 203

absorción de simple efecto que proporcione refrigeración. El único requerimiento

para implantar este subsistema es el nivel térmico del calor residual aprovechable.

3.1.2 Selección del tipo de panel

El siguiente paso en la definición del ciclo es la elección del tipo de panel que

se va a utilizar. Al inicio se contemplaron dos posibilidades. La primera es usar

colectores planos, que son baratos y dan unos rendimientos y niveles de temperatura

aceptables; la segunda opción es usar paneles de tubo de vacío, que aunque son algo

mas caros tienen unos rendimientos mas altos y se pueden alcanzar niveles de

temperatura mayores que con los planos, lo que también mejorará el rendimiento del

ciclo de potencia. La elección entre los dos tipos no se podía hacer directamente, sino

que habría que ver si el mayor sobrecoste de los paneles se compensaba con un

suficiente aumento de la producción por lo que se decidiría después de la evaluación

económica. La elección de los colectores de placa plana posteriormente se desechó

cuando se optó por la idea de realizar un ciclo de poligeneración, ya que para ello

hay que obtener un calor residual del ciclo de un cierto nivel de temperatura (75-85

ºC), el cual está muy próximo a las máximas temperaturas que pueden dar los

colectores planos (120ºC) por lo que no se obtendría apenas energía de dicho ciclo.

3.1.3 Selección de fluido de trabajo

El siguiente paso en la definición del ciclo es la elección del fluido de trabajo

en función de varios requerimientos: que otorgue al ciclo el mayor rendimiento


Página 57 de 203

posible, que no contenga CFC ni HCFC ya que con la actual legislación estos fluidos

tienes que eliminarse de todos los sistemas, y que no sea inflamable, ya que esto

podría afectar muy negativamente en al comercialización del producto, aunque en

realidad en las cantidades en que se va a encontrar no sería peligroso.

Así esta elección no se puede hacer en general, sino una para cada panel, ya

que al dar los dos paneles temperaturas de salida al fluido diferentes, es muy

probable que a cada nivel de temperatura se adapte mejor un fluido diferente.

Aunque la opción más probable será la poligeneración, esta elección se hará para los

dos paneles para cerciorarse de que los niveles de temperatura son insuficientes para

la poligeneración en los colectores planos.

Si se tiene en cuenta el comportamiento de los colectores de placa plana

(Tabla 3.1) en ciclos supercríticos para una irradiación de 1 kW/m2 y se busca su

punto de máximo rendimiento para el sistema (conjunto de ciclo de potencia y ciclo

de captación con los paneles) tomando cómo variables la temperatura de entrada el

fluido al sistema y de su presión se seleccionan los 4 mejores. Lo primero que se

aprecia es que a pesar de tener rendimientos para el sistema similares, los

rendimientos del ciclo tienen cierta variación, ya que unos fluidos son mas ajustados

a los paneles (los del rendimiento del ciclo mas reducido) y otros se ajustan mas a los

requerimientos del ciclo (los de rendimiento de ciclo mas altos); pero eso en el fondo

no importa mucho, ya que lo importante es el rendimiento final que es el del sistema.

Si se consideran las presiones de entrada del fluido (P1) se ve cómo todas están a 60

bar, que es el límite que se había establecido a priori ya que mayor que esta los

componentes deberían ser demasiado robustos, esto es debido a que para que dichos


Página 58 de 203

fluidos estén a temperaturas mayores que la ambiental dentro de la campana tienen

que estar a alta presión (P2), siendo así el ratio de las presiones menor que el

necesario para que el rendimiento disminuya para la Temperatura de entrada dada. El

fluido seleccionado al final es el Propileno, ya que aunque el R22 tiene rendimientos

de sistema mayores, este compuesto contiene CFC por lo que es descartado y el

R134a según otros proyectos realizado crea ciertos problemas en la operación y

mantenimiento.

Tabla 3.1. Fluidos óptimos para colectores de placa plana y sus parámetros con temperatura de foco frío de 35ºC. Fluido ηsis % ηcilo % Tentrada_a la caldera(ºC) P1 (bar) P2 (bar)

Propileno 5.36 9.4 136 60 20.58

R134a 5.76 10.57 146.8 60 13.18

R22 5.53 9.84 139.8 60 19.41

R407c 5.09 7.68 91.8 60 22

Otro criterio usado a la hora de haber seleccionado cómo fluido el Propileno

ha sido la menor sensibilidad del rendimiento del sistema que muestra este fluido

frente a otros cómo por ejemplo el mostrado en la Figura 3.5, el R407c, donde

además del comportamiento normal de los fluidos se observa una zona de

comportamiento atípico, debida a su naturaleza, que es mezcla de tres refrigerantes.


Página 59 de 203

Figura 3.5. Sensibilidad del rendimiento a la temperatura.

Obsevando la Tabla 3.2 que es análoga a la anterior pero para colectores de

tubo de vacío se ve cómo aumentan considerablemente los rendimientos del sistema,

en mas del 50 %, en parte por la mayor eficiencia de los paneles de vacío y también

porque al poder suministrar el calor a mas temperatura (temperatura del foco

caliente) hace que el límite máximo del rendimiento de Carnot aumente. Finalmente

el fluido seleccionado es el R245fa [HONE03] (información adicional en el ANEXO

III) ya que aunque el Hfe7000 tiene un mayor rendimiento, éste es un fluido

composición de 3 refrigerantes en ciertas proporciones y según algunos artículos

publicados produce algunos problemas de corrosión en los sistemas. Por otra parte el

R245fa tiene su máximo rendimiento para presiones ligeramente menores (46 bar) lo

que hará que el diseño de los componentes sea menos robusto.

Una gran ventaja de todos los fluidos evaluados es que en todos las presiones

de baja (P2) son mayores que la atmosférica lo cual evita el riesgo de infiltraciones en

el sistema y con ello el tener que poner desaireadores.


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Tabla 3.2. Fluidos óptimos para colectores de tubo de vacío y sus parámetros con temperatura de foco frío de 35ºC. Fluido ηsis % ηcilo % Tentrada_a la caldera (ºC) P1 (bar) P2 (bar)

Hfe7000 8.53 13.95 169.5 60 1.67

Isobutano 7.94 13.53 187.5 60 6.84

R12 7.57 12.52 174.7 60 12.18

R245fa 8.32 14.19 189 46.4 3.45

3.1.4 Calculo de parámetros de funcionamiento

Una vez seleccionados los fluidos para cada panel hay que determinar con

qué parámetros deben funcionar. Este proceso se ha realizado programándolo en una

herramienta matemática específica para cálculos termodinámicos, llamada EES

[KLEI05], en la que se ha implantado un programa de resolución del sistema con

todas las variables y los parámetros a calcular, así cómo gráficas de comportamiento,

pudiendo resolver ecuaciones no lineales (ver ANEXO II). Y todo ello con un

interfaz amigable.

3.1.4.1 Datos y variables

Los datos en base a los que van a calcular los demás parámetros de

funcionamiento del sistema se han seleccionado pensando en que se puedan controlar

en la práctica de una forma sencilla y también, por supuesto, que sean variables que

influyan notablemente en el comportamiento del sistema. Estos son los siguientes:

• Temperatura ambiental (Tamb), que es la de entrada al condensador: se

puede poner 35 ºC si solo se quiere producir electricidad con el ciclo, o 60


Página 61 de 203

ºC si se quiere aprovechar el calor de condensación para poligeneración.

Esta temperatura se ha seleccionado cómo variable por la necesidad de

variar la temperatura de cesión de calor en función de si se realiza

poligeneración o no.

• Temperatura de salida del condensador (Tamb.s): se le da un incremento

de 15 ºC sobre la de entrada al condensador si el fluido es agua para

cogeneración y 5 ºC si es aire, así puede ser 75 ºC (75 porque es la

temperatura necesaria para que funcionen las máquinas de absorción de

simple efecto, poligeneración) o 40 ºC si no existe cogeneración y se

pone un aerocondensador. Esta temperatura en la práctica se regula

variando el flujo másico de fluido refrigerante (agua o aire) que pase por

el condensador.

• Temperatura de entrada a caldera de recuperación del fluido

proveniente de los paneles (Te): es 195 ºC para colectores de tubo de

vacío y 145 ºC para colectores de placa plana. Esta temperatura en la

práctica se regula variando el flujo másico que pasa por los colectores (al

aumentar el flujo disminuye la temperatura). Se ha seleccionado esta

temperatura por ser crucial para el comportamiento del sistema; tanto para

los paneles, ya que determina las perdidas que éstos tengan (a mayor Te

mas perdidas por convección en los paneles), cómo por el ciclo de

potencia, ya que al variar la temperatura de la fuente de calor se varía

notablemente las limitaciones de rendimiento del ciclo (aumentando el η

al aumentar la Te, al contrario que con los paneles). Además, con esta


Página 62 de 203

temperatura también se puede acercar o alejar la curva de expansión de la

campana para evitar que el fluido entre en ella, y también regular la

proporción entre potencia eléctrica y calor producido (al aumentar la

temperatura aumenta la potencia producida disminuyendo así el calor

producido, y viceversa), proporción que es muy importante en la

poligeneración ya que con ella se puede ajustar en mayor o menor medida

la producción energética (electricidad y calor para calefacción y

refrigeración) a los requerimientos del lugar donde se vaya a implantar.

• El rendimiento isentrópico de la turbina (ηT) se supone del 80%.

• El rendimiento mecánico entre turbina y alternador (ηm) se supone

que es del 96%.

• El rendimiento eléctrico del alternador (ηe) se supone que es el 96%.

• El ratio de presión entre la presión de alta y la presión crítica del

fluido (vp) debe estar en torno a 1.2. Esta valor se ha seleccionado cómo

variable para poder regular el funcionamiento del ciclo, principalmente

evitando que el fluido entre en campana en su fase de expansión (si se usa

cómo elemento retransformación de la energía un expansor volumétrico

en vez de una turbina), así se puede disminuir ligeramente (siempre por

encima de 1) el citado valor si fuese necesario para ello, o aumentarlo si

la curva de expansión esta muy alejada de la campana.

• La irradiación solar (G) que se ha usado para el cálculo es de 976 W/m2,

que es el percentil del 95 % de las irradiaciones anuales en Madrid. Este


Página 63 de 203

valor se deja cómo variable por si el cálculo se quiere realizar para otro

emplazamiento con unos datos de irradiación diferentes.

• El salto de temperaturas a la entrada y salida de la caldera entre el

fluido caliente y el frío (PP), puede variar alrededor de los 20 ºC.

• El “pinch point” del condensador (PPcon2) puede estar entre los 5 ºC y

10 ºC.

• El tipo de panel a usar que podrán ser dos: el colector plano o el de tubo

de vacío, y en función del que se coja el programa seleccionará el fluido

correspondiente (los seleccionados anteriormente), y los parámetros por

los que se rige el comportamiento de los paneles (descritos en el apartado

de componentes).

• El área de colectores (Ac), variable que se le introduce a este programa,

pero que en realidad se calcula por medio de otro modelo desarrollado

que se explicará posteriormente, el modelo de la vivienda. En principio

esta variable puede tomar el valor que se quiera.

3.1.4.2 Parámetros de salida

Los parámetros de salida que devuelve el programa son aquellos de cómo se

comporta el sistema, y son:

• El salto de temperatura entre el agua de refrigeración a la entrada del

condensador y el fluido orgánico ya enfriado (PPcon1). El valor de este

parámetro deberá estar entorno a los 20 ºC.

• La potencia eléctrica (We) producida por el alternador del sistema.


Página 64 de 203

• El “pinch point” real que existe en la caldera (PPreal), debiéndose

mantener este entre 5 y 15 ºC.

• El rendimiento del ciclo de potencia (ηciclo), debiendo de estar alrededor

del 10 %.

• El rendimiento del sistema completo, captación y potencia (ηsis), debiendo

de estar alrededor del 7 %.


Página 65 de 203

Figura 3.6. Imagen del programa del cálculo del ciclo.


Página 66 de 203

3.1.5 Componentes del sistema

El sistema completo de cogeneración está compuesto por diversos

componentes (Figura 3.7), de los cuales algunos son elementos comerciales ya

seleccionados, para otros se les ha supuesto unos parámetros de funcionamiento

comunes, y para otros, debido a su menor versatilidad y mayor dificultad para

ajustarlos a un sistema ha sido necesario diseñarlos parcialmente de forma previa

para posteriormente buscar en el mercado aquellos que se asemejen en mayor

medida.

Solar collectors

Boiler

Expansor

Electricgenerator

Condenser

Absorptionmachine

Coolingtower



Pump

Solar collectors

Boiler

Expansor

Electricgenerator

Condenser

Absorptionmachine

Coolingtower



Pump

Figura 3.7. Sistema completo de cogeneración.


Página 67 de 203

Así los elementos que componen el sistema de cogeneración son:

3.1.5.1 Paneles solares

Estos son el elemento principal del sistema de cogeneración, ya que se

encargan de la captación de la energía de irradiación. Al ser el elemento inicial del

sistema, el elemento de captación de energía, además del más complejo, se han

supeditado los demás a este, y así poder seleccionarlo del abanico de colectores

comerciales sin demasiadas restricciones. Así del conjunto de colectores solares

existentes se han seleccionados aquellos usados normalmente para la producción de

ACS en la actualidad, que son los colectores planos y los de tubo de vacío, por ser

mas compactos que otros tipos cómo los cilíndrico-parabólicos. De entre estos dos

grupos se han seleccionado uno de cada, al ser imposible a priori saber cual puede

ser mas rentable, por sus diferencias de precio, pero también de eficiencias.

El comportamiento termodinámico de los colectores solares se rige por la

siguiente ecuación:

c2

ambmed_panel2cambmed_panel1cdot A)T- (Tk- A)T- (Tk- AGROQ ⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

[3.1]

Siendo:

Qdot: potencia calorífica suministrada por el panel.

RO: rendimiento óptico del panel.

G: irradiación solar por metro cuadrado.

Ac: área de colectores instalada.

Tmed_panel: temperatura media a la que se encuentra el fluido en el interior del

panel.


Página 68 de 203

Tamb: temperatura ambiental del aire.

k1: constante de primer orden de pérdida de calor por convección del panel

con el aire.

K2: constante de segundo orden de pérdida de calor por convección del panel

con el aire.

• Colectores de placa plana: de entre los colectores de este grupo se ha

seleccionado es el modelo LB-AR de la empresa Wagner&Co

(información adicional en el ANEXO V), después de comprobar que es el

que mejor se adapta a los parámetros de nuestro sistema (temperaturas,

presiones…) y por tener unos coeficientes de perdidas menores que los

demás y un rendimiento óptico mayor. En concreto estos son:

RO: 83.2 %

k1: 2.43 W/m2K

k2: 0.018 W/m2K2

• Colectores de tuvo de vacío: de entre los colectores de este grupo se ha

seleccionado es el modelo VITOSOL 200 de la empresa Viessmann

[VIES01] (información adicional en el ANEXO V), por las mismas

razones que antes. Los parámetros de funcionamiento de este tipo de

paneles son:

RO: 84 %

k1: 1.75 W/m2K

k2: 0.008 W/m2K2


Página 69 de 203

3.1.5.2 Turbina / Expansor volumétrico

El elemento de transformación de la energía térmica en mecánica es otra de

las partes importantes del ciclo, ya que en función de su eficiencia la potencia

generada por el ciclo se verá afectada significativamente.

Inicialmente la primera idea era de utilizar una turbina de pequeño tamaño,

pero debido a que la tecnología de este tipo de turbinas todavía no esta muy

consolidada, y las eficiencias que estas tiene están entorno al 60%, se pensó en usar

cómo elemento de conversión de energía térmica en mecánica un expansor

volumétrico. Estas máquinas tienen unas eficiencias notablemente superiores a las

turbinas y más aún en pequeños tamaños, estando sus eficiencias en torno al 80 %

(que es la que se ha tomado cómo supuesto para los cálculos). Pero el elegir este tipo

de máquina también conlleva sus problemas. En concreto, que el fluido no se puede

condensar durante la expansión, por lo que en el ciclo diseñado hay que vigilar

atentamente que en el proceso de expansión el fluido no entre en la campana de

condensación (Figura 3.8), ya que otra manera se generarían gotas de fluido en ella.

El principal elemento de regulación para ello es la presión a la entrada del expansor

(presión de alta, P1), pudiendo disminuirla ligeramente (pero siempre superando la

presión crítica) si fuese necesario para que el fluido no condense, ya que para una

misma temperatura del fluido (siempre que sea supercrítica) a menor presión, la

curva de expansión se aleja de la campana, y si esto fuese insuficiente también se

puede aumentar la temperatura de entrada del fluido al expansor para alejar la curva

de expansión de la campana (aunque esto cambiaría la proporción entre potencia

eléctrica y calor producidos por el ciclo).


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0,75 1,00 1,25 1,50 1,75 2,00 2,25-50

0

50

100

150

200

250

s [kJ/kg-K]

T [°

C]

1 bar

60 bar

0,2 0,4 0,6 0,8

R245fa

Figura 3.8. Fase de expansión y condensación del ORC.

Así para el expansor volumétrico, se usará un compresor volumétrico

(abierto) de tornillo comercial que se ajuste a los niveles de presión del ciclo y al

caudal necesario, al que se hará trabajar de forma opuesta a como lo hace

comercialmente.

3.1.5.3 Bombas de impulsión

En el sistema existen dos bombas, la del circuito de captación y la del ciclo de

potencia:

• En el caso de la bomba del sistema de captación, cómo no tiene que

suministrar grandes presiones, sino únicamente la perdida de carga

producida por el recorrido del agua glicolada por los paneles, por la

caldera de recuperación y por las tuberías de conexión, se puede usar una

1

2

3 4


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bomba rotodinámica de pequeño caudal que suministre el caudal y el salto

de presión necesarios.

• En cuanto a la bomba de impulsión del ciclo de potencia, al tener que

suministrar un salto de presión muy superior y un caudal no muy elevado,

se usará una de tipo volumétrico, similar al utilizado cómo expansor, que

cumpla las condiciones de incremento de presión y caudal necesario.

Aparte, en las dos bombas que se coloquen en ambos ciclos, sus velocidades

de giro deberán estar gobernadas por motores eléctricos con variadores de

frecuencia, para poder regular con sus velocidades el caudal de ambos ciclos, y con

ello variables cómo las temperaturas (Te, T1, Ts…). Es decir ésta sería la herramienta

principal para la regulación de carga del sistema y mantener unos niveles de

rendimiento aceptables para cualquier carga.

3.1.5.4 Intercambiadores de calor

En el ORC se tienen dos intercambiadores de calor, uno la caldera de

recuperación, y el otro el condensador. Ambos son de carcasa y tubos en contraflujo

ya que ambos van a trabajar con líquidos, incluso el condensador, que inicialmente se

pensó que se fuese refrigerado por aire, debido a la intención de aprovechar el calor

residual para poligeneración, se optó por realizar la refrigeración con agua, y después

con ésta activar los diferentes sistemas de poligeneración.

Debido a la mayor dificultad que tienen estos equipos para ser acoplados de

forma eficiente a los sistemas, ya que los parámetros de funcionamiento que

requieren para mantener una cierta eficiencia (sin instalar equipos


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sobredimensionados) están mucho mas restringidos que en otros; la estructura básica

de los intercambiadores, es decir la que influye en el intercambio de calor y en las

perdidas de carga, será dimensionada de forma específica para el sistema diseñado,

para posteriormente seleccionar en el mercado uno de iguales características o

incluso construir uno nuevo con los parámetros calculados.

Una vez decidido que los intercambiadores sean de carcasa y tubos en

contraflujo, el siguiente paso es determinar el número de pasos por tubo y por

carcasa. Para que el sistema fuese lo más compacto posible inicialmente se pensó en

utilizar un paso por carcasa y dos pasos por tubo, sin embargo debido a los

parámetros requeridos que se habían obtenido en el cálculo del ciclo de potencia;

cómo “pinch point”, pendientes en las curvas de calentamiento de los fluidos…

(Figura 3.9 y Figura 3.10), las eficiencias requeridas son mayores que las máximas

que pueden dar este tipo de configuración para intercambiadores.

-100 0 100 200 300 400 500 600 70080

100

120

140

160

180

200

Qgraf[i]

Tgr

afw

[i]

Figura 3.9. Curvas de calentamiento y enfriamiento de los fluidos de la caldera de recuperación (rojo: agua-glicolada; azul: fluido orgánico).

Te

Ts

T1

T4


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0 100 200 300 400 500 60060

70

80

90

100

110

Qcon;o[i]

Tco

n;o[

i]

Figura 3.10. Curvas de calentamiento y enfriamiento de los fluidos del condensador (rojo: fluido orgánico; azul: agua de refrigeración).

Así en los intercambiadores de un paso por carcasa y dos pasos por tubo en

contraflujo, donde las capacitancias térmicas de los fluidos son similares (similares

pendientes en las curvas de las gráficas) las máximas eficiencias que se pueden

obtener están entre el 50% y 65 % [FRAN99]. Por ello se optó por utilizar en vez de

dos pasos por carcasa un solo paso por carcasa, configuración que carece de

limitaciones en cuanto a eficiencias. Aunque con ella se pierda cierta compactacidad

del intercambiador es crucial no disminuir las eficiencias de los intercambiadores, ya

que ello nos disminuiría el salto de temperaturas útil entre el foco frío y el caliente y

reduciría en gran medida el rendimiento del sistema.

En los intercambiadores se hará circular el fluido caliente por la carcasa y el

fluido a calentar por los tubos, para soportar mejor las altas presiones del sistema, ya

que la carcasa ofrece mayor robustez que los tubos.

Para el dimensionado de estos las únicas variables a utilizar son:

T3

T2

Tamb

Tamb_s


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• Numero de tubos (Ntc): Con esta variable lo que se pretende regular

principalmente el la perdida de carga del fluido que circula por ellos (a

mayor nº de tubos la perdida de carga por cada uno de ellos disminuye al

aumentar la sección útil) y que se encuentre en valores inferiores a 0.21

bar, valor estándar con el que se diseñan la mayoría de este tipo de

instalaciones. También se debe vigilar que la velocidad del fluido no

sobrepasa los 3 m/s, valor que también es usado de forma estándar en

instalaciones de este tipo.

• Diámetro de los tubos (Dext): Esta variable es el diámetro externo de los

tubos en pulgadas, con el también se puede modificar el valor de perdida

de carga, pero principalmente se varía para mantener en los tubos el flujo

turbulento y que el intercambio de calor sea mas eficiente.

• Diámetro de la carcasa (Dc_ex): Con el diámetro de la carcasa se regula

la pérdida de carga y la velocidad del fluido a calentar de forma similar a

cómo se hace con el número de tubos.

• Material de los tubos (metal$): El material de los tubos es otra de las

variables a seleccionar, aunque este normalmente y también en nuestro

caso se ha seleccionado el cobre, por tener muy buenas propiedades

conductoras y tener un aceptable precio de mercado.

Para realizar el dimensionado de los intercambiadores se han utilizado las

expresiones pertinentes para el cálculo de la transferencia de calor y de perdida de

carga tales cómo la correlación de Gnielinski para régimen turbulento (ecuación

[3.2]), ecuación de la perdida de carga (ecuación [3.3]), ecuación del coeficiente


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global de transferencia de calor (ecuación [3.4]) o el calculo de eficiencias por el

método NTU (ecuaciones [3.5]), además de otras muchas.

( )1-Pr8

f12,71

Pr1000)-(Re8

f

Nussel2/3

1/2

⋅

⋅+

⋅⋅=

[3.2]

⋅+⋅−=

ffrel

Re

51.2

71.3log2

110

ε

[3.3]

ccTubo

int_c

ext_c

hh Ah

11

k2

D

DLn

Ah

1

UA

1

⋅+

⋅⋅

+⋅

=π

[3.4]

( )

min

,,min

1

C

UANTU

NTU

NTU

TTCQ icih

=

+=

−⋅⋅=

ε

ε

[3.5]

sólo para intercambiadores de carcasa y tubos en contraflujo con capacitancias térmicas similares


Página 76 de 203

Figura 3.11. Programa de cálculo del dimensionado de intercambiadores.

AE

RO

CO

ND

EN

SA

DO

R


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De los dos intercambiadores citados, el del condensador se podría sustituir

por un aerocondensador si no se quisiese realizar un sistema de poligeneración, y

solo producir electricidad. Para realizar el dimensionado de éste, las ecuaciones del

programa se han basado en un programa para el cálculo de aerocondensadores

aleteados (entre otras cosas) tomado de [LINA05], adaptándolo a los requerimientos

y especificaciones del sistema, objeto de este proyecto.

En el programa realizado a la caldera de recuperación se le llama

simplemente “caldera” y al condensador “calefacción” en el caso de poligeneración,

por ser su principal función y “aerocondensador” en el caso sin poligeneración.

A parte en el programa se han implementado unas ventanas de aviso para

informar si la configuración de intercambiador diseñada cumple con las condiciones

de pérdida de carga y velocidad máxima de los fluidos.

3.1.5.5 Subsistema de poligeneración

Para implantar el subsistema de poligeneración la única restricción es la

temperatura del calor residual, por ello en el diseño se contempló la opción de elevar

la temperatura del foco frío del ciclo (agua de refrigeración) hasta 60 ºC y que

sufriese un incremento de aproximadamente 15 ºC, para que dicho calor pueda

proporcionar energía de diversos tipos:

• ACS, para lo cual no se necesita ningún elemento adicional en el sistema,

simplemente conectar la salida del agua de refrigeración del condensador

a la red de tuberías de ACS del lugar donde se implante el sistema. El


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nivel de temperatura del agua para esta aplicación está entre los 50 ºC y

los 80 ºC, por lo que el acoplamiento sería factible.

• Calefacción, para lo que tampoco habrá que instalar ningún equipo

adicional al sistema, simplemente realizar otra conexión, análoga a la

anterior, con la red te tuberías del sistema de calefacción. El nivel de

temperatura necesario para esta aplicación se encuentra entre los 60 ºC y

80 ºC, por lo que el acoplamiento para la calefacción también es factible.

• El último tipo de energía a suministrar es la de refrigeración, para el cual

haría falta instalar dos equipos:

� El primero sería la máquina de absorción de simple efecto (Figura

3.13). El escoger dicha máquina y no otra es debido a que el nivel

térmico necesario para activarla está entorno a los 75 ºC, que se

corresponde con la temperatura de salida del agua de refrigeración

que se ha contemplado en el cálculo del ciclo de potencia, y

obteniendo en la máquina un COP aceptable de 0.6. La máquina de

absorción se seleccionará de entre al existentes en el mercado a

partir de la potencia disipada por el condensador, que es el calor

residual aprovechable por ésta.

Cómo se puede ver, si este mismo sistema se quisiese implantar en

un ciclo con paneles planos, debido al bajo nivel térmico del calor

producido (temperatura del fluido) y la alta temperatura del foco frío

(60 ºC), la potencia producida por el ciclo sería casi nula, y todo el


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calor se utilizaría para los sistemas de poligeneración, lo que haría al

resto del ciclo prácticamente inservible.

Si se quisiera usar una máquina de absorción mejor cómo por

ejemplo una de doble efecto, ésta necesitaría temperaturas de

activación superiores a 100 ºC (Figura 3.12) para obtener un COP

superior al de la otra, lo que conduciría a disminuir en gran medida

la potencia generada por el ciclo de potencia, al reducirse

gravemente el salto de temperaturas entre el foco frío y el caliente

(límite de Carnot). Además ese nivel térmico sería excesivo para las

otras aplicaciones citadas anteriormente.

Figura 3.12. Gráfica del COP y la temperatura de activación para las diferentes máquinas de absorción.


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Figura 3.13. Máquina de absorción de simple efecto.

� El segundo equipo a instalar es una torre de refrigeración donde

disipar el calor expulsado por la máquina de absorción, ya que para

disipar este calor no sirven aerocondensadores normales debido al

bajo nivel térmico del calor (entrada: 35 ºC; salida: 30 ºC). Para

seleccionar este equipo simplemente habrá que buscar en el

mercado uno que pueda disipar el total del calor producido por el

absorbedor, que será el del ciclo de potencia por uno más el COP

del absorbedor.


Página 81 de 203

Figura 3.14. Torre de refrigeración.

3.2 MODELO ENERGÉTICO

Después de haber analizado todos los componentes que podrían formar parte

del sistema, se explican seguidamente las diferentes configuraciones que puede

adoptar éste en función del grado de polivalencia que se le quiera otorgar, y con él la

complejidad asociada.

• Sólo eléctrico: Este sistema sería el más sencillo de implantar, tendría

todos los componentes comunes del ciclo de potencia (bombas, caldera de

recuperación y expansor volumétrico), lo único que habría que seleccionar

sería el aerocondensador aleteado y el tipo de panel a instalar: el de placa

plana o el de tubo de vacío.

• Electricidad, calefacción y ACS: La única diferencia que conlleva este

sistema es cambiar el aerocondensador del modelo anterior por un

condensador de carcasa y tubos, para poder aprovechar el calor residual del


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ciclo, aunque para ello, cómo ya se comentó en apartados anteriores, se

deberá elevar la temperatura de cesión de calor del condensador a unos 60 ºC

y calentándose hasta unos 75 ºC, ya que son las temperaturas que requieren

estos sistemas. Este sistema aprovecha el calor residual, pero justamente

cuando mayor producción de esta energía, en verano, es cuando tiene una

más difícil aplicación, por ello se propone también el siguiente modelo.

• Electricidad, calefacción, ACS y refrigeración: Para implantar este

modelo simplemente habría que añadir al modelo anterior la máquina de

absorción y la torre de refrigeración asociada. Con esta modificación se

obtendría un mejor aprovechamiento del calor residual a lo largo de todo el

año, incluso en verano, que es donde fallaba el modelo anterior.

Para poder analizar además de la eficiencia en la producción eléctrica, la

producción de los demás tipos de energía puestos de manifiesto con la cogeneración

se procede a evaluar un parámetro llamado EP, que es la Energía Primaria ahorrada

con cada uno de los modelos en función de las energías que produzcan y de la

superficie de paneles instalada. Para ello se ha supuesto un rendimiento en la

transformación de energía primaria en eléctrica del 35 % y de un 95 % en el caso de

primaria a térmica.

95.035.035.0icomercial

absorcionv

e HQCOP

COPHQ

HWEP

ɺ

ɺɺ

++=

[3.6]


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c

ew AG

Wɺ=η

[3.7]

ct AG

Qɺ=η

[3.8]

two ηηη +=

[3.9]

Siendo:

eWɺ : potencia eléctrica generada.

H : horas de funcionamiento totales.

vH : horas de funcionamiento en verano.

iH : horas de funcionamiento en invierno.

G : irradiación solar.

cA : área de colectores.

Qɺ : calor residual del ORC.

absorcionCOP : COP de la máquina de absorción.

comercialCOP : COP de las máquinas convencionales de refrigeración.

3.3 MODELO ECONÓMICO

Para realizar el cálculo de viabilidad económica del modelo propuesto

previamente hay que definir los parámetros con que éste funcionaría, tanto técnicos

cómo económicos. Posteriormente se procederá a calcular para cada una de las


Página 84 de 203

diferentes configuraciones propuestas la inversión inicial y los costes de operación y

mantenimiento. Una vez hechos todos estos cálculos se procederá a calcular índices

de rentabilidad tales cómo el VAN, el TIR o el PR u otros cómo los cotes de

producción e inversión. Para todos ellos se ha empleado la metodología Bejan

[BEJA96] explicada en el ANEXO I.

3.3.1 Inversión inicial

El modelado de las inversiones se realizará para cada uno de los posibles

componentes de los diferentes modelos de ciclo propuestos, para posteriormente

ensamblarlos según se necesite en cada uno. Dichos valores de inversión están

actualizados a 2007, ya que para algunos equipos, los datos de los que se disponía

eran de años anteriores.

La metodología Bejan [BEJA96] ha sido la usada para la evaluación de la

inversión total del sistema.

A continuación se muestran las diferentes expresiones para el ajuste del

precio de los equipos:

• Paneles: Para el precio de los paneles no se ha utilizado ninguna

expresión de aproximación, sino que se ha utilizado el precio real de los

paneles: 845 €/m2 para los paneles de tubo de vacío y 361.8 €/m2 para los

de placa plana. Aparte a esto hay que añadirle un descuento que hace la

empresa para pedidos superiores a 500 m2 de paneles (que en nuestro caso

será seguro) y que supone una rebaja del 38 %. Así la expresión resultante

es:


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Prec A Prec por_m2c07paneles_20 ⋅=

Siendo:

Ac : el área total de colectores en m2.

Precpor_m2 : el precio por metro cuadrado de panel en €.

• Expansor volumétrico: Para realizar la expresión de ajuste del precio de

este equipo, se han utilizado los precios de mercado que tiene la marca

“TOTALINE” [TOTA07] para los compresores volumétricos abiertos, de

tornillo (ver ANEXO IV), ya que estos son reversibles y podrían realizar

el cometido que se busca, ya que además son aparatos robustos que

pueden soportar las solicitaciones de presión demandadas. El precio de

éstos se ha hecho depender de la potencia de salida. Así la expresión

resultante es de tipo potencial, con un factor de ajuste R2 = 0.9958 :

( )( )0,8151bomdot_netoturb_2007 1000WW1,0066 Prec ⋅+⋅=

Siendo:

Wdot_neto: la potencia neta que sale por el eje del expansor, habiéndole

descontado la potencia de compresión, ya que sus ejes están solidarios.

Wbom : la potencia de bombeo del ciclo.

• Bomba de impulsión: Para hallar la expresión que rige su precio se han

utilizado los mismos datos que en el apartado anterior, ya que para ambas

aplicaciones se pueden usar elementos similares o incluso iguales. Así la

expresión resultante es de tipo potencial, con un factor de ajuste R2 =

0.9958 :

( )0,8151bombom_2007 1000W1,0066 Prec ⋅⋅=


Página 86 de 203

Siendo:

Wbom : la potencia de bombeo del ciclo ORC.

• Alternador: Para obtener una expresión que rija el precio de los

alternadores, se ha usado cómo datos base los precios que oferta la

compañía “TOTALINE” para motores eléctricos, ya que estos se podrían

usar cómo alternadores también (ver ANEXO IV), y aunque se usasen

otros que fuesen específicamente alternadores su precio sería muy similar

ya que los componentes son los mismos, y su precio solo depende de la

potencia del aparato. Así la expresión resultante es de tipo potencial, con

un factor de ajuste R2 = 0.9938 :

( )0,767dot_netoalter_2007 1000W0,9934Prec ⋅⋅=

Siendo:

Wdot_neto: la potencia neta que sale por el eje del expansor, habiéndole des

contado la potencia de compresión, ya que sus ejes están solidarios.

• Caldera de recuperación: Para obtener una expresión que rija el precio

de la caldera, se ha usado cómo precio base el de una caldera supercrítica

(para asemejar los requerimientos estructurales) de una planta descrita en

un documento de NREL, [NREL02]. Para escalar este precio a otros

tamaños se usa la superficie de intercambio de ésta y afectándola por un

factor de escala; posteriormente habrá que trasladar el precio al 2007, ya

que estos datos son del 2002, y además convertirlos a euros, ya que están

dados en dólares. Para el traslado de precios temporal, se utilizará el

método CEPCI (ver ANEXO I). Así la expresión resultante es:


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a_€

0,71

calc_2000c_2007

c_2000

Cambio433

602,3

1433.5

APrecPrec

192500$Prec

⋅⋅

⋅=

=

Siendo:

Acal : el área útil de intercambio de calor de la caldera.

Área de la caldera base: 1433.5 m2

Factor de escalado de costes: 0.71

Cambio a_€ : el valor de cambio de dólares a euros.

CEPCI 2000: 433

CEPCI 2007: 602.3

• Condensador de carcasa y tubos: Para hallar la expresión que rija el

precio del condensador, se ha usado cómo precio comercial de los

condensadores de la marca “TOTALINE” (ver ANEXO IV), cómo en

otros equipos anteriores, y haciendo depender el precio de éstos de la

potencia calorífica a transmitir. Así la expresión resultante es de tipo

potencial, con un factor de ajuste R2 = 0.9962 :

0,5555condcond_2007 Q379,9Prec ⋅=

Siendo:

Qcond: el calor residual del ciclo de potencia.

• Aerocondensador: Para obtener la expresión que rija el precio del

aerocondensador, se ha usado cómo precio base el de una condensador

aleteado de una planta descrita en un documento de NREL (la misma que

para la caldera de recuperación). Para escalar este precio a otros tamaños


Página 88 de 203

se usa la superficie de intercambio de esta y afectándola por un factor de

escala; posterior mente habrá que trasladar el precio al 2007, ya que estos

datos son del 2002, y además convertirlos a euros, ya que están dados en

dólares. Para el traslado de precios temporal, se utilizará el método

CEPCI (ver ANEXO I). Así la expresión resultante es:

a_€

0,8

condcond_2000cond_2007

cond_2000

Cambio433

602,3

23100

APrecPrec

260000$Prec

⋅⋅

⋅=

=

Siendo:

Acond : el área útil de intercambio de calor del condensador.

Área del condensador base: 23100 m2

Factor de escalado de costes: 0.8

Cambio a_€ : el valor de cambio de dólares a euros.

CEPCI 2000: 433

CEPCI 2007: 602.3

• Máquina de absorción de simple efecto: Para obtener la expresión que

rija el precio de dicha máquina se ha utilizado una expresión usada por los

fabricantes de estos equipos, donde el precio se ha hecho depender de la

potencia de activación del equipo, afectada por un factor de escala y otro

de forma. Así la expresión resultante es de tipo potencial:

395.6

602.3PrecPrec

Q725Prec

2002absorcion_2007absorcion_

0,695cond2002absorcion_

⋅=

⋅=

Siendo:



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CEPCI 2002: 395.6

CEPCI 2007: 602.3

• Torre de refrigeración: Para hallar la expresión que rija el precio de la

torre se han utilizado los precios comerciales ofertados por la empresa

“TOTALINE” para este producto, haciendo depender el precio de estos

de la potencia calorífica a disipar al ambiente. Así la expresión resultante

es de tipo potencial, con un factor de ajuste R2 = 0.9927:

( )( )0,759absorcioncondtorre_2007 COP1Q82,554Prec +⋅⋅=

Siendo:


COPabsorcion: es el COP de las máquinas de absorción seleccionadas.

Una vez definido el valor de la inversión en cada uno de los equipos, para el

cálculo de la inversión total simplemente es sumar los equipos que sean necesarios

en cada caso y multiplicar todo ello por un factor de instalación (Finstal), que aproxima

el coste de instalar todos los equipos en el emplazamiento requerido, siendo este

factor función de la potencia eléctrica instalada. Los valores de este factor han sido

extraídos de [NREL02], y están reflejados en la Tabla 3.3.

Tabla 3.3. Factor de instalación en función de potencia instalada. Potinstalada

<= 200 kW 200 kW <= Potinstalada

<= 600 kW

600 kW <= Potinstalada

<= 2000 kW


<= 4000 kW


1,80 1,71 1,69 1,61 1,60


Página 90 de 203

Así por ejemplo la inversión fija (IF) para el sistema de ORC con

cogeneración completa, es decir, calefacción y refrigeración, sería:

IF = ( Precc_2007 + Preccond_2007 + Precbom_2007 + Precturb_2007 + Precalter_2007 +

Precabsorcion_2007 + Prectorre_2007 + Precpaneles_2007 ) * Finstal

Donde la inversión total viene dada en €.

Así algunos equipos pueden aparecer o no, cómo la torre de refrigeración y la

máquina de absorción, que sólo aparecerían en el modelo de cogeneración que

incluya refrigeración. Otro elemento que puede variar es el condensador, que

dependiendo si la evaluación se hace para un modelo con cogeneración o no, se

incluirá la expresión del condensador de carcasa y tubos o el aerocondensador

respectivamente.

Para comparar el sistema planteado con otras tecnologías cómo la solar

fotovoltaica o la solar térmica para calefacción, ACS y refrigeración se han evaluado

también las inversiones de estas:

Inversión FV = 7800 € /kW [CAJA06]

Para evaluar la inversión de la solar térmica para calefacción, ACS y

refrigeración se han usado los mismos paneles, el condensador de carcasa y tubos, la

torre de refrigeración del ORC, pero utilizando una máquina de absorción diferente,

ya que al ir el calor directamente a ella el COP que se puede alcanzar el mayor

usando máquinas de absorción de doble efecto, así:


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1,47433

515Q730Prec

1,2COP

0,706dot2006DEabsorcion_

PANabsorcion_

⋅⋅⋅=

=

Siendo:

Qdot: la energía calorífica proporcionada por los paneles.

CEPCI 2000: 433

CEPCI 2007: 515

COPabsorción_PAN: el COP de una máquina de absorción de doble efecto.

Quedando la inversión:

IF_PAN = ( Precabsorcion_2006DE + Prectorre_2006 + Precpaneles_2006) * Finstal

3.3.2 Costes de operación y mantenimiento (O&M)

Para los costes de operación y mantenimiento se ha utilizado un dato de una

planta real. Así su coste en el año 2002 se estimó en:

15,5COM_2002 = $/MWh [NREL02]

Para posteriormente actualizarlo al 2007 y convertirlo a €:

( ) ( )( )€a_OM_2006_$OM_0

4r_OMOM_2002OM_2006_$

CambioC C

r1r1CC

⋅=

+⋅+⋅= i

Para la solar fotovoltaica el valor de los costes de operación y mantenimiento

son:

25.0COM_0_FV = €/MWh [CAJA06]

Y para la solar térmica se le ha supuesto unos costes que suponen la cuarta

parte de los que se lo otorgan al sistema de ORC.


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3.3.3 Hipótesis

Para los cálculos económicos se han realizado diversas hipótesis, tanto

técnicas cómo económicas:

• Técnicas:

� Se ha supuesto que el sistema ORC funcionaría 1975 horas al año,

dato que resulta de calcular el número de horas equivalentes para

que con una irradiación de 976 W/m2 (percentil del 95 % de las

irradiaciones anuales) se genere una energía igual a la irradiada a lo

largo de un año.

� Para las otras tecnologías, solar fotovoltaica y sólo térmica, se ha

supuesto que sus horas de funcionamiento son las mismas que para

el ORC, por las mismas razones que antes.

� El rendimiento del expansor volumétrico (ηT) se supone del 80 %.

� El rendimiento mecánico entre expansor volumétrico y el alternador

(ηm) se supone del 96 %.

� El rendimiento eléctrico del alternador (ηe) se supone del 96 %.

� Para la solar fotovoltaica se le supone una producción eléctrica de

110 W/m2, en base a numerosas instalaciones evaluadas.

• Económicas:

� Se supone un factor de cambio de dólares a euros de 0.8, para

convertir el precio de aquellos equipos cuyo precio está en dólares.


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� Los costes de los equipos se refieren a los costes locales, a partir de

los cuales se puede obtener el capital inmovilizado cómo viene

expresado en el ANEXO I.

� La tasa anual de incremento del coste de operación y

mantenimiento, rr_OM, es del 2.5%.

� La tasa de descuento es del 10%

� El precio de venta de la electricidad es de 87.54 € [UNES05]

� La tasa de inflación se supone del 3 %.

� Se ha supuesto una vida útil al sistema de 40 años, debido a los altos

costes de O&M que se le han aplicado al sistema ORC.

� Se ha supuesto que en el lugar donde se implante el sistema ORC

existen las infraestructuras necesarias.

� El precio doméstico de compra de la electricidad es de 90.12

€/MWh [UNES05]

� El precio doméstico de compra del gas natural se supone de 42.1

€/MWh

3.4 MODELO DE VIVIENDA

Debido a la orientación que tiene el sistema de ORC planteado a la

cogeneración, teniendo en su variante más compleja una producción de electricidad,

calefacción, ACS, y refrigeración, surge la idea de implantar este sistema en bloques

de viviendas.


Página 94 de 203

Evidentemente en un primer paso se contempla la posibilidad de implantar

este sistema en el ámbito residencial, pero principalmente en amplios bloques de

viviendas o núcleos residenciales, ya que en grandes escalas siempre se obtendrá

mayor rentabilidad.

El principal análisis que se debe realizar para implantar este sistema en las

viviendas es el del acoplamiento entre la producción de las diferentes energías y la

demanda de estas por parte de las viviendas.

Para realizar este análisis previamente se toman algunas hipótesis:

• Se supone un tamaño medio de vivienda de 125 m2.

• Se supone un consumo medio de 300 kWh/mes por cada vivienda

[IDAE04].

• Se asume que el 70 % de la radiación solar se produce entre mayo y

noviembre (ambos incluidos).

• Se asume que la demanda energética de calefacción en las viviendas, en

término medio asciende a 35 kWh/m2 [IDAE04].

• Se asume que la demanda energética de refrigeración en las viviendas, en

término medio asciende a 35 kWh/m2 [IDAE04].

Una vez tomados estos supuestos el siguiente paso es estimar el número de

metros cuadrados de paneles necesarios para que el sistema ORC abastezca a un

cierto número de viviendas. Para ello se diseñará el sistema para que de cobertura

total a aquel tipo de energía que haga que el número de metros cuadrados de paneles

necesarios sea el mínimo posible. El objetivo de esta metodología de diseño es que


Página 95 de 203

en ningún momento exista ningún excedente de energía que no se pueda emplear, lo

que encarecería el sistema. Así el sistema diseñado solo daría cobertura total al un

tipo de energía, la de consumo mas reducido, y cubriendo las demás solo de forma

parcial.

A la hora de hacer los cálculos económicos de venta de la energía de

cogeneración, la energía de carácter calorífico (calefacción y ACS) se ha supuesto

que sólo se considera cóno ingresos en el periodo invernal (el 30% de las horas) y la

energía de carácter frigorífico (refrigeración) sólo se considera cómo venta en el

periodo considerado cómo veraniego (el 70 % de las horas).

Capítulo 4 Análisis de resultados

Página 96 de 203

4

ANÁLISIS DE RESULTADOS

En el sistema planteado existen varios modelos dependientes de variables

cómo el área de colectores, precio de los paneles, temperatura de entrada del fluido

orgánico a la caldera…

Una vez optimizado el sistema habiendo buscado los parámetros idóneos de

funcionamiento, descritos en el apartado de Modelo Técnico, las únicas variables que

se pueden variar para analizar los diferentes modelos del sistema son el área de

colectores y los precios de los paneles, pensando en que al ser una tecnología

emergente los precios actuales son sensiblemente elevados debido a tener dichos

productos poco volumen de mercado y por estar al inicio de la curva de evolución

tecnológica (que hace disminuir costes conforme un producto es mas maduro

tecnológicamente hablando).

También se verán las influencias sobre los cálculos, de las subvenciones

estatales.

4.1 RESULTADOS TÉCNICOS

El sistema se ha evaluado desde 975 m2 de colectores hasta 100000 m2 para

los parámetros calculados en apartados anteriores, que optimizan el rendimiento del


Página 97 de 203

ciclo, tales cómo la temperatura del fluido de los colectores, presiones, y utilizando

un “pinch point real” para la caldera de recuperación del orden de 6 ºC.

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 1400000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Ac [m2]

We

[kW

]

We;Paneles;Vacio;con;cogeneraciónWe;Paneles;Vacio;con;cogeneración

We;Paneles;Vacio;sin;cogeneraciónWe;Paneles;Vacio;sin;cogeneración

We;Panel;Plano;sin;cogeneraciónWe;Panel;Plano;sin;cogeneración

75 W/m2

54.5 W/m2

47.2 W/m2

Figura 4.1. Potencia eléctrica generada por cada uno de los modelos.

Para comparar los diferentes modelos posibles para el sistema propuesto se

puede hacer comparando la producción eléctrica en una primera fase, en concreto

mirado la potencia generada por metro cuadrado de panel (Figura 4.1). Esto muestra,

cómo es lógico, que el modelo que mas potencia eléctrica suministra por metro

cuadrado de panel, es el ORC con colectores de tubo de vacío sin cogeneración, al

ser los paneles de mayor rendimiento y al no tener que aumentar la temperatura de

condensación para la cogenerar. Así se puede ver que cuando en este sistema se

implanta la cogeneración, al tener que aumentar la temperatura de condensación, se

reduce sensiblemente la potencia producida al reducirse el rendimiento del ciclo. Por


Página 98 de 203

último se aprecia que el modelo que menos densidad de producción eléctrica por

metro cuadrado otorga es el modelo con paneles planos sin cogenerar, que aun

teniendo temperaturas de condensación más bajas que el modelo de tubos de vacío

con cogeneración, al tener paneles con un rendimiento muy inferior a los de tubo de

vacío hace que su potencia producida por metro cuadrado sea las mas pequeña de los

tres modelos.

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 1400004,5

5

5,5

6

6,5

7

7,5

8

Ac [m2]

ηη ηηe

[%]

ηe;Paneles;Vacio;con;cogeneraciónηe;Paneles;Vacio;con;cogeneración

ηe;Paneles;Vacio;sin;cogeneraciónηe;Paneles;Vacio;sin;cogeneración

ηe;Panel;Plano;sin;cogeneraciónηe;Panel;Plano;sin;cogeneración

Figura 4.2. Rendimiento eléctrico global de cada uno de los modelos.

Atendiendo al rendimiento eléctrico de estos modelos (Figura 4.2) se ve cómo

los rendimientos eléctricos guardan, cómo es lógico, el mismo orden que en el caso

de las potencias para cada uno de los modelos. Siendo del 7.6 % para el ORC de

tubos de vacíos sin cogeneración, del 6 % para el cogenerado y del 4.7 % para el


Página 99 de 203

ORC de paneles planos sin cogenerar. Con ello se deduce un aumento de mas del 60

% en la producción eléctrica entre el modelo con tubos de vacío y el de colectores

planos. Aparte se observa que el implantar el subsistema de cogeneración en el

modelo de tubos de vacío penaliza su producción eléctrica levemente, concretamente

en un 21 %, pero teniendo en este caso un alto aprovechamiento del calor residual,

cuya importancia se verá posteriormente.

Para poder analizar además de la eficiencia en la producción eléctrica, la

producción de los demás tipos de energía puestos de manifiesto con la cogeneración

se procede a evaluar un parámetro llamado EP, que es la Energía Primaria ahorrada

con cada uno de los modelos en función de las energías que produzcan y de la

superficie de paneles instalada. Para ello se ha supuesto un rendimiento en la

transformación de energía primaria en eléctrica del 35 % y de un 95 % en el caso de

primaria a térmica. Así la Figura 4.3 muestra cómo el modelo que proporciona un

menor ahorro de energía es el basado en los colectores planos. También se aprecia

cómo en los modelos basados en los paneles de tubos de vacío, conforme se aumenta

el grado de cogeneración del sistema aumenta evidentemente la cantidad de energía

primaria ahorrada, estando en orden creciente de aprovechamiento el ORC solo

eléctrico, ORC con cogeneración para calor (calefacción y ACS), ORC con

cogeneración para frío (refrigeración), y por último cómo modelo con un mayor

ahorro de energía el ORC con poligeneración para todos los elementos

mencionados(calefacción, ACS y refrigeración), siendo su ahorro de energía mas del


Página 100 de 203

doble que con el modelo de tubos de vacío sin cogenerar y cuatro veces mas que el

del modelo con colectores planos.

Ese gran aumento del EP ahorrada al instalar los sistemas de poligeneración

es debido a que el rendimiento en la obtención de energía para cogeneración

procedente de la irradiación solar es del 55.4 %, por lo que mas de la mitad de la

irradiación solar se aprovecha para poligeneración diferente de la electricidad. Así si

se suma el rendimiento eléctrico del modelo de poligeneración completo, tenemos un

rendimiento del 61.4 % en la transformación de la radiación solar en energía

aprovechable.

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 1400000

2,000x107

4,000x107

6,000x107

8,000x107

1,000x108

1,200x108

Ac [m2]

EP

OR

C [

kWh/

año]

EPPaneles;vacio;Cogeneración;completaEPPaneles;vacio;Cogeneración;completa

EPPaneles;vacio;Cogeneración;CalorEPPaneles;vacio;Cogeneración;Calor

EPPaneles;vacio;Cogeneración;fríoEPPaneles;vacio;Cogeneración;frío

EPPaneles;vacio;Solo;electricidadEPPaneles;vacio;Solo;electricidad

EPPanel;plano;Solo;electricidadEPPanel;plano;Solo;electricidad

Figura 4.3. Energía Primaria ahorrada para cada uno de los modelos.

Aparte de la potencia eléctrica generada y la EP ahorrada, también merece la

pena fijarse en la proporción de consumo eléctrico y de otras energías que cubre cada


Página 101 de 203

uno de los modelos (Tabla 4.1). Así para 975 m2 de paneles para 100 viviendas, los

modelos que sólo producen electricidad se dimensionan para cubrir todo el consumo,

pero en contrapartida no cubren ninguna necesidad de calefacción y refrigeración.

Para el modelo que proporciona calefacción el sistema se dimensiona por la

necesidades de ésta ya que requiere menos metros cuadrados que dimensionar por

electricidad, produciendo así una cobertura total de las necesidades de calefacción y

el 43.5 % de las eléctricas. En el caso de los modelos que proporcionan refrigeración,

el sistema se dimensiona por las necesidades de esta, ya que es el método que menos

superficie de paneles requiere, cubriendo así el 100 de las necesidades de

refrigeración, el 71.5 % de las de calefacción y ACS (solo en el caso del de

poligeneración total) y en torno al 27.5 % de las necesidades eléctricas de las

viviendas.

Tabla 4.1. Cobertura de necesidades energéticas por cada modelo para 100 viviendas.

MODELO Cobertura de electricidad

(%)

Cobertura de ACS y

calefacción (%)

Cobertura de refrigeración

(%)

Superficie de paneles

(m2) Solo

electricidad 100 0 0 3138

Elec. y calor 43.5 100 0 1366 Elec. y frío 27.5 0 100 975

Elec. , calor y frío

27.5 71.5 100 975

4.2 RESULTADOS ECONÓMICOS

Para comprobar la viabilidad de cada uno de los modelos propuestos se

analizarán seguidamente variables económicas tan relevantes cómo el TIR, el VAN,


Página 102 de 203

el Periodo de Recuperación de la inversión (PR), así como el capital inmovilizado

(IF) para cada uno de los modelos.

A continuación se muestra en la Figura 4.4 los valores de la Tasa Interna de

Retorno para cada uno de los modelos propuestos para el sistema ORC en función de

la superficie de paneles solares instalada.

0 20000 40000 60000 80000 1000000,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

Ac [m2]

TIR

[p.u

.]

TIRPaneles;vacio;Cogeneración;completaTIRPaneles;vacio;Cogeneración;completa

TIRPaneles;vacio;Cogeneración;CalorTIRPaneles;vacio;Cogeneración;Calor

TIRPaneles;vacio;Cogeneración;fríoTIRPaneles;vacio;Cogeneración;frío

TIRPaneles;vacio;Solo;electricidadTIRPaneles;vacio;Solo;electricidad

TIRPanel;plano;Solo;electricidadTIRPanel;plano;Solo;electricidad

Figura 4.4. Tasa Interna de Retorno para los diferentes modelos.

Una primera apreciación que se puede hacer es que los dos modelos que solo

se dedican a la producción eléctrica son los que tienen la peor tasa interna de retorno,

esto nos lleva a deducir que cómo ya se vislumbraba con resultados anteriores la

poligeneración es una parte muy importante para que este sistema de ORC pueda

llegar a ser viable. Además cabe hacer otra apreciación, y es que en el caso que se


Página 103 de 203

quisiese realizar un sistema de producción únicamente eléctrica el modelo mas

rentable no es el basado en los tubos de vacío, sino el de los colectores planos, que

aunque tienen un peor rendimiento, su muy inferior coste los hace mucho mas

viables, con una TIR máxima de 3.3% frente al 2 % de los otros, aunque realmente

con esos valores de TIR ninguno de los dos modelos es rentable, al tener una TIR por

debajo de la tasa de descuento, que es del 10 %.

Atendiendo a los modelos con cogeneración, se ve que el mas rentable es el

de mas amplia poligeneración, es decir, el que produce electricidad, calefacción,

ACS y refrigeración, con una TIR máxima entorno al 6.2 %, ya que puede dar uso

durante todo el año a su calor residual, en invierno para calefacción y en verano para

refrigeración. Por el contrario los modelos que sólo optan por un tipo de energía para

realizar cogeneración (calefacción o refrigeración), al solo poder dar uso durante una

parte del año a su calor residual, tienen una tasa de retorno de la inversión

notablemente inferior, siendo la máxima posible del 4.3%. Entre estos dos modelos

cabe destacar que sus dos curvas del TIR se cruzan, lo que significa que para

superficies de colectores inferiores a los 30000 m2 es más rentable el modelo que

solo produce ACS y calefacción además de electricidad, ya que no requiere de

ningún de ningún elemento adicional que aumente su inversión de forma sustancial,

sin embargo para superficies mayores a esta se convierte en mas rentable el modelo

que produce solo refrigeración además de electricidad, ya que para ese tamaño de

planta se consigue amortizar de manera mas reducida la inversión adicional que

supone para este sistema las máquinas de absorción y las torres de refrigeración..

Aun así las diferencias del TIR entre los dos modelos para grandes tamaños es


Página 104 de 203

reducida pasando del 4.2% (calefacción) al 4.3 % (refrigeración), aunque con una

diferencia sustancial, y es que el al modelo que produce agua caliente para

calefacción y ACS tiene un periodo anual de utilización de los calores residuales del

30% mientras que el de refrigeración es del 70 %. Con esto se deduce que la

producción de agua caliente con la cogeneración es mucho más rentable que la

producción de refrigeración, por lo que si en el periodo estival hubiese alguna

posibilidad de darle aplicación a esa agua caliente, sería más rentable que producir

refrigeración.

A parte do todo lo comentado, en la gráfica se aprecia una tónica general, y es

que para superficies instaladas mayores de 10000 m2 la TIR de todos los modelos se

mantiene de forma estable gracias a las economías de escala, y mas concretamente en

todas ellas el principal incremento de la TIR se produce hasta los 5000 m2. Por lo que

estos serían los umbrales a partir de los que deberían construir estos sistemas, siendo

particularmente 10000 y no 5000 para aquellos sistemas que incluyan refrigeración,

ya que la inversión requerida para la máquina de absorción y la torre hagan este

ascenso de la TIR más paulatino. Este tamaño de entorno a los 10000 m2 supondría

realizar sistemas centralizados para el abastecimiento de barrios completos. Además

sería necesaria una modificación del diseño, que sería el cambio del expansor

volumétrico por una turbina.


Página 105 de 203

0 5000 10000 15000 200000,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

Ac [m2]

TIR

[p.u

.]TIRPaneles;vacio;Cogeneración;completaTIRPaneles;vacio;Cogeneración;completa

TIRPaneles;vacio;Cogeneración;CalorTIRPaneles;vacio;Cogeneración;Calor

TIRPaneles;vacio;Cogeneración;fríoTIRPaneles;vacio;Cogeneración;frío

TIRPaneles;vacio;Solo;electricidadTIRPaneles;vacio;Solo;electricidad

TIRPanel;plano;Solo;electricidadTIRPanel;plano;Solo;electricidad

Figura 4.5. Tasa Interna de Retorno para los diferentes modelos.

Los costes normalizados de producción de electricidad (Figura 4.6) siguen

una tendencia contraria a la TIR, y cómo ya se comento anteriormente debido a las

economías de escala. En esta gráfica se puede ver con mayor nitidez lo que ya se

apuntaba anterior mente, y es que el mejor sistema para la producción exclusiva de

electricidad es el modelo basado en colectores planos, que cómo muestra la gráfica

es el de menor coste de producción por MWh, en torno a los 520 € para potencias

instaladas alrededor de los 1000 kW (coste similar al obtenido con fotovoltaica).


Página 106 de 203

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000500

600

700

800

900

1000

1100

We [kW]

Cpr

od [€

/MW

h]Cprod;Paneles;vacio;Cogeneración;completaCprod;Paneles;vacio;Cogeneración;completa

Cprod;Paneles;vacio;Cogeneración;CalorCprod;Paneles;vacio;Cogeneración;Calor

Cprod;Paneles;vacio;Cogeneración;fríoCprod;Paneles;vacio;Cogeneración;frío

Cprod;Paneles;vacio;Solo;electricidadCprod;Paneles;vacio;Solo;electricidad

Cprod;Panel;plano;Solo;electricidadCprod;Panel;plano;Solo;electricidad

Figura 4.6. Coste de producción de la electricidad para los diferentes modelos cómo si esta fuese la única energía producida.

Se contempla cómo en los sistemas de cogeneración dichos costes son muy

superiores, casi el doble, y esto es debido a que por una parte se penaliza la

producción de electricidad es esos modelos para poder realizar la poligeneración,

aumentando la temperatura de cesión de calor, que incide gravemente sobre el

rendimiento; por otra parte las inversiones son mayores y éstas no sirven para

producir electricidad. En este sentido, se desprende que el coste de generación no es

un buen parámetro para medir la rentabilidad cuando hay poligeneración, siendo más

adecuado recurrir a la TIR.

La Figura 4.7 muestra la inversión que requiere exclusivamente el ciclo de

potencia (intercambiadores, bomba, expansor y alternador), y la primera apreciación

que se hace es el incremento sustancial que existe entre la inversión por kW en los


Página 107 de 203

modelos sin cogeneración y los cogenerados. Esta diferencia es debida a que en los

modelos que solo producen electricidad y no realizan cogeneración tienen que usar

cómo condensador un intercambiador de tubos aleteados para condensar con el aire,

siendo este tipo de intercambiadores mucho más voluminosos y caros que los de

carcasa y tubos (que solo se podrán usar si se calienta agua para cogeneración).

Aparte se aprecia cómo el ORC asociado a los paneles planos es mas barato que el de

los de tubo de vacío, aunque dicha diferencia se va disipando con el aumento de

tamaño. Con la salvedad de que para tamaños de sistemas por encima de los 500

kWe había que utilizar turbina en vez de expansor, por lo que se tendría en ese caso

unos costes de inversión en torno a los 1700 €/kW para un sistema de 1000kWe

[NREL02].

El analizar esta inversión parcial del ORC se lleva a cabo partiendo de la base

que actualmente en muchos edificios, actualmente ya se instalan sistemas con

paneles solares para ACS y calefacción gracias a subvenciones estatales, por lo que

este sistema se contempla cómo un añadido a lo que ya se hace, para producir

electricidad. Así el sobrecoste que genera el ORC ligado con la poligeneración sería

desde 1300 €/kW para 57 kW hasta 310 €/kW para 5.8MW, pasando por 650 €/kW

para 500 kW. Con esto se puede ver que dicho sobre coste sería la inversión real por

kW que habría que habría que realizar para la producción de energía adicional al

sistema, siendo este coste de inversión muy reducido. Así se compara con otras

tecnologías de producción eléctrica distribuida, este sistema tiene un coste inferior a

todas ellas (siempre y cuando se quiera instalar cómo algo adicional a un sistema de

paneles solares de tubo de vacío ya implantado), siendo estos valores [HERR07]:


Página 108 de 203

Tabla 4.2. Costes de inversión unitarios para diferentes tecnologías

Sistemas ORC Turbina de vapor Turbina de gas MCIA

Inversión (5 MWe) 325 €/kW 380 €/kW 1025 €/kW 890 €/kW

Viendo estos datos se puede decir que si se dispone de un sistema con paneles

solares de tubo de vacío ya implantado, es una inversión muy rentable instalarle un

ORC adicional para la producción de electricidad, siento esta elección más barata

que el resto de tecnologías de producción distribuida.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000250

700

1150

1600

2050

2500

We [kW]

Inve

rsió

nun

itaria

;OR

C [

€/kW

] InversiónPaneles;vacio;Cogeneración;completaInversiónPaneles;vacio;Cogeneración;completa

InversiónPaneles;vacio;Cogeneración;CalorInversiónPaneles;vacio;Cogeneración;Calor

InversiónPaneles;vacio;Cogeneración;fríoInversiónPaneles;vacio;Cogeneración;frío

InversiónPaneles;vacio;Solo;electricidadInversiónPaneles;vacio;Solo;electricidad

InversiónPanel;plano;Solo;electricidadInversiónPanel;plano;Solo;electricidad

Figura 4.7. Inversión unitaria del ORC para cada uno de los modelos.

En la Figura 4.8 se representa la inversión total a realizar para cada uno de los

modelos en función de los metros cuadrados de panel que se instalen. En ella se


Página 109 de 203

aprecia cómo las inversiones por m2 de todos los modelos son muy similares, la

única que discrepa de las demás es justamente la del modelo que utiliza paneles

planos debido a su muy inferior coste, del orden del 60 % menor. Esto refleja que el

único elemento sensiblemente relevante para el volumen de inversión del sistema es

el precio de los colectores solares.

0 20000 40000 60000 80000 1000000

2,000x107

4,000x107

6,000x107

8,000x107

1,000x108

Ac [m2]

I F T

otal

[€]

InversiónPaneles;vacio;Cogeneración;completaInversiónPaneles;vacio;Cogeneración;completa

InversiónPaneles;vacio;Cogeneración;CalorInversiónPaneles;vacio;Cogeneración;Calor

InversiónPaneles;vacio;Cogeneración;fríoInversiónPaneles;vacio;Cogeneración;frío

InversiónPaneles;vacio;Solo;electricidadInversiónPaneles;vacio;Solo;electricidad

InversiónPanel;plano;Solo;electricidadInversiónPanel;plano;Solo;electricidad

Figura 4.8. Inversión Total para cada uno de los modelos.

Para estos modelos desarrollados actualmente no tiene sentido hablar de

Periodos de Retorno, ya que el alto precio de los paneles solares, por ser tecnologías

emergentes, hace que la TIR de estos sistemas a día de hoy sea inferior a la tasa de

descuento.

Analizando las Figura 4.9, Figura 4.10 y Figura 4.11 se ve que para el

modelo de poligeneración total, el único componente que tiene una inversión relativa


Página 110 de 203

apreciable, a parte de los paneles, es la máquina de absorción (por el mismo motivo

que los paneles, por se tecnologías poco desarrolladas), estando todos los demás

componentes con inversiones relativas por debajo del 2 % de la inversión total.

Además con forme se aumenta la escala se acentúa dicha diferencia, llegando a ser el

92.5 % de la inversión los paneles, el 4 % la máquina de absorción y el 3.5 % el resto

de componentes, para una superficie de 32000 m2 y 1866 kWe de producción; siendo

algo menores las diferencias, pero aun así grandes, para superficies menores, cómo

por ejemplo para 975 m2 y 57 kWe, cómo se aprecia en la Tabla 4.3. No obstante, es

preciso notar que estas gráficas se han obtenido sin afectar a los paneles de una

economía de escala, precisamente por no disponer de datos de ellos.

Tabla 4.3. Inversión absoluta y relativa de los componentes del sistema para una superficie de paneles de 975 m2 y 57 kWe de potencia.

Modelo de poligeneración total Inversión Fija [€] Porcentaje de inversión [%]

Caldera 25195 2,15 Condensador 22486 1,92

Expansor 16389 1,40

Bomba 2943 0,25

Alternador 8554 0,73

ORC 75566 6,44

Colectores solares 938547 79,98 Máquina de absorción

(simple efecto) 134294 11,44

Torre de refrigeración 25096 2,14

TOTAL 1173503 100


Página 111 de 203

0 20000 40000 60000 80000 1000000

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Ac [m2]

I rela

tiva;

com

pone

ntes

[%

]IalternadorIalternador

IbombaIbomba

IcalderaIcaldera

IcondensadorIcondensador

Itorre;de;refrigeraciónItorre;de;refrigeración

IexpansorIexpansor

Figura 4.9. Inversión relativa de los componentes del sistema, excepto los paneles y la máquina de absorción, para el modelo de poligeneración total.

0 20000 40000 60000 80000 1000002

4

6

8

10

12

Ac [m2]

I rela

tiva;

abso

rció

n [

%]

Irelativa;máquina;absorcionIrelativa;máquina;absorcion

Figura 4.10. Inversión relativa de la máquina de absorción para el modelo de poligeneración total.


Página 112 de 203

0 20000 40000 60000 80000 10000070

75

80

85

90

95

Ac [m2]

I rela

tiva;

pane

les

[%

]

Irelativa;panelesIrelativa;paneles

Figura 4.11. Inversión relativa de los paneles para el modelo de poligeneración total.

4.3 COMPARACIÓN CON OTRAS TECNOLOGÍAS

Inicialmente por los servicios que ofrece el sistema ORC planteado, y por

estar basado en energía solar (paneles solares), las tecnologías con las que cabe

comparar este sistema son la Solar Fotovoltaica y la Solar Térmica. Debido a que es

el modelo con mayor TIR y con mayor grado de poligeneración (mayor cobertura de

servicios), el modelo de ORC de poligeneración completa (electricidad, ACS,

calefacción y refrigeración) será el que se use para compararlo con dichas

tecnologías.


Página 113 de 203

0 20000 40000 60000 80000 1000000

2,000x107

4,000x107

6,000x107

8,000x107

1,000x108

Ac [m2]

I F T

otal

[€]

InversiónORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaInversiónORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa

IF;FVIF;FV

IF;SoloTermicoIF;SoloTermico

Figura 4.12. Inversión total para los sistemas a comparar en función de los m2 de paneles instalados

Si se comparan las inversiones totales ha realizar (Figura 4.12), se ve cómo la

inversión por m2 del sistema Fotovoltaico es ligeramente inferior a la del ORC y el

Térmico, aunque esto es evidente, ya que este sistema hace un menor

aprovechamiento de la radiación solar por ser el sistema menos complejo, cómo se

puede apreciar en la Tabla 4.4. Mientras que el FV aprovecha el 11.27 % de la

energía solar, los otros dos aprovechan el 61.34 % de esta.

Tabla 4.4. Datos económicos y energéticos de los sistemas para una superficie de paneles de 975 m2 y 57 kWe de potencia.

EP [MWh/año] IF [M€] TIR [%] ηw [%] ηq [%] ηo [%]

FV 617,7 0,8539 4,25 11,27 0 11,27

Térmico 1324 1,183 6,17 0 61,34 61,34

ORC 1087 1,174 5,27 5,95 55,39 61,34


Página 114 de 203

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000300

520

740

960

1180

1400

We [kW]

Inve

rsió

nun

itaria

;OR

C [

€/kW

]

InversiónUnitaria;ORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaInversiónUnitaria;ORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa

Figura 4.13. Inversión por kWe del sistema ORC, únicamente el ciclo de potencia.

La inversión del sistema de ORC y la del sistema solo térmico son

prácticamente iguales, ya que ambos utilizan cómo elementos captadores de energía

los mismos paneles; representando estos la mayor parte de la inversión, cómo ya se

ha visto, entre el 75 % de la inversión para instalaciones muy reducidas, hasta el 95

% para las de gran tamaño. Con esto se puede deducir que realizando una pequeña

inversión adicional en estos sistemas; que ya se comercializan, se podría producir

electricidad. Así si se valora esa pequeña inversión, que es la del ORC, en función de

los kWe que obtendría con la instalación (Figura 4.13), se ve que estos son muy

reducidos (entorno a los 350-450 €/kW), siendo incluso menores que los de las

tecnologías convencionales de producción distribuida, citados en el apartado anterior

(Tabla 4.2), para instalaciones de gran tamaño (mayores de 1MWe), destinadas a


Página 115 de 203

sistemas centralizados para barrios completos. Ya que para instalaciones de reducido

tamaño (menos de 1MWe) los costes por kWe se incrementan en gran medida,

siendo de 1300 €/kW para instalaciones de 57 kWe.

Comparando las Tasas Internas de Retorno de las tres tecnologías se aprecia

que la del sistema propuesto, el ORC, es ligeramente inferior que la del sistema

Térmico, pero mayor que la del sistema FV. Esto es debido principalmente a que al

aplicar directamente el calor de los paneles a las máquinas de absorción la

temperatura del fluido es mucho mayor, pudiendo usar por ello máquinas de doble

efecto que tienen COP de 1.2, frente al 0.6 de las de simple efecto que usa el ORC,

obteniendo por ello mayor rentabilidad. Sin embargo para producción distribuida se

necesita un sistema que pueda producir todo tipo de energías, y este sistema es más

rentable que la solar FV. La Figura 4.15 también muestra que no hay ventaja en

retabilidad en pasar de 2000 m2 de panel (menos de 120 kWe), al menos con la

escasa economía de escala que se aplica hoy a estos equipos.

0 20000 40000 60000 80000 1000000,04

0,045

0,05

0,055

0,06

0,065

0,07

0,075

Ac [m2]

TIR

[p.u


TIRFVTIRFV



Página 116 de 203

Figura 4.14. Tasa Interna de Retorno para cada uno de los sistemas a comparar en función de los m2 de paneles instalados.

Aparte de todo lo argumentado para acoplar este sistema de ORC a los

sistemas térmicos, cabe destacar otra razón de peso, y es que el hecho de dar

cobertura a tantos tipos de energía requeridos con un mismo equipo proporciona

compacidad, sencillez, ahorro de espacio…

Si por último se analiza la Energía Primaría ahorrada por los tres sistemas se

ve cómo su tendencia es igual a la de la TIR, tienen un mayor EP el sistema Térmico

y el ORC (siendo algo mayor la del térmico), que el FV, siendo las razones de su

explicación las mismas de antes ya que la mayor o menor rentabilidad proviene de la

energía primaria que se ahorre, evaluándola cómo un ingreso.

0 20000 40000 60000 80000 1000000

2,000x107

4,000x107

6,000x107

8,000x107

1,000x108

1,200x108

1,400x108

Ac [m2]

EP

[kW

h/añ

o]

EPORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaEPORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa

EPFVEPFV

EPSoloTermicoEPSoloTermico

Figura 4.15. Energía Primaria ahorrada al año por cada uno de los sistemas a comparar en función de los m2 de paneles instalados.


Página 117 de 203

Todo este ahorro de EP no tiene importancia solo por el dinero ahorrado en

combustible, sino también por la reducción de emisiones contaminantes a la

atmósfera, que se producirían si esa energía se produjese con combustibles cómo el

Gas Natural.

4.4 MARCO SUBVENCIONADO

Para contemplar las posibilidades de rentabilidad actual se realizará también

una breve evaluación económica contemplando el marco actual de subvenciones (RD

436/2004) que podrían influir en el sistema propuesto. Así las subvenciones que le

afectarían serian:

• La subvención a la venta de electricidad en tecnologías

emergentes tales cómo la FV, que asciende a incrementar el precio de

venta de la electricidad en un 575 % en base a la tarifa media regulada.

• La subvención a la inversión de sistemas de energía solar por parte

de la Comunidad de Madrid, que asciende cómo máximo a 200000 €.

Si se consideran las Tasas Internas de Retorno, se ve cómo la del sistema con

ORC ya supera el 10 %, lo que quiere decir que empieza a ser rentable, y cómo se

aprecia, mejorando en gran medida la TIR del sistema exclusivamente térmico, que

solo supera levemente el 7 % de TIR.


Página 118 de 203

0 20000 40000 60000 80000 1000000,06

0,07

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

0,13

0,14

0,15

Ac [m2]

TIR

[p.u

.]

TIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaTIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa

TIRFVTIRFV


Contemplando las subvenciones

Figura 4.16. Tasa Interna de Retorno para cada uno de los sistemas a comparar en función de los m2 de paneles instalados y con las subvenciones mencionadas.

Capítulo 5 Análisis de sensibilidad

Página 119 de 203

5

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Para el análisis de sensibilidad del sistema a diferentes parámetros el estudio

se basará en un ORC de 975 m2 de colectores de tubo de vacío y 57 kWe de potencia

y poligeneración completa.

5.1 SENSIBILIDAD DE PARÁMETROS TÉCNICOS

Por un lado se estudiarán las variaciones de parámetros técnicos tales cómo

ηw, We en función de las incertidumbres de variables cómo ηT, ηm, ηe, G, Tamb, Te y

vp.

Siendo:

- ηw : rendimiento total del ORC en la producción de electricidad,

rendimiento eléctrico del sistema.

- We : potencia eléctrica producida por el ORC.

- ηT : rendimiento del expansor volumétrico.

- ηm : rendimiento de transmisión mecánica de potencia entre el expansor y el

alternador.

- ηe : rendimiento eléctrico de transformación del alternador.


Página 120 de 203

- G : irradiación solar.

- Tamb : temperatura de cesión de calor del ORC.

- Te : temperatura de salida del fluido de los paneles.

- vp : razón entre la presión de alta del ORC y la presión crítica del fluido.

Tabla 5.1. Variación del rendimiento eléctrico del sistema al variar el rendimiento del expansor y los rendimientos mecánico y el eléctrico del alternador. wη

Variables η∂ (p.u.) η (p.u.) ηη

∂∂ w (%)

wη∂ (%)

Tη + 0.01 0.8 + 8.307 + 0.08307

mη + 0.01 0.96 + 6.201 + 0.06201

eη + 0.01 0.96 + 6.201 + 0.06201

Siendo:

- ηη

∂∂ w : la variación del rendimiento eléctrico del sistema al variar una unidad

el rendimiento del expansor, el rendimiento mecánico o el eléctrico del

alternador.

- wη∂ : variación del rendimiento eléctrico del sistema al variar en un 1% el

rendimiento del expansor, el rendimiento mecánico o el eléctrico del

alternador.

En la Tabla 5.1 se puede ver cómo el rendimiento que mas afecta al

rendimiento total de transformación eléctrica del sistema es el rendimiento

del expansor, el cual al aumentar un 1 % provoca un aumento en el


Página 121 de 203

rendimiento del sistema del 0.08307 %, es decir, se incrementará en 0.08307,

y viceversa.

Los rendimientos eléctrico y mecánico del alternador provocan cambios

ligeramente inferiores, siendo estos del 0.06201 % al incrementar sus

rendimientos en un 1 %, por lo que el rendimiento del sistema se

incrementará en 0.06201, y viceversa.

Tabla 5.2. Variación de la potencia eléctrica del sistema al variar el rendimiento del expansor y los rendimientos mecánico y el eléctrico del alternador. eW

Variables η∂ (p.u.) η (p.u.) η∂

∂ eW(kW)

eW∂ (kW)

Tη + 0.01 0.8 + 80.69 + 0.8069

mη + 0.01 0.96 + 60.23 + 0.6023

eη + 0.01 0.96 + 60.23 + 0.6023

Siendo:

- η∂

∂ eW: la variación de la potencia eléctrica del sistema al variar una unidad

el rendimiento del expansor, el rendimiento mecánico o el eléctrico del

alternador.

- eW∂ : variación de la potencia eléctrica del sistema al variar en un 1% el

rendimiento del expansor, el rendimiento mecánico o el eléctrico del

alternador.


Página 122 de 203

En la Tabla 5.2 se puede ver cómo el rendimiento que mas afecta a la

potencia eléctrica del sistema es el rendimiento del expansor, el cual al

aumentar un 1 % provoca un aumento en la potencia del sistema de 0.8069

kW y viceversa.

Los rendimientos eléctrico y mecánico del alternador provocan cambios

ligeramente inferiores, siendo estos de 0.6023 kW al incrementar sus

rendimientos en un 1 %, por lo que al potencia del sistema se incrementará en

0.6023 kW, y viceversa.

Tabla 5.3. Variación del rendimiento eléctrico del sistema al variar el rendimiento del expansor y los rendimientos mecánico y el eléctrico del alternador. wη

Variables ∂ Valor ∂

∂ wη(%) wη∂ (%)

G [kW/m2] + 0.0976 0.976 + 2.185 + 0.2133

Pν [p.u.] + 0.024 1.2 + 0.6654 + 0.0160

ambT [ºC] + 5 60 - 0.04936 - 0.2468

eT [ºC] + 5 195 - 0.000106 - 0.00053

Siendo:

- ηη

∂∂ w : la variación del rendimiento eléctrico del sistema al variar una unidad

cada una de las variables de la tabla.

- wη∂ : variación del rendimiento eléctrico del sistema al variar para cada

variable su cantidad correspondiente.


Página 123 de 203

En la Tabla 5.3 se puede ver cómo las variables que mas afectan al

rendimiento total de transformación eléctrica del sistema son la irradiación y

la temperatura de cesión de calor. En el caso de la irradiación al aumentarla

un 10 % provoca un aumento en el rendimiento del sistema del 0.2133 %, es

decir, se incrementará en 0.2133, y viceversa. En el caso de la temperatura de

cesión de calor del ORC, al aumentarla un 5 ºC provoca una disminución en

el rendimiento del sistema del 0.2468 %, es decir, se reducirá en 0.2468, y

viceversa.

Las otras dos variables, la temperatura de salida del fluido de los paneles y la

razón ente la presión de alta y la critica del fluido, no tienen apenas influencia

sus variaciones sobre el rendimiento del sistema, lo cual es muy ventajoso, ya

que le confiere al sistema un alto grado de estabilidad.

En el caso de la razón de presiones, esta tiene una leve influencia, al

aumentarla un 2 % provoca un aumento en el rendimiento del sistema del

0.0160 %, es decir, se incrementará en 0.0160, y viceversa.

Tabla 5.4. Variación de la potencia eléctrica del sistema al variar el rendimiento del expansor y los rendimientos mecánico y el eléctrico del alternador. eW

Variables ∂ Valor ∂

∂ eW(kW) eW∂ (kW)

G [kW/m2] + 0.0976 0.976 + 80.47 + 7.854

Pν [p.u.] + 0.024 1.2 + 6.464 + 0.155

ambT [ºC] + 5 60 - 0.4795 - 2.398

eT [ºC] + 5 195 - 0.001025 - 0.005


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Siendo:

- ηη

∂∂ w : la variación de la potencia eléctrica del sistema al variar una unidad

cada una de las variables de la tabla.

- wη∂ : variación de la potencia eléctrica del sistema al variar para cada

variable su cantidad correspondiente.

En la Tabla 5.4 se puede ver cómo las variables que mas afectan a la potencia

eléctrica del sistema son la irradiación (evidentemente tiene que ser la que

mas afecte, pues proporciona un aumento directo de la potencia disponible) y

la temperatura de cesión de calor. En el caso de la irradiación al aumentarla

un 10 % provoca un aumento en la potencia eléctrica del sistema de 7.854 kW

y viceversa. En el caso de la temperatura de cesión de calor del ORC, al

aumentarla un 5 ºC provoca una disminución en la potencia eléctrica del

sistema de 2.398 kW y viceversa.

Las otras dos variables, la temperatura de salida del fluido de los paneles y la

razón ente la presión de alta y la critica del fluido, no tienen apenas influencia

sus variaciones sobre la potencia del sistema, lo cual es muy ventajoso, ya

que le confiere al sistema un alto grado de estabilidad.


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En el caso de la razón de presiones, esta tiene una leve influencia, al

aumentarla un 2 % provoca un aumento en el rendimiento del sistema de

0.155 kW y viceversa.

5.2 SENSIBILIDAD DE PARÁMETROS ECONÓMICOS

A continuación se muestra en la Tabla 5.5 la variación de los parámetros

económicos: Cprod y TIR cuando se varía la irradiación solar, G, un 10 %.

Tabla 5.5. Variación de los parámetros económicos en función de la variación de la irradiación.

Variable económica

∂ G [kW/m2] G [kW/m2] G∂

∂ var var∂

prodC [€/MWh] + 0.0976 0.976 - 1275 - 124.44

TIR [p.u.] + 0.0976 0.976 + 0.05034 + 0.005

Siendo:

- G∂

∂ var: la variación de la variable económica cuado la irradiación varía una

unidad.

- var∂ : la variación de la variable económica cuado la irradiación varía un

10 %.

Según la Tabla 5.5 se observa que el coste de producción (Cprod), se reduce en

124.44 €/MWh si la irradiación aumenta un 10 % y viceversa, lo cual es lógico


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puesto que el sistema tiene un incremento de potencia sin necesidad de aumentar la

superficie de colectores.

En el caso de la TIR, un incremento del 10 % en la irradiación provocará un

incremento del 0.5 % y viceversa.


económicos: Cprod y TIR cuando se incrementa en un 1 % el rendimiento del

expansor.

Tabla 5.6. Variación de los parámetros económicos en función del rendimiento del expansor.

Variable económica Tη∂ [p.u.] Tη [p.u.]

Tη∂∂ var

var∂

prodC [€/MWh] + 0.01 0.8 - 1491 - 14.91

TIR [p.u.] + 0.01 0.8 + 0.01226 + 0.000123

Siendo:

- Tη∂

∂ var: la variación de la variable económica cuado el rendimiento del

expansor varía una unidad.

- var∂ : la variación de la variable económica cuando el rendimiento del

expansor un 1 %.

Según la Tabla 5.6 se observa que el coste de producción (Cprod), se reduce en

14.91 €/MWh si el rendimiento del expansor aumenta en un 1 % y viceversa, lo cual


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es lógico puesto que para la misma potencia de entrada al sistema se produce mas

energía eléctrica.

En el caso de la TIR, un incremento del 1 % en el rendimiento del espansor

provocará un incremento del 0.0123 % y viceversa.


económicos: Cprod y TIR cuando se incrementa en 5 ºC la temperatura de cesión de

calor del ORC.

Tabla 5.7. Variación de los parámetros económicos en función de la temperatura de cesión de calor.

Variable económica ambT∂ [ºC] ambT [ºC]

ambT∂∂ var

var∂

prodC [€/MWh] + 5 60 + 8.683 + 43.415

TIR [p.u.] + 5 60 ≈ 0 ≈ 0

Siendo:

- ambT∂

∂ var: la variación de la variable económica cuado la temperatura de

cesión de calor del ORC varía 1 ºC.

- var∂ : la variación de la variable económica cuado la temperatura de cesión

de calor del ORC varía 5 ºC.

Según la Tabla 5.7 se observa que el coste de producción (Cprod), aumenta en

43.415 €/MWh si la temperatura de cesión de calor del ORC aumenta en un 5 ºC y

viceversa, lo cual es lógico puesto que para la misma potencia de entrada al sistema


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se produce menos energía eléctrica ya que el rendimiento del ciclo disminuye al

aumentar la temperatura del foco frío.

En el caso de la TIR, un incremento de 5 ºC en la temperatura de cesión de

calor apenas provoca variación en la TIR.

Ahora se procede a analizar la sensibilidad de la TIR del sistema en función

de la variación del precio comercial de la electricidad y el gas natural.

1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,50,052

0,054

0,056

0,058

0,06

0,062

0,064

0,066

0,068

Prec relativo [p.u.]

TIR

OR

C [p

.u.]

Variación ElectricidadVariación Electricidad

Variación Gas NaturalVariación Gas Natural

Figura 5.1. Sensibilidad de la Tasa Interna de Retorno a la variación del precio de la electricidad (producida y consumida) y el gas natural.

Cómo se aprecia en la Figura 5.1 la TIR de sistema propuesto es más sensible

a la variación del precio de la electricidad que al del gas natural. Pero lo que refleja

la Figura 5.1 principalmente es la gran posibilidad de incrementar la TIR para


Página 129 de 203

situaciones económicas futuras donde se incrementen notablemente el precio de

cualquiera de las dos (electricidad o gas natural). Así, si el gas natural incrementa su

precio un 50 % la TIR subiría de 5.27 % a 6.05 %, mientras que si aumenta un 50 %

el precio de la electricidad, la TIR subiría hasta el 6.62 %.

100 200 300 400 500 600 700 800 9000,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,1

0,11

0,12

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Prec por;m2 [€/m2]

TIR

OR

C [p

.u.]

TIRTIR

Cpr

od;O

RC

[€/

MW

h]

CprodCprod

Pendiente = 1.6 €prodducción / €precio

Situación actual

umbral de rentabilidad

Figura 5.2. Sensibilidad de la Tasa Interna de Retorno y el coste de producción a la variación del precio de los paneles (se ha considerado un descuento del 38% aplicable a superficies mayores de 500 m2).

Si comprobamos ahora la sensibilidad de la TIR y el “Coste de producción”

al precio de los paneles solares de tubo de vacío, se ve en la Figura 5.2 cómo la

sensibilidad de ambos parámetros al precio de los paneles es muy relevante.

El coste de producción se incrementa en 1.6 € por cada euro que se

incrementa el precio de los paneles viceversa. Por ello si evoluciona la tecnología de

producción de estos paneles y su comercialización comienza a crecer de volumen, el


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sistema propuesto podrá reducir en gran medida sus costes de producción y con ellos

aumentar radicalmente la TIR, pues el elemento principal del sistema son los

paneles.

Para alcanzar el umbral de rentabilidad del sistema propuesto (TIR del 10%,

igual que la tasa de descuento) sin recurrir a subvenciones, se necesitaría que el

precio por metro cuadrado de los paneles descendiese hasta 142.8 € (230 € de precio

nominal), obteniendo unos costes de producción de 459.7 €/MWh.

Capítulo 6 Conclusiones

Página 131 de 203

6

CONCLUSIONES

6.1 CONCLUSIONES TÉCNICAS

Se ha comprobado en este proyecto que el Ciclo de Rankine Orgánico resulta

útil para el aprovechamiento de fuentes térmicas de baja y moderada temperatura,

presentando la ventaja de poder emplear equipos compactos debido a que tienen un

salto entálpico por unidad de volumen elevado. Concretamente se han visto las

enormes posibilidades de hibridar los sistemas de producción de energía térmica

(colectores solares) con un ORC, creando la posibilidad de obtener con un mismo

sistema todos los tipos de energía que una vivienda puede demandar, sin necesidad

de acudir a sistemas de producción eléctrica cómo los fotovoltaicos que son caros y

menos rentables que el planteado.

Otra ventaja es que este alto grado de poligeneración se puede conseguir sin

necesidad de acudir a sistemas basados en combustibles fósiles, que son los que hasta

ahora han sido diseñados para crear sistemas de alto grado de poligeneración

(electricidad, calor y refrigeración), consiguiendo así una fuente de múltiples

energías con un solo sistema y compacto, además de fácilmente mimetizable con el

entorno cómo se ha hecho hasta ahora (colocando los paneles en los tejados de las

edificaciones).


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Si se analiza el sistema propuesto dimensionándolo para un bloque de 100

viviendas se ve cómo aparte de la cobertura convencional de ACS, calefacción (70 %

de cobertura) y a veces refrigeración (100 % de cobertura) que proporcionan los

sistemas de paneles solares térmicos instalados hasta ahora, éste proporciona una

cobertura adicional del 27 % de sus requerimientos eléctricos. Y esto con una

inversión e 1.15 M€. Es decir con un sobre coste por vivienda de 11500 € se suplen

esos porcentajes de energías durante toda la vida útil del sistema (40 años).

Otra ventaja desde el punto de vista medioambiental sería su alto grado de

ahorro de energía primaria, lo que se traduce en unas menores emisiones de

contaminantes a la atmósfera, entre otros el CO2.

6.2 CONCLUSIONES ECONÓMICAS

Si se consideran la TIR del sistema propuesto en su conjunto, esta es de 5.27

% para el tamaño necesario calculado para las 100 viviendas, lo que denota que no es

rentable, por ser inferior a la tasa de descuento. Pero esto es lógico, ya que cómo

todas las tecnologías basadas en e energías renovables no se deben ver cómo

alternativas actuales, sino cómo vías futuras.

Si analizamos el ORC cómo un sistema adicional a implantar en los sistemas

ya utilizados de sistemas térmicos, se ve cómo el coste de inversión de esta, por kW,

es del mismo orden que las de otras tecnologías de producción distribuida,

concretamente de 325 €/kW para las 100 viviendas.


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Si lo miramos desde el marco actual de subvenciones se ve cómo el sistema si

es rentable, superando la tasa de descuento, aunque por poco, pero esto es lógico, ya

que la cuantía de las subvenciones no se asignan para obtener grandes márgenes, sino

para hacer minimamente rentables los sistemas y que evolucionen. En concreto la

TIR que alcanza el sistema es del 10.69 %, que además es lógico que no sea mayor

ya que para 100 viviendas del tamaño del sistema no es muy grande por lo que las

rentabilidades son menores.

Si contemplamos además la gran dependencia que tiene la inversión del

sistema de los paneles, pudiendo oscilar entre el 75 % y el 95 % del total

dependiendo del tamaño, se deduce una gran posibilidad de mejorar los resultados

económicos. Esto es debido a que al estar este tipo de paneles todavía en fase de

mejora (aprendizaje tecnológico) y de inmersión en el mercado (bajo volumen de

ventas, lo que se traduce en mayores costes), existen estos dos grandes factores por

los que es previsible que pueda disminuir en gran medida el precio de los paneles en

el futuro.

Aparte la más que probable subida de precio del gas natural en el futuro

debido a su naturaleza fósil y por ello no renovable situaría a este sistema en una

posición más favorable económicamente hablando.

Además la mayor sensibilidad del sistema a la variación del precio de la

electricidad que al del gas natural hace que éste sea mucho más flexible, ya que hace

que la rentabilidad del sistema no tenga una gran dependencia del lugar donde se

implante y el uso que se le de a la energía calorífica.

_________________ Bibliografía

Página 134 de 203

BIBLIOGRAFÍA

[BEJA96] A. Bejan, G. Tsatsaronis, M. Moran, “Thermal Design & Optimization”,

John Wiley & Sons, New York, 1996.

[CAJA06] Consejería de Economía e Innovación Tecnológica, “Guía de la energía

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[FRAN99] Frank P. Incropera y David P. De Witt, “Fundamentos de Transferencia

de Calor”, cuarta edición, Pearson Prentice Hall. 1999.

[HERR07] L.E. Herranz, J.I. Linares, B.Y. Moratilla, “Apuntes de Tecnologías

Energéticas”, Escuela Tecnica Superior de Ingeniería ICAI, Madrid, 2007.

[HONE03] Honeywell, 245fa-WF. A working fluid for waste heat recovery and

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(www.fchart.com).2005.

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[TOTA07] www.totaline.es/

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[VIES01] VIESSMANN, VITOSOL 200. Datos técnicos (5828 127-2-E 6/2001).

www.viessmann.es

Anexo I _Análisis de viabilidad económica de proyectos

Página 136 de 203

ANEXOS


Página 137 de 203


Página 138 de 203


Página 139 de 203


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Anexo II _Modelo desarrollado

Página 147 de 203

MODELO DESARROLLADO

$UnitSystem SI bar C "CONDENSADOR" " Calcula el diámetro interior de las tuberías del condensador" procedure diamcon(D_excon$:Dextcon;Dintcon) "Catálogo de Titaline" if(D_excon$ = '1/4') then endif if(D_excon$='5/16') then endif if(D_excon$='3/8') then endif if(D_excon$='1/2') then endif if(D_excon$='5/8') then endif if(D_excon$='3/4') then endif if(D_excon$='7/8') then endif end {-------------------------------------------------} "Procedimiento para evaluar la velocidad del fluido y la perdida de carga en la CALDERA. Determina el tamaño adecuado de las tuberías." procedure evaluar_caldera(DELTAp_ctubos;DELTAp_ccarcasa;vel_c_o;vel_c_w:Eval_c_tubos$;Eval_c_carcasa$) If ((DELTAp_ctubos<0,14) AND (vel_c_o<3)) then endif


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If ((DELTAp_ctubos>0,14) AND (vel_c_o<3) AND (DELTAp_ctubos<0,21)) then endif If ((vel_c_o>3) OR (DELTAp_ctubos>0,21)) then endif If ((DELTAp_ccarcasa<0,14) AND (vel_c_w<3)) then endif If ((DELTAp_ccarcasa>0,14) AND (vel_c_w<3) AND (DELTAp_ccarcasa<0,21)) then endif If ((vel_c_w>3) OR (DELTAp_ccarcasa>0,21)) then endif end {-------------------------------------------------} "Procedimiento para evaluar la perdida de carga en el CONDENSADOR. Determina el tamaño adecuado de las tuberías." procedure evaluar_cond(DELTA_p_con_total:Eval_cond$) If (DELTA_p_con_total<0,14) then endif If ((DELTA_p_con_total>0,14) AND (DELTA_p_con_total<0,21)) then endif If (DELTA_p_con_total>0,21) then endif end {-------------------------------------------------} "Calcula las areas características del condensador partiendo de unos datos dados" procedure areascon(t_con;Nalet_con;Daleta_con;Dextcon;Dintcon:Aocon;Afcon;Aicon) "Nalet_con=Nº de aletas por unidad de longitud" "t_con= espesor de la aleta [m]" "Ao area sin aletas [m^2/m]" "Af Area de aletas [m^2/m]" Aocon=pi*Dextcon*(1-Nalet_con*t_con) Afcon=(2*pi*(Daleta_con^2/4-Dextcon^2/4)+pi*Daleta_con*t_con)*Nalet_con Aicon=pi*Dintcon end "Calcula la eficiencia de las aletas del condensador" procedure eta_alet_con(Dextcon;Daleta_con;Kwa_con;h_extcon;t_con:eta_f_con) { Las ecuaciones se han tomado de KUPPAN } rho_con=((Dextcon/2)/(Daleta_con/2))


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Ap_con=t_con*(Daleta_con/2-Dextcon/2) Fhi_con=((Daleta_con/2-Dextcon/2)^(3/2))*(2*h_extcon/(Kwa_con*Ap_con))^0,5 C1_con=(2*rho_con/(Fhi_con*(1+rho_con))) C2_con=Bessel_I1(Fhi_con/(1-rho_con))*Bessel_K1(Fhi_con*rho_con/(1-rho_con))-Bessel_K1(Fhi_con/(1-rho_con))*Bessel_I1(Fhi_con*rho_con/(1-rho_con)) C3_con=Bessel_I0(Fhi_con*rho_con/(1-rho_con))*Bessel_K1(Fhi_con/(1-rho_con))+Bessel_I1(Fhi_con/(1-rho_con))*Bessel_K0(Fhi_con*rho_con/(1-rho_con)) eta_f_con=C1_con*C2_con/C3_con end {-------------------------------------------------} " Calcula el coeficiente de convección externo en el condensador" procedure h_extconde(Dextcon;T_amb;T_satcon;vcon;Aocon;Afcon;eta_f_con:Rextcon;h_extcon) Tm=(T_amb+T_satcon)/2 nu=VISCOSITY(Air;T=Tm) ro=density(Air;T=Tm;p=100) Re=ro*vcon*Dextcon/nu {Ecuación de McQuiston} Re=ro*vcon*Dextcon/nu j_4=0,0014+0,2618*Re^(-0,4)*((Aocon+Afcon)/Aocon)^(-0,15) j=j_4*(0,991*(2,24*Re^(-0,092)*(1/4)^(-0,031))^(0,607*(3))) h_extcon=(j*ro*vcon*1000*cp(Air;T=Tm))/((PRANDTL(Air; T=Tm))^(2/3)) Rextcon=1/(h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)) "Resistencia térmica teniendo en cuenta las aletas [MILLS, pag753]" end {-------------------------------------------------} "Calcula el coeficiente de convección interno en la zona de vapor sobrecalentado" procedure h_vconde(Nt_cond;Q_cond;Aocon;Afcon;Aicon;T_amb;DT_ae;T[2];h_extcon;eta_f_con;Dextcon;m_dot;Dintcon;T_satcon;Rparedcon:U_vcon;L_monoconv;m_conv;DT_v;T_svc;Tai_n2) $COMMON fluido$ Tm=(T[2]+T_satcon)/2 p=pressure(fluido$;x=0,5;t=T_satcon) Pr_v=prandtl(fluido$;p=p;t=Tm+0,1) mu_v=viscosity(fluido$;p=p;t=Tm+0,1) k_v=conductivity(fluido$;p=p;t=Tm+0,1) ro_v=density(fluido$;p=p;t=Tm+0,1) G=m_dot/Nt_cond*4/(pi*Dintcon^2) Re_v=G*Dintcon/mu_v if(Re_v < 2300) then h_vcon=k_v/Dintcon*3,66 else "Correlación de Gnielinski para regiones monofásicas (MILLS, pág. 281)" "Válida para 3000 < Re_D < 10^6" f_v=(0,79*ln(Re_v)-1,64)^(-2) h_vcon=k_v/Dintcon* f_v*(Re_v-1000)*Pr_v/(8*(1+12,7*(f_v/8)^0,5 *(Pr_v^0,666-1)))


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endif U_vcon=h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)/((Aocon+Afcon)*(1+h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)*(1/(h_vcon*Aicon)+Rparedcon))) deltah_sobre=enthalpy(fluido$;T=T[2]+0,1;P=p)-enthalpy(fluido$;x=1;P=p) Qmono=deltah_sobre*m_dot/Nt_cond R_v=(T[2]-T_satcon)/(T_amb+DT_ae-Tai_n2) P_v=(T_amb+DT_ae-Tai_n2)/(T[2]-Tai_n2) F_v=(ln((1-P_v)/(1-R_v*P_v)))/((R_v-1)*ln(R_v/(R_v+ln(1-R_v*P_v)))) DT_v=F_v*( (T[2]-(T_amb+DT_ae)) - (T_satcon-Tai_n2))/ln((T[2]-(T_amb+DT_ae))/(T_satcon-Tai_n2)) L_monoconv=Qmono*1000/((Aocon+Afcon)*U_vcon*DT_v) Rextcon=1/(h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)) T_svc=(Qmono*1000/L_monoconv)*(Rextcon+Rparedcon)+Tai_n2+(T_amb+DT_ae-Tai_n2)/2 { vm=volume(fluido$;T=Tm+0,1;P=p) m_conv=L_monoconv*(pi*Dintcon^2/4)/vm "Calculo la masa que contiene el condensador en la zona de vapor" } C_g=deltah_sobre/(T[2]-T_satcon) conta=1 m_conv=0 Tmsupext=(T_amb+DT_ae + Tai_n2)/2 repeat L=(L_monoconv/40)+(conta-1)*(L_monoconv/20) T=(T[2]-Tmsupext)*exp(-U_vcon*1e-3*(Aocon+Afcon)*L/(m_dot/Nt_cond*C_g))+Tmsupext v=volume(fluido$;p=p;t=T) m_conv=m_conv+(L_monoconv/20)*(pi*Dintcon^2/4)/v conta=conta+1 until (conta=21) end {----------------------------------------------------} "SHAH" "Calcula el coeficiente de convección en la zona bifásica [Correlación de Shah]" procedure h_bifconde(Nt_cond;Tai_n2;Tai_n3;Aicon;Rparedcon;h_extcon;eta_f_con;m_dot;Dintcon;T_satcon;Aocon;Afcon;T_amb;DT_ae:U_bifcon;L_bifcon;m_conbif;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];h_bif_con[1..20];DT_bif) $COMMON fluido$ U_bifcon0=h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)/(Aocon+Afcon) i_fg:=(enthalpy(fluido$;x=1;t=T_satcon)-enthalpy(fluido$;x=0;t=T_satcon) )*1000 DT_bif=((T_satcon-Tai_n2)-(T_satcon-Tai_n3))/ln((T_satcon-Tai_n2)/(T_satcon-Tai_n3))


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L_0=m_dot/Nt_cond*i_fg/(U_bifcon0*(Aocon+Afcon)*DT_bif) Rextcon=1/(h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)) Tpi0=(m_dot/Nt_cond*i_fg/L_0)*(Rextcon+Rparedcon)+Tai_n3+(Tai_n2-Tai_n3)/2 DT[1]=T_satcon-Tpi0 if(DT[1]<0) then DT[1]=0,1 p:=pressure(fluido$;x=0,5;t=T_satcon) Pr_l:=prandtl(fluido$;p=p;t=T_satcon-0,1) mu_l:=viscosity(fluido$;x=0;t=T_satcon) ro_l:=density(fluido$;x=0;t=T_satcon) k_l:=conductivity(fluido$;x=0;t=T_satcon) mu_v:=viscosity(fluido$;x=1;t=T_satcon) ro_v:=density(fluido$;x=1;t=T_satcon) G:=m_dot/Nt_cond*4/(pi*Dintcon^2) Dx=1/20 cp=CP(fluido$;T=T_satcon;x=0) Re=Dintcon*G/mu_l Pr=cp*1000*mu_l/k_l Nu=0,023*Re^0,8*Pr_l^0,3 hc_il=Nu*k_l/Dintcon itera=1 REPEAT i:=1 h_mcon:=0 m_conbif[itera]:=0 REPEAT "Integración en la zona bifásica" x_bif_con[i]=0,025+(i-1)*Dx Re_v:=G*x_bif_con[i]*Dintcon/mu_v if(Re_v > 35000) then else endif Dzcon[i]:=Dintcon*G*i_fg*Dx/(4*h_bif_con[i]*DT[itera]) h_mcon:=h_mcon+Dzcon[i]*h_bif_con[i] v=volume(fluido$;x=x_bif_con[i];T=T_satcon)


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m_conbif[itera]=m_conbif[itera]+Dzcon[i]*(pi*Dintcon^2/4)/v i:=i+1 UNTIL (i>20) L_bifcon[itera]:=sum(Dzcon[1..20]) h_bifcon[itera]:=h_mcon/L_bifcon[itera] "Calculo un coeficiente promedio" "Hasta aquí se ha calculado suponiendo que la temperatura de la pared interna del condensador es la de la habitación. Ahora se corrige esto mediante las resistencias témicas externas y de pared. Se calcula el calor por unidad de longitud a partir de la longitud determinada anteriormente, sin realizar ningún cálculo iterativo posterior." U_bifcon:=h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)/((Aocon+Afcon)*(1+h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)*(1/(h_bifcon[itera]*Aicon)+Rparedcon))) L_bifcon=m_dot/Nt_cond*i_fg/(U_bifcon*(Aocon+Afcon)*DT_bif) Tpi=(m_dot/Nt_cond*i_fg/L_bifcon)*(Rextcon+Rparedcon)+Tai_n3+(Tai_n2-Tai_n3)/2 itera=itera+1 DT[itera]=T_satcon-Tpi "DT corregida" if(DT[itera]<0) then DT[itera]=0,1 error=abs(DT[itera]-DT[itera-1]) UNTIL(error<0,01) m_conbif=m_conbif[itera-1] { conta=1 m_conbif=0 repeat L=(L_bifcon/40)+(conta-1)*(L_bifcon/20) x=U_bifcon*(Aocon+Afcon)*DT*L/(m_dot*i_fg) v=volume(fluido$;p=p;x=x) m_conbif=m_conbif+(L_bifcon/20)*(pi*Dintcon^2/4)/v conta=conta+1 until (conta=21) } end "Este procedimiento calcula el coeficiente total del intercambiador utilizando todas las subrutinas anteriores" procedure Utotcon(Nt_cond;Q_cond;Dintcon;Dextcon;eta_f_con;t_con;Nalet_con;Daleta_con;vcon;Kwt_con;m_dot;T_amb;T_satcon;T[2];T[3]:Ucon;L_totcon;m_con;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];L_bifcon;U_bifcon;L_vcon;Rextcon;h_extcon;U_vcon;h_bif_con[1..20];T_svc) $COMMON DT_ae; DTLM_c Rparedcon=ln(Dextcon/Dintcon)/(2*pi*Kwt_con) call areascon(t_con;Nalet_con;Daleta_con;Dextcon;Dintcon:Aocon;Afcon;Aicon) call h_extconde(Dextcon;T_amb;T_satcon;vcon;Aocon;Afcon;eta_f_con:Rextcon;h_extcon) call h_vconde(Nt_cond;Q_cond;Aocon;Afcon;Aicon;T_amb;DT_ae;T[2];h_extcon;eta_f_con;Dextcon;m_dot;Dintcon;T_satcon;Rparedcon:U_vcon;L_vcon;m_conv;DT_v;T_svc;Tai_n2) Tai_n3=T_amb call h_bifconde(Nt_cond;Tai_n2;Tai_n3;Aicon;Rparedcon;h_extcon;eta_f_con;m_dot;Dintcon;T_


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satcon;Aocon;Afcon;T_amb;DT_ae:U_bifcon;L_bifcon;m_conbif;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];h_bif_con[1..20];DT_bif) L_totcon=L_bifcon+L_vcon m_con=m_conv+m_conbif Ucon=(L_bifcon*U_bifcon*DT_bif+L_vcon*U_vcon*DT_v)/(L_totcon*DTLM_c) Ucon_ext=(L_bifcon*DT_bif+L_vcon*DT_v)/(L_totcon*DTLM_c) end {------------------------------------------------} "Procedimiento para calcular las caídas de presión en la zona bifásica" "Tomado de MILLS y CEAC" procedure D_p_bif_con(Nt_cond;Dtcon;Acon;theta_con;m_dot;Dintcon;T_satcon;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];L_bifcon:Gra_frico[1..20];Dp_frico[1..20];Grad_graco[1..20];Dp_graco[1..20];Gra_denco[1..20];Dp_denco[1..20];Dp_bif_frico;Dp_bif_graco;Dp_bif_denco) $COMMON fluido$ grav=9,81 mu_l:=viscosity(fluido$;x=0;t=T_satcon) mu_v:=viscosity(fluido$;x=1;t=T_satcon) ro_l:=density(fluido$;x=0;t=T_satcon) ro_v:=density(fluido$;x=1;t=T_satcon) G:=m_dot/Nt_cond*4/(pi*Dintcon^2) Dx=x_bif_con[2]-x_bif_con[1] "Diferencial de título que se utilizará en la integración" i:=1 Dp_bif_frico=0 Dp_bif_graco=0 Dp_bif_denco=0 "Se realiza una integración en 20 tramos" REPEAT "CAÍDA DEBIDA A LA FRICCIÓN" mu_ref_con[i]=1/(x_bif_con[i]/mu_v+(1-x_bif_con[i])/mu_l) Re_bif_con[i]=G*Dintcon/mu_ref_con[i] If Re_bif_con[i] <10000 then else endif ro_con[i]=x_bif_con[i]*ro_v+(1-x_bif_con[i])*ro_l Gra_frico[i]=f_con[i]*G^2/(Dintcon*2*ro_con[i]) Dp_frico[i]=Gra_frico[i]*Dzcon[i]/1000 "CAÍDA DEBIDA A LA ENERGÍA CINÉTICA" Grad_graco[i]=ro_con[i]*grav*sin(theta_con) Dp_graco[i]=Grad_graco[i]*Dzcon[i]/1000


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"CAÍDA DEBIDA A LA ENERGÍA CINÉTICA" Gra_denco[i]=-(G/ro_con[i])^2*ro_l*Dx/Dzcon[i] Dp_denco[i]=Gra_denco[i]*Dzcon[i]/1000 Dp_bif_frico=Dp_bif_frico+Dp_frico[i] Dp_bif_graco=Dp_bif_graco+Dp_graco[i] Dp_bif_denco=Dp_bif_denco+Dp_denco[i] i:=i+1 UNTIL (i>20) end {***********************************} "Procedimiento para calcular las perdidas de carga en la zona vapor sobrecalentado" "Tomado de MILLS y CEAC" procedure delta_p_vapor_con(Nt_cond;L_vcon;p[2];T[2];Dtcon;Acon;theta_con;m_dot;Dintcon;T_satcon:Gra_fricon_vap;Grad_gracon_vap;Gra_dencon_vap;Dp_fricon_vap;Dp_gracon_vap;Dp_dencon_vap) $COMMON fluido$ grav=9,81 Tm=(T[2]+T_satcon)/2 mu:=viscosity(fluido$;P=P[2];T=Tm+0,1) ro_2:=density(fluido$;P=P[2];T=T[2]+0,1) ro_v:=density(fluido$;x=1;t=T_satcon) ro=density(fluido$;P=P[2];T=Tm+0,1) G:=m_dot/Nt_cond*4/(pi*Dintcon^2) "CAÍDA DEBIDA A LA FRICCIÓN" Re_vap_con_medio=G*Dintcon/mu If Re_vap_con_medio <10000 then f_con_vap=64/Re_vap_con_medio else f_con_vap=1/(0,79*Ln(Re_vap_con_medio)-1,64)^2 "Formula de Petukhov" endif Gra_fricon_vap=f_con_vap*G^2/(Dintcon*2*ro) "Gradiente de fricción [Pa/m]" Dp_fricon_vap=Gra_fricon_vap*L_vcon/1000 "CAÍDA DEBIDA A LA ENERGÍA POTENCIAL" Grad_gracon_vap=ro*grav*sin(theta_con) Dp_gracon_vap=Grad_gracon_vap*L_vcon/1000 "CAÍDA DEBIDA A LA ENERGÍA CINÉTICA" Gra_dencon_vap=-(G/ro)^2*(ro_v-ro_2)/L_vcon "Gradiente de energía cinética [Pa/m]" Dp_dencon_vap=Gra_dencon_vap*L_vcon/1000 end


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{***********************************} "Factor correector vsc-condensador" procedure factor_tvc(Re_vc;T_svc;Tm_vc:f_tvc) if(Re_vc < 2300) then f_tvc=((T_svc+273)/(Tm_vc+273))^(1) else f_tvc=((T_svc+273)/(Tm_vc+273))^(-0,1) endif end {***********************************} "Calcula DTLM en condensador" procedure DTLM_con(Dtcon; Tsub; T[2]; T_amb; DT_ae: DTLM_c ) D1=Dtcon-Tsub D2=T[2]-(T_amb+DT_ae) if(abs(D1-D2)<0,01) then DTLM_c=D1 else DTLM_c=(D1-D2)/ln(D1/D2) endif end {***********************************} "CALDERA" function fluido_ORC$(colector$) if(colector$='vacio') then fluido_ORC$='R245fa' else fluido_ORC$='Propylene' endif end function RO(colector$) if(colector$='vacio') then RO=0,84 else RO=0,832 endif end function k_1(colector$) if(colector$='vacio') then k_1=1,75e-3 else k_1=0,00243 endif end function k_2(colector$) if(colector$='vacio') then k_2=0,008e-3 else


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k_2=0,000018 endif end function Nussel_c_o(Re_c_o;f_c_o;Pr_c_o) if(Re_c_o<2300) then Nussel_c_o=4,36 else Nussel_c_o=((f_c_o/8)*(Re_c_o-1000)*Pr_c_o)/(1+12,7*(f_c_o/8)^(1/2)*(Pr_c_o^(2/3)-1)) endif end function Nussel_c_w(Re_c_w;f_c_w;Pr_c_w) if(Re_c_w<2300) then Nussel_c_w=4,36 else Nussel_c_w=((f_c_w/8)*(Re_c_w-1000)*Pr_c_w)/(1+12,7*(f_c_w/8)^(1/2)*(Pr_c_w^(2/3)-1)) endif end function Nussel_cond1_o(Re_cond1_o;f_cond1_o;Pr_cond1_o) if(Re_cod1_o<2300) then Nussel_cond1_o=4,36 else Nussel_cond1_o=((f_cond1_o/8)*(Re_cond1_o-1000)*Pr_cond1_o)/(1+12,7*(f_cond1_o/8)^(1/2)*(Pr_cond1_o^(2/3)-1)) endif end "Calcula el factor de corrección del intercambiador" procedure F_correc_c(P_c;R_c:F_correccion_c) if(R_c=1) then F_correccion_c=P_c/((1-P_c)*ln(R_c/(R_c+ln(1-R_c*P_c)))) else F_correccion_c=1/((R_c-1)*ln(R_c/(R_c+ln(1-R_c*P_c))))*ln((1-P_c)/(1-P_c*R_c)) endif end " Calcula el diámetro interior de las tuberías de la caldera" procedure diamcal(D_ex_c$:Dext_c;Dint_c) "Catálogo de Titaline" if(D_ex_c$ = '1/4') then endif if(D_ex_c$='5/16') then endif if(D_ex_c$='3/8') then endif if(D_ex_c$='1/2') then


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endif if(D_ex_c$='5/8') then endif if(D_ex_c$='3/4') then endif if(D_ex_c$='7/8') then endif end "Calculo de masa de la caldera" procedure masa_c_o(tipo;L_c;Np_c;Nt_c;P[1];Dint_c;T_grafo[1..50]:m_c_o) $COMMON fluido$ conta=1 m_c_o=0 repeat T=(T_grafo[conta]+T_grafo[conta+1])/2 if((conta<25) AND (tipo='calentador_agua')) then x_parte=1/24*(conta-1) +1/48 v=volume(fluido$;p=P[1];x=x_parte) else v=volume(fluido$;p=P[1];t=T) endif m_c_o=m_c_o+((L_c*Np_c*Nt_c)/49)*(pi*Dint_c^2/4)/v conta=conta+1 until (conta=49) end "Función de periodo de retorno del calculo economico" procedure PR_1(N;FC[1..N];I_F:PR) suma=0 PR=1 repeat suma=suma+FC[PR] PR=PR+1 until(suma>I_F) PR=PR-1 end "Calcula el factor de coste de instalación" procedure F_instalación(W_dot_neto:F_instal) if(W_dot_neto<=200) then F_instal=1,8


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endif if((W_dot_neto<=600) AND (W_dot_neto>200)) then F_instal=1,71 endif if((W_dot_neto<=2000) AND (W_dot_neto>600)) then F_instal=1,69 endif if((W_dot_neto<=4000) AND (W_dot_neto>2000)) then F_instal=1,61 endif if(W_dot_neto>4000) then F_instal=1,6 endif end "FUNCION DE CALCULO ECONOMICO" subprogram Calculo_economico(Prec_relativo_e;COP;Precio_elec_domestico;Subencion_venta;Prop_frio;Q_cond;W_e;I_F;C_OM_0;V_GN_0;V_elec_0:VAN;TIR;PR;C_prod;C_I) "Producción (electricidad) anual" W=W_e/1000 "MW" H=1974,88 "horas/año" "Vida útil del proyecto" N=40 "Precio venta del producto (electricidad) en año 0" V_0=76,588*Subencion_venta*Prec_relativo_e "€/MWh" "Costes de combustible en año 0" C_F_0=0/eta eta=0,52 "Tasas" r_r_OM=0,025 r_r_F=0,05 r_i=0,03 i_ef=0,1 "nivelacion costes OM" K1=(1+r_n_OM)/(1+i_ef) 1+r_n_OM=(1+r_r_OM){*(1+r_i)} C_OM/C_OM_0=K1*(1-K1^N)/(1-K1)*CRF "nivelacion costes F" K2=(1+r_n_F)/(1+i_ef)


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1+r_n_F=(1+r_r_F){*(1+r_i)} C_F=C_F_0*K2*(1-K2^N)/(1-K2)*CRF "nivelacion costes V" V/V_0=K3*(1-K3^N)/(1-K3)*CRF K3=(1+r_n_V)/(1+i_ef) 1+r_n_V=(1+r_i)*(1+r_i) CRF=(i_ef*(1+i_ef)^N)/((1+i_ef)^N-1) "nivelacion costes GN" V_GN=V_GN_0*K4*(1-K4^N)/(1-K4)*CRF K4=(1+r_n_V_GN)/(1+i_ef) 1+r_n_V_GN=(1+r_i)*(1+r_i) duplicate m=1;N FC[m]=((V_0*(1+r_n_V)^m-C_OM_0*(1+r_n_OM)^m-C_F_0*(1+r_n_F)^m)*W*H*(1-0,36) + V_GN_0*(1+0,05{r_n_V_GN})^m*(Q_cond/0,9)*H*(1-Prop_frio)*(1-0,36)/1000+ V_elec_0*(1+r_n_V)^m*(Q_cond)*H*Prop_frio*(1-0,36)/1000- Precio_elec_domestico*(1+r_n_V)^m*( {0.006*(Q_cond*(1+COP))^1.1686} {2E-07*(Q_cond*(1+COP))^2,626} 26,961*Ln(Q_cond*(1+COP)) - 171,38)*H*Prop_frio*(1-0,36)/1000 +I_F*0,36/N)/(1+i_ef)^m end VAN=sum(FC[1..N])-I_F "€" call PR_1(N;FC[1..N];I_F:PR) duplicate m=1;N FC_TIR[m]=((V_0*(1+r_n_V)^m-C_OM_0*(1+r_n_OM)^m-C_F_0*(1+r_n_F)^m)*W*H*(1-0,36) + V_GN_0*(1+0,05{r_n_V_GN})^m*(Q_cond/0,9)*H*(1-Prop_frio)*(1-0,36)/1000+ V_elec_0*(1+r_n_V)^m*(Q_cond)*H*Prop_frio*(1-0,36)/1000- Precio_elec_domestico*(1+r_n_V)^m*( {0.006*(Q_cond*(1+COP))^1.1686} { 2E-07*(Q_cond*(1+COP))^2,626} 26,961*Ln(Q_cond*(1+COP)) - 171,38)*H*Prop_frio*(1-0,36)/1000 +I_F*0,36/N)/(1+TIR)^m end sum(FC_TIR[1..N])-I_F=0 C_prod=C_F+C_OM+C_I C_I*(W*H)=I_F*CRF end "calculo del Q_dot exacto" procedure calculo_Q_dot(T_e;T_s;m_dot_w:Q_dot;Q_grafw[1..50];T_grafw[1..50]) Q_dot=0 suma=1 T_med=T_s-(T_e-T_s)/49/2 Q_grafw[suma]=0 T_grafw[suma]=T_s repeat T_med=T_med+(T_e-T_s)/49 CALL BRINEPROP('SpecHeat';'EG';44;T_med:C_w) C_g=m_dot_w*C_w Q_dot=Q_dot+C_g*((T_e-T_s)/49)


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suma=suma+1 Q_grafw[suma]=Q_dot T_grafw[suma]=T_med+(T_e-T_s)/49/2 until(suma>49) end "Dimensionado de la caldera" procedure Calculo_de_caldera(tipo;m_dot_w;metal$;fluido$;D_ex_c$;T_grafo[1..50];T_grafw[1..50];p[1];Np_c;Nt_c;m_dot;D_c_ex;Q_dot:DELTAp_ctubos;DELTAp_ccarcasa;U_c;UA_cmedio;L_c;A_cal;Dint_c;vel_c_o;vel_c_w;UA_c_fragmento[1..49];C_p_minimo_fragmento[1..49];factor_fragmento_o[1..49];factor_fragmento_w[1..49]) call diamcal(D_ex_c$:Dext_c;Dint_c) A_c_o=PI*Dint_c A_c_w=PI*(Dext_c) suma=1 DELTAp_ctubos=0 DELTAp_ccarcasa=0 L_c=0 UA_cmedio=0 U_c=0 repeat T_med_c_o=(T_grafo[suma]+T_grafo[suma+1])/2 if((T_med_c_o>146,8) AND (T_med_c_o<154) AND (fluido$='R245fa') AND (tipo='caldera')) THEN rho_c_o=(density(fluido$;t=155;p=p[1]) + density(fluido$;t=146;p=p[1]) )/2 mu_c_o=(viscosity(fluido$;t=155;p=p[1]) + viscosity(fluido$;t=146;p=p[1]) )/2 K_c_o=(conductivity(fluido$;t=155;p=p[1]) + conductivity(fluido$;t=146;p=p[1]) )/2 C_p_c_o=(specheat(fluido$;t=155;p=p[1])*1000 + specheat(fluido$;t=146;p=p[1])*1000 )/2 ELSE if((suma<25) AND (tipo='calentador_agua')) then x_parte=1/24*(suma-1) +1/48 rho_c_o=density(fluido$;t=T_med_c_o;x=x_parte) mu_c_o=(viscosity(fluido$;t=T_med_c_o;x=0) +viscosity(fluido$;t=T_med_c_o;x=1)) /2 K_c_o=(conductivity(fluido$;t=T_med_c_o;x=0) +conductivity(fluido$;t=T_med_c_o;x=1) )/2 C_p_c_o=(specheat(fluido$;t=T_med_c_o;x=0) + specheat(fluido$;t=T_med_c_o;x=1))*1000 /2


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else rho_c_o=density(fluido$;t=T_med_c_o;p=p[1]) mu_c_o=viscosity(fluido$;t=T_med_c_o;p=p[1]) K_c_o=conductivity(fluido$;t=T_med_c_o;p=p[1]) C_p_c_o=specheat(fluido$;t=T_med_c_o;p=p[1])*1000 endif ENDIF vel_c_o=m_dot/(rho_c_o*Nt_c*PI*(Dint_c/2)^2) Re_c_o=rho_c_o*Dint_c*vel_c_o/mu_c_o f_c_o=(0,79*ln(Re_c_o)-1,64)^(-2) Pr_c_o=C_p_c_o*mu_c_o/K_c_o Nu_c_o= Nussel_c_o(Re_c_o;f_c_o;Pr_c_o) h_c_o=Nu_c_o/Dint_c*K_c_o T_med_c_w=(T_grafw[suma]+T_grafw[suma+1])/2 if(tipo='caldera') THEN CALL BRINEPROP('SpecHeat';'EG';44;T_med_c_w:calor_esp_c) C_p_c_w=1000*calor_esp_c CALL BRINEPROP('density';'EG';44;T_med_c_w:rho_c_w) CALL BRINEPROP('thermalC';'EG';44;T_med_c_w:K_c_w) CALL BRINEPROP('DynVisc';'EG';44;T_med_c_w:visc_c) mu_c_w=visc_c/1000 ELSE rho_c_w=density(Water;t=T_med_c_w;p=p[1]) mu_c_w=viscosity(Water;t=T_med_c_w;p=p[1]) K_c_w=conductivity(Water;t=T_med_c_w;p=p[1]) C_p_c_w=specheat(Water;t=T_med_c_w;p=p[1])*1000 ENDIF D_c_w_eq=4*((D_c_ex/2)^2*PI-Nt_c*Np_c*((Dext_c)/2)^2*PI)/((D_c_ex/2)*2*PI+Nt_c*Np_c*((Dext_c)/2)*2*PI) vel_c_w=m_dot_w/(rho_c_w*PI*(D_c_w_eq/2)^2) Re_c_w=rho_c_w*D_c_w_eq*vel_c_w/mu_c_w f_c_w=(0,79*ln(Re_c_w)-1,64)^(-2) Pr_c_w=C_p_c_w*mu_c_w/K_c_w Nu_c_w=Nussel_c_w(Re_c_w;f_c_w;Pr_c_w) h_c_w=Nu_c_w/D_c_w_eq*K_c_w


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{DEFINIR VARIABLE NUEVA PARA ÁREA CON NT Y NP} invUA=1/(h_c_o*A_c_o)+ln((Dext_c)/(Dint_c))/(2*PI*k_(metal$; T_med_c_w))+1/(h_c_w*A_c_w) UA_c=1/invUA if(tipo='caldera') THEN L_c_parte=Q_dot*1000/(49*UA_c*Nt_c*Np_c*(((T_grafw[suma]-T_grafo[suma])-(T_grafw[suma+1]- else L_c_parte=Q_dot*1000/(49*UA_c*Nt_c*Np_c*(((T_grafo[suma]-T_grafw[suma])-(T_grafo[suma+1]- endif rug_rel_c=0,001 call calculo_factores_friccion(rug_rel_c;Re_c_o;Re_c_w:f_c_o_deltap;f_c_w_deltap) DELTAp_ctubos_parte=f_c_o_deltap*(L_c_parte*Np_c)/(Dint_c)*vel_c_o^2/(2*9,81)*(rho_c_o*9,81)/100000 DELTAp_ctubos=DELTAp_ctubos+DELTAp_ctubos_parte DELTAp_ccarcasa_parte=f_c_w_deltap*(L_c_parte)/(D_c_w_eq)*vel_c_w^2/(2*9,81)*(rho_c_w*9,81)/100000 DELTAp_ccarcasa=DELTAp_ccarcasa+DELTAp_ccarcasa_parte U_c=U_c+UA_c/(A_c_o)/49 UA_cmedio=UA_cmedio+UA_c*Nt_c*L_c_parte*Np_c UA_c_fragmento[suma]=UA_c*Nt_c*L_c_parte*Np_c C_g=m_dot_w*C_p_c_w C_o=m_dot*C_p_c_o C_dif=C_g-C_o IF(C_dif<=0) THEN C_p_minimo_fragmento[suma]=C_p_c_w/1000 factor_fragmento_o[suma]=0 factor_fragmento_w[suma]=1 ELSE C_p_minimo_fragmento[suma]=C_p_c_o/1000 factor_fragmento_o[suma]=1 factor_fragmento_w[suma]=0 ENDIF L_c=L_c+L_c_parte


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suma=suma+1 until(suma>49) A_cal=A_c_o*Nt_c*L_c*Np_c end "Programa de caldulo de los facotres de ficción para la perdida de carga" subprogram calculo_factores_friccion(rug_rel_c;Re_c_o;Re_c_w:f_c_o_deltap;f_c_w_deltap) 1/f_c_o_deltap^(1/2)=-2*log10(rug_rel_c/3,71+2,51/(Re_c_o*f_c_o_deltap^(1/2))) 1/f_c_w_deltap^(1/2)=-2*log10(rug_rel_c/3,71+2,51/(Re_c_w*f_c_w_deltap^(1/2))) end "Programa de calculo de grafica de la caldera" procedure calculo_grafica(Q_dot;m_dot;h[4];fluido$;p[1];T_grafw[1..50]:Q_graf[1..50];T_grafo[1..50];PPreal) i=1 repeat Q_graf[i]=(i-1)*Q_dot/49 h_graf[i]= Q_graf[i]/m_dot +h[4] if((h_graf[i]>467,6) AND (h_graf[i]<480) AND (fluido$='R245fa')) THEN T_grafo[i]=temperature(fluido$;p=p[1];h=467,6)+ (h_graf[i]-467,6)/(480-467,6)*(164,5-155,9) ELSE T_grafo[i]=temperature(fluido$;p=p[1];h=h_graf[i]) ENDIF PP_graf[i]=T_grafw[i]-T_grafo[i] i=i+1 until(i>50) PPreal=min(PP_graf[1..50]) end {-------------------------------------------------------------------------------------------------------} "PROGRAMA PRINCIPAL" fluido$=fluido_ORC$(colector$) "datos climáticos" "datos del ciclo" T[3]=T_amb+PP_con1


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T[1]=T_e-PP p[1]=P_CRIT(fluido$)*nu_p T_s=T[4]+PP "datos del colector" Q_dot=RO(colector$)*G*A_c-k_1(colector$)*(0,5*(T_s+T_e)-T_amb)*A_c-k_2(colector$)*(0,5*(T_s+T_e)-T_amb)^2*A_c 0=RO(colector$)*G*A_c-k_1(colector$)*(T_max-T_amb)*A_c-k_2(colector$)*(T_max-T_amb)^2*A_c DELTAT=(T_max*2-T_s)-T_e C_p_aire=specheat(Water;t=T_amb;P=P[2]) "condensador" m_dot*(enthalpy(fluido$;x=1;t=T[3])-h[3])=m_aire*C_p_aire*(T[3]-PP_con2-T_amb) Q_cond=m_dot*(h[2]-h[3]) Q_cond=m_aire*C_p_aire*(T_amb_s-T_amb) T_con_o[1]=T[3] T_con_o[2]=T[3] T_con_o[3]=T[2] Q_con_o[1]=0 Q_con_o[2]=m_aire*C_p_aire*(T[3]-PP_con2-T_amb) Q_con_o[3]=Q_cond T_con_a[1]=T_amb T_con_a[2]=T[3]-PP_con2 T_con_a[3]=T_amb_s "Caldera" call calculo_Q_dot(T_e;T_s;m_dot_w:Q_dot;Q_grafw[1..50];T_grafw[1..50]) C_g=m_dot*(h[1]-h[4])/(T[1]-T[4]) Q_dot=m_dot*(h[1]-h[4]) T[4]=temperature(fluido$;h=h[4];x=0) h[1]=enthalpy(fluido$;t=T[1];p=p[1]) h[4]=h[3]+v[3]*(p[1]-p[2])*100 v[3]=volume(fluido$;t=T[3];x=0) h[3]=enthalpy(fluido$;t=T[3];x=0) s[1]=entropy(fluido$;t=T[1];p=p[1]) h_s[2]=enthalpy(fluido$;p=p[2];s=s[1]) eta_T=(h[1]-h[2])/(h[1]-h_s[2]) p[2]=pressure(fluido$;t=T[3];x=0) T[2]=temperature(fluido$;p=p[2];h=h[2]) x[2]=quality(fluido$;t=T[2];h=h[2]) eta_ciclo=(h[1]-h[2]-h[4]+h[3])/(h[1]-h[4]) eta_sis=W_dot_neto/(G*A_c) W_dot_neto=m_dot*(h[1]-h[2]-h[4]+h[3]) s[2]=entropy(fluido$;t=T[2];h=h[2])


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s[3]=entropy(fluido$;t=T[3];x=0) s[4]=entropy(fluido$;t=T[4];h=h[4]) s_graf[1]=s[1] s_graf[2]=s[2] s_graf[3]=entropy(fluido$;x=1;p=p[2]) s_graf[4]=s[3] s_graf[5]=s[4] T_graf[1]=T[1] T_graf[2]=T[2] T_graf[3]=T[3] T_graf[4]=T[3] T_graf[5]=T[4] call calculo_grafica(Q_dot;m_dot;h[4];fluido$;p[1];T_grafw[1..50]:Q_graf[1..50];T_grafo[1..50];PPreal) "DIMENSIONADO CALDERA" call Calculo_de_caldera('caldera';m_dot_w;metal$;fluido$;D_ex_c$;T_grafo[1..50];T_grafw[1..50];p[1];Np_c;Nt_c;m_dot;D_c_ex;Q_dot:DELTAp_ctubos;DELTAp_ccarcasa;U_c;UA_cmedio;L_c;A_cal;Dint_c;vel_c_o;vel_c_w;UA_c_fragmento[1..49];C_p_minimo_fragmento[1..49];factor_fragmento_o[1..49];factor_fragmento_w[1..49]) UA_bifcon=U_bifcon*A_cond*lambda_con[2] UA_vcon=U_vcon*A_cond*lambda_con[1] Epsilon_c=(T_e-T_s)/(T_e-T[4]) call masa_c_o('caldera';L_c;Np_c;Nt_c;P[1];Dint_c;T_grafo[1..50]:m_c_o) "Evaluamos la caida de presión y la velocidad en la caldera" call evaluar_caldera(DELTAp_ctubos;DELTAp_ccarcasa;vel_c_o;vel_c_w:Eval_c_tubos$;Eval_c_carcasa$) "DIMENSIONADO DEL CONDENSADOR" duplicate i=1;50 T_grafw_cond[i]=(T_amb_s-T_amb)/49*(i-1)+T_amb end duplicate i=1;24 T_grafo_cond[i]=T[3] end duplicate i=25;50 T_grafo_cond[i]=(T[2]-T[3])/25*(i-25)+T[3] end


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call Calculo_de_caldera('calentador_agua';m_aire;metal$;fluido$;D_ex_calefa$;T_grafo_cond[1..50];T_grafw_cond[1..50];p[2];Np_calefa;Nt_calefa;m_dot;D_calefa_ex;Q_cond:DELTAp_calefatubos;DELTAp_calefacarcasa;U_calefa;UA_calefamedio;L_calefa;A_calefa;Dint_calefa;vel_calefa_o;vel_calefa_w;UA_calefa_fragmento[1..49];C_p_min_fragmento_calefa[1..49];factor_frag_calefa_o[1..49];factor_frag_calefa_w[1..49]) call masa_c_o('calentador_agua';L_calefa;Np_calefa;Nt_calefa;P[2];Dint_calefa;T_grafo_cond[1..50]:m_calefa_o) Kwa_con=k_(metal$; 45) Kwt_con=k_(metal$; 45) Dtcon=PP_con1 DT_ae=T_amb_s-T_amb Tsub=0 theta_con=0 {espesor_cond=(Dextcon-Dintcon)*1000/2 Dext_con=Dextcon*1000} call diamcon(D_excon$:Dextcon;Dintcon) Ltot_con=L_totcon*1000 T_satcon=T_amb+Dtcon call DTLM_con(Dtcon; Tsub; T[2]; T_amb; DT_ae: DTLM_c ) "Calculo las areas del condensador" call areascon(t_con;Nalet_con;Daleta_con;Dextcon;Dintcon:Aocon;Afcon;Aicon) "Sumo el area total" Acon=Aocon+Afcon "Calculo la eficiencia de las aletas" Haleta_con=ratio_aletacon*Dextcon t_con=t_conmm/1000 Daleta_con=Dextcon+2*Haleta_con call eta_alet_con(Dextcon;Daleta_con;Kwa_con;h_extcon;t_con:eta_f_con) "Este procedimiento calcula el coeficiente total del condensador" call Utotcon(Nt_cond;Q_cond;Dintcon;Dextcon;eta_f_con;t_con;Nalet_con;Daleta_con;vcon;Kwt_con;m_dot;T_amb;T_satcon;T[2];T[3]:Ucon;L_totcon;m_con;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];L_bifcon;U_bifcon;L_vcon;Rextcon;h_extcon;U_vcon;h_bif_con[1..20];T_svc) lambda_con[1]=L_vcon/L_totcon lambda_con[2]=L_bifcon/L_totcon "Caida de presión en el condensador en zona bifásica" call D_p_bif_con(Nt_cond;Dtcon;Acon;theta_con;m_dot;Dintcon;T_satcon;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];L_bifcon:Gra_frico[1..20];Dp_frico[1..20];Grad_graco[1..20];Dp_graco[1..20];Gra_denco[1..20];Dp_denco[1..20];Dp_bif_frico;Dp_bif_graco;Dp_bif_denco) "Sumo los componentes de la caida de presión" Dp_bif_con_tot=Dp_bif_frico+Dp_bif_graco+Dp_bif_denco "Caida de presión en el condensador en de vapor saturado"


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call delta_p_vapor_con(Nt_cond;L_vcon;p[2];T[2];Dtcon;Acon;theta_con;m_dot;Dintcon;T_satcon:Gra_fricon_vap;Grad_gracon_vap;Gra_dencon_vap;Dp_fricon_vap;Dp_gracon_vap;Dp_dencon_vap) "Sumo los componentes de la caida de presión" Tm_vc=(T[2]+T_satcon)/2 Re_vc=m_dot*4/(3,1416*Dintcon*viscosity(fluido$;p=P[2];t=Tm_vc)) call factor_tvc(Re_vc;T_svc;Tm_vc:f_tvc) Dp_vap_con_tot=Dp_fricon_vap*f_tvc+Dp_gracon_vap+Dp_dencon_vap "Caida de presión total" DELTA_p_con_total=Dp_bif_con_tot+Dp_vap_con_tot A_cond=Acon*L_totcon*Nt_cond Af_cond=Q_cond/(1,12*vcon*DT_ae) T_med_cond_o=(T[2]+T[3])/2 C_p_cond_o=specheat(fluido$;t=T_med_cond_o;p=p[2]) NTU_cond_vc=U_vcon*A_cond*lambda_con[1]/(C_p_cond_o*m_dot*1000) NTU_cond_bif=U_bifcon*A_cond*lambda_con[2]/(C_p_aire*m_aire*1000) "Evaluamos la caida de presión en el condensador" call evaluar_cond(DELTA_p_con_total:Eval_cond$) {------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------} "ANÁLISIS ECONÓMICO" "Inmovilizado" "caldera" Prec_c_2002=192500 Prec_c_2006=Prec_c_2002*(A_cal/1433,5 )^0,71*602,3/433*Cambio_a_€ "condensador" Prec_cond_2002=260000 Prec_cond_2006=(Prec_cond_2002*(A_cond/23100 )^0,8*602,3/433)*Cambio_a_€*(1-SI_frio)*(1-SI_calor) +(379,9*Q_cond^0,5555)*(SI_calor+SI_frio)/(SI_calor+SI_frio+1e-10) "bomba" W_bom=(v[3]*(p[1]-p[2])*100)*m_dot Prec_bom_2002=125000 Prec_bom_2006={Prec_bom_2002*(W_bom/88,34 )^0,39*602,3/433 *Cambio_a_€}{1,5976*((W_bom*2)*1000)^0,7372} 1,0066*(W_bom*1000)^0,8151 "turbina" Prec_turb_2002=700000 Prec_turb_2006={Prec_turb_2002*(W_dot_neto/1300 )^0,5*602,3/433*Cambio_a_€} {1,5976*(((W_dot_neto+W_bom)*2)*1000)^0,7372} 1,0066*((W_dot_neto+W_bom)*1000)^0,8151 "alternador" Prec_alter_2002=52000 Prec_alter_2006={Prec_alter_2002*(W_dot_neto/1300 )^0,66*602,3/433 *Cambio_a_€}{3E-06*(W_dot_neto*1000)^2 + 0,0649*(W_dot_neto*1000) + 214,74} { -2E-07*(W_dot_neto*1000)^2 + 0,0887*(W_dot_neto*1000) + 210,63} 0,9934*(W_dot_neto*1000)^0,767


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"paneles" Prec_paneles_2006= {2*812,34*A_c^0,8976*}{600*50*(A_c/50)^0,8976} A_c*Prec_por_m2 "maquina de adsorción" Prec_absorcion_2002={(725*2500^0,695)* trunc(Q_cond/2500)+725*(Q_cond - trunc(Q_cond/2500)*2500)^0,695} 725*Q_cond^0,695 Prec_absorcion_2006=Prec_absorcion_2002*515/395,6*F_dimi_ad*SI_frio "Torre de refrigeración" Prec_torre_2006=(82,554*(Q_cond*(1+COP_absorcion))^0,759)*SI_frio {155,86*(Q_cond*(1+COP_absorcion))^0,6821*SI_frio} call F_instalación(W_dot_neto:F_instal) I_F=(Prec_c_2006+Prec_cond_2006+Prec_bom_2006+Prec_turb_2006+Prec_alter_2006+Prec_absorcion_2006+Prec_torre_2006)*F_instal+Prec_paneles_2006*1,8 - 200000*SI_suben W_e=W_dot_neto*eta_m*eta_e "KW" W_e_ver=W_e-({2E-07*(Q_cond*(1+COP_absorcion))^2,626} 26,961*Ln(Q_cond*(1+COP_absorcion)) - 171,38)*SI_frio W_e_inv=W_e "KW" "Costes de operación y mantenimiento en año 0" C_OM_2002_$_=15,5 Cambio_a_€=0,8 C_OM_2006_$_=C_OM_2002_$_*((1+0,03)*(1+0,025))^4 C_OM_0= C_OM_2006_$_*Cambio_a_€ COP_comercial=3 COP_absorcion=0,6 V_elec_0=Precio_elec_domestico/COP_comercial*COP_absorcion*SI_frio*Prec_relativo_e call Calculo_economico(Prec_relativo_e;COP_absorcion;Precio_elec_domestico*SI_frio*Prec_relativo_e;Subencion_venta;Prop_frio;Q_cond;W_e;I_F;C_OM_0;V_GN_0*SI_calor*Prec_relativo_GN;V_elec_0:VAN;TIR;PR;C_prod;C_I) Inversión_ORC=((Prec_c_2006+Prec_cond_2006+Prec_bom_2006+Prec_turb_2006+Prec_alter_2006)*F_instal)/W_e W_e_FV=Produción_FV*A_c/1000 I_F_FV=W_e_FV*Inversión_FV - 200000*SI_suben C_OM_0_FV=C_om_FV call Calculo_economico(Prec_relativo_e;0;0;Subencion_venta;Prop_frio;Q_cond;W_e_FV;I_F_FV;C_OM_0_FV;0;0:VAN_FV;TIR_FV;PR_FV;C_prod_FV;C_I_FV) I_relativa_c=(Prec_c_2006)*F_instal/I_F*100 I_relativa_cond=(Prec_cond_2006)*F_instal/I_F*100 I_relativa_bom=(Prec_bom_2006)*F_instal/I_F*100 I_relativa_turb=(Prec_turb_2006)*F_instal/I_F*100 I_relativa_alter=(Prec_alter_2006)*F_instal/I_F*100 I_relativa_absorcion=(Prec_absorcion_2006)*F_instal/I_F*100 I_relativa_paneles=Prec_paneles_2006*1,8 /I_F*100 I_relativa_torre=Prec_torre_2006*F_instal /I_F*100


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"Para edificaciones" H=1974,88 H_i=H*(1-Prop_frio) H_v=H*Prop_frio Pot_calor*Nº_viviendas_i*m_2_vivienda=Q_cond*H_i*{*(SI_calor+SI_frio)/(SI_calor+SI_frio+1e-10)}SI_calor Pot_frio*Nº_viviendas_v*m_2_vivienda=Q_cond*H_v*COP_absorcion*SI_frio (Elec_Necesaria*Nº_viviendas_e*12)={(W_e_ver*H_v+W_e_inv*H_i)} W_e*H Nº_viviendas=max(Nº_viviendas_i;Nº_viviendas_v;Nº_viviendas_e) Cobertura_verano=100*Nº_viviendas_v/Nº_viviendas Cobertura_invierno=100*Nº_viviendas_i/Nº_viviendas Area_disponible=m_2_vivienda*viendas_planta Elec_producida_necesaria=(W_e_ver*H_v+W_e_inv*H_i)/(Elec_Necesaria*Nº_viviendas*12)*100 "Calculo solo con paneles solares para calor y frio" Prec_absorcion_2006DE=730*Q_dot^0,706*(515/434)*1,47*SI_frio Prec_torre_2006DE=82,554*(Q_dot*(1+COP_absorcion_PAN))^0,7591 {155,86*(Q_dot*(1+COP_absorcion_PAN))^0,6821*SI_frio} I_F_PAN=(Prec_absorcion_2006DE+Prec_torre_2006DE)*F_instal+Prec_paneles_2006*1,8 COP_absorcion_PAN=1,2 V_elec_0_PAN=Precio_elec_domestico/COP_comercial*COP_absorcion_PAN*SI_frio*Prec_relativo_e call Calculo_economico(Prec_relativo_e;COP_absorcion_PAN;Precio_elec_domestico*SI_frio*Prec_relativo_e;Subencion_venta;Prop_frio;Q_dot;0;I_F_PAN;C_OM_0*0,25;V_GN_0*Prec_relativo_GN;V_elec_0_PAN:VAN_PAN;TIR_PAN;PR_PAN;C_prod_PAN;C_I_PAN) EP_ORC=W_e*H/0,35+Q_cond*H_i/0,95+(Q_cond*H_v*COP_absorcion/COP_comercial)/0,35 "kWh/año" EP_solopaneles=Q_dot*H_i/0,95+(Q_dot*H_v*COP_absorcion_PAN/COP_comercial)/0,35 "kWh/año" EP_FV=(Produción_FV*A_c/1000)*H/0,35 eta_global=100*(W_e+Q_cond)/(G*A_c) eta_w=100*(W_e)/(G*A_c) eta_q=100*(Q_cond)/(G*A_c) Pot_calor*Nº_viviendas_iPAN*m_2_vivienda=Q_dot*H_i Pot_frio*Nº_viviendas_vPAN*m_2_vivienda=Q_dot*H_v*0,6 Nº_viviendasPAN=max(Nº_viviendas_iPAN;Nº_viviendas_vPAN) Cobertura_veranoPAN=100*Nº_viviendas_vPAN/Nº_viviendasPAN Cobertura_inviernoPAN=100*Nº_viviendas_iPAN/Nº_viviendasPAN

Anexo III _Propiedades de fluidos

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Anexo IV _Componentes TOTALINE

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Anexo V _Paneles solares

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daniel romero córdoba josé ignacio linares hurtado …de fluidos orgánicos en ciclo. estos...

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