Instalación solar para producción de ACS en una residencia de estudiantes

1 Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Instalación solar para producción de ACS en una residencia de estudiantes Autor: Alberto Bermudo García Tutor: D. José Guerra Macho Dep. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 2 3 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Instalación solar para producción de ACS en una residencia de estudiantes Autor: Alberto Bermudo García Tutor: D. José Guerra Macho Catedrático de Universidad Dep. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 4 5 Proyecto Fin de Carrera: Instalación solar para producción de ACS en una residencia de estudiantes Autor: Alberto Bermudo García Tutor: D. José Guerra Macho El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2017 6 El Secretario del Tribunal 7 A mi familia A mis maestros 8 Índice 1. Memoria descriptiva 13 1.1. Objeto del proyecto 13 1.2. Antecedentes 13 1.3. Método de cálculo 13 1.4. Descripción del edificio 18 1.5. Descripción de la instalación 21 1.5.1. Descripción del funcionamiento de la instalación 21 1.5.2. Elementos principales de la instalación 24 1.6. Características técnicas de los equipos 27 1.7. Normativa 31 1.8. Bibliografía 34 2. Memoria de cálculo 35 2.1. Introducción 35 2.2. Datos de partida 35 2.3. Cálculo de la demanda 42 2.4. Cálculo de la superficie de captación 44 2.5. Cálculo del volumen de acumulación 46 2.6. Cálculo de la red de tuberías 47 2.7. Dimensionado del grupo de bombeo 51 2.8. Dimensionado del vaso de expansión 52 2.9. Cálculo del espesor de aislamiento 53 2.10. Selección de accesorios 54 3. Pliego de condiciones técnicas 55 3.1. Objeto 55 3.2. Normativa aplicable 55 3.3. Condiciones de materiales y equipos 55 3.3.1. Tuberías 55 3.3.2. Accesorios 56 3.3.3. Válvulas 57 3.3.4. Aislamiento 58 3.3.5. Vasos de expansión 59 3.3.6. Bombas 59 3.3.7. Captadores 60 3.3.8. Sistema eléctrico y de control 61 3.3.9. Aparatos de medida 61 9 3.3.10. Acumuladores 62 3.3.11. Intercambiadores de calor 63 3.4. Provisión del material 64 3.5. Condiciones de montaje 64 3.6. Pruebas, puesta en marcha y recepción 64 3.6.1. General 64 3.6.2. Pruebas Parciales 64 3.6.3. Pruebas de equipos 65 3.6.4. Pruebas de estanqueidad de redes hidráulicas 65 3.6.5. Pruebas de libre dilatación 65 3.6.6. Pruebas Finales 65 3.6.7. Ajuste y equilibrado 65 3.6.8. Sistemas de distribución de agua 65 3.6.9. Control automático 66 3.6.10. Recepción 66 3.7. Mantenimiento 67 3.7.1. Vigilancia 67 3.7.2. Mantenimiento preventivo. 67 3.7.3. Mantenimiento correctivo. 67 4. Presupuesto 68 4.1. Sistema de captación 68 4.2. Sistema de acumulación e intercambio 69 4.3. Sistema hidráulico 69 4.4. Sistema de control 70 4.5. Presupuesto total de la instalación 70 5. Planos 72 16 Es relevante comentar que es necesario ir corrigiendo los factores en el orden en el que se nombran a continuación. Dichos criterios de corrección son los siguientes:  Corrección por caudal : Se aplicará siempre que el caudal de ensayo del captador sea diferente del caudal real. Se consigue el factor corrector entrando en Figura 3 con el cociente entre el caudal real y el de ensayo hasta la curva correspondiente al caudal de ensayo que se posea. Figura 3. Corrección de caudal.  Corrección por agrupación de captadores ( : Esta corrección se emplea cuando se colocan una serie de captadores en serie. Definir el área y los parámetros de la recta de rendimiento de un único captador equivale a la agrupación de captadores. La expresión generalizada para N captadores en serie definiendo un captador solar de área NA, donde A es el área de efectiva de un solo captador, es la siguiente. También puede obtenerse el factor corrector por agrupación de captadores gráficamente según la Figura 4, siendo tan solo necesario conocer el número de captadores en serie.  Corrección por adición de intercambiador de calor : Se define un captador solar equivalente que incorpora in intercambiador de calor, afectado así a los factores de pérdida y ganancia. [ ( ( ) )] 17 Figura 4. Corrección por agrupación de captadores en serie. Dónde: - : Factor de pérdidas del captador solar * ⁄+. - : Área de un solo captador solar [ ]. - : Capacidad calorífica del fluido del circuito primario [ ⁄] - : Capacidad calorífica mínima de los fluidos en el intercambiador [ ⁄]  Corrección por la capacidad de almacenamiento : El método f-Chart se desarrolló para una capacidad de acumulación de de superficie de captación. Si la acumulación es diferente se corregirá el factor de pérdidas para obtener mediante el siguiente ajuste y condición. Para ello es necesario conocer el volumen de acumulación que se impondrá en el sistema. En la Figura 5 se muestra gráficamente la relación entre el factor corrector y el volumen de acumulación. ( )  Corrección por consumo de ACS: Como se comentó anteriormente, el método se desarrolló con el límite de una demanda de ACS inferior al 20% de la demanda de calefacción. Si se supera este límite, es necesario aplicar esta corrección, nuevamente sobre el factor de pérdidas para obtener . Donde: - : Temperatura de preparación del agua caliente [ºC]. - : Temperatura del agua fría [ºC]. - : Temperatura ambiente media exterior [ºC]. La temperatura de agua fría depende de la localidad y del mes como se observa en la Figura 6 estipulada en la norma UNE 94002:2005 de instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente sanitaria. Cálculo de la demanda de energía térmica. Y en 18 cuanto a la temperatura ambiente media exterior, depende de la localidad y del mes como se aprecia en el ejemplo de la comunidad de Andalucía de la Figura 2. Figura 5. Corrección por la capacidad de almacenamiento. . Figura 6. Temperatura de agua fría. 1.4. Descripción del edificio La edificación que ocupa el presente proyecto es el colegio mayor César Carlos, situado en la comunidad de Madrid. Enfrentada a la prestigiosa escuela de ingeniería Politécnica de Madrid. Este colegio presenta una innovadora solución, dos edificios exentos unidos por un pasillo subterráneo, que facilita la independencia de uso de los mismos: uno público, de relación, y otro privado, de descanso y estudio. El carácter de ambos además, es antagónico. El bloque de residencia, compuesto de dos torres en altura con los dormitorios, exento prácticamente de pasillos, unidas por dos espacios comunes: la biblioteca y el gimnasio. Dicho gimnasio se encuentra en la planta superior, a modo de arco de triunfo y con un complejo juego de 19 simetrías. En la Figura 7 se observa el frontal del edificio de residencias. Figura 7. Colegio César Carlos Madrid “edificio dos torres”. El colegio dispone de 98 habitaciones, todas individuales y repartidas por los diferentes edificios que componen el conjunto colegial. Las dos torres, edificio residencial, donde se ubican la mayor parte de las habitaciones, están compuestas por seis pisos cada una, con seis (en las plantas inferiores) y ocho (en el resto) habitaciones en cada una de las plantas. Cada planta posee un baño externo para compartir entre los vecinos de la planta. Con respecto al edificio residencial, la superficie disponible en la zona exterior en un único nivel de altura, siendo desaprovechada por imposibilidad arquitectónica la parte superior de las torres. La zona de dormitorios termina en la sexta planta, zona sobre la que se soporta el gimnasio entre las dos torres. En el séptimo nivel, sobre el gimnasio, encontramos la zona disponible con unos de superficie, tal y como se observa en la zona izquierda rayada de la Figura 8. El edificio común, de carácter doméstico, horizontal y con pequeños patios que se extienden por el jardín, se identifican tres pisos de altura diferentes Alberga una sala de estudios, un comedor y un salón. Dos salas de TV, una sala de informática, una serie de despachos y dormitorios y la sala de máquinas. Se cuenta con un área disponible de unos en la azotea dispuesta en dos niveles de altura diferentes como se observa en la Figura 9. La parte rayada en color cian muestra la zona más elevada, perteneciente a una tercera planta. En cambio, la zona amarilla representa la azotea de una segunda planta. Cada una de ellas aporta alrededor de , respectivamente. 20 Figura 8. Vista de superficie disponible en panta. Figura 9. Niveles de altura de edificio comunitario. En cuanto a la instalación actual, el colegio cuenta con una sala de máquinas situada en el edificio común, que alberga en su circuito primario con:  Generador de vapor nº1 de la marca ADISA, modelo ADI-CD 450, con una potencia de . Se muestra en la parte izquierda de la Figura 10.  Generador de vapor nº2 de la marca ADISA, modelo ADI-CD 175, con una potencia de . Se muestra en la parte derecha de la Figura 10. En su circuito secundario se encuentra:  Depósito de acumulador de ACS con una capacidad de litros. Fabricado con acero al carbono vitrificado. 21 Figura 10. Generadores de vapor de la sala de máquinas. 1.5. Descripción de la instalación 1.5.1. Descripción del funcionamiento de la instalación Toda instalación solar térmica de baja temperatura tiene como objetivo la implantación de una serie de captadores que aprovechen la energía solar para poder transferirla posteriormente a un sistema de almacenamiento. Este sistema de almacenamiento será el encargado de abastecer la demanda energética de la estructura cuando sea necesario. Cuando se habla de baja temperatura se especifica que la temperatura del fluido caloportador no supere los ºC. Los subsistemas que componen la instalación solar térmica son los siguientes:  Subsistema de captación.  Subsistema de intercambio.  Subsistema de acumulación.  Subsistema de apoyo. Estos subsistemas pueden ser nombrados según otra terminología. Se conoce como circuito primario al formado por el conjunto de captadores o subsistema de captación, y circuito secundario a aquel que posee el conjunto de acumulación o subsistema de acumulación. Ambos entrelazados por el subsistema de intercambio, que no es más que uno o varios intercambiadores de calor que se encargan de transferir la energía del fluido que circula por los captadores hacia el fluido que llega al acumulador y que posteriormente es distribuido. En el presente proyecto, lo que se hará es añadir una instalación formada por el sistema de captación, intercambiador y acumulador a la instalación que ya se encuentra en funcionamiento en el edificio. De esta manera el nuevo sistema estará diseñado para cubrir la demanda del edificio y al estar integrada en la instalación antigua, ésta servirá como subsistema de apoyo para cuando la instalación solar de ACS instalada no sea capaz de satisfacer por completo la demanda. Al conjunto de acumulación y subsistema de apoyo se le conoce como circuito de consumo. Para tener un esquema de la instalación que se llevará a cabo, en la Figura 11 se observa una simplificación de los subsistemas de captación, intercambio y acumulación, que posteriormente irán conectados al subsistema de apoyo con el que ya parte el proyecto. 22 Figura 11. Sistema de energía solar térmica de baja temperatura. Para justificar la necesidad del circuito secundario, es preciso saber qué hace unos años se permitía tratar directamente el agua de red en el circuito primario abierto, es decir, el fluido de red pasaba directamente por los captadores para ser calentada. De esta forma, el agua era enviada directamente a los usuarios. Con el paso de los años, los inconvenientes de esta técnica fueron haciendo que se abandonara, pues presentaba problemas de higiene, funcionamiento y durabilidad. Actualmente ninguna legislación española permite su utilización. Lo más común, de acuerdo con la legislación, es el empleo del sistema presentado anteriormente en la Figura 11. De esta manera, el agua no pasa directamente por los captadores, sino que por el circuito primario circula un fluido caloportador anticongelante que se calienta a medida que pasa por los captadores gracias a la radiación solar. Este fluido llega a un intercambiador de calor, donde transfiere la energía al agua de red que pasará al acumulador. El agua caliente del acumulador pasará al circuito secundario, que mediante la instalación interior de la vivienda se distribuirá a cada punto de consumo mediante una red de distribución. Si la temperatura del agua que se encuentra en el acumulador no es la deseada, sino que es inferior, sea por falta de radiación solar por ejemplo, se encuentra el sistema de apoyo de la instalación. Este sistema, formado por las calderas ya mencionadas en apartados anteriores, se encargará de satisfacer la demanda cuando el sistema solar no sea capaz de cubrirla. Todo este proceso es automático y se encuentra intervenido por un sistema de control específico. En la Figura 12 se aprecia el esquema de principio de la instalación para servir de soporte a la explicación de su funcionamiento. 23 Figura 12. Esquema de principio. 24 1.5.2. Elementos principales de la instalación  Captador solar El captador solar plano es un intercambiador de calor que transforma energía radiante (Radiación Solar) en energía térmica que aumenta la temperatura de un fluido de trabajo contenido en el interior del captador. El funcionamiento del captador sola plano está regido por los siguientes principios básicos: 1) El aporte de energía solar no es “controlable”. 2) La demanda y el aporte de energía solar están desfasados. 3) La orientación e inclinación del captador influyen fuertemente en el rendimiento. 4) El rendimiento de captación aumenta al disminuir la temperatura del fluido a la entrada. 5) Interesa captar la energía solar a la mayor temperatura posible. 6) Hay que dar preferencia al consumo de la energía solar frente a la convencional. Existen dos tipos fundamentales de captadores solares; protegidos y no protegidos con una película de vidrio superficial que aporta un aislamiento hacia el exterior. Se emplearan captadores protegidos, ya que son los que poseen la relación coste-producción más deseable. En ellos, el captador se ubica en una caja rectangular como se observa en la Figura 13. La cara expuesta al sol se encuentra cubierta por un vidrio (habitualmente templado), mientras que las cinco caras restantes son opacas y están aisladas térmicamente. Dentro de la caja, expuesta al sol, se sitúa una placa metálica. Esta placa está unida o soldada a una serie de conductos por lo que circula el fluido caloportador (generalmente agua, glicol o una mezcla de ambos). A dicha placa se le aplica un tratamiento selectivo para que aumente su absorción de calor, o simplemente se le pinta en color negra. Figura 13. Esquema captador solar plano. Los captadores o colectores solares planos funcionan aprovechando el efecto invernadero. El vidrio actúa como filtro para una serie de longitudes de onda de la luz solar. Permite el paso prácticamente de la luz visible, y es menos transparente con las ondas infrarrojas de menor nivel de energía. El sol incide sobre el vidrio del colector, que es transparente a la longitud de onda de la radiación visible, dejando pasar la mayor parte de la energía. Ésta calienta entonces la placa colectora, que a su vez, se convierte en emisora de radiación de onda larga (infrarrojos). Pero como el vidrio es muy opaco para esas longitudes de onda, entra más energía de la que sale, y el recinto de la caja se calienta por encima de la temperatura exterior. 25 La placa colectora tiene unos conductos por los que circula un fluido caloportador que se calienta, y transporta esa energía térmica a donde sea necesario. El rendimiento de los colectores depende de varios factores. Aunque la caja está aislada térmicamente, tiene pérdidas hacia el ambiente exterior, pérdidas que aumentan conforme más frio se encuentra el aire ambiente y cuanto mayor sea la temperatura del fluido caloportador, por lo que el rendimiento mejora cuanto menor sea la temperatura de trabajo. También es significativo señalar que a mayor temperatura de la placa captadora, más energética será su radiación, y más transparencia poseerá el vidrio frente a ella, disminuyendo por tanto la eficiencia del colector.  Intercambiador de calor Un intercambiador de calor es un dispositivo diseñado para transferir el calor entre dos medios, haciende que entren en contacto directo o separados a través de alguna otra superficie. Forman una parte fundamental de las instalaciones de refrigeración, acondicionamiento de aire, producción de energía y procesamiento químico. Su clasificación atiende a diferentes factores, pero lo más relevante en este caso es la construcción del mismo, pues se debe diferenciar entre si existe contacto directo o no entre los fluidos implicados: 1) Intercambiadores de contacto directo. En este tipo de intercambiador ambos fluidos implicados se mezcla físicamente al entrar en contacto directo. 2) Intercambiadores de contacto indirecto. En este caso los fluidos no se encuentran en contacto directo entre ellos, sino que se produce el intercambio energético de uno a otro por medio de una superficie de contacto. Es decir, por cada uno de los circuitos se encuentra circulando un fluido diferente. Para poder elegir uno de los dos tipos, es necesario conocer las propiedades físicas y químicas de los fluidos como son; densidad, viscosidad, conductividad térmica o el tipo de fluido. Pero en este caso se empleará un intercambiador de placas de contacto indirecto, pues como se comentó anteriormente, desde hace algunos años se encuentra bajo prohibición el empleo de fluido caloportador a través del sistema de captación para posterior uso directo del usuario. Por ello, se tendrá un fluido caloportador circulando por el circuito de captación que entrará en contacto indirecto con un agua de red que fluirá por el circuito secundario, a la que transferirá la energía absorbida por la radiación solar a su paso por el colector. El intercambiador que se empleará estará formado por un conjunto de placas metálicas.  Depósito de acumulación En una instalación de energía solar térmica, la acumulación de energía es necesaria debido al desfase que existe entre la radiación solar y el consumo. La función del depósito de acumulación es independizar en la medida de lo posible, el circuito de captación (oferta) del circuito de consumo (demanda). La acumulación desempeña el papel de un volante de inercia en un sistema mecánico. El objetivo de la acumulación es almacenar la energía solar captada para poder suministrarla posteriormente cuando existe demanda (configuración en serie). Sería posible prescindir de la acumulación si se adoptase como criterio de diseño aportar la energía solar captada sólo cuando esté disponible en el subsistema de captación. Este criterio se aplica en determinadas circunstancias cuando la demanda de energía de la instalación es prácticamente constante durante las horas de disponibilidad del recurso renovable. 32 diaria, la contribución solar mínima debe ser del 50%. Figura 20. Zonas climáticas según CTE. Tabla 1. CTE sobre contribución solar mínima (%) de ACS por zonas geográficas.  Contribución solar máxima (%) La cota superior viene impuesta por la condición de que en ningún mes del año, la energía producida por la instalación podrá superar el 110% de la demanda energética y no más de tres meses el 100%. Por ello, no se tomarán en consideración aquellos periodos en los que la demanda se sitúe un 50% por debajo de la media correspondiente al resto del año, tomándose las medidas de protección adecuadas.  Límite de pérdidas por orientación, inclinación y sombras. Atendiendo a que la orientación óptima es la Sur y que la inclinación óptima depende del periodo de utilización, se han de cumplir las tres condiciones con respecto a estos límites de pérdidas de orientación, inclinación y sombras. En la Tabla 2 aparecen los límites que deben ser respetados a la hora del dimensionado de la instalación solar. Hay que señalar que en cuanto a las pérdidas de radiación solar por sombras de edificio cercanos no se tendrán en cuenta, pues en la periferia del colegio mayor no existen edificaciones de una altura superior que puedan interferir en la captación de radiación. 33 Tabla 2. Límites de pérdidas (%) de orientación, inclinación y sombras. En cuanto a la inclinación óptima, el reglamento expone que, dependiendo del periodo de utilización, se debe usar uno de valores siguientes:  Demanda constante anual: la latitud geográfica.  Demanda preferente en invierno: la latitud geográfica + 10º.  Demanda preferente en verano: la latitud geográfica – 10º. 2) Normas UNE Las normas UNE que se encuentran íntimamente relacionadas con el propósito de este proyecto son: UNE 100155, UNE 94002 y UNE 94003.  UNE 100155 Recoge el método para el diseño del vaso de expansión.  UNE 94002 Esta norma tiene como objetivo el cálculo de la demanda de energía térmica en las instalaciones de producción de agua caliente sanitaria proporcionando los valores de referencia de consumo de agua caliente sanitaria y las temperaturas de diseño necesarias.  UNE 94003 La presente norma trata de homogeneizar los datos de partida necesarios para llevar a cabo el dimensionado de una instalación solar para producción de agua caliente. Así, los datos de partida meteorológicos serán siempre los mismos y no variarán ante la posibilidad de encontrar otras fuentes alternativas de información. Los datos que pueden ser extraídos son los valores de irradiación global sobre superficie horizontal y los de temperatura media ambiente en cada provincia. 3) Reglamento de Instalaciones Térmicas en la Edificación (RITE) Las secciones del RITE que afectan a la instalación de este proyecto son la de preparación de agua caliente para usos sanitarios, el aislamiento térmico, la correcta medición de las magnitudes, el sistema de distribución de agua y, por último, el sistema de control automático.  Preparación de agua caliente para usos sanitarios (IT 1.1.4.3.1)  Aislamiento térmico (IT 1.2.4.2.1)  Medición (IT 1.3.4.4.5)  Sistema de distribución de agua (IT 2.3.3)  Control automático (IT 2.3.4) 34 1.8. Bibliografía 1) Código Técnico de la Edificación (CTE), apartado HE 4 “Contribución solar mínima de agua caliente sanitaria.” 2013. 2) AENOR, Norma UNE 100-155 “Diseño y cálculo de sistemas de expansión” 2004. 3) AENOR, Norma UNE 94002 “Instalaciones solares térmicas para producción de agua caliente sanitaria” 2005. 4) AENOR, Norma UNE 94003 “Datos climáticos para el dimensionado de instalaciones térmicas” 2007. 35 2. Memoria de cálculo 2.1. Introducción En este documento, se desarrollarán y justificarán los cálculos necesarios para llevar a cabo el dimensionado del diseño de una instalación térmica solar de baja temperatura. Con el objetivo de abastecer la demanda de agua caliente del colegio mayor César Carlos, situado en la localidad de Madrid, durante todo un año. De acuerdo con el cumplimiento del código técnico correspondiente, se procederá a dimensionar todos los elementos relevantes necesarios para la implementación del sistema solar a la edificación señalada. 2.2. Datos de partida  Parámetros geográficos El colegio mayor César Carlos se encuentra en la localidad de Madrid, a 659 metros de altitud sobre el nivel del mar, con una latitud de 40º26’52.7’’ dirección Norte y una longitud de 3º43’11.4 dirección Oeste.  Parámetros climáticos Mediante el seguimiento de la norma UNE 94003, se observa que el colegio mayor de Madrid pertenece a la zona climática 4 (Figura 20). También se han recogido en la Tabla 3 los datos de radiación global diaria media mensual sobre superficie horizontal en * ⁄+ y la temperatura ambiente en [ ] de la comunidad de Madrid. Mes Irradiación global diaria media mensual sobre superficie horizontal [kJ/m^2] Temperatura ambiente [ºC] Enero 6800 6.2 Febrero 9600 7.4 Marzo 13600 9.9 Abril 17400 12.2 Mayo 21400 16 Junio 2900 20.7 Julio 25900 24.4 Agosto 23100 23.9 Septiembre 17200 20.5 Octubre 11800 14.7 Noviembre 7700 9.4 Diciembre 6000 6.4 Tabla 3. Irradiación global y temperatura ambiente en Madrid. El siguiente paso será convertir el dato de irradiación global diaria media mensual sobre superficie horizontal en la irradiación sobre la superficie inclinada. Para ello se dividirá la 36 horizontal en sus dos componentes, radiación directa y difusa, respectivamente. Y estas dos componentes a inclinada para así sumarlas y obtener la global. Ésta estrategia se encuentra simplificada para su mejor comprensión en la Figura 21. Figura 21. Esquema para cálculo de la radiación solar global media diaria sobre superficie inclinada. En primer lugar se debe calcular la declinación a partir de la ecuación de Cooper, la cual, aparece a continuación: ( ) Donde: - n: Día del año correspondiente. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se encuentran los valores calculados de la declinación mensual, que serán necesarios posteriormente. Mes Día del año Declinación [º] Enero 17 -20,84 Febrero 45 -13,32 Marzo 74 -2,4 Abril 105 9,46 Mayo 135 18,72 Junio 161 23,04 Julio 199 21,11 Agosto 230 13,28 Septiembre 261 1,97 Octubre 292 -9,84 Noviembre 322 -19,02 Diciembre 347 -23,12 37 Tabla 4. Declinación mensual según ecuación de Cooper. En segundo lugar se necesita calcular el ángulo horario solar . Para lo cual se debe conocer la latitud de la ubicación del edificio, en este caso 40º. El ángulo solar se define según la ecuación: Donde: - Latitud [º]. - Ángulo solar horario [º]. En la Tabla 5 se muestran los valores mensuales del ángulo horario. Mes Ángulo solar horario [º] Enero 71,37 Febrero 78,54 Marzo 87,98 Abril 98,04 Mayo 106,52 Junio 110,91 Julio 108,90 Agosto 101,42 Septiembre 91,65 Octubre 81,63 Noviembre 73,19 Diciembre 69,01 Tabla 5. Ángulo solar horario mensual. A continuación se calcula el índice de claridad mensual, que es el cociente entre la irradiación global horizontal y el dato de irradiación extraterrestre horizontal dada para la latitud correspondiente del edificio. Donde: - Índice de claridad [Adim]. - Irradiación global horizontal * ⁄+. - Irradiación extraterrestre horizontal para una latitud dada * ⁄+. El dato de irradiación extraterrestre horizontal viene dado por tablas como la Tabla 6, donde aparece como dato mensual, teniendo como único dato de entrada la latitud deseada. 38 Tabla 6. Datos irradiación extraterrestre horizontal para una latitud dada. Con esto, en la Tabla 7, se representan los datos de partida de la radiación extraterrestre y los resultados del cálculo del índice de claridad media. Ambos datos en base mensual, tal y como se están calculando toda la información anterior. El siguiente paso es el cálculo de la relación entre la radiación directa sobre una superficie inclinada y la radiación directa sobre una superficie horizontal. Esta relación se conoce como , y se calcula según la ecuación que aparece a continuación: ( ) ( ) 39 Mes Irradiación Extraterrestre Horizontal [kJ/m^2 día] Índice de claridad media mensual kt Enero 15000 0,45 Febrero 20600 0,47 Marzo 27500 0,49 Abril 34700 0,50 Mayo 39600 0,54 Junio 41800 0,57 Julio 40900 0,63 Agosto 37000 0,62 Septiembre 30600 0,56 Octubre 23400 0,50 Noviembre 16900 0,46 Diciembre 13700 0,44 Tabla 7. Radiación Extraterrestre horizontal e índice de claridad media mensuales. Donde: - Inclinación del panel sobre la horizontal [º]. - Ángulo solar horario en una superficie inclinada [º]. La inclinación del panel sobre la horizontal ha sido fijada como 45º a la hora de realizar los cálculos. El ángulo solar horario sobre la superficie inclinada ha sido calculado según la función que aparece a continuación: Se obtienen los resultados del cálculo de para cada uno de los meses, habiendo obtenido previamente el previamente el valor mensual del ángulo solar horario sobre superficie inclinada. Ambos representados en la representados en la Tabla 8. Mes Ángulo Horario en la superficie inclinada [º] RD Enero 71,37 2,34 Febrero 78,54 1,85 Marzo 87,98 1,38 Abril 89,16 1,03 Mayo 88,30 0,83 Junio 87,87 0,75 Julio 88,06 0,79 Agosto 88,82 0,95 Septiembre 89,83 1,24 Octubre 81,63 1,68 Noviembre 73,19 2,20 40 Diciembre 69,01 2,53 Tabla 8. Ángulo solar en superficie inclinada y RD. Por último, se calculan los valores de la radiación global media mensual sobre una superficie inclinada a partir de los valores de la radiación directa y difusa sobre superficie inclinada. Para ello es necesario calcular la fracción de radiación difusa . Dicha fracción de radiación difusa se calcula a partir de un modelo que proporciona la Universidad de Universidad de Sevilla, ETSI. Éste modelo se basa en una correlación experimental que hace uso del factor hace uso del factor mensual del índice de claridad en una ecuación polinómica de cuarto grado. Estos grado. Estos resultados aparecen en la Tabla 9, calculados con el siguiente polinomio: Mes Fracción de radiación difusa (MODELO ETSI) Enero 0,67 Febrero 0,65 Marzo 0,60 Abril 0,59 Mayo 0,52 Junio 0,47 Julio 0,35 Agosto 0,37 Septiembre 0,49 Octubre 0,59 Noviembre 0,66 Diciembre 0,69 Tabla 9. Fracción de radiación difusa según modelo ETSI. Con los valores de la fracción de radiación difusa determinados, se determinan las componentes de la componentes de la radiación global sobre superficie horizontal multiplicando por dicha fracción para obtener fracción para obtener la componente difusa. Y dado que la suma de ambas componentes forma la radiación forma la radiación global, tan solo hay que restar la componente difusa a la global para obtener la directa. En obtener la directa. En la Tabla 10 se representan los resultados obtenidos. En cuanto a las componentes de la radiación sobre superficie inclinada, se calculan por separado y se suman para obtener la global, tal y como se aprecia en la siguiente ecuación: ( ) Donde: 41 - Radiación solar global sobre superficie inclinada * ⁄+. - Componente de radiación solar directa sobre superficie horizontal * ⁄+. - Componente de radiación solar difusa sobre superficie horizontal * ⁄+. Mes Irradiación global diaria media mensual sobre superficie horizontal [kJ/m^2 día] Irradiación directa horizontal [kJ/m^2 día] Irradiación difusa horizontal [kJ/m^2 día] Enero 6800 2259,15 4540,85 Febrero 9600 3377,22 6222,78 Marzo 13600 5405,56 8194,44 Abril 17400 7113,89 10286,11 Mayo 21400 10174,04 11225,96 Junio 23900 12705,94 11194,06 Julio 25900 16769,23 9130,77 Agosto 23100 14558,50 8541,50 Septiembre 17200 8841,74 8358,26 Octubre 11800 4879,94 6920,06 Noviembre 7700 2585,06 5114,94 Diciembre 6000 1854,94 4145,06 Tabla 10. Componentes de la radiación sobre superficie horizontal. Se exponen los resultados en la Tabla 11. Además, en la Gráfica 1 se ha representado la radiación global sobre superficie horizontal frente a los resultados sobre superficie inclinada para aclarar la desviación que se sufre en los meses pico de verano, en los que se capta menor radiación sobre superficie inclinada, pero como se gana en el resto de meses haciendo que la cantidad de radiación solar global a lo largo de todo el año sea más constante en vez de tener picos pronunciados como ocurre sobre la superficie horizontal. Mes Radiación global sobre superficie Inclinada [kJ/m^2 día] Radiación Directa sobre superficie inclinada [kJ/m^2 día] Radiación Difusa sobre superficie inclinada [kJ/m^2 día] Enero 9826,89 5286,05 3875,85 Febrero 12480,79 6258,01 5311,48 Marzo 15667,49 7473,05 6994,39 Abril 17639,49 7353,38 8779,75 Mayo 19711,08 8485,12 9581,96 Junio 20775,29 9581,23 9554,73 Julio 22360,85 13230,07 7793,60 Agosto 22309,82 13768,32 7290,63 48 ⁄ 2.6.2. Caudal del circuito primario y secundario Para calcular el caudal que circulará por el circuito primario de la instalación se emplea la siguiente ecuación: Donde: - Caudal que circula por el circuito de captación * + - Caudal específico en el captador solar * +. - Número de captadores. - A: Área del captador [ ]. - N: Número de captadores en serie. Por tanto, se obtiene el siguiente caudal: 2.6.3. Pérdidas de carga en los captadores Gracias al catálogo técnico del captador solar es posible averiguar la pérdida de carga que proporciona el caudal calculado en el apartado anterior. En dicho catálogo encontramos dos coeficientes entre los que elegir la construcción gráfica, un coeficiente lineal y otro cuadrático. El coeficiente cuadrático proporciona unos resultados más específicos ya que la progresión de este ensayo no es lineal. En la Figura 22 se ha representado la caída de presión frente al caudal según el factor cuadrático de 0.765 extraído del catálogo. Con el caudal de se obtiene la siguiente pérdida de carga en el captador: 49 Figura 22. Caída presión [mm c.a] frente caudal [l/min] según factor cuadrático. 2.6.4. Pérdidas de carga en el interacumulador La pérdida de carga en el interacumulador se calcula gráficamente en el catálogo técnico del aparato seleccionado. En este caso se empleará un depósito del fabricante APERSA. El modelo es el SB de la serie MXV con capacidad de . Para entrar en Figura 23 se debe conocer el caudal en por lo que: Dado que el punto deseado no se contempla en la gráfica que proporciona el catálogo es necesario realizar una interpolación, con lo que se obtiene la siguiente pérdida de carga en el interacumulador: Figura 23. Pérdida presión interacumulador frente caudal. 50 2.6.5. Pérdidas de carga en la red de tuberías Lo más importante en este apartado es tener en cuenta las restricciones técnicas impuestas en este tipo de instalaciones por IDEA entre las que se encuentran las siguientes: - La velocidad de circulación del fluido debe ser inferior a cuando están situadas en locales habitadosm e inferior a cuando se trate de zonas exteriores. Al encontrarse esta instalación situada en la cubierta del edificio, la velocidad del fluido estará limitada a o inferior. - El dimensionado de tuberías deberá realizarse de modo que las pérdidas de carga por metro cuadrado no superen los cuando se trate de agua. Si se trabaja con una mezcla de agua y anticogelante, como sucede en este proyecto, se utilizará un factor corrector de 1.3. Por tanto en este caso: - El diámetro de las tuberías debe ser normalizado (DN). En este caso en el que lo relevante es la caída de presión del circuito primario podemos tomar un solo tramo de todo el recorrido pues la distribución de agua caliente al edificio no forma parte de este estudio. Por tanto se calcula la longitud de todo el recorrido del circuito primario, que abarca desde la sala de máquinas donde se encuentra el interacumulador hasta la cubierta donde se halla el campo solar de captación. En primer se debe elegir el diámetro interior de las tuberías para que cumpla con la restricción de una velocidad de circulación inferior a los 3m/s. Usando la siguiente ecuación: Donde: - D: Diámetro exterior de tubería [m]. Se impone la condición y se consigue el diámetro máximo. ⁄ Por tanto se fija como diámetro exterior de tubería de cobre el primer valor disponible en las tablas menor de 0.021m, es decir, 0.020 m de diámetro exterior y 0.018 m de diámetro interior. Posteriormente se calcula longitud de tubería necesaria para la integración del circuito primario y las longitudes equivalentes de los accesorios del mismo. Las longitudes de los tramos de tuberías se han obtenido con la ayuda de AutoCad sobre los planos presentados de la instalación donde se encuentra toda la red de tuberías mencionada. En cuanto a las longitudes de los accesorios se detalla una lista de los mismos en la Tabla 16 y conociendo el diámetro interior de tubería calculado anteriormente se obtiene con la ayuda de Tabla 17 cada una de las longitudes equivalentes. Accesorios Fluido caliente Fluido caliente 10 Codos 90º 17 Codos 90º 1 Curva 45º 1 Curva 45º 51 4 Bifurcaciones derivadas 3 Bifurcaciones derivadas 8 Válvulas retención 8 Válvulas retención Tabla 16. Accesorios circuito primario. Tabla 17. Longitudes equivalentes para accesorios en metros para tuberías de cobre. En la Tabla 18 aparecen recogidos los valores por separado de todo el circuito primario, incluyendo el tramo por el circula fluido caloportador frio, caliente y longitud equivalente de todos los accesorios. Medidas tuberías circuito primario Fluido caliente [m] Fluido frio [m] Longitud equivalente accesorios [m] Total [m] 48.28 80.31 17,96 146.55 Tabla 18. Metros tubería circuito primario. Utilizando la fórmula de Flamant, con referencia a tuberías de cobre y teniendo en cuenta que el fluido caloportador es una mezcla de agua y glicol, se calcula la pérdida de carga lineal de la red de tuberías del circuito primario. Hay que tener en cuenta que esta pérdida de carga lineal se trata de pérdida de presión por metro lineal y que cumple con la restricción por lo que es posible continuar con los cálculos pertinentes. Donde: - Caudal de circulación * ⁄+ - Diámetro interior de tubería [ ]. Los resultados se muestran en la Tabla 19 incluyendo longitud de tramo recto, es decir, sin longitud equivalen de accesorios, caudal, diámetro exterior, diámetro interior, velocidad de circulación y pérdida de carga lineal por metro de tubería, 52 Longitud [m] Caudal [kg/h] Dext [mm] Dint [mm] Velocidad [m/s] [Pa/m] 146.55 246.24 20 18 0.2117 31.85 Tabla 19. Resultados pérdida carga lineal. Una vez calculada la pérdida de carga lineal, se calcula la pérdida total de la instalación para proceder a la elección de la bomba del circuito primario. Se calcula la pérdida de carga lineal multiplicada por los metros de tubería lineales y equivalentes, y se suman las pérdidas de cargas de los equipos, es decir, de los captadores e interacumulador. Por tanto la pérdida de carga total de la instalación no es más que la suma de las anteriores: 2.7. Dimensionado del grupo de bombeo Para ser capaz de realizar la elección de la bomba, es necesario conocer la presión total que debe vencer la misma, calculado en el apartado anterior, para impulsar al fluido por las tuberías de la instalación. Debido al reglamento impuesto por IDEA, al valor de la altura manométrica a vencer por la bomba hay que añadirle un adicional como medida de seguridad, por lo que el calculado queda: Utilizando el catálogo técnico de la empresa GRUNDFOS, se observa que para bombas de circulación que deban impulsar este tipo de alturas con un caudal no especialmente alto existe la Figura 24, que ordena por caudal y pérdida de presión demandados los modelos de bombas. Dado que el caudal de impulsión es de y la altura a vencer de , se elige el modelo UP 20-15 N, segunda franja desde el origen de coordenadas. 53 Figura 24. Elección bomba dado caudal y pérdida presión. 2.8. Dimensionado del vaso de expansión Para el diseño del volumen del vaso de expansión necesario en la instalación se hace uso de la norma UNE-100155. En primer lugar se calcula el volumen total de fluido caloportador del circuito primario. Se debe realizar la suma del fluido en el interior de cada captador, del fluido en las tuberías y un adicional como medida de seguridad. ( ) Se calcula el coeficiente de expansión del fluido: Donde es la temperatura de paso del fluido por el vaso de expansión que se estima en 50ºC. Es importante señalar que al ser el fluido caloportador una mezcla de agua y glicol al , es necesario realizar una corrección sobre el coeficiente de expansión. 54 Donde: Siendo representa el porcentaje en volumen que supone el glicol con el agua, es decir Por último, se calcula el coeficiente de presión del vaso de expansión con la ecuación siguiente: Donde: - : Presión máxima del vaso de expansión. - : Presión mínima del vaso de expansión. Por tanto, se obtienen los siguientes resultados: Ahora es posible calcular el volumen total que debe tener el vaso de expansión aplicando al volumen total las correcciones calculadas. A partir de este dato, se procede a acceder al catálogo de la empresa IBAIONDO y se ha seleccionado el vaso de expansión modelo AMF-PLUS con capacidad de horizontal, que cumple con los requisitos de la instalación y está pensado para un mantenimiento mínimo y una extensa vida útil 2.9. Cálculo del espesor de aislamiento Es aislamiento térmico de tuberías, accesorios, equipos y depósitos del sistema viene propuesto por el RITE con el objetivo de evitar y reducir gastos de energía innecesarios. La mayoría de los espesores necesarios vienen determinados por el RITE pero en el caso de los equipos, vienen determinados en sus catálogos técnicos impuestos por el propio fabricante. El RITE protege externamente las tuberías con el fin de aumentar su durabilidad, añadiendo revestimientos con pinturas asfálticas, poliésteres reforzados con fibra de vidrio u otras pinturas acrílicas. La temperatura máxima del fluido que circula por las tuberías, el diámetro interior y la situación son los parámetros que designan el grosor mínimo de aislamiento de las mismas. En la Tabla 20 aparecen delimitados los valores del espesor de aislamiento dada la temperatura del fluido y el diámetro de la tubería por la que circula. Al tener un diámetro exterior de 20 mm y unas temperaturas máximas de operación del entorno de los , el espesor que debe ser impuesto para las tuberías es de 25 mm. 55 Tabla 20. Espesor de aislamiento en tuberías dada temperatura fluido y diámetro para interiores. 2.10. Selección de accesorios En esta sección se consideran todos los accesorios necesarios que debe incluir la instalación para obtener un correcto y eficaz funcionamiento de la misma. - Válvulas de retención: Se sitúa una en el grupo de bombeo del circuito primario. - Válvulas de compuerta: Se seleccionan las de 20 mm de diámetro y se situarán en: entrada y salida del conjunto de captadores, entrada al grupo de bombeo primario, entrada y salida del interacumulador y conexión con el sistema auxiliar. - Purgador automático: Situado a la salida del vaso de expansión y del campo solar. - Purgador de aire: Situado a la entrada y salida de la batería de capatadores. 56 3. Pliego de condiciones técnicas 3.1. Objeto El presente pliego de condiciones técnicas fija los criterios generales del proyecto de la instalación de captadores solares planos para la producción de agua caliente sanitaria en la comunidad de Madrid Se deben definir los equipos, materiales empleados y montaje de los mismos, además de las pruebas y ensayos parciales pertinentes. También se detallará el mantenimiento necesario para la instalación. 3.2. Normativa aplicable Los materiales y tareas que constituyen la instalación deben cumplir los requisitos exigidos en los reglamentos que se citan a continuación. - Pliego de Especificaciones Técnicas para la Instalaciones de Energía Solar Térmica a baja temperatura. - Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE), y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (ITE). Real Decreto 1027/2007 de 20 de Julio. - Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) y sus Instrucciones Complementarias MLBT, incluidas las hojas de interpretación. - Código Técnico de la Edificación – Acciones en la Edificación (CTE-DB-AE). - Código Técnico de la Edificación – Protección frente al ruido (CTE-DB-HR). - Código Técnico de la Edificación – Seguridad en caso de incendio (CTE-DB-HR). - Norma UNE-EN 12975-1:2006. “Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares.” - Normativa de carácter regional y local (ordenanzas). - Además de la Normativa de carácter obligatorio mencionada anteriormente, se utilizarán otras normas como las UNE de la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR), normas NTE de Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo o de las Compañías suministradoras de energía eléctrica, etc. En ocasiones, a falta de normativa Española, podrán emplearse de organismos internacionales, como CER o ISO. En cualquier caso se continuará la edición más reciente de toda la normativa mencionada, con las últimas modificaciones oficialmente aprobadas. De igual manera, se respetarán cualesquiera otras normativas o reglamentos mencionados en el presente pliego. 3.3. Condiciones de materiales y equipos 3.3.1. Tuberías En los distintos circuitos cerrados de la instalación podrán utilizarse tuberías de cobre, de acero negro, de acero inoxidable o material plástico compatibles con el fluido que utilizan, que soporten las condiciones extremas de funcionamiento del correspondiente circuito y con la protección necesaria en función de su ubicación. En los circuitos de agua caliente sanitaria podrán utilizarse cobre y acero inoxidable. Podrán utilizarse materiales plásticos que soporten las condiciones extremas (presiones y temperaturas) de funcionamiento del circuito, y que estén autorizadas por la normativa vigente. Las tuberías de cobre serán tubos estirados en frío y sus uniones serán realizadas por 57 accesorios a presión que soporten las condiciones extremas o, mediante soldadura por capilaridad de acuerdo con la norma UNE EN 1057. Se realizará soldadura fuerte cuando la temperatura del circuito pueda superar en algún momento los 125ºC. En todos los casos es aconsejable prever la protección catódica del acero según la norma UNE 100050. Todos los elementos metálicos no galvanizados, ya sean tuberías, soportes, o bien accesorios, o que no estén debidamente protegidos contra la oxidación por su fabricante, se les aplicará dos capas de pintura antioxidante a base de resinas sintéticas acrílicas multipigmentadas por minio de plomo, cromado de zinc y óxido de hierro. Las dos manos se darán: la primera fuera de obra y la segunda con el tubo instalado. 3.3.2. Accesorios  Compensadores de dilatación Se utilizarán en los circuitos de agua caliente. Los compensadores de dilatación han de ser instalados allí donde indique el plano y, en su defecto, donde se requiera según la experiencia del instalador, adaptándose a las recomendaciones del Reglamento e Instrucciones Técnicas correspondientes. La situación será siempre entre dos puntos fijos garantizados como tales, capaces de soportar los esfuerzos de dilatación y de presión que se originan. Los extremos del compensador serán de acero al carbono preparados para soldar a la tubería con un chaflán de 37 o 30’ y un talón de 1.6 mm cuando el diámetro nominal de la tubería sea de hasta 2” inclusive. Para tuberías de diámetro superior, las conexiones serán por medio de bridas en acero al carbono s/normas DIN 2502 o 2503, según las presiones sean de 6 y 10 o 16 . Estas bridas irán soldadas a los cuellos del compensador por los procedimientos recomendados para la soldadura de piezas en acero al carbono de espesores medios.  Juntas No se utilizará amianto. La presión nominal mínima será PN-10, y soportarán temperaturas de hasta 200ºC.  Lubricante de roscas General: no endurecer, no venenoso.  Acoplamientos dieléctricos o latiguillos Se incluirán acoplamientos dieléctricos o latiguillos en las uniones entre cobre y acero o fundición, tanto en la conducción de impulsión, como en el retorno.  Derivaciones Para las derivaciones se pueden usar empalmes soldados. Todas las aberturas realizadas a las tuberías se harán con precisión para lograr intersecciones perfectamente acabadas.  Codos en bombas Se suministrarán codos de radio largo en la succión y descarga de las bombas.  Sombreretes Se incluirá la protección adecuada para cada una de las tuberías que pasen a través del tejado de acuerdo a las instrucciones de la Dirección Facultativa.  Guías 64 - Volumen cubicado real. - Principales dimensiones. - Presión de máximo trabajo. - Situación y diámetro de las bocas de conexión. - Situación y especificaciones de los puntos de sujeción o apoyos. - Máxima temperatura de utilización. - Tratamientos y protección. - Material y espesor de aislamiento y características de su protección. El depósito estará fabricado de acuerdo con lo especificado en el Reglamento de Aparatos a Presión, instrucción Técnica Complementaria MJE-AP11 y probado con una presión igual a dos veces la presión de trabajo y homologado por el Ministerio de Industria y Energía. El acumulador llevará una placa de identificación situada en lugar claramente visible y escrito con caracteres indelebles en las que aparecerán los siguientes datos: - Nombre del fabricante y razón social. - Contraseña y fecha de registro de tipo. - Número de fabricación. - Volumen neto de almacenamiento en litros. - Presión máxima de servicio. Los depósitos vendrán equipados de fábrica con las bocas necesarias soldadas antes de efectuar el tratamiento de protección interior. Al objeto de este pliego de condiciones podrá utilizarse depósitos de las siguientes características y tratamientos: - Depósitos de acero galvanizado en caliente de cualquier tamaño, con espesores de galvanizado no inferiores a los especificados en la Norma UNE 37501. - Depósitos de acero con tratamiento epoxídico. - Depósitos de acero inoxidable de cualquier tamaño. - Depósitos de cobre de cobre de cualquier tamaño. - Acumuladores no metálicos que, además de soportar las condiciones extremas del circuito, resistan la acción combinada de presión y temperatura más desfavorable y este autorizada su utilización por la Administración Competente. Cuando el intercambiador está incorporado al acumulador solar, éste estará situado en la parte inferior de este último y podrá ser de tipo sumergido o de doble envolvente. El intercambiador sumergido podrá ser de serpentín o de haz tubular. 3.3.11. Intercambiadores de calor Los intercambiadores de calor serán de acero inoxidable AISI 316L. El intercambiador seleccionado resistirá la presión máxima de la instalación. Los materiales soportarán temperaturas de 110ºC y serán compatibles con el fluido de trabajo.  Intercambiadores externos El intercambiador llevara una placa de identificación situada en lugar claramente visible y escrito con caracteres indelebles en las que aparecerán los siguientes datos: - Fabricante. - Marca. - Modelo. - Número de placas. - Temperatura máxima. - Presión nominal. - Potencia nominal. 65 - Caudal nominal en primario y secundario. - Salto de temperatura nominal en primario y secundario. Se podrán utilizar intercambiadores de placas desmontables o electro soldadas. El material de las placas será de acero inoxidable o cobre. 3.4. Provisión del material Los componentes instalados deberán ser de marcas acreditadas y en su caso homologados, para que ofrezcan las máximas garantías posibles. Se dispondrá de un lugar adecuado y seguro para almacenar los materiales y elementos de la instalación hasta el momento en que estos vayan a ser puestos en obra. Los captadores, por su especial fragilidad, deberán ser suministrados apilados sobre una base de madera adecuada para su traslado mediante carretilla elevadora. En el supuesto de que los captadores una vez desembalados deban quedarse temporalmente a la intemperie, se colocaran con un Angulo mínimo de 20º y máximo de 80º. 3.5. Condiciones de montaje Las condiciones de montajes serán las indicadas por los fabricantes de los diferentes materiales, aparatos o equipos. La instalación de las distintas partes de la obra se realizara teniendo en cuenta la práctica normal conducente a obtener un buen funcionamiento durante el periodo de vida que se le puede atribuir. 3.6. Pruebas, puesta en marcha y recepción 3.6.1. General La ejecución de la instalación termina con la entrega de la instalación al promotor o usuario para iniciar el periodo de uso así como el de mantenimiento. Para realizar la recepción de la instalación debería estar realizado, además del montaje completo, las pruebas y ajustes especificados, así como la puesta en marcha. El instalador se responsabilizará de la ejecución de las pruebas funcionales, del buen funcionamiento de la instalación y del estado de la misma hasta su entrega a la propiedad. La memoria de diseño contemplará la relación de las pruebas a realizar. En el documento de Control de Ejecución se recogerán las pruebas parciales, finales y funcionales realizadas, la fecha en la que tuvieron lugar, los resultados obtenidos y el grado de cumplimiento de las expectativas. Al objeto de la recepción de la instalación se entenderá que el funcionamiento de la misma es correcto, cuando la instalación satisfaga como mínimo las pruebas parciales incluidas en el presente capítulo. 3.6.2. Pruebas Parciales Todas las pruebas estarán precedidas de una comprobación de los materiales al momento de su recepción a obra. Durante la ejecución de obra, todos los tramos de tubería, uniones o elementos que vayan a quedar ocultos, deberían ser expuestos para su inspección y debería quedar expresamente aprobado su montaje antes de quedar ocultos. Adicionalmente, se inspeccionarán los soportes de tubería utilizados, los diámetros, trazados y pendientes de tuberías, la continuidad de los aislamientos, etc. 66 3.6.3. Pruebas de equipos Los materiales y componentes deberían llegar a obra con Certificación de Origen Industrial, que acredite el cumplimiento de la normativa en vigor. Su recepción se realizará comprobando el cumplimiento de las especificaciones de proyecto y sus características aparentes. 3.6.4. Pruebas de estanqueidad de redes hidráulicas Todas las redes de circulación de fluidos portadores deberían ser probadas hidrostáticamente, a fin de asegurar su estanquidad, antes de quedar ocultas por obras de albañilería, material de relleno o por el material aislante. Son aceptables las pruebas realizadas de acuerdo a UNE-EN 14336:2005, en función del tipo de fluido transportado. 3.6.5. Pruebas de libre dilatación Una vez que las pruebas anteriores de las redes de tuberías hayan resultado satisfactorias y se haya comprobado hidrostáticamente el ajuste de los elementos de seguridad, las instalaciones equipadas con captadores solares se llevaran hasta la temperatura de estancamiento de los elementos de seguridad, habiendo anulado previamente la actuación de los aparatos de regulación automática. Durante el enfriamiento de la instalación y al finalizar el mismo, se comprobara visualmente que no hayan tenido lugar deformaciones apreciables en ningún elemento o tramo de tubería y que el sistema de expansión haya funcionado correctamente. 3.6.6. Pruebas Finales Las pruebas finales permitirán garantizar que la instalación reúne las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad exigidas en proyecto. Son aceptables, las pruebas finales que se realicen siguiendo las instrucciones indicadas en la norma UNE-EN 12599. Las pruebas de libre dilatación y las pruebas finales de la instalación solar se realizaran en un día soleado y sin demanda. En la instalación solar se llevará a cabo una prueba de seguridad en condiciones de estancamiento del circuito primario, a realizar con este lleno y la bomba de circulación parada, cuando el nivel de radiación sobre la apertura del captador sea superior al 80% del valor de irradiación que defina como máxima el proyectista, durante al menos una hora. 3.6.7. Ajuste y equilibrado La instalación solar debería ser ajustada a los valores de proyecto dentro de los márgenes admisibles de tolerancia. Se realizarán de acuerdo con lo establecido en la Norma UNE 100.010 (partes 1, 2 y 3), "Climatización. Pruebas de ajuste y equilibrado", que habrá que particularizar para las características específicas de cada sistema o instalación. 3.6.8. Sistemas de distribución de agua Se comprobará que el fluido anticongelante contenido en los circuitos expuestos a heladas cumple con los requisitos especificados en el proyecto. 67 Cada bomba, de la que se debería conocer la curva característica, debería ser ajustada al caudal de diseño, como paso previo al ajuste de los caudales en circuitos. De cada circuito hidráulico se deberían conocer el caudal nominal y la presión, así como los caudales nominales cada uno de los ramales. Los distintos ramales, o los dispositivos de equilibrado de los mismos, serán equilibrados al caudal de diseño. Se debería comprobar el correcto equilibrado hidráulico de los diferentes ramales mediante el procedimiento previsto en el proyecto. De cada intercambiador de calor se deberían conocer la potencia, temperatura y caudales de diseño, debiéndose ajustar los caudales de diseño que lo atraviesan. Cuando exista más de un grupo de captadores solares en el circuito primario del subsistema de energía solar, se debería probar el correcto equilibrado hidráulico de los diferentes ramales de la instalación mediante el procedimiento previsto en el proyecto. Se comprobará el mecanismo del subsistema de energía solar en condiciones de estancamiento así como el retorno a las condiciones de operación nominal sin intervención del usuario con los requisitos especificados en el proyecto. 3.6.9. Control automático Se ajustarán todos los parámetros del sistema de control automático a los valores de diseño especificados en el proyecto y se comprobará el funcionamiento de todos los componentes que configuran el sistema de control. 3.6.10. Recepción  Recepción provisional El objeto de la recepción es comprobar que la instalación está de acuerdo con los servicios contratados y se ajusta, por separado cada uno de sus elementos y globalmente, a lo especificado en el proyecto. Una vez realizadas las pruebas funcionales con resultados satisfactorios, se procederá al acto de Recepción Provisional de la instalación por parte de la propiedad, con lo que se da por finalizado el montaje de la instalación. El acto de recepción provisional quedará formado por un acta donde figuren todos los intervinientes y en la que se formalice la entrega conforme de la documentación referida. La documentación disponible y entregada debería ser, al menos, la siguiente: - Memoria descriptiva de la instalación, en que se incluyen las bases del proyecto y los criterios adoptados para su desarrollo. - Una copia reproducible de los planos definitivos, comprendiendo, como mínimo, los esquemas de principio de todas las instalaciones, los planos de sala de máquinas y los planos de plantas donde se debería indicado el recorrido de las conducciones y la situación de las unidades terminales. - Una relación de todos los materiales y equipos empleados, indicando fabricante, marca, modelo y características de funcionamiento. - Las hojas desopilativas de los resultados de las pruebas parciales y finales. - Un manual de instrucciones de funcionamiento de los equipos principales de la instalación.  Recepción definitiva Desde el acta de recepción provisional, la propiedad podrá y deberá notificar cualquier incidencia en el funcionamiento de la instalación. 68 Transcurrido el plazo estipulado desde el acta de recepción, la Recepción Provisional se transformará en Recepción Definitiva. A partir de la Recepción Definitiva entrará en vigor la garantía. 3.7. Mantenimiento Se definen tres escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma: - Vigilancia. - Mantenimiento preventivo. - Mantenimiento correctivo. 3.7.1. Vigilancia El plan de vigilancia se refiere básicamente a las operaciones que permiten asegurar que los valores operacionales de la instalación sean correctos. Es un plan de observación simple de los parámetros principales, para verificar el correcto funcionamiento de la instalación. Puede ser llevado a cabo por el usuario. 3.7.2. Mantenimiento preventivo. El plan de mantenimiento ha de incluir todas las operaciones de mantenimiento necesarias para que el sistema funcione correctamente durante su vida útil. El mantenimiento preventivo implicará operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deberían permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación. El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión anual de la instalación para instalaciones con área de apertura de captación inferior a y una revisión cada seis meses para instalaciones superiores a . En la siguiente hoja se definen las operaciones de mantenimiento preventivo que deben realizarse, la periodicidad mínima establecida en meses y observaciones en relación con las prevenciones a observar. 3.7.3. Mantenimiento correctivo. Las actividades de mantenimiento correctivo no pueden estar sometidas a un plan, dado el carácter impredecible de estas acciones. Como su propio nombre indica, las acciones de mantenimiento correctivo se realizarán para corregir anomalías observadas durante el funcionamiento normal de la instalación. No obstante, si es posible llevar un control de las acciones de mantenimiento correctivo realizadas, mediante el uso de un parte de mantenimiento correctivo. Es dicho parte aparecerá recogido el componente afectado, la causa aparente del problema, la acción correctiva realizada, además de la fecha y la forma del responsable de dicha acción. 69 4. Presupuesto En este apartado se realizará un presupuesto desglosado de cada uno de los elementos que son necesarios para llevar a cabo la instalación de este proyecto. Se organizará por los diferentes bloques que componen dicho esquema, es decir, sistema de captación, sistema de acumulación, sistema de intercambio, sistema hidráulico y sistema de control. 4.1. Sistema de captación Nº ORD CONCEPTO PRECIO UNIDAD / € UNIDADES PRECIO TOTAL / € 1.1 Captador solar TS8 TERMICOL Área bruta: 2 . Área del Absorbedor: 1.9 . : 3.61 0.95. Presión máxima de trabajo: 10 bar. Rendimiento óptico: 80.3%. Coeficiente de pérdidas k1: 3.61. Temperatura media: 50 ºC. 635.35 24 15240.35 1.2 Soporte vertical T20MS TERMICOL Capacidad 6 unidades. Material: acero. 595.5 4 2380.5 1.3 Conexión batería de captadores (Batcapt) TERMICOL Contiene sistema de purga, de seguridad y de cierre con corte. 109 1 109 1.4 Conexiones de adaptación (Racorbat) TERMICOL Para racores de 18 mm de diámetro de rosca de gas. 10 1 10 1.5 Anticongelante “Fluidosol” de 25l 180 6 1080 TOTAL 188190.75 70 4.2. Sistema de acumulación e intercambio Nº ORD CONCEPTO PRECIO UNIDAD / € UNIDADES PRECIO TOTAL / € 2.1 Interacumulador serie MXV modelo SB LAPESA Capacidad de ACS: Materiales fabricación: Acero inoxidable. Temperatura máxima en continuo: 90ºC. Presión máxima depósito de ACS: 8 bar. Superficie de intercambio del circuito de calentamiento: 3.3 Temperatura máxima del circuito de calentamiento: 120ºC. Presión máxima del circuito de calentamiento: 25 bar. Peso en vacío aproximado: 650 kg. Pérdidas estáticas: 245 W. 2550 1 2550 TOTAL 2250 4.3. Sistema hidráulico Nº ORD CONCEPTO PRECIO UNIDAD / € UNIDADES PRECIO TOTAL / € 3.1 Bomba impulsión circuito primario GRUNDFOS modelo UP 20-15 N Velocidades: Fija (1-3). Presión máxima trabajo: 10 bar. 264 1 264 3.2 Vaso de expansión IBAIONDO modelo AMF-PLUS con capacidad de horizontal 46.27 1 46.27 3.3 Metro tubería de cobre 20 mm 6.35 128.59 816.54 71 3.4 Aislamiento tubería cobre 20 mm, 25mm de espesor 5.42 128.59 696.96 3.5 Codo 90º de cobre 20x20 11.68 27 315.36 3.6 Curva 45º de cobre 20x20 9.55 2 19.10 3.7 Bifurcaciones derivadas 20x20x20 16.20 7 113.4 3.8 Válvula de compuerta de 20 mm 6.20 2 12.40 3.9 Válvula de retención 20 mm 42.35 12 508.2 3.10 Válvula de seguridad 52 2 104 3.11 Purgador automático 46.30 2 92.60 TOTAL 2988.83 4.4. Sistema de control Nº ORD CONCEPTO PRECIO UNIDAD / € UNIDADES PRECIO TOTAL / € 4.1 Termómetro con vaina de -10 a 110ºC 15.20 1 15.20 4.2 Manómetro con escala de regulación de 0 a 10 bar 2.20 2 4.40 4.3 Centralita solar 320 1 320 TOTAL 339.60 4.5. Presupuesto total de la instalación Tipo de sistema Precio / € Sistema de captación 18819.75 Sistema de intercambio y acumulación 2250 Sistema hidráulico 2988.83 Sistema de control 339.60 72 Por último, se aplican los impuestos para conocer el coste total de la instalación: Presupuesto sin IVA 24398.53 € IVA (21%) 5123.69 € Presupuesto total 29522.22 € 73 5. Planos