Fotovoltaica y bombas geotérmicas para calentamiento de agua sanitaria

Según un nuevo estudio de la LUT University, los costos de calentamiento de agua doméstica pueden reducirse combinando la fotovoltaica sobre cubierta con bombas de calor geotérmicas. Los científicos desarrollaron un método de control para minimizar estos costos aprovechando la electricidad barata del mercado spot y maximizando la generación de energía fotovoltaica, además de considerar la demanda de calor, los pronósticos de generación fotovoltaica y la eficiencia de la bomba de calor.

Las bombas de calor alimentadas con energía renovable son una alternativa prometedora al gas para la calefacción doméstica. Imagen: Nenad Stojkovic/Flickr

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Investigadores de la Lappeenranta University of Technology (LUT) en Finlandia han desarrollado una serie de métodos de control para la calefacción de agua caliente sanitaria (ACS) producida por una bomba de calor de fuente terrestre (GSHP), en combinación con un sistema fotovoltaico sobre cubierta en climas nórdicos.
Los GSHP, que también se conocen como bombas de calor geotérmicas, utilizan energía del suelo poco profundo para la producción de calefacción y refrigeración y pueden transferir calor hacia o desde el suelo.
Los cuatro métodos se probaron en dos tipos de sistemas con ubicación en Finlandia. Un sistema se basa en una bomba de calor F1255-12 R EM con una capacidad de 12 kW proporcionada por el proveedor con sede en el Reino Unido Nibe Energy Systems Limited, y un sistema fotovoltaico sobre tejado de 21 kW con orientación este-sur-oeste. El segundo sistema se basa en el mismo tipo de bomba de calor y un sistema fotovoltaico de 5 kW orientado al sur.
Ambos sistemas incluyen un acumulador de agua caliente con una capacidad de 500 litros y, para ambas configuraciones, la energía solar se utiliza primero para satisfacer los requisitos de la demanda de carga base del hogar y luego se pone a disposición para la calefacción de la ACS. La solución propuesta no proporciona calefacción de espacios y la bomba de calor se utiliza exclusivamente para calentar el almacenamiento del tanque de agua caliente.
“El consumo de energía de ACS se calcula asumiendo que la casa es un hogar típico de cuatro personas con un consumo de ACS de 200l por día”, especificaron los investigadores. “Se supone que la temperatura del agua de entrada fría es de 10 grados Celsius, mientras que la temperatura del agua de salida caliente es de 60 grados Celsius”. Con base en estos datos, la demanda de electricidad para ACS fue estimada en torno a 11,64 kWh por día. El calentamiento se realiza entre las 8.00 de la mañana y las 8.00 de la tarde.
Con el primero de los cuatro métodos, que el grupo finlandés definió como un “base case”, el tanque de agua se calienta de 45 a 55 grados centígrados dos veces al día y los picos de consumo más altos ocurren por la mañana y por la noche. En cuanto al segundo método, que los científicos llamaron “clock control”, el tanque se calienta una vez al día de 45 a 65 grados centígrados, y el calentamiento se realiza principalmente al mediodía cuando la generación de energía fotovoltaica es mayor.
El tercer método, que fue etiquetado como “energy-optimal”, tiene como objetivo optimizar el valor del coeficiente de rendimiento (COP) de la bomba de calor. El COP define la relación entre la transferencia de calor útil para calefacción o refrigeración y la energía de accionamiento necesaria. Según el grupo finlandés, este enfoque reduce el consumo de electricidad en el calentamiento de agua al mantener la temperatura del tanque de almacenamiento a 45 grados Celsius. “El bajo límite de temperatura elegido puede justificarse por el hecho de que es suficiente para garantizar el comfort que brinda el agua caliente”, explicaron los académicos.

El cuarto método, denominado de “cost-optimal”, tiene como objetivo minimizar los costos de calefacción y utilizar electricidad de red barata junto con energía solar. En esta configuración, el agua se calienta una vez al día, de 45 a 64 grados Celsius, y la duración del calentamiento se establece en función de la curva COP, la demanda de ACS, las previsiones de generación fotovoltaica y los precios del mercado spot esperados.

“Los resultados en el período comprendido entre junio y septiembre de 2020 muestran que el el método cost-optimal desarrollado reduce los costos de calefacción de ACS en comparación con los otros tres metodos, incluso con el uso de un pronóstico de producción fotovoltaica real”, afirmó el equipo de investigación. “Teniendo en cuenta la participación de la producción fotovoltaica en la calefacción de ACS, el método cost-optimal con el sistema fotovoltaico de 5 kWp muestra una mayor contribución de la producción fotovoltaica que los otros tres métodos de control, aunque se utiliza el pronóstico fotovoltaicao imperfecto”.

Con el sistema de 21 kW, la proporción de energía solar es mayor con el método clock control que en el enfoque cost-optimal y, si los pronósticos fotovoltaicos son precisos, los costos de calefacción de ACS son más bajos. “Los resultados de la simulación también indican que a medida que aumenta el tamaño del sistema fotovoltaico, la precisión del pronóstico de producción fotovoltaica pierde su importancia”, los científicos explicaron. “En el caso del sistema fotovoltaico de 21,1 kWp, el costo de calefacción aumentó en un 9% cuando se aplicó el pronóstico fotovoltaico real, en lugar del pronóstico perfecto, mientras que, en el caso de 5 kWp, el costo de calefacción aumentó en un 11%”.

Los cuatro enfoques son presentado en el documento “Ground source heat pump control methods for solar photovoltaic-assisted domestic hot water heating“, publicado en Renewable Energy.

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