TRANSOL es un software para el diseño, el cálculo y la optimización de sistemas de energia solar termica, fácil e intuitivo, que pone al alcance del usuario la potencia y precisión de cálculo dinámico del motor TRNSYS. Esta herramienta nace de un ambicioso proyecto de AIGUASOL y el centro de investigación francés CSTB (Centre Scientifique et Technique du Bâtiment).

¿Porqué utilizar TRANSOL en el diseño de sistemas solares térmicos?

A efectos prácticos, la mayor parte de las instalaciones de energía solar térmica se dimensionan según el conocido método F-Chart; por razones prácticas, económicas y históricas.

Querríamos aquí destacar algunas inconsistencias de esta costumbre.

No detallaremos aquí el método F-Chart, pero diremos que básicamente consiste en realizar simulaciones (unas 300) de un modelo TRNSYS de un sistema solar térmico que responde según el sistema hidráulico a continuación:

Y ajustar por mínimos cuadrados los resultados de las simulaciones a unas curvas que permiten calcular la fracción solar esperada del sistema.

Sin embargo, el mercado de la energía solar térmica se caracteriza por una gran diversidad de configuraciones de instalaciones, por ejemplo:

Si empleamos este método de cálculo (F-Chart), observamos que el comportamiento de los tres esquemas anteriores se comportan de forma idéntica. Es evidente que esto no es cierto, y además, fácilmente demostrable.

Como ejemplo sencillo, se comparan en la siguiente gráfica la fracción solar de las tres configuraciones anteriores según TRANSOL y F-Chart. TRANSOL también se basa en modelos TRNSYS de sistemas, pero en lugar de una única configuración, como en el caso de F-Chart, incluye unos 40 sistemas diferentes.

(Primera Columna – FChart, siguientes columnas – cada distinto sistema en TRANSOL: SCH_CEN – Centrlizado, SCH_DC – Descentralizado, SCH_SC – Semi-centralizado)

Según el método F-Chart, los tres esquemas son equivalentes, por lo que la fracción solar será en todos los casos del 83 %. Para conseguir una fracción solar del 71 %, bastarían 13 m² de captador según F-Chart.

Una pregunta frecuente de los usuarios de TRANSOL es: ¿Por qué estas diferencias?

La respuesta es simple, basta con repasar someramente el artículo en que se publicó F-Chart, para hallar la respuesta. El método F-Chart se utiliza arbitrariamente fuera de su rango de validez (cosa que no impide el código técnico, en España). Repasemos algunas de las hipótesis del método que parecen más relevantes:

Configuración

Ya hemos comentado que el método F-Chart está basado en un modelo TRNSYS de una única configuración, y no debería extrapolarse a otras sin justificación.

Demanda

Según F-Chart, el valor de la demanda de ACS está entre 140 y 560 kg/día. Esto no significa que no sea preciso fuera de este rango, pero cuanto más se aleja nuestro sistema de este valor más disminuye su precisión.

Captador

El captador se supone plano, por lo que su comportamiento óptico se caracteriza como tal. Esto es grave en el caso de instalaciones con captadores de tubo de vacío y otras tipologías de comportamiento óptico distinto, ya que F-Chart infravalora este fenómeno, lo que puede conducir en operación a estancamientos sistemáticos

Control de la instalación

F-Chart asume que la temperatura en el captador i en el acumulador solar nunca alcanzan el valor máximo. Esto puede ser válido para Madison, Wisconsin (cerca de la frontera de Canadá que es la localización utilizada para deducir el método F-Chart ), y tecnología de captadores del año 1975, pero para las fracciones solares que obliga el código técnico en nuestro país, y su magnífico recurso solar, es una hipótesis arriesgada.

Ejemplo de instalación solar térmica

Veamos un simple ejemplo de cómo un programa de simulación como TRANSOL es capaz de ayudarnos: En España, una de las exigencias del código técnico es la imposibilidad de mezclar el aporte solar y el auxiliar en un mismo acumulador solar. Esto es, la configuración de la izquierda no es válida, y debería optarse por la solución de la derecha.

Se ignora así por parte del código un factor, la capacidad de modulación de las calderas instantáneas.

Volvemos a TRANSOL, y realizamos una simulación bajo las mismas condiciones de ambos sistemas. Según TRANSOL, el sistema de la derecha alcanza una fracción solar del 67 %, en tanto que el de la izquierda llega hasta el 70 %. Este resultado (enviado a AIGUASOL por un usuario de TRANSOL), resulta poco intuitivo: ¿no debería penalizar el calentamiento por parte de la caldera la producción solar del sistema y aumentar las pérdidas?

Esto, si bien es cierto, no contempla la interacción entre el sistema solar y el sistema auxiliar; cuando el ACS del acumulador solar llega a la caldera cerca (pero por debajo) de la temperatura de consigna, la caldera utiliza su potencia de modulación mínima (30 % en este caso), lo que puede sobrecalentar el ACS, y por tanto penalizar el arrastre de la energía solar desde el acumulador al consumo.

Si volvemos a calcular, fijando una potencia mínima de modulación del 0% (caldera modulante perfecta), el sistema pasa de una fracción solar del 67 % al 73 %, y el resultado cuadra con lo esperado. El impacto sobre las emisiones de CO2 merece un artículo aparte, ya que da para hablar también.

Pero las calderas reales no modulan de forma perfecta, i además, interactúan con el sistema solar térmico, por poco que guste. Este tipo de efectos, que la normativa ignora y el método de cálculo tradicional no factoriza, se pierden. Y eso es energía, dinero y ahorro de emisiones de CO2 que se pierden y podrían evaluarse, para mayor competitividad de la tecnología y beneficio de todos los actores del sector.