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Repositorio de la Universidad Proyecto Fin de Carrera Optimización de sistemas de calefacción solar de distrito con acumulación estacional e integración de bomba de calor y cogeneración Miguel Ángel Lozano Serrano Escuela Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera Optimización de sistemas de calefacción solar de distrito con acumulación estacional e integración de bomba de calor y cogeneración Autor Jorge Costa Sorolla Director Miguel Ángel Lozano Serrano Escuela de Ingeniería y Arquitectura (EINA) Año 2013 http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera Optimización de sistemas de calefacción solar de distrito con acumulación estacional e integración de bomba de calor y cogeneración Optimización de sistemas de calefacción solar de distrito con acumulación estacional e integración de bomba de calor y cogeneración RESUMEN La sostenibilidad energética representa uno de los retos clave del siglo XXI, y en este contexto, existe un amplio potencial de aplicación de la energía solar térmica para cubrir parte de la demanda de energía del sector residencial. Las necesidades de calor y frío demandan un 49% de la energía final en la Unión Europea. Para alcanzar el objetivo del 20% de aporte de las fuentes renovables de energía en 2020 la porción de calor y frío renovable debería triplicarse. Los sistemas solares térmicos centralizados con grandes acumuladores térmicos, denominados acumuladores estacionales, son capaces de producir energía térmica durante todo el año para cubrir gran parte de la demanda anual de calefacción y agua caliente sanitaria. Estos sistemas abastecen a grandes comunidades residenciales a través de redes de calefacción de distrito en el norte y centro de Europa. Los modelos de optimización elaborados en el presente proyecto parten de la posibilidad de optimizar sistemas de calefacción solar con acumulación estacional que puedan integrar bomba de calor y cogeneración, permitiendo así su evaluación económica y predimensionado. Se han elaborado un total de cuatro modelos de optimización, los tres primeros corresponden a cada una de las tecnologías principales por separado (sistema solar, cogeneración y bomba de calor) y el cuarto modelo está orientado a un sistema que integre conjuntamente varias de las tecnologías consideradas. A partir de datos climáticos sencillos y fáciles de obtener, los modelos de optimización describen de una manera simple y eficaz el funcionamiento físico de los sistemas energéticos planteados, determinando el diseño óptimo económico del sistema que conlleve un mínimo coste de suministro de los servicios energéticos demandados. Las tecnologías consideradas en el sistema energético son: campo centralizado de captadores solares térmicos, calderas de gas natural, acumulador estacional, módulos de cogeneración y bombas de calor. Como resultados se obtienen la combinación de criterios de diseño y el régimen de operación mensual que caracterizan el sistema óptimo. La herramienta de optimización mediante la cual se implementan y resuelven los modelos es el software de optimización LINGO. Los modelos planteados se aplican al caso base de una comunidad de 1000 viviendas de nueva construcción ubicada en Zaragoza. 2 3 ÍNDICE MEMORIA 1. Introducción ......................................................................................................... 5 2. Sistemas de calefacción solar de distrito .......................................................... 7 2.1. Captadores solares térmicos ................................................................................. 9 2.2. Acumuladores ...................................................................................................... 11 3. Integración energética en sistemas solares de distrito .................................. 14 3.1. Cogeneración ...................................................................................................... 14 3.2. Bomba de calor.................................................................................................... 14 3.3. Captadores solares de media y alta temperatura ................................................. 15 3.4. Biomasa .............................................................................................................. 15 3.5. Demanda ............................................................................................................. 15 4. Cogeneración en el sector residencial-comercial ........................................... 16 4.1. Motores de gas .................................................................................................... 17 5. Bomba de calor .................................................................................................. 19 5.1. Configuración de la bomba de calor en sistemas de calefacción solar ................. 21 6. Optimización ...................................................................................................... 22 6.1. Optimización y diseño de sistemas energéticos ................................................... 22 6.2. Optimización de sistemas solares con acumulación estacional ........................... 23 6.3. Modelado de los sistemas ................................................................................... 24 6.4. Herramienta de optimización ............................................................................... 24 7. Modelos de optimización .................................................................................. 25 7.1. Sistema energético de calefacción propuesto ...................................................... 25 7.2. Descripción de los modelos ................................................................................. 26 7.3. Submodelo físico ................................................................................................. 27 7.4. Submodelo económico ........................................................................................ 29 7.5. Problema de optimización .................................................................................... 31 8. Análisis de resultados ....................................................................................... 31 8.1. Caso base ........................................................................................................... 31 8.2. Modelo A: Sistema solar con acumulación estacional .......................................... 31 8.3. Modelo B: Sistema de cogeneración con acumulación estacional ....................... 38 8.4. Modelo C: Sistema de bomba de calor con acumulación estacional .................... 41 8.5. Modelo D: Sistema solar con acumulación estacional e integración de cogeneración .............................................................................................................. 42 9. Conclusiones ..................................................................................................... 45 4 10. Bibliografía ......................................................................................................... 46 ANEXO A: Modelo de optimización del sistema solar con acumulación estacional 1. Descripción del modelo ........................................................................................ 49 2. Análisis físico ....................................................................................................... 70 3. Análisis económico .............................................................................................. 73 4. Bibliografía ........................................................................................................... 78 ANEXO B: Modelo de optimización del sistema de cogeneración con acumulación estacional 1. Descripción del modelo ........................................................................................ 80 2. Análisis físico ....................................................................................................... 90 3. Análisis económico .............................................................................................. 93 4. Bibliografía ........................................................................................................... 95 ANEXO C: Modelo de optimización del sistema de bomba de calor con acumulación estacional 1. Descripción del modelo ........................................................................................ 96 2. Análisis físico ..................................................................................................... 105 3. Análisis económico ............................................................................................ 106 ANEXO D: Modelo de optimización del sistema solar con acumulación estacional e integración de cogeneración 1. Descripción del modelo ...................................................................................... 108 2. Análisis físico ..................................................................................................... 113 3. Análisis económico ............................................................................................ 114 5 MEMORÍA 1. Introducción Estamos asistiendo a una gran crisis medioambiental, resultado de la actividad industrial y de la explosión demográfica a partir de la Revolución Industrial. Además, desde el punto de vista del consumo de recursos, el actual modelo de desarrollo no es sostenible. El concepto de desarrollo sostenible se utilizó por primera vez en el Informe Brundtland (WCED, 1987) definiéndose como aquel que satisface las necesidades del presente sin comprometer las necesidades de las futuras generaciones. En este sentido, la Unión Europea y sus estados miembros se han comprometido a alcanzar una cuota del 20% de energía renovable para el año 2020. En la Unión Europea, el sector residencial y comercial, constituido básicamente por edificios, representa más del 40% del consumo de energía final (Allard y Seppänen, 2008). Sus necesidades energéticas dominantes son las cargas térmicas de calefacción y la producción de agua caliente sanitaria (ACS). Según las estadísticas del MIEyT, un 19% de la energía final consumida en los hogares españoles se destina a la producción de agua caliente sanitaria y un 47% a la producción de calefacción (IDAE, 2011a). A pesar de que la entrada en vigor del Código Técnico de la Edificación (CTE) reguló la obligatoriedad de instalar sistemas térmicos solares para la producción de agua caliente sanitaria en edificios de nueva construcción, la contribución de la energía solar térmica en la cobertura de la demanda de calefacción es prácticamente nula (ver Figura 1). Figura 1 - Sistemas de calefacción por zona climática en España (IDAE, 2011a) En cuanto a la producción de calefacción, cabe destacar el desarrollo de los sistemas de calefacción de distrito en los países del norte y centro de Europa, especialmente a 6 partir de la Segunda Crisis del Petróleo (1979). El drástico aumento de los precios unido a la gran dependencia que tenía el mundo industrializado del petróleo acarreó que los países disminuyeran la cuota del petróleo en el consumo energético. En numerosos países, donde la mayoría de los sistemas de calefacción utilizaban gasóleo como combustible, hubo restricciones en su uso y se pusieron en funcionamiento sistemas de calefacción de distrito sustituyendo los sistemas individuales de calefacción. De este modo, se comenzó a suministrar calor al sector residencialcomercial a menor coste, empleando centrales de cogeneración, aprovechando calor residual industrial, revalorizando residuos urbanos, etc. Entre las ventajas de los sistemas de calefacción de distrito frente a las instalaciones pequeñas cabe destacar las siguientes: 1) Los procesos de producción se realizan con mayor eficiencia (se utilizan equipos de mayor tamaño) y menor impacto ambiental para la misma cantidad de energía producida. 2) El sistema de producción puede estar constituido no sólo por equipos convencionales (calderas y enfriadoras mecánicas), sino también por módulos de cogeneración, máquinas de absorción, etc. 3) Pueden utilizar una mayor variedad de fuentes energéticas, ya sean de origen fósil (gas natural, gasóleo, etc.), renovable (solar, biomasa, biogás, etc.), calor de baja temperatura extraído del ciclo de vapor de centrales térmicas o calor residual de procesos industriales. 4) El factor de simultaneidad disminuye exigiendo una menor capacidad instalada debido al elevado número de usuarios. 5) El coste de los equipos por unidad de capacidad instalada disminuye debido a las economías de escala. 6) La compra en cantidades mayores de combustibles, electricidad y otros recursos permite negociar menores precios de compra. 7) La disponibilidad de personal técnico capacitado en la empresa que presta los servicios energéticos permite operar plantas complejas con una gestión óptima. No obstante, en Españ a, la presencia de sistemas de calefacción de distrito en el abastecimiento energético al sector residencial no deja de ser, en el mejor de los casos, puramente testimonial. Por consiguiente, la aplicación conjunta de los sistemas centralizados de calefacción y de la energía solar térmica para cubrir las necesidades de calefacción en el sector residencial-comercial español, supone una línea de actuación prometedora por su gran potencial de ahorro energético. 7 2. Sistemas de calefacción solar de distrito Los sistemas de calefacción solar de distrito se han desarrollado desde los años 80 y actualmente son una solución viable técnica y económicamente para cubrir parte de las necesidades térmicas de redes de distrito. El hecho de centralizar las instalaciones energéticas permite que la eficiencia de transformación de los equipos sea superior. A pesar de que existen unas pérdidas de distribución, el sistema global es más eficiente. Respecto a la producción centralizada de energía térmica con captadores solares, se reducen los costes de instalación, mantenimiento y operación en comparación con los sistemas solares individuales, además de permitir una mejor gestión del recurso disponible. Para alcanzar una alta fracción solar en sistemas de calefacción es necesaria la utilización de acumuladores térmicos de gran capacidad. Estos acumuladores, llamados estacionales, son capaces de almacenar el calor captado en la época de mayor disponibilidad de recurso solar (verano) y mantenerlo hasta la época de mayor demanda de energía térmica (invierno). Según la Agencia Internacional de la Energía los sistemas solares de gran tamaño para la producción de calefacción y refrigeración son aquellos que cuentan con superficie útil de campo de captadores térmicos mayor a 500  (IEA, 2012). De acuerdo con este criterio el crecimiento del número de instalaciones solares térmicas de gran tamaño desde los años 90 ha sido exponencial (ver Figura 2). Figura 2 - Evolución temporal del nº de grandes instalaciones solares en el mundo (IEA, 2012) Atendiendo a la ubicación de cada sistema, China es el país con mayor número de plantas, pero Europa tiene en conjunto casi el 60% de las instalaciones mundiales. España está en el sexto puesto en el ranking mundial de instalaciones solares térmicas de gran tamaño (ver Figura 3). Estas instalaciones españolas aportan calor y/o frío a hospitales, complejos residenciales, centros deportivos, edificios públicos y edificios comerciales. Según la plataforma de la Unión Europea Solar District Heating en Europa existen 86 sistemas solares térmicos instalados en Europa con una superficie de captación mayor que 1000  , de los cuales 21 disponen de acumulador estacional (ver Figura 4). Dos sistemas, sin acumulador estacional, están ubicados en España: uno en Haro aporta energía a un polideportivo y un sistema en Arteixo provee calor a la máquina de refrigeración de un edificio corporativo del grupo Inditex. 8 Figura 3 - Distribución por países de las grandes instalaciones solares de producción de calor y frio (IEA, 2012) Figura 4 - Distribución por países de instalaciones solares de superficie mayor a 1000 m 2 con y sin acumulador estacional (www.solar-district-heating.eu) Las tecnologías más comunes en este tipo de sistemas, según los datos de la plataforma SDH, son las de campo de captadores solares planos sin acumulación estacional. Este tipo de sistemas generan calor para grandes redes de distrito con una fracción solar baja o para una demanda sin grandes necesidades de acumulación. Para obtener altas fracciones solares de calefacción estacional en el sector residencial, la configuración más común es captador solar plano con acumulación térmica en agua (ver Figura 5). Figura 5 - Sistema de calefacción solar de distrito con acumulador estacional (Bauer et al, 2010) 15 temperatura suficiente para el servicio. Diferentes estudios han mostrado que en estos casos resulta interesante utilizar captadores sin cubierta (Haller y Frank, 2011). Así por ejemplo en Suiza se ha probado este sistema consiguiendo a lo largo del año un valor del coeficiente de operación (COP) de 3 en el sistema conjunto sin necesidad de utilizar otro sistema auxiliar de apoyo (Fraga et al, 2012). Se han realizado comparaciones entre distintas combinaciones de captadores solares térmicos, bombas de calor y captadores fotovoltaicos, buscando la mejor manera de satisfacer diferentes demandas con un espacio limitado en cubierta, llegándose a la conclusión de que la configuración más adecuada depende del tipo de servicio y de la magnitud de la demanda (Dott et al, 2012). Otra forma interesante de utilización de las bombas de calor consiste en extraer energía del acumulador estacional cuando la temperatura en el mismo es insuficiente para atender la demanda. Así se aumenta la capacidad de almacenamiento térmico con el mismo volumen de acumulación. Las bombas de calor se pueden aplicar en sistemas de calefacción solar para extraer calor del acumulador descendiendo la temperatura mínima de éste hasta los 6℃ (Lindenberg et al, 2000). En sistemas sin bomba de calor la temperatura mínima en el acumulador es la temperatura del agua de retorno, que superará los 30℃ con redes de suministro de baja temperatura. 3.3. Captadores solares de media y alta temperatura El calor solar captado a alta temperatura puede utilizarse con apoyo de otra fuente de energía para la producción de electricidad en un ciclo Rankine de vapor obteniendo importantes ahorros de combustible (Niknia y Yaghoubi, 2012). El calor producido en estos captadores también puede utilizarse con máquinas de absorción que generen frío para el sector industrial o residencial-comercial (Qu et al, 2012). La integración con un sistema de calefacción de distrito puede aumentar el uso efectivo de los equipos de captación térmica cuando la producción de calor solar es superior a la demanda térmica de las aplicaciones industriales. 3.4. Biomasa En España la biomasa es la fuente de energía renovable con mayor aporte al sector residencial (IDAE, 2011a). La biomasa puede utilizarse en calderas individuales o colectivas, pero las últimas sólo pueden aceptar ciertos tipos de combustible como pellets o astillas. La biomasa en general se puede utilizar como fuente auxiliar a la energía solar para alimentar una red de distrito (Vallios et al, 2009). Aprovechando la energía química de la biomasa para complementar la fracción solar puede conseguirse una fracción "renovable" del 100%. Otra ventaja es que la biomasa puede almacenarse desde la época de recolección en abril-mayo hasta su uso en invierno sin pérdidas de calor al ambiente y con unos costes de almacenamiento que pueden ser inferiores a los de los acumuladores térmicos. 3.5. Demanda El calor solar captado puede utilizarse para alimentar a una red de calefacción de distrito. La temperatura de suministro de la red de distrito puede ser de tan sólo 50℃ si los edificios utilizan sistemas de calefacción con suelo radiante u otras tecnologías de baja temperatura. Para mantener una baja temperatura en la red de distrito se puede instalar una red doble de distribución: una que distribuya ACS a temperatura de 16 consumo y otra de baja temperatura que cubra las necesidades de calefacción (Lozano et al, 2010). Otros sistemas suministran calefacción de distrito a una temperatura de 80℃ o superior que puede utilizarse para cubrir tanto la demanda de calefacción como la de ACS. En este caso, el sistema de distrito tiene temperatura suficiente para proporcionar refrigeración a los usuarios con una máquina de absorción en el punto de demanda. También es posible la instalación de redes de distrito de refrigeración paralelas a las de calor que distribuyen frío generado con máquinas de absorción centralizadas. El uso de calor para la producción de frío en verano resulta de gran interés porque aprovecha el exceso de producción de calor solar en verano para atender otra demanda. El suministro de distintos servicios homogeniza la demanda a lo largo del año reduciendo las necesidades de acumulación y mejorando el rendimiento. Si el proyecto de producción y de edificación se diseña de forma integrada, se pueden construir sistemas en los cuales el sistema de captación, acumulación y las viviendas aprovechen el mínimo espacio contiguo (Sibbitt et al, 2012). 4. Cogeneración en el sector residencial-comercial La cogeneración, definida como la producción secuencial de electricidad y calor útil a partir del mismo combustible, aporta ahorros energéticos y beneficios económicos, a la par que reduce el impacto ambiental, por lo que representa una alternativa adecuada para el suministro energético. Esto ha sido comprobado en las últimas décadas en el sector industrial, donde su incorporación en todas las grandes y medianas empresas consumidoras de energía térmica, ha proporcionado una disminución considerable del consumo de energía por unidad de producto (Ramos, 2012). Una revisión de los datos sobre el estado de la cogeneración en España (IDAE, 2011b) revela que la cogeneración está poco extendida en el sector servicios: 108 instalaciones frente a un total de 693 (<16%), con una potencia eléctrica instalada de 627 frente a un total de 6125 (≈ 10%), y con una producción eléctrica anual de 3460ℎ frente a un total de 31515ℎ (≈11%) La cogeneración aporta un rendimiento energético elevado en la utilización del combustible consumido, del que se derivan un beneficio económico y un menor impacto ambiental. Además, los sistemas de cogeneración pueden proporcionar los servicios energéticos más demandados en los edificios: electricidad, agua caliente sanitaria y calefacción. Por otro lado, el gas natural es el combustible consumido mayoritariamente; cerca del 82% de la producción eléctrica. Existen pues, además de los puramente termodinámicos, cuatro buenos argumentos para favorecer la participación de la cogeneración en el suministro de servicios energéticos a los edificios y distritos urbanos en España: disponibilidad de los combustibles empleados (gas natural), demanda de sus productos, baja penetración actual, y hasta la actualidad, un apoyo político en alza. Respecto al apoyo político, cabe destacar que a fecha de la redacción del presente proyecto, se prevé un cambio en el marco económico-legal que rige las instalaciones 17 de cogeneración. El Gobierno de España ha presentado una propuesta de normativa que modificará la regulación de la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, de la actividad de suministro y producción de energía eléctrica con autoconsumo, entre otras actividades. Existe pues, cierta incertidumbre en si el nuevo marco legal seguirá incentivando la energía de origen renovable, o de lo contrario, impondrá barreras a las renovables. Las instalaciones de calefacción de distrito, ligadas por lo general a centrales térmicas, han tenido mucha presencia en países del Norte, Centro y Este de Europa, y en otros países como Rusia, China y Estados Unidos, donde han demostrado su valía energética, económica y ambiental. Dentro de las aplicaciones de cogeneración en el sector de edificios, los motores de gas destacan sobre las demás tecnologías, por su alto rendimiento eléctrico a carga nominal (próximo al 50% en los grandes motores) y porque operando a carga parcial sus prestaciones no disminuyen significativamente. Según las estadísticas del IDAE, de las 108 plantas de cogeneración en el sector servicios 99 utilizan motores de combustión interna que suponen más de un 85% de la potencia eléctrica instalada, 538 de 627 (IDAE, 2011b). El alto potencial de recuperación de calor a temperaturas inferiores a 100℃ en los motores de gas facilita su aplicación en el sector residencial-comercial, donde dominan los consumos de energía térmica a baja temperatura (ACS y calefacción). 4.1. Motores de gas Los motores de gas representan una tecnología madura y probada, estando presentes en la mayoría de instalaciones de cogeneración para edificios. Comercialmente están disponibles en tamaños desde 1 hasta 18. El motor de gas empleado como equipo motriz de una instalación de cogeneración para edificios, ofrece importantes ventajas: un elevado rendimiento eléctrico a carga nominal hasta 46−49% los de tamaño superior a 5, durante la operación a carga parcial el rendimiento eléctrico no desciende drásticamente y mediante una adecuada red de intercambiadores de calor, se puede recuperar gran parte de la energía térmica disponible en los gases de escape y en los circuitos de refrigeración del motor (intercooler, camisas de los cilindros y aceite lubricante) para atender demandas de calor de temperatura inferior a 100℃, que son las habituales en los edificios del sector residencial-comercial. Dependiendo del tamaño del motor, y respecto al total de la energía aportada por la combustión del gas natural, un 30−49% se convierte en electricidad, un 20−30% se disipa en el sistema de refrigeración, y el resto se evacua con los gases de escape. En los MACI, el calor no transformado en trabajo se disipa hacia el ambiente, vía el sistema de refrigeración (de camisas y aceite lubricante) y los gases de escape. La necesidad de refrigerar los distintos componentes de los MACI representa una oportunidad para valorizar el calor que se evacua. En los motores de gas, el potencial de recuperación de calor está distribuido de forma desigual en cuatro fuentes de calor (ver Figura 13): 18 1) Agua de refrigeración de camisas: propiamente involucra al agua de refrigeración de las camisas y cabezales de los cilindros, pistones y culatas. 2) Aceite lubricante: que también refrigera a los componentes por donde circula. 3) Aire comprimido de sobrealimentación: al finalizar el proceso de compresión, el aire de sobrealimentación alcanza temperaturas del orden de 150 a 200℃, siendo conveniente su enfriamiento. 4) Gases de escape: esta fuente de calor tiene la mayor calidad térmica, del orden de 370 a 450℃. El aprovechamiento del potencial de recuperación de calor de los gases de escape de los motores de gas radica en su enfriamiento, usualmente hasta 120−100℃. Figura 13 - Fuentes de calor de en los MACI's (Ramos, 2012) En la Tabla 1 se muestra el rango de temperaturas de las fuentes de calor de los motores de gas: Fuente de calor    ( ℃ )  "#$%  ( ℃ ) Agua de refrigeración de camisas 80 − 99 73 − 87 Aceite lubricante 70 − 80 55 − 65 Aire comprimido de sobrealimentación 150 − 200 40 − 50 Gases de escape 370 − 450 - Tabla 1 - Temperatura de las fuentes de calor de los motores de gas (Ramos, 2012) El aprovechamiento de la oferta de calor de los motores se realiza habitualmente mediante un sistema energético que incorpora equipos de intercambio de calor para acondicionar la oferta de calor del motor a la temperatura de los servicios energéticos demandados por el usuario, y acumulación térmica para desacoplar en el tiempo la producción (oferta) y el consumo (demanda) de calor. 19 5. Bomba de calor Una bomba de calor es un equipo que extrae calor de una fuente y lo transfiere a un sumidero con temperatura mayor mediante un ciclo de refrigeración. Las bombas de calor reversibles pueden proporcionar calentamiento o enfriamiento. En ingeniería, sin embargo, el término bomba de calor está generalmente reservado para el equipo que transfiere el calor para su aprovechamiento en el sumidero de alta temperatura, en lugar de las máquinas de refrigeración que extraen el calor sólo para enfriar la fuente de baja temperatura. Los sistemas de bombas de calor suponen una alternativa económica de recuperación de calor de diferentes fuentes para su uso en diversas aplicaciones industriales, comerciales y residenciales. La Asociación Europea de Bomba de Calor (European Heat Pump Association, EHPA) muestra una tendencia positiva en el uso de la tecnología de bomba de calor en Europa (EHPA, 2009). Aunque el mercado de la UE para las bombas de calor ha aumentado considerablemente en los últimos años, todavía queda mucho potencial sin utilizar para la aplicación de sistemas de bomba de calor. El principio de funcionamiento de una bomba de calor está basado en el ciclo de refrigeración ideal presión - entalpía mostrado en la Figura 14. Figura 14 – Ciclo de refrigeración ideal presión-entalpía Las bombas de calor disponibles comercialmente en el mercado se basan principalmente en dos ciclos termodinámicos diferentes: 1. Ciclo de compresión mecánica Los principales componentes del sistema de bomba de calor son el compresor, la válvula de expansión y dos intercambiadores de calor (para el evaporador y el condensador). El compresor puede ser accionado por un motor eléctrico o por un motor de combustible fósil (gas o diesel). Las bombas de calor con compresor eléctrico son las más comunes en todo el mundo. 2. Ciclo de compresión mediante absorción La compresión del fluido de trabajo se consigue térmicamente en un circuito que consta de un absorbedor, una bomba circuladora, un generador y una válvula de expansión. Los sistemas de absorción utilizan la capacidad de los líquidos y sales para absorber el vapor del fluido de trabajo. La bomba requiere alrededor del 1% 20 de la energía mecánica necesaria para comprimir el fluido de trabajo en un compresor mecánico. Los fluidos de trabajo más comunes para los sistemas de absorción en aplicaciones residenciales son el bromuro de litio-agua. La energía térmica necesaria para accionar la bomba de calor de absorción se puede obtener a partir de una planta de cogeneración, sistemas solares, calor residual industrial o directamente de la combustión de gas natural. Las bombas de calor eléctricas convencionales poseen una elevada experiencia de utilización y alta fiabilidad. De hecho, es poco probable que las bombas de calor de absorción reemplacen a los sistemas eléctricos convencionales a gran escala, pero hay aplicaciones en las que pueden ofrecer una alternativa ecológica y económicamente superior. Particularmente, cuando hay una planta de cogeneración, disponibilidad de una fuente de calor residual o cuando el mercado de la energía hace que sea conveniente. Por ejemplo, han tenido más éxito en países donde los precios de la electricidad son altos, como en Japón, China y Corea. Las fuentes energéticas para evaporar el fluido de trabajo de la bomba se clasifican en: A. Agua: el calor se extrae de una fuente de agua en un circuito cerrado o abierto, por lo general la fuente es un mar, un lago, una corriente de agua con calor residual o el fluido que circula por un sistema térmico solar. B. Aire: el aire exterior es una fuente de calor universal para bombas de calor y es ampliamente utilizado en los sistemas residenciales y comerciales de baja potencia, debido al bajo calor específico del aire. C. Geotérmica: para poder utilizar la tierra como fuente de calor, un medio fluido circula en las tuberías subterráneas donde se calienta y luego se envía al intercambiador de calor del evaporador de la bomba de calor. El rendimiento técnico y económico de una bomba de calor está estrechamente relacionado con las características de la fuente de calor. Los rangos de temperatura de las fuentes de calor más utilizadas se muestran en la Tabla 2: Fuente de calor  ( ℃ ) Aire − 10  −  15 Agua de lago/río 0  −  10 Agua de mar 3  −  8 Geotérmica 0  −  10 Agua residual >  10 Captadores solares >  10 Tabla 2 - Rango de temperatura en función de las fuentes de calor principales (www.heatpumps.org.uk) Para los sistemas de bomba de calor, un factor de gran importancia es la disponibilidad de una fuente de calor económica para el evaporador, preferiblemente a una temperatura relativamente alta. El rendimiento de una bomba de calor depende de muchos factores, tales como la temperatura de la fuente de calor, la temperatura del calor útil entregado, el medio de trabajo utilizado y la configuración del sistema. Entre los mencionados, la temperatura en el evaporador es un factor clave. 21 5.1. Configuración de la bomba de calor en sistemas de calefacción solar En la integración de bomba de calor en sistemas de calefacción solar de distrito con acumulación estacional, sólo pueden considerarse las bombas de calor con compresión mecánica, dada su fiabilidad y disponibilidad en el mercado; y fuente de calor tipo agua, debido a la alta capacidad requerida por un sistema centralizado. La combinación de bombas de calor con sistemas de energía solar térmica conduce a un aumento de la complejidad del sistema. Las posibles combinaciones son variadas y algunas de ellas han sido analizadas y simuladas en muchos artículos y publicaciones, como por ejemplo: Dott et al (2012), Fraga et al (2012), Haller y Frank (2011) y Lindenberg et al (2000). Sin embargo, existe el riesgo real de diseñar un sistema combinado que funcione en peores condiciones que en las que lo harían los componentes individuales. Este riesgo se debe a que puede ocurrir que el sistema solar, la acumulación térmica (considerando la estratificación) o la bomba de calor no funcionen tan eficientemente como cuando son independientes. En la Figura 15 se muestran diferentes soluciones posibles para integrar una bomba de calor en un sistema de calefacción solar de distrito con acumulación estacional: Figura 15 - Configuraciones de integración de bomba de calor en sistema de calefacción solar de distrito con acumulación estacional (Baronio, 2013) Las diferentes configuraciones del sistema se pueden clasificar como: A. En demanda: la bomba de calor, colocada en serie con el acumulador, funciona principalmente como un equipo auxiliar en caso de que la temperatura en la parte superior del tanque sea inferior a la temperatura de suministro de la red de distrito. B. En acumulación: la bomba de calor se coloca entre los captadores solares y el acumulador estacional y funciona con el fin de aumentar la acumulación de calor en el tanque. De acuerdo con otros criterios de clasificación, según Baronio (2013) la integración de la bomba de calor se puede definir como: A. Integración total: el flujo de agua que pasa a través del evaporador de la bomba de calor es el mismo que circula en el circuito del acumulador estacional. B. Integración parcial: el flujo de agua que pasa a través del evaporador de la bomba de calor proviene de una fuente de calor externa. 22 En la Tabla 3 se muestran las características de las diferentes configuraciones de integración de la bomba de calor. Conf. Integración Funcionamiento  '("#$" ( ℃ )  ")#  ( ℃ ) Integración renovable A Parcial Auxiliar 5 − 15 30 − 45 No B Total Auxiliar/paralelo ~ 35 30 − 45 No/Baja C Parcial Independiente 5 − 15 ~ 30 Baja D Parcial Independiente 5 − 15 30 − 80 Alta E Total Depende del sist.solar 35 − 45 25 − 55 Baja F Total Independiente 30 − 60 30 − 80 Alta G Parcial Independiente 5 − 15 25 − 55 Alta Tabla 3 – Características de las distintas configuraciones de integración de bomba de calor (Baronio, 2013) 6. Optimización 6.1. Optimización y diseño de sistemas energéticos El desafío es obtener un diseño cuyo coste total (inversión y operación) a lo largo de su ciclo de vida útil sea menor que el de otras alternativas de suministro. Al evaluar las diferentes alternativas posibles, las decisiones quedan condicionadas a varios factores de diversa naturaleza: técnica, económica, financiera, legal y medioambiental. A estos factores se les denomina factores de diseño. En el diseño de sistemas energéticos están implicados los siguientes factores de diseño: 1) La demanda energética del centro consumidor. 2) La disponibilidad y garantía de suministro de los combustibles, para asegurar el funcionamiento de los equipos consumidores durante su vida útil prevista. 3) Las tarifas y precios de los combustibles y electricidad, aplicables en la región geográfica donde se emplazará la instalación. 4) La disponibilidad comercial de equipos de distintas tecnologías. La elección del tipo de tecnologías también está supeditada a la disponibilidad de los recursos energéticos que consumen. 5) El coste de inversión de los equipos, teniendo en cuenta que las economías de escala favorecen la inversión en equipos de mayor tamaño. 6) Las características técnicas y parámetros que determinan el rendimiento de los equipos. 7) El marco legal que regula el funcionamiento de las instalaciones energéticas. Como ejemplo: en España las instalaciones de cogeneración se acogen a las obligaciones y beneficios del régimen especial de producción de energía eléctrica. También debe considerarse la legislación ambiental sobre límites de emisión aplicables a las instalaciones que consumen combustibles fósiles. 23 8) La estrategia global de operación que está condicionada por las características técnicas de los equipos, los perfiles de la demanda del centro consumidor, los precios del combustible y de la electricidad, así como la posibilidad de intercambiar energía (comprar y/o vender electricidad) con el mercado. La metodología que conduce al diseño óptimo de un sistema energético es necesariamente compleja, principalmente porque el proceso de diseño es de naturaleza combinatoria, ya que deben evaluarse los aspectos energéticos y económicos de todas las configuraciones factibles de equipos, incluyendo el balance económico de su operación a lo largo del ciclo de vida, y tomando en consideración los diversos factores de diseño antes mencionados. La Figura 16 explica de un modo simple el flujo de información correspondiente a la resolución de los problemas de diseño y optimización de sistemas energéticos para el sector residencial-comercial. Figura 16 - Diagrama del flujo de información (Ramos, 2012) La propuesta metodológica de Ramos (2012) plantea que la tarea de análisis, realizada con los datos más relevantes del problema o un tratamiento estadístico apropiado del conjunto de datos, permite extraer una información que oriente la toma de decisiones sobre: si interesa o no una tecnología determinada, la capacidad adecuada de los equipos a instalar, la conveniencia de determinadas estrategias de operación, etc. En problemas sencillos (con demanda regular de servicios energéticos, precios constantes de los intercambios de energía, etc.) puede pasarse del análisis al diseño (selección de equipos a instalar y estrategia de operación a utilizar) directamente. Pero en los grandes edificios, barrios residenciales y distritos urbanos, no debe obviarse el problema de síntesis: seleccionar el tipo de equipos a instalar, buscando el mayor aprovechamiento de los recursos energéticos locales, la mejor integración energética en su operación, la conveniencia de juntar demandas de diferentes consumidores para aplanar la conjunta, etc. La tarea de optimizar la operación real o supuesta debe partir de conocer las características técnicas de la planta diseñada, el criterio de decisión que rige y las restricciones operacionales impuestas por diversas causas. En modo alguno se pretende decir que siempre hay que realizar todas las tareas indicadas o que no puedan englobarse varias de ellas en el mismo problema de decisión, solo se hace hincapié en la conveniencia de respetar la naturaleza del flujo de información. 6.2. Optimización de sistemas solares con acumulación estacional La optimización y el diseño de sistemas solares con acumulación estacional es más complejo que el de las instalaciones de calefacción central y son necesarios cálculos avanzados para obtener un aprovechamiento óptimo de la elevada inversión requerida. A los sistemas de distrito que incorporan sistemas solares térmicos se les suma una dificultad añadida, la que conlleva que la producción de energía térmica sea 24 de naturaleza aleatoria y variable a lo largo del año y del ciclo diario. La eficiencia de los captadores varía con la radiación exterior, temperatura ambiente y temperatura del acumulador haciendo necesario conocer las condiciones ambientales en cada momento y el estado del acumulador en el instante anterior para calcular el funcionamiento de los captadores. Distintos métodos se han propuesto para realizar el cálculo del funcionamiento de los captadores de manera sencilla durante periodos determinados mediante datos elaborados o correlaciones empíricas de rendimiento de captadores, como por ejemplo: Método de Lunde (Lunde, 1979), Método de Drew (Drew y Selvage, 1980) y Método de Braun (Braun et al, 1981). Estos métodos permiten calcular el funcionamiento del sistema en periodos mensuales de un sistema solar con acumulación estacional o dimensionar los equipos para obtener un comportamiento deseado en el sistema sin la utilización de simulaciones. En el Anexo A se describe el modelo físico elaborado para el cálculo del sistema de calefacción solar, el cual está basado en el Método Simple planteado por Guadalfajara (2013). El Método Simple permite evaluar y pre-diseñar plantas solares con acumulación estacional con un grado de precisión aceptable. Sin embargo, dicho método no está orientado a la optimización del sistema energético. 6.3. Modelado de los sistemas El modelado matemático de los sistemas energéticos planteados en el presente proyecto se realiza en base a las siguientes hipótesis: 1) La optimización del diseño y operación de un sistema energético se puede plantear como un problema de programación matemática. 2) Las prestaciones técnicas y los costes de inversión de los equipos que configuran el sistema pueden representarse con funciones lineales. 3) La capacidad a instalar de una tecnología en la estructura del sistema (captadores térmicos, acumulador térmico, motor de cogeneración, bomba de calor) puede representarse mediante variables de decisión. Introduciendo el modelo matemático en una herramienta de optimización es posible realizar el diseño en óptimo económico del sistema energético determinando: 1) El dimensionado de las tecnologías a emplear para configurar el sistema. 2) La operación a lo largo del año de los equipos. 6.4. Herramienta de optimización El software utilizado como herramienta de optimización para resolver los problemas de programación matemática planteados en el presente proyecto es LINGO. LINGO es una herramienta matemática que resuelve una amplia gama de problemas de optimización, lineales, no lineales y enteros, utilizando un lenguaje sencillo que permite escribir de manera cómoda el modelo. Con LINGO se pueden resolver tres tipos de modelos: 31 • Coste unitario de producción de energía térmica mediante el sistema  (total, principal y auxiliar): W€ • =< • >yoXrWWRópUprUs • 7.5. Problema de optimización El problema de optimización está formado por una función objetivo (ej: mínimo coste unitario), unas restricciones (ej: fracción solar mayor al 50%) y unas variables libres de diseño (ej: volumen del acumulador): MínOrpWRóp=‚mwxRƒo Sujeto a: 5wqxyRWWRopwq„ƒUyRU‚swqsR‚ywqXwXRqwño La herramienta de optimización se encarga de resolver el problema de optimización planteado aportando como solución las variables libres de diseño fijadas. Por último, la herramienta elabora un informe con los resultados globales del sistema energético óptimo. 8. Análisis de resultados 8.1. Caso base El sistema energético de calefacción propuesto se ha aplicado a modo de ejemplo a un caso base formado por un distrito urbano de 1000 viviendas de nueva construcción ubicado en Zaragoza. Los datos referentes al caso base planteado que utiliza el modelo de optimización planteado se resumen en las Tablas A.1, A.2 y A.3. 8.2. Modelo A: Sistema solar con acumulación estacional Las variables de diseño del sistema solar con acumulación estacional son los dos ratios siguientes: 5D† = ÁywUXwWUVxUWRópE  F †wUpXUUprUsXwWUsoyEℎ Uño ⁄F 5]D=]osrwpXwUWrrsUWRópE  F ÁywUXwWUVxUWRópE  F Para el caso base se han fijado los siguientes ratios de diseño 5D† =0,6  (ℎ Uño ⁄ )⁄ y 5]D=6    ⁄, por lo que la superficie de captación a instalar es de 3210  y el volumen del acumulador estacional, 19260  . La potencia térmica de la caldera auxiliar obtenida a partir de la demanda base es 2000. Los resultados globales de la operación anual del sistema se muestran en la Tabla A.17. 32 Se alcanza una fracción solar anual del 55%, el campo de captadores opera con un rendimiento igual al 57%, el acumulador estacional con un rendimiento del 95% y el rendimiento global del sistema solar es del 54%. La temperatura máxima en el acumulador de 80,8°< se produce a final del mes de septiembre y resulta menor que el valor límite superior de 90°< correspondiente a la carga máxima del acumulador. El porcentaje de aprovechamiento del acumulador es igual a 85%. Los resultados económicos del sistema se muestran en las Tablas A.18 y A.19. El coste unitario del calor total producido es igual a 71,37€/ℎ. Cabe destacar que el coste unitario del calor solar es aproximadamente un 40% superior al coste unitario del calor auxiliar. 8.2.1. Análisis físico Volumen crítico de acumulación En el caso base el acumulador no alcanza la temperatura límite (90°<) que corresponde a su carga completa. Un criterio de diseño razonable se basa en instalar cierto volumen de acumulación que asegure no desperdiciar calor captado por los colectores (6 A =0) y que se emplee al máximo la capacidad de acumulación instalada (D> J8L =100%), lo que implica que justo cuando termina el periodo de carga y comienza el de descarga se alcanza la temperatura límite. Este criterio de diseño es el denominado volumen crítico de acumulación, para el caso base tiene un valor de 5]D 8 =4,7    ⁄ (ver Figura 20). Figura 20 - Efecto de la variación del volumen de acumulación para el caso base Fracción solar Utilizar como condición de diseño el volumen crítico de acumulación conlleva que haya una sola variable de diseño: el área de captadores. Según la Figura 21, al aumentar el área de captación aumenta de forma casi lineal la producción solar a lo largo del año y por tanto la fracción solar obtenida. Así, utilizando el volumen crítico de acumulación, -20 0 20 40 60 80 100 0,5 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 4 4,2 4,4 4,6 4,8 5 5,2 5,4 5,6 5,8 6 Qx (MWh/año) FS RVA (m3/m2) FS Qx 33 si se quiere aumentar la fracción solar, la superficie de captadores aumentará linealmente. Las necesidades de acumulación crítica aumentan con la fracción solar rápidamente para fracciones solares bajas y más suavemente para fracciones solares altas. Figura 21 - RAD y RVA c en función de la fracción solar para el caso base Trade-off Área de captadores – Volumen de acumulación Una opción de diseño para obtener la fracción solar deseada es dimensionar el área de captadores y el volumen de acumulación crítico. Sin embargo, una determinada fracción solar puede obtenerse mediante múltiples combinaciones de dichas variables. Siguiendo la línea correspondiente a una fracción solar dada puede intercambiarse área de captadores por volumen de acumulación obteniendo la misma producción. Figura 22 – Fracción solar y volumen crítico en función de V y A para el caso base 0 1 2 3 4 5 6 7 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 RVAc (m3/m2) RAD (m2/(MWh/año)) FS RAD RVAc 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 0 10000 20000 30000 40000 50000 A (m2) V (m3) 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Fracción solar Volumen crítico Volumen crítico Zona A Zona B Zona C 34 En las zonas A y B un aumento en el volumen del acumulador o en el área de captadores aumenta la fracción solar obtenida. Al aumentar el volumen de acumulación y pasar de la zona B a la zona C se mantiene o incluso reduce la fracción solar; por tanto cualquier diseño con un volumen de acumulación menor obtendrá un mejor resultado con un mejor coste. La elección del valor más adecuado de estas dos variables dependerá de los límites del proyecto y del criterio de diseño elegido. 8.2.2. Análisis económico Economías de escala El caso base atiende la demanda de 1000 viviendas en Zaragoza. En la Figura 23 se muestran los resultados obtenidos al modificar el número de viviendas; es decir, la magnitud de la demanda, manteniendo constantes los ratios de diseño: 5D† = 0,6  (ℎ Uño ⁄ )⁄ y 5]D=6    ⁄. Lo más significativo es la disminución radical del coste unitario del calor solar que se va produciendo al aumentar el número de viviendas. Una pequeña parte de dicha reducción se debe a que al aumentar el volumen del acumulador disminuyen las pérdidas relativas de calor pero el efecto dominante son las economías de escala en el coste de inversión de los equipos; principalmente, en el acumulador estacional. Figura 23 - Costes unitarios del calor solar en función de Nviv para el caso base Para valorar el interés económico de los sistemas solares centralizados con acumulación estacional se ha calculado el coste unitario del calor producido en sistemas centralizados que empleen únicamente caldera de gas natural. Como se muestra en la Figura 24, el apoyo solar con acumulación estacional resulta competitivo económicamente sólo cuando el número de viviendas es muy elevado. Para el caso base (1000 viviendas), el coste unitario del calor empleando únicamente la caldera de gas natural es aproximadamente W ŠJLA = 56€/ℎ. Sin embargo, dado que el modelo tiene en consideración las economías de escala del mercado del gas natural, según sea la demanda del sistema, el coste unitario del calor auxiliar varía entre 64€/ℎ para \ {S{ =100 y 51€/ℎ para \ {S{ =5000. En cuanto a los sistemas de calefacción solar con acumulación estacional, cabe destacar la gran repercusión que tienen las economías de escala, originando un descenso superior al 50% en el coste del calor total producido al pasar de 100 a 5000 viviendas. 50 75 100 125 150 175 0 1000 2000 3000 4000 5000 Nviv (viviendas) cqsol (€/MWh) 35 Figura 24 - Costes unitarios del calor total en función de Nviv con/sin apoyo solar para el caso base Efecto económico del volumen de acumulación Partiendo del caso base se mantiene el ratio 5D† =0,6  (ℎ Uño ⁄ )⁄ y se toman valores para el ratio 5]D entre 1 y 6    ⁄ para mostrar la variación del coste unitario del calor solar con el volumen de acumulación. En la Figura 25 se muestran los resultados obtenidos. En contra de lo que pudiera parecer, los efectos positivos de aumentar el volumen de acumulación (mayor producción solar, fracción solar y rendimiento global) no compensan el coste de la inversión requerida y el coste unitario del calor solar se ve incrementado. Esto es así incluso cuando el volumen instalado es insuficiente para acumular todo el calor producido por el campo solar y debe despilfarrarse. Además, cuando se supera el volumen crítico de acumulación (5]D 8 = 4,7    ⁄), el aumento del coste se ve más acentuado. Por tanto, con los costes de inversión actuales de los acumuladores térmicos en tanque de agua (Water Tank Thermal Energy Storage, TTES) el volumen crítico de acumulación no es la opción de diseño más económica en este caso. Figura 25 - Coste unitario del calor solar en función del volumen de acumulación para el caso base 50 75 100 125 0 1000 2000 3000 4000 5000 Nviv (viviendas) cqtot ( € /MWh) con apoyo solar cqtot ( € /MWh) sin apoyo solar 60 65 70 75 80 85 123456 RVA (m3/m2) cqsol ( € /MWh) 36 Efecto económico del área de colectores Para determinar cómo varía el coste del calor solar al aumentar el área del campo de captadores de modo que aumente la fracción solar, se supone como condición de diseño que se instala un acumulador de volumen crítico. En la Figura 26 se muestran los resultados obtenidos para el caso base. Cabe destacar que el coste unitario del calor solar se incrementa al aumentar la fracción solar manteniéndose prácticamente constante a fracciones solares elevadas. Lo cual significa que los costes asociados a la mayor pérdida de calor se ven compensados por las economías de escala que supone aumentar el tamaño de los equipos instalados. Figura 26 - Coste unitario del calor solar en función del área de captación para el caso base Mínimo coste unitario y efecto de reducción del coste del acumulador Todos los resultados anteriores se refieren a acumulación térmica en tanque de agua (Water Tank Thermal Energy Storage) que es más cara por unidad de volumen pero de aplicación universal. La comparación de los costes de inversión para distintos tipos de acumuladores estacionales indica que pueden reducirse hasta una cuarta parte al cambiar la acumulación en tanque de agua por otras tecnologías (Guadalfajara et al, 2013). Por otro lado, dado que los acumuladores estacionales existentes son instalaciones experimentales, cabe esperar que se produzca una importante reducción de costes con el desarrollo y perfeccionamiento de los procesos de construcción. El cambio de tipo de acumulador y/o la experiencia adquirida se introduce en las ecuaciones del modelo económico mediante el parámetro ‹ que hasta ahora se ha supuesto igual a cero. El valor ‹ =0 corresponde con la experiencia acumulada en los proyectos de demostración europeos de las dos últimas décadas utilizando un acumulador tipo tanque de agua. Para analizar este efecto de cambio de tipo de acumulador o aumento de experiencia se ha aumentado el parámetro ‹, desde ‹ = 0 hasta ‹ =0,75, obteniendo para cada caso la combinación óptima de los ratios (5D† y 5]D) que asegure un diseño con mínimo coste unitario del calor total para distintas fracciones solares. Cuando ‹ = 0, es decir, con los costes de inversión actuales de los acumuladores térmicos en tanque de agua, el diseño óptimo económico se alcanza con la fracción solar mínima considerada (OŒ =40%), con acumulación mínima (5]D=1    ⁄) y el 71 72 73 74 75 76 77 78 0,3 0,6 0,9 1,2 RAD (m2/(MWh/año)) cqsol (€/MWh) 37 consiguiente derroche de calor (6 A 6 8 ⁄>0). Por tanto, cabe destacar que si el coste de acumulación del calor solar es mayor que el coste de sobreproducción, se alcanza un coste mínimo sin utilizar acumulación estacional (5]D<1    ⁄). Sin embargo, dadas las limitaciones del modelo de optimización para representar fielmente la operación de sistemas con baja acumulación, no se han calculado casos con volumen de acumulación 5]D<1    ⁄. En el caso que se imponga una fracción solar elevada al sistema, el criterio de diseño óptimo económico pasa a ser de acumulación estacional. Si los costes de los acumuladores estacionales se reducen, se justifica económicamente el uso del acumulador frente a la sobreproducción a fracciones solares menores (ver Tabla 9). De hecho, para cada valor de ‹ existe una fracción solar crítica por encima de la cual el diseño de mínimo coste es el de acumulación estacional y por debajo de la cual el diseño de mínimo coste es de acumulación mínima. •Ž = •• % •Ž = ‘• % •Ž = ’• % •Ž = “• % •Ž = “” % • = • Mínima Estacional • = • , –” Mínima Estacional • = • , ”• Mínima Estacional • = • , —” Estacional Tabla 9 - Tipo de acumulación en el diseño de coste mínimo según α y FS Como se observa en la Figura 27, se produce una discontinuidad en el diseño de mínimo coste y lo más adecuado es utilizar acumulación estacional con volumen crítico o acumulación mínima, exceptuando un caso en el que se emplea acumulación estacional sin alcanzar el volumen crítico. Figura 27 – Mínimo coste unitario del calor total en función de V y A con α=0,5 para el caso base 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 0 10000 20000 30000 40000 50000 A (m2) V (m3) 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Fracción solar Volumen críticoVolumen crítico Min cqtot con alpha 0,5Min cqtot con alpha 0,5 Acumulación mínima Discontinuidad en el diseño de mínimo coste 38 Conforme se reducen los costes de acumulación resulta más adecuado acumular la sobreproducción de verano que rechazar calor e incluso puede convenir sobredimensionar el acumulador de modo que el volumen del acumulador supere al volumen crítico de acumulación disminuyendo así la temperatura en el acumulador y por ende, las pérdidas térmicas en el mismo. Los resultados muestran tres hechos muy significativos cuando los costes de inversión en el acumulador se reducen a la mitad o menos de la mitad (ver Tabla A.24): 1) El coste unitario del calor solar es menor que el del calor auxiliar. 2) El coste no cambia apreciablemente con la fracción solar; es decir, resulta interesante económicamente el diseño de sistemas que cubran prácticamente la totalidad de la demanda. 3) El volumen crítico de acumulación supone el criterio de diseño con mínimo coste para fracciones solares del 50% o superiores. 8.3. Modelo B: Sistema de cogeneración con acumulación estacional Las variables de diseño del sistema de cogeneración con acumulación estacional son: • Potencia eléctrica nominal del motor de cogeneración EF • Régimen de operación Eℎ/wqF • Ratio de acumulación: 5]6 E  /(ℎ Uño ⁄ )F 5]6 = ]osrwpXwUWrrsUWRópE  F >yoXrWWRópxéyRWUUprUsXwsoxoyEℎ Uño ⁄F Para el caso base se han fijado las siguientes variables de diseño  ;:H =0,7, ™ ; EF=™ k EF y 5]6 =3,6  /(ℎ Uño ⁄ ), por lo que el volumen del acumulador estacional es 10000  . La potencia térmica de la caldera auxiliar obtenida a partir de la demanda base es 2000. Los resultados globales de la operación del sistema se muestran en la Tabla B.10. Se alcanza una fracción de cogeneración anual del 50%, el acumulador estacional opera con un rendimiento igual al 97% y el rendimiento global del sistema de cogeneración con acumulación estacional es del 85%. El rendimiento eléctrico equivalente anual del sistema es del 79,9%, el cual es superior al mínimo legal impuesto (ver Apartado 1.5 del Anexo B). La temperatura máxima en el acumulador de 72,8°< se produce a final del mes de septiembre y resulta menor que el valor límite superior de 90°< correspondiente a la carga máxima del acumulador. El porcentaje de aprovechamiento del acumulador es igual a 71%. Los resultados económicos del sistema se muestran en las Tablas B.11 y B.12. Cabe destacar que se obtiene un coste negativo de la energía producida mediante cogeneración con acumulación estacional, es decir, la producción de energía térmica 39 cogenerada conlleva un beneficio económico derivado de la venta de electricidad bajo las condiciones que establece el Régimen Especial (RD 661/2007). El beneficio unitario del calor de cogeneración resulta 16,51€/ℎ. Sin embargo, puesto que la fracción de cogeneración es de aproximadamente el 50%, el coste unitario resultante del calor total es de 19,12€/ℎ. 8.3.1. Análisis físico Volumen crítico de acumulación Como criterio de diseño se ha impuesto no permitir que se derroche energía térmica, es decir, 6 A =0. De hecho, atendiendo a los resultados obtenidos para el caso base, el acumulador resulta sobredimensionado, es decir, el acumulador no alcanza la temperatura límite (90°<) que corresponde a su carga completa de energía. Instalando el volumen crítico de acumulación se asegura no desperdiciar calor cogenerado (6 A =0) empleando al máximo la capacidad de acumulación instalada (D> J8L = 100%). El volumen crítico de acumulación, para el caso base tiene un valor de 2,6  /(ℎ Uño ⁄ ) (ver Figura 28). A diferencia del sistema solar, cabe destacar que sobredimensionar el acumulador (5]6 > 5]6 8 ) no mejora la cobertura de la demanda; sin embargo, cuando aún no se ha alcanzado el volumen crítico, un aumento en el volumen de acumulación también supone aumentar la fracción de cogeneración del sistema. Figura 28 - Efecto de la variación del volumen de acumulación para el caso base Fracción de cogeneración Utilizar como condición de diseño el volumen crítico conlleva que haya dos variables de diseño: la potencia del motor y las horas de operación. Manteniendo la potencia del motor  ;:H =0,7, se procede a incluir en la operación del motor las horas valle (en las cuales no se operaba para el caso base) hasta el 70% de las mismas. Así, utilizando el volumen crítico de acumulación, si se quiere aumentar la fracción de cogeneración, las horas de operación aumentarán linealmente (ver Figura 29). Las necesidades de acumulación aumentan con la fracción de cogeneración rápidamente para fracciones entre el 50 y 65% y más suavemente para fracciones mayores. 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0,470 0,475 0,480 0,485 0,490 0,495 0,500 0,505 0,510 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 3,0 3,2 3,4 3,6 Qx (MWh/año) FCOG RVQ (m3/(MWh/año)) FCOG Qx 40 Figura 29 - Variación de las horas de operación Htot y del ratio RVQc en función de FCOG 8.3.2. Análisis económico Discriminación horaria Según el Régimen Especial (RD 661/2007), la instalación de cogeneración que escoge vender la electricidad bajo tarifa regulada puede acogerse al régimen de discriminación horaria de dos periodos (punta y valle) en el que las tarifas de venta de electricidad quedan afectadas por un factor de bonificación o descuento según se venda la electricidad en periodo punta o valle (ver Tabla B.7). Para analizar el interés del régimen de discriminación horaria se ha calculado el coste mínimo de la energía producida en función de la potencia instalada para ambas situaciones: tarifa regulada sin discriminación horaria y tarifa regulada con discriminación horaria. El problema de optimización planteado contempla como variables libres de diseño el volumen del acumulador y el régimen de operación (™ H:H EF en el caso sin discriminación horaria o ™ k EF y ™ { EF son discriminación horaria). Además en ningún caso se contempla la posibilidad de derrochar calor, es decir, se impone 6 A =0. Los resultados obtenidos para el caso base se muestran en las Tablas 10 y 11. š )›$  ( œš ) • $›$ , #(  ( ž /  ñ › ) Ÿ ( ) ) •b¡¢ #( d£ $›$  ( € / œšž ) 0,5 8760 21935 0,84 -0,66 1 4441 0 0,89 -2,02 2 2502 0 1 25,51 Tabla 10 - Mínimo coste unitario de la energía bajo régimen sin DH para el caso base š )›$  ( œš ) • c , #( ( ž /  ñ › ) • ¤ , #( ( ž /  ñ › ) • $›$ , #(  ( ž /  ñ › ) Ÿ ( ) ) •b¡¢ #( d£ $›$  ( € / œšž ) 0,5 3071 2639 5711 0 0,57 -1,9 1 3712 1432 5144 14584 1 -10,98 2 2089 413 2502 0 1 -1,18 Tabla 11 - Mínimo coste unitario de la energía bajo régimen con DH para el caso base 2,50 3,00 3,50 4,00 4,50 5,00 3500 4300 5100 5900 6700 7500 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 RVQc (m3/(MWh/año)) Htot (h/año) FCOG Htot RVQc 47 Lozano M.A; Baronio E.; Guadalfajara, M; Serra, L. Integración de la energía solar en los sistemas de calefacción de distrito. VIII Congreso Nacional de Ingeniera Termodinámica, Burgos, 2013. Lunde, P.J. 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