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
Heatingbuildingcircuit
Coolingbuildingcircuit
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
.] TIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaTIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa
TIRFVTIRFV
TIRSoloTermicoTIRSoloTermico
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
Heatingbuildingcircuit
Coolingbuildingcircuit
Pump
Solar collectors
Boiler
Expansor
Electricgenerator
Condenser
Absorptionmachine
Coolingtower
Heatingbuildingcircuit
Coolingbuildingcircuit
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
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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.
Capítulo 1 Introducción
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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.
Capítulo 1 Introducción
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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
Capítulo 1 Introducción
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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.
Capítulo 1 Introducción
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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, %.
Capítulo 1 Introducción
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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.
Capítulo 1 Introducción
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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.
Capítulo 1 Introducción
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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
Página 20 de 203
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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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).
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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:
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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
Capítulo 2 Descripción de las tecnologías
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 55 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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 %.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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Figura 3.6. Imagen del programa del cálculo del ciclo.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Heatingbuildingcircuit
Coolingbuildingcircuit
Pump
Solar collectors
Boiler
Expansor
Electricgenerator
Condenser
Absorptionmachine
Coolingtower
Heatingbuildingcircuit
Coolingbuildingcircuit
Pump
Figura 3.7. Sistema completo de cogeneración.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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).
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 71 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 72 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 73 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 74 de 203
• 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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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Figura 3.11. Programa de cálculo del dimensionado de intercambiadores.
AE
RO
CO
ND
EN
SA
DO
R
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 77 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 78 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 79 de 203
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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 80 de 203
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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 82 de 203
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]
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 83 de 203
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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:
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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 ⋅⋅=
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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:
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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:
Qcond: el calor residual del ciclo de potencia.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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:
Qcond: el calor residual del ciclo de potencia.
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
2000 kW <= Potinstalada
<= 4000 kW
4000 kW <= Potinstalada
1,80 1,71 1,69 1,61 1,60
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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:
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
Página 92 de 203
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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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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.
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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
Capítulo 3 Descripción del modelo desarrollado
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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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,
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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.
Capítulo 4 Análisis de resultados
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).
Capítulo 4 Análisis de resultados
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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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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]:
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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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.
Capítulo 4 Análisis de resultados
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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.
Capítulo 4 Análisis de resultados
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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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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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
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
.] TIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completaTIRORC;Paneles;vacio;Cogeneración;completa
TIRFVTIRFV
TIRSoloTermicoTIRSoloTermico
Capítulo 4 Análisis de resultados
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.
Capítulo 4 Análisis de resultados
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.
Capítulo 4 Análisis de resultados
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
TIRSoloTermicoTIRSoloTermico
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.
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
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.
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
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.
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
Página 124 de 203
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.
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
Página 125 de 203
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
Página 126 de 203
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.
A continuación se muestra en la Tabla 5.6 la variación de los parámetros
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
Página 127 de 203
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.
A continuación se muestra en la Tabla 5.7 la variación de los parámetros
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
Página 128 de 203
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
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
Capítulo 5 Análisis de sensibilidad
Página 130 de 203
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).
Capítulo 6 Conclusiones
Página 132 de 203
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.
Capítulo 6 Conclusiones
Página 133 de 203
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.
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[HONE03] Honeywell, 245fa-WF. A working fluid for waste heat recovery and
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_________________ Bibliografía
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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 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
Anexo II _Modelo desarrollado
Página 148 de 203
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))
Anexo II _Modelo desarrollado
Página 149 de 203
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$;p=p;t=Tm+0,1) G=m_dot/Nt_cond*4/(pi*Dintcon^2) Re_v=G*Dintcon/mu_v if(Re_v < 2300) then h_vcon=k_v/Dintcon*3,66 else "Correlación de Gnielinski para regiones monofásicas (MILLS, pág. 281)" "Válida para 3000 < Re_D < 10^6" f_v=(0,79*ln(Re_v)-1,64)^(-2) h_vcon=k_v/Dintcon* f_v*(Re_v-1000)*Pr_v/(8*(1+12,7*(f_v/8)^0,5 *(Pr_v^0,666-1)))
Anexo II _Modelo desarrollado
Página 150 de 203
endif U_vcon=h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)/((Aocon+Afcon)*(1+h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)*(1/(h_vcon*Aicon)+Rparedcon))) deltah_sobre=enthalpy(fluido$;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))
Anexo II _Modelo desarrollado
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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$;x=x_bif_con[i];T=T_satcon)
Anexo II _Modelo desarrollado
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m_conbif[itera]=m_conbif[itera]+Dzcon[i]*(pi*Dintcon^2/4)/v i:=i+1 UNTIL (i>20) L_bifcon[itera]:=sum(Dzcon[1..20]) h_bifcon[itera]:=h_mcon/L_bifcon[itera] "Calculo un coeficiente promedio" "Hasta aquí se ha calculado suponiendo que la temperatura de la pared interna del condensador es la de la habitación. Ahora se corrige esto mediante las resistencias témicas externas y de pared. Se calcula el calor por unidad de longitud a partir de la longitud determinada anteriormente, sin realizar ningún cálculo iterativo posterior." U_bifcon:=h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)/((Aocon+Afcon)*(1+h_extcon*(Aocon+eta_f_con*Afcon)*(1/(h_bifcon[itera]*Aicon)+Rparedcon))) L_bifcon=m_dot/Nt_cond*i_fg/(U_bifcon*(Aocon+Afcon)*DT_bif) Tpi=(m_dot/Nt_cond*i_fg/L_bifcon)*(Rextcon+Rparedcon)+Tai_n3+(Tai_n2-Tai_n3)/2 itera=itera+1 DT[itera]=T_satcon-Tpi "DT corregida" if(DT[itera]<0) then DT[itera]=0,1 error=abs(DT[itera]-DT[itera-1]) UNTIL(error<0,01) m_conbif=m_conbif[itera-1] { conta=1 m_conbif=0 repeat L=(L_bifcon/40)+(conta-1)*(L_bifcon/20) x=U_bifcon*(Aocon+Afcon)*DT*L/(m_dot*i_fg) v=volume(fluido$;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_
Anexo II _Modelo desarrollado
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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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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$='vacio') then k_2=0,008e-3 else
Anexo II _Modelo desarrollado
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k_2=0,000018 endif end function Nussel_c_o(Re_c_o;f_c_o;Pr_c_o) if(Re_c_o<2300) then Nussel_c_o=4,36 else Nussel_c_o=((f_c_o/8)*(Re_c_o-1000)*Pr_c_o)/(1+12,7*(f_c_o/8)^(1/2)*(Pr_c_o^(2/3)-1)) endif end function Nussel_c_w(Re_c_w;f_c_w;Pr_c_w) if(Re_c_w<2300) then Nussel_c_w=4,36 else Nussel_c_w=((f_c_w/8)*(Re_c_w-1000)*Pr_c_w)/(1+12,7*(f_c_w/8)^(1/2)*(Pr_c_w^(2/3)-1)) endif end function Nussel_cond1_o(Re_cond1_o;f_cond1_o;Pr_cond1_o) if(Re_cod1_o<2300) then Nussel_cond1_o=4,36 else Nussel_cond1_o=((f_cond1_o/8)*(Re_cond1_o-1000)*Pr_cond1_o)/(1+12,7*(f_cond1_o/8)^(1/2)*(Pr_cond1_o^(2/3)-1)) endif end "Calcula el factor de corrección del intercambiador" procedure F_correc_c(P_c;R_c:F_correccion_c) if(R_c=1) then F_correccion_c=P_c/((1-P_c)*ln(R_c/(R_c+ln(1-R_c*P_c)))) else F_correccion_c=1/((R_c-1)*ln(R_c/(R_c+ln(1-R_c*P_c))))*ln((1-P_c)/(1-P_c*R_c)) endif end " Calcula el diámetro interior de las tuberías de la caldera" procedure diamcal(D_ex_c$: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$='1/2') then
Anexo II _Modelo desarrollado
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endif if(D_ex_c$='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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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)
Anexo II _Modelo desarrollado
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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)
Anexo II _Modelo desarrollado
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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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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$; T_med_c_w))+1/(h_c_w*A_c_w) UA_c=1/invUA if(tipo='caldera') THEN L_c_parte=Q_dot*1000/(49*UA_c*Nt_c*Np_c*(((T_grafw[suma]-T_grafo[suma])-(T_grafw[suma+1]- else L_c_parte=Q_dot*1000/(49*UA_c*Nt_c*Np_c*(((T_grafo[suma]-T_grafw[suma])-(T_grafo[suma+1]- endif rug_rel_c=0,001 call calculo_factores_friccion(rug_rel_c;Re_c_o;Re_c_w:f_c_o_deltap;f_c_w_deltap) DELTAp_ctubos_parte=f_c_o_deltap*(L_c_parte*Np_c)/(Dint_c)*vel_c_o^2/(2*9,81)*(rho_c_o*9,81)/100000 DELTAp_ctubos=DELTAp_ctubos+DELTAp_ctubos_parte DELTAp_ccarcasa_parte=f_c_w_deltap*(L_c_parte)/(D_c_w_eq)*vel_c_w^2/(2*9,81)*(rho_c_w*9,81)/100000 DELTAp_ccarcasa=DELTAp_ccarcasa+DELTAp_ccarcasa_parte U_c=U_c+UA_c/(A_c_o)/49 UA_cmedio=UA_cmedio+UA_c*Nt_c*L_c_parte*Np_c UA_c_fragmento[suma]=UA_c*Nt_c*L_c_parte*Np_c C_g=m_dot_w*C_p_c_w C_o=m_dot*C_p_c_o C_dif=C_g-C_o IF(C_dif<=0) THEN C_p_minimo_fragmento[suma]=C_p_c_w/1000 factor_fragmento_o[suma]=0 factor_fragmento_w[suma]=1 ELSE C_p_minimo_fragmento[suma]=C_p_c_o/1000 factor_fragmento_o[suma]=1 factor_fragmento_w[suma]=0 ENDIF L_c=L_c+L_c_parte
Anexo II _Modelo desarrollado
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suma=suma+1 until(suma>49) A_cal=A_c_o*Nt_c*L_c*Np_c end "Programa de caldulo de los facotres de ficción para la perdida de carga" subprogram calculo_factores_friccion(rug_rel_c;Re_c_o;Re_c_w:f_c_o_deltap;f_c_w_deltap) 1/f_c_o_deltap^(1/2)=-2*log10(rug_rel_c/3,71+2,51/(Re_c_o*f_c_o_deltap^(1/2))) 1/f_c_w_deltap^(1/2)=-2*log10(rug_rel_c/3,71+2,51/(Re_c_w*f_c_w_deltap^(1/2))) end "Programa de calculo de grafica de la caldera" procedure calculo_grafica(Q_dot;m_dot;h[4];fluido$;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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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])
Anexo II _Modelo desarrollado
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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$) "DIMENSIONADO DEL CONDENSADOR" duplicate i=1;50 T_grafw_cond[i]=(T_amb_s-T_amb)/49*(i-1)+T_amb end duplicate i=1;24 T_grafo_cond[i]=T[3] end duplicate i=25;50 T_grafo_cond[i]=(T[2]-T[3])/25*(i-25)+T[3] end
Anexo II _Modelo desarrollado
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call Calculo_de_caldera('calentador_agua';m_aire;metal$;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$:Dextcon;Dintcon) Ltot_con=L_totcon*1000 T_satcon=T_amb+Dtcon call DTLM_con(Dtcon; Tsub; T[2]; T_amb; DT_ae: DTLM_c ) "Calculo las areas del condensador" call areascon(t_con;Nalet_con;Daleta_con;Dextcon;Dintcon:Aocon;Afcon;Aicon) "Sumo el area total" Acon=Aocon+Afcon "Calculo la eficiencia de las aletas" Haleta_con=ratio_aletacon*Dextcon t_con=t_conmm/1000 Daleta_con=Dextcon+2*Haleta_con call eta_alet_con(Dextcon;Daleta_con;Kwa_con;h_extcon;t_con:eta_f_con) "Este procedimiento calcula el coeficiente total del condensador" call Utotcon(Nt_cond;Q_cond;Dintcon;Dextcon;eta_f_con;t_con;Nalet_con;Daleta_con;vcon;Kwt_con;m_dot;T_amb;T_satcon;T[2];T[3]:Ucon;L_totcon;m_con;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];L_bifcon;U_bifcon;L_vcon;Rextcon;h_extcon;U_vcon;h_bif_con[1..20];T_svc) lambda_con[1]=L_vcon/L_totcon lambda_con[2]=L_bifcon/L_totcon "Caida de presión en el condensador en zona bifásica" call D_p_bif_con(Nt_cond;Dtcon;Acon;theta_con;m_dot;Dintcon;T_satcon;x_bif_con[1..20];Dzcon[1..20];L_bifcon:Gra_frico[1..20];Dp_frico[1..20];Grad_graco[1..20];Dp_graco[1..20];Gra_denco[1..20];Dp_denco[1..20];Dp_bif_frico;Dp_bif_graco;Dp_bif_denco) "Sumo los componentes de la caida de presión" Dp_bif_con_tot=Dp_bif_frico+Dp_bif_graco+Dp_bif_denco "Caida de presión en el condensador en de vapor saturado"
Anexo II _Modelo desarrollado
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call delta_p_vapor_con(Nt_cond;L_vcon;p[2];T[2];Dtcon;Acon;theta_con;m_dot;Dintcon;T_satcon:Gra_fricon_vap;Grad_gracon_vap;Gra_dencon_vap;Dp_fricon_vap;Dp_gracon_vap;Dp_dencon_vap) "Sumo los componentes de la caida de presión" Tm_vc=(T[2]+T_satcon)/2 Re_vc=m_dot*4/(3,1416*Dintcon*viscosity(fluido$;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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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
Anexo II _Modelo desarrollado
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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