DimensionadoFinal Conectado Red Marcos Serrano Hernandez

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DISEÑO, SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE INSTALACIONES
FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED
Article · December 2018
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Marcos Serrano Hernandez
University Carlos III de Madrid
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PVsyst
DISEÑO, SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED
MARCOS SERRANO HERNÁNDEZ
Enunciado del ejercicio a entregar
Se desea instalar una central fotovoltaica de conexión a red, en la cubierta de un
edificio, por lo que se quiere instalar la máxima potencia que cabe en la superficie de
la cubierta. Para ello vamos a utilizar los siguientes datos:
– Localización: Madrid, España (Coordenadas: latitud: 40° 19' 39.8712"N longitud: 3°
46' 56.0526" W)= (40.327742, -3.782237)
– Base de datos meteorológica: PVGIS
– Edificio de 4m de alto y superficie total de la cubierta = 974.4 m
– Cubierta plana
– Tecnología módulo: Monocristalino de 60 células de potencia máxima en esta serie.
– Posición módulo: vertical
– Inversores trifásicos de potencia nominal adecuada para la potencia que se puede
instalar en cubierta.
2018
1. Introducción
Los sistemas fotovoltaicos conectados a red (SFCR) generan electricidad a partir de la
energía del Sol, pero también cuentan con el respaldo de la red eléctrica para los
casos en que el consumo sea mayor que la generación. De igual modo, si la
generación es mayor que el consumo, se podrán verter los excedentes de energía
solar a la red para que seamos recompensados por la compañía eléctrica (el llamado
balance neto). Esto va ser posible en España con la aprobación del nuevo Real Decreto
15/2018 que reconoce el derecho a autoconsumo. Las remuneraciones por estos
excedentes siguen tarifas muy distintas en función de la normativa de cada país.
Estos SFCR son la punta de lanza de la llamada generación distribuida de flujo de
potencias bidireccional, en contraposición con el modelo centralizado en el que el
flujo de potencias unidireccional pasa por la generación en grandes centrales,
transporte y distribución a consumidores.
A nivel básico un esquema de un sistema fotovoltaico de generación distribuida (es
decir, de potencia menor de 1 MW), incluye los componentes de la siguiente figura.
El generador fotovoltaico, formado por ramas de módulos en serie y sus respectivas
protecciones, produce electricidad en corriente continua DC. Todo esta electricidad
se lleva mediante cableado hasta un inversor, que la convertirá en corriente alterna
AC. Esta electricidad se hará pasar por los contadores de medida, para
posteriormente consumirse si existe demanda de cargas locales en ese instante, o
verterse a la red eleéctrica en el caso de que haya excedente de electricidad.
Como se ha podido comprobar este tipo de instalaciones no requieren (salvo deseo
expreso) de un sistema de acumulación y regulación propias, lo que reduce bastante
el precio de la instalación. En este caso, será la red eléctrica la que cumpla las
funciones de una “gran batería” de energía eléctrica.
1
El método a seguir para el dimensionamiento de instalaciones de este tipo es el de
maximizar la potencia a instalar para que la producción energética anual sea la mayor
posible, dada la superficie de la que dispongamos y sin que esto suponga unas
pérdidas grandes de conversión (pérdidas de irradiación por orientación e inclinación,
y pérdidas por sombra). Por tanto, se trata de una solución de compromiso entre
maximizar la potencia y reducir las pérdidas.
Para analizar cuál es la mejor variante a instalar en cada caso concreto es muy común
en el sector hacer uso del programa PVsyst. Este software permite realizar
simulaciones de proyectos fotovoltaicos, en los que se tiene en cuenta la ubicación,
los datos meteorológicos y de radiación solar, la configuración y marcas de módulos
e inversores, las posibles pérdidas por sombras, e incluso las distintas orientaciones
e inclinaciones a las que coloquemos los módulos. En definitiva, un sinfín de
parámetros que nos permiten variar el proyecto a nuestro gusto, y cuando lo
tengamos finzalizado nos genera automáticamente un informe con todos los datos
más relevantes del estudio.
2. Condiciones óptimas independientemente de la
potencia a instalar
Esta sección se trata de determinar la solución de inclinación, orientación de módulos
y distancia entre filas que da menos pérdidas en conjunto. Es decir, se busca obtener
la posición y distribución en la que los módulos captarían el máximo número de horas
equivalentes de Sol a lo largo de un año, lo cual no implica que se maximice la
producción de energía ya que esto tiene una gran dependencia con la superficie de
la que se disponga.
En cuanto a la orientación o azimut, si estamos en el hemsiferio norte, los paneles
deben estar orientados al sur, que es el punto geográfico en el que el Sol se encuentra
en su cénit o altura máxima. Esto se puede comprobar en la figura que representa la
trayectoria del Sol.
𝛼𝑜𝑝𝑡 = 0º
En cuanto a la inclinación óptima, ésta depende de la latitud del lugar y de la estación
del año. Según las recomendaciones del IDAE, si el período de diseño en el que
queremos maximizar la producción es el anual se estima lo siguiente.
𝛽𝑜𝑝𝑡 = Latitud − 10º
2
Sin embargo, PVsyst nos permite visualizar gráficamente cómo evolucionan las
pérdidas por irradiación respecto del punto óptimo en función del azimut e
inclinación que se le de a los paneles. Se recoge en la siguiente tabla los resultados
obtenidos. Se parte de 𝛼𝑜𝑝𝑡 = 0º, y se considera una inclinación mínima de 10º (para
que el agua pueda discurrir libremente y limpiar el panel) y una inclinación máxima
de 35º (a partir de esta inclinación aumenta demasiado el esfuerzo por el efecto vela).
𝜶 (º)
𝜷 (º)
Pérdidas radiación (%)
0
0
0
35
30
20
0,0
0,5
3,3
0
15
5,6
Se observa, de la tabla anterior, que el valor de inclinación óptimo es el siguiente.
𝛽𝑜𝑝𝑡 = 35º
3
Llegados a este punto, queda por analizar el efecto de pérdidas por las sombras, que
está directamente relacionado con la distancia que se deje entre filas de módulos.
Como es lógico, cuanto mayor sea la inclinación de los paneles, mayor será la sombra
que cree, y por tanto más distancia habrá que dejar entre filas, para que estas
sombras sean nulas (de un 0%). Al decirse en el enunciado que se estudien las
condiciones óptimas independientemente de la potencia, la distancia que produciría
menos pérdidas sería infinita, es decir, instalando una única fila no se obtendrían
sombras mutuas. Pero, en la prática existirá una distancia entre dos filas tal que no
haya sombras mutuas, y esto es lo que se calcula.
De nuevo, gracias a PVsyst, se pueden simular las pérdidas causadas por las sombras
de cada fila de módulos de orientación e inclinación óptimas (0º,35º) sobre la
siguiente fila, en función de la distancia o pitch que estén separadas. Este estudio se
realiza para el día del solsticio de invierno (21 de dicembre), en el que el Sol se inclina
más hacia el sur y las sombras son las más prolongadas del año. Se recogen en la
siguiente tabla los resultados obtenidos.
Pérdidas
𝜶 (º)
𝜷 (º)
Pitch (m)
sombras (%)
0
0
0
0
35
35
35
35
13,0
10,0
7,5
5,0
0,0
0,4
0,8
3,4
Estas pruebas se han hecho para dos filas de módulos en posición vertical (tal y como
requiere el enunciado del ejercicio). Hay que tener en cuenta que con el módulo en
vertical, si se sombrea toda la parte inferior, el módulo deja de producir debido a la
posición de los diodos de bypass. Este efecto se reproduce en PVsyst eligiendo la
opción de sombreado según cadenas de módulos, con una fracción para efecto
eléctrico de 100%. Las siguientes figuras muestran un ejemplo de la prueba para un
pitch de 7,5 m.
4
Por tanto, se concluye que independientemente de la potencia a instalar las
soluciones de inclinación, orientación de módulos y distancia entre filas que da
menos pérdidas en conjunto son las siguientes.
𝛼𝑜𝑝𝑡 = 0º
𝛽𝑜𝑝𝑡 = 35º
Pitch𝑜𝑝𝑡 = 13 m
3. Distancia mínima entre filas de módulos según IDAE
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre filas de módulos o entre una fila y
un obstáculo de altura h que pueda proyectar sombras, se recomienda por IDAE que
sea tal que se garanticen al menos 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio
de invierno.
5
Esta distancia d se puede calcular a través de la siguiente fórmula.
𝑑=
ℎ
tan(61𝑜 − latitud)
En este punto es necesario aclarar los módulos que se van a emplear en la instalación
y sus dimensiones. Se opta por la tecnología de módulo monocristalino de 60 células
en serie del modelo de JinkoSolar JKM270M-60, cuya potencia es de 270 W y sus
dimensiones en mm son las de la siguiente figura (ver Ficha Técnica en Anexo).
En nuestro caso, situados a una latitud de 40º y con los módulos colocados en
posición vertical e inclinados un ángulo de 30º (por costos de fabricación) tal que ℎ =
1,65 ∙ sin 30º = 0,825 m, la distancia d tiene el siguiente valor.
𝑑=
0,825
= 2,15 m
tan 21º
Esta fórmula del IDAE da el valor de la distancia entre la proyección vertical trasera
de una fila y la proyección vertical delantera de la siguiente fila para que no existan
sombras mutuas considerables, tal y como se aprecia en la figura correspondiente.
Sin embargo, para las simulaciones con PVsyst el parámetro de entrada es el pitch,
correspondiente con la distancia entre puntos homólogos de las filas, como se ve en
la siguiente figura.
6
Por tanto, para hallar el valor del pitch tan sólo hay que sumar a la distancia d la
proyección horizontal del módulo siguiente. Finalmente, el resultado del pitch
recomendado por IDAE es de 3,6 m.
Pitch = 2,15 + ℎ cos 30º = 2,15 + 1,43 = 3,6 m
4. Diseño del proyecto con PVsyst
Lo primero que se debe definir para la realización del proyecto es la ubicación
geográfica del mismo. A continuación, se muestra una vista aérea del emplazamiento
a través de Google Maps: latitud: 40° 19' 39.8712"N longitud: 3° 46' 56.0526" W. Se
trata de un edificio orientado con su lado largo con un azimut de 45º hacia el oeste.
Una vez localizado el punto de instalación, se deben importar los datos
meteorológicos horarios. Estos son extraídos de la base de datos de PVGIS, en la
sección de radiación mensual, de donde se extraen los valores de irradiación
horizontal, el coeficiente de radiación difusa/global, y la temperatura promedio
diaria. Con esto, ya se pueden guardar los archivos .SIT y .MET del sistema base .PRJ
sobre el que se podrán simular diferentes variantes.
7
A continuación, se debe definir la orientación e inclinación que tendrán los módulos.
Se debe tener en cuenta que lo que se busca es la instalación de la máxima potencia
que quepa en la superficie de 974,4 m2 de la cubierta plana de 4 m de alto, lo que es
equivalente al mayor número de módulos posibles.
En nuestro caso, que el edificio está orientado al suroeste, lo más económico desde
el punto de vista de la estructura, fácil instalación y aprovechando al máximo el
espacio de la cubierta, es orientar los paneles paralelos al edificio. Se debe estudiar
si la pérdida de producción es significativa en relación a la mayor potencia que se
puede instalar.
Se plantean dos posibles orientaciones de los módulos colocados en posición vertical.
Una de ellas sería con los módulos orientados paralelos al lado largo del edificio (48
m). La otra opción sería orientar los módulos paralelos al lado corto (20,8 m). Tras las
comprobaciones correspondientes se observa que el voltaje de trabajo de la primera
opción excede con creces cualquier valor típico del valor de entrada asignado a los
inversores. Por tanto, se opta por continuar el estudio con la segunda opción, es decir
con los módulos orientados con un azimut de -45º hacia el este. Además, como ya se
comentó, la inclinación de los mismos será de 30º por razones económicas.
8
Seguidamente, se continua dibujando la instalación sobre la cubierta del edificio en
el apartado de construcción de perspectiva de PVsyst. Se toma como referencia de
separación entre filas el pitch de 3,6 m calculado a partir de la fórmula del IDAE. De
este modo, el número de filas que se instalarán son las siguientes.
Nº de filas =
48
= 13 filas
3,6
En cada una de estas filas se instalan un número de módulos JKM270M-60 igual al
cociente entre el lado corto del edificio y la base del módulo.
Nº de módulos por fila =
20,8
= 20 módulos por fila
0,992
En total, se dispone de un campo fotovoltaico en modo cobertizo orientado con un
azimut de -45º, inclinado 30º, y con una disposición de 13 filas de 20 módulos en
posición vertical cada una. Con estos datos, el número total de módulos de 270 W a
instalar es de 260, lo que da una potencia pico instalada de 70,2 kW.
𝑃𝑔𝑒𝑛 = 260 módulos × 270 W = 70,2 kWp
Con los datos de tensión y corriente de cada módulo en el punto de máxima potencia
y a condiciones estándar recogidos en su Ficha Técnica, se calculan los valores de
tensión y corriente de trabajo del generador fotovoltaico con la disposición descrita.
𝑉𝑔𝑒𝑛 (MPPT, STC) = 20 módulos × 31,4 V = 628 V
𝐼𝑔𝑒𝑛 (MPPT, STC) = 13 filas × 8,60 A = 111,8 A
9
Para asegurar de que esta disposición de los módulos es óptima y maximiza la
producción anual se realiza un estudio de sombras cercanas (se considera que no
existen obstáculos) del sistema, para distintas distancias de pitch. Los resultados
obtenidos se recogen en la siguiente tabla.
𝜶
(º)
𝜷
(º)
Pitch
(m)
Nº
Paneles
Potencia
(kW)
Pérdidas
sombras
(%)
Pérdidas
radiación
(%)
Rendimient
o (%)
-45
-45
-45
-45
-45
30
30
30
30
30
3,0
3,6
4,0
4,5
5,0
320
260
240
200
180
86,4
70,2
64,8
54,0
48,6
34,5
21,1
15,3
9,9
7,5
5,8
5,8
5,8
5,8
5,8
61,7
74,3
79,8
84,9
87,1
Del estudio de sombras se observan dos tendencias. Por un lado, la potencia instalada
aumenta al disminuir el pitch debido a que se puede instalar un mayor número de
paneles. Pero, por otro lado, el rendimiento del sistema es cada vez menor al
disminuir el pitch debido a las pérdidas por sombras. Para obtener la solución óptima,
se debe comparar si las pérdidas de producción son significativas en relación a la
mayor potencia que se puede instalar, o lo que es lo mismo, en relación al coste de
la inversión.
Se concluye que el pitch óptimo tal que que la pérdida de producción debida a la
separación entre filas no sea significativa y tal que se aproveche al máximo con un
buen rendimiento la cubierta es el de 3,6 m (fórmula del IDAE).
Con esta disposición de módulos ya decidida, se procede a elegir el inversor trifásico
adecuado. Se opta por elegir un inversor central que presente un único seguimiento
del punto de máxima potencia MPPT, puesto que todos los módulos tienen la misma
orientación e inclinación. Para decidir la potencia del inversor, se tiene en cuenta que
éste debe estar dimensionado de modo que sea entre un 5% y un 20% menor
respecto a la potencia pico del generador.
𝑃𝑔𝑒𝑛
𝑃𝑖𝑛𝑣 =
1,2
De acuerdo con estas consideraciones, se elige el inversor trifásico Ingecon-Sun 60,
de 60 kW de potencia nominal. Su hoja de características se encuentra en el Anexo.
Se comprueba que los valores de corriente y de tensión de trabajo del generador
fotovoltaico entran dentro de los márgenes del inversor, éstos últimos incluso para
una temperatura mínima de -10ºC, en la que la tensión aumentaría hasta su máximo
siguiendo la siguiente expresión (se desprecian cambios de tensión por irradiancia).
10
𝑉2 = 𝑉1 + 𝑉𝑂𝐶 ∙ 𝛽𝑟𝑒𝑙 (𝑇2 − 𝑇1 )
𝐼2 = 𝐼1 (
𝐺1
)
𝐺2
A continuación, se muestran los valores máximos de tensión y corriente soportados
por el inversor. Estos valores son mayores que la tensión de circuito abierto para 10ºC y que la corriente de cortocircuito para una irradiancia máxima de 1068 W/m2 .
𝑉𝑚𝑎𝑥 = 900 V
𝐼𝑚𝑎𝑥 = 156 A
La siguiente gráfica confirma de manera visual que el rango de funcionamiento del
inversor seleccionado se encuentra dentro de los valores de tensión MPPT del
generador esperados para las temperaturas de cada época del año. Además, como
ya se ha visto, el inversor es válido incluso en casos extremos de baja temperatura
(alta tensión) y alta irradiación (alta corriente).
11
Con la intención de optimizar al máximo posible la superficie de la cubierta, se decide
no instalar el inversor sobre ella para dejar todo el espacio posible a los módulos. El
inversor deberá ser instalado en otro lugar del edificio, al que se llegará desde el
campo fotovoltaico a través de cableado de las dimensiones correspondientes. Pese
a que el inversor presenta 4 entradas, la instalación será más sencilla si salimos del
campo fotovoltaico con un único cable que actúe como entrada al inversor.
A modo de resumen se incorpora una captura de pantalla del apartado del sistema
del software PVsyst, en el que se detallan los módulos y el inversor utilizados.
Los resultados obtenidos de este SFCR llevan a una producción energética anual de
106,8 MWh/año. La distribución mensual de esta producción varía mucho entre
meses. Lógicamente, en los meses de verano (jun-ago) en los que la irradiación
incidente es mayor, las producciones son de entre 12 y 13 MWh; mientras que en los
meses de invierno (nov-feb) las producciones son menores, de entre 4,5 y 6 MWh. La
suma de la producción energética en cada uno de los meses es la que da el valor de
producción anual de 106,8 MWh/año.
En cuanto al índice de rendimiento (PR), la instalación presenta un PR anual del
77,52%. Este parámetro refleja como de bien está hecha la instalación. Un PR alto
indica una buena eficiencia de conversión energética del sistema. Y como los PR
admisibles para Madrid se sitúan entre un 75-80%, se concluye que el rendimiento
de la instalación es óptimo.
El índice de rendimiento es una medida de la calidad de una instalación fotovoltaica,
que aglutina las pérdidas energéticas (pérdidas por temperatura de funcionamiento
de los módulos, pérdidas en la zona de DC, pérdidas por el renidmiento del inversor
y pérdidas en la zona de AC). Se calcula como el cociente entre la energía en AC (𝑌𝑓 )
medida en los contadores (antes de ser consumida o inyectada a red), y la energía
incidente en los paneles del generador fotovoltaico (𝑌𝑟 ). El período de tiempo
considerado para el cálculo de este PR es discrecional, aunque suele tomarse el anual.
12
𝑃𝑅 =
𝑌𝑓
𝐸𝐴𝐶
=
𝑌𝑟 𝐻(𝛼, 𝛽) ∙ 𝑃𝑔𝑒𝑛
𝐺∗
En esta expresión, 𝐸𝐴𝐶 es la energía en AC medida en kWh en el contador, 𝐻(𝛼, 𝛽) es
la irradiación incidente en el plano de los módulos del generador en kWh/m2 , 𝑃𝑔𝑒𝑛 es
la potencia pico del generador fotovoltaico en kWp , y 𝐺 ∗ es la irradiancia de
referencia de 1 kW/m2 que permite que PR sea un factor adimensional que dé cuenta
de los distintos tipos de pérdidas del sistema como se expone en la siguiente
ecuación.
𝑃𝑅 = (1 − 𝑃𝑇𝐸𝑀𝑃 )(1 − 𝑃𝐷𝐶 )(𝜂𝐼𝑁𝑉 )(1 − 𝑃𝐴𝐶 )
De nuevo, este índice PR es distinto para cada mes, tal y como se puede comprobar
en la hoja 3 del Informe de PVsyst que se adjunta en Anexos y en la siguiente tabla.
Este índice de rendimiento depende básicamente de dos magnitudes. Por un lado, de
la irradiación incidente en los módulos 𝐻(𝛼, 𝛽), que para un sistema estático es
máxima en los meses de verano. Por otro lado, es función de la energía obtenida de
la conversión 𝐸𝐴𝐶 , que a su vez varía según el factor de sombreado y la temperatura
de operación de los módulos. A mayor temperatura y/o sombras, mayores pérdidas
presentarán en la conversión. Según la relevancia que tengan estas pérdidas en
relación con la mayor irradiación recibida, así será el PR.
Otro parámetro importante de un SFCR es el índice de producción específica, que
permite medir la energía en kWh que se puede extraer del sistema por cada kWp
instalado. Para nuestra instalación, este índice de producción específica es de 1522
kWh/kWp por cada año. Esto quiere decir que la instalación presenta 1522 horas
equivalentes de funcionamiento anuales (1 año tiene 8760 horas).
13
Normalmente, también se suele hablar de producción normalizada o energía útil
producida a la salida del inversor (𝑌𝑓 ). Este parámetro muestra la relación kWh/kWp
normalizada a un día. Si dividimos la producción específica entre los 365 días de un
año se obtiene que la producción normalizada de la instalación 𝑌𝑓 es de 4,17
kWh/(kWp ∙ día). La distribución mensual de esta producción normalizada está
representada en la hoja 3 del Informe de PVsyst.
Por último, conviene conocer los puntos débiles de la instalación. Para ello se realiza
un estudio de las pérdidas, que queda desglosado de manera gráfica en un diagrama
de Sankey en la hoja 4 del Informe de PVsyst. A modo ilustrativo, el recorrido
energético desde que la radiación solar incide en los módulos hasta que es convertida
en corriente alterna para autoconsumo o vertido en la red queda recogido en la
siguiente figura.
En primer lugar, se ha de tener en cuenta la irradiación global efectiva que captan los
planos receptores (GlobEff) respecto a la irradiación global incidente (GlobInc). La
diferencia entre ambos valores tiene que ver con los siguientes factores.
•
•
•
Pérdida de irradiancia por sombreados cercanos: las propias filas de módulos
se dan sombra entre ellas, siendo este valor máximo en invierno cuando el sol
está más bajo.
Pérdida de incidencia IAM: tiene que ver con los fenómenos de reflexión en
el cristal que cubre los módulos. Este efecto es mayor cuanto mayor sea la
inclinación del rayo solar respecto a la normal de la superficie del módulo.
Pérdida por suciedad: se considera de un 3% debido a la polución y a la escasa
lluvia en la región de Madrid.
14
A continuación, tiene lugar lugar el proceso de conversión fotoeléctrico de una
eficiencia STC de 16,52% dada por el fabricante de los módulos. Llegados a este
punto, se distingue entre pérdidas del conjunto (𝐿𝑐 ) y pérdidas del sistema (𝐿𝑠 ).
Las pérdidas del conjunto fotovoltaico son las que tienen lugar en los módulos y
cableado hasta la entrada del inversor. Vienen afectadas por los siguientes factores.
•
•
•
•
•
•
Pérdida debido a nivel de irradiancia: el punto de máxima potencia crece con
el nivel de irradiancia.
Pérdida debido a temperatura de conjunto: el punto de máxima potencia
decrece con la temperatura del conjunto.
Pérdida por sombreado de módulos en posición vertical: cuando se sombrea
un panel de la cadena, la producción entera de la cadena cae. En el caso de
los paneles en vertical la producción cae por completo al no actuar los diodos
de paso.
Pérdida por LID: degradación inducida por potencial, que genera corrientes
parásitas.
Pérdida por mismatch: efecto debido al diferente funcionamiento o desajuste
de un módulo respecto a otros de su misma fila.
Pérdida óhmica del cableado DC
Por su parte, las pérdidas del sistema tienen que ver con el inversor y el cableado en
alterna.
• Pérdida por rendimiento del inversor
• Pérdida óhmica del cableado AC
La siguiente tabla muestra, tanto a nivel mensual como anual, la radiación global
incidente (GlobInc) y efectiva (GlobEff). También recoge los valores de la energía
referencia del conjunto (EArrRef), energía nominal del conjunto (EArrNom), energía
efectiva en la salida del conjunto (EArray), y energía a la salida del inversor (EGrid).
15
A partir de los datos de radiación de la anterior tabla se pueden deducir los datos de
energía del conjunto teniendo en cuenta la eficiencia de la conversión de los módulos
(16,52%) y la superficie que ocupan (426 m2 ) . Se comprueba que los resultados son
correctos a través de las siguientes expresiones.
EArrRef = GlobInc × Sup × Eficiencia
EArrNom = GlobEff × Sup × Eficiencia
Además, la forma de calcular las pérdidas normalizadas del conjunto 𝐿𝑐 y del sistema
𝐿𝑠 es inmediata a través de la siguientes fórmulas.
𝐿𝑐 =
(EArrRef − EArray)año
= 0,98 kWh/(kWp ∙ día)
365 ∙ 𝑃𝑔𝑒𝑛
𝐿𝑠 =
(EArray − EGrid)año
= 0,23 kWh/(kWp ∙ día)
365 ∙ 𝑃𝑔𝑒𝑛
Para visualizar de un modo gráfico todo este proceso se incluye la siguiente figura, en
la que se desglosa por meses la producción normalizada y los factores de pérdida de
la instalación.
16
Por último, a modo de resumen, se recogen los valores más destacados de la
producción energética del SFCR diseñado con PVsyst.
5. Anexos
Este apartado consta de tres documentos adjuntos al final del trabajo:
1. Informe PVsyst
2. Ficha Técnica de módulos JKM270M-60
3. Ficha Técnica del inversor Ingecon-Sun 60
6. Bibliografía
[1] IDAE, Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, PCT-C-REV
– julio 2011
[2] Reollal Jordán, David y Chinchilla Sánchez, Mónica, Guion PVsyst: Diseño, Simulación
y Análisis de instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red, 2018
[3] García Díaz, Marta, Proyecto Find de Grado: Diseño de una Planta Fotovoltaica de
Conexión a Red, UC3M Grado en Ingeniería Electrónica Industrial y Automática, 2015
[4] Solórzano, Jorge, Diapositivas de Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Red, UC3M
Máster en Energías Renovables en Sistemas Eléctricos, 2018
17
PVSYST V6.77
25/12/18
Página 1/4
Sistema Conectado a la Red: Parámetros de la simulación
Proyecto :
Dimensionado de Instalación Solar Fotovoltaica Conectada a Red
Sitio geográfico
Leganés
Ubicación
Tiempo definido como
Latitud
Hora Legal
Albedo
Leganés
Datos meteorológicos:
País
España
40.33° N
Longitud -3.78° W
Huso horario UT+1
Altitud 696 m
0.20
PVGIS CM SAF, satélite 1998-2011 - Sintético
PVsyst PRUEBA
Variante de simulación :
Potencia instalada maximizada
Fecha de simulación
Parámetros de la simulación
Tipo de sistema
Orientación plano captador
Inclinación
25/12/18 13h44
Sistema en cobertizos, fila simple
30°
Acimut
-45°
Configuración de los cobertizos
Núm. de cobertizos 13 Conjunto en cobertizos simple
Separación entre cobertizos 3.60 m
Ancho receptor
Banda inactiva
Arriba 0.02 m
Abajo
Ángulo límite de sombreado
Ángulo de perfil límiteFactor
21.6°de ocupación del suelo (GCR)
1.67 m
0.02 m
46.4 %
Modelos empleados
Perez, Meteonorm
Transposición
Perez
Difuso
PVsyst PRUEBA
Horizonte
Sombreados cercanos
Sin horizonte
Según cadenas de módulos
Necesidades del usuario :
Efecto eléctrico
100 %
Carga ilimitada (red)
Características del conjunto FV
Módulo FV
Si-mono
Modelo
Base de datos Pvsyst original
Fabricante
Número de módulos FV
En serie
Núm. total de módulos FV
Núm. módulos
Potencia global del conjunto
Nominal (STC)
Caract. funcionamiento del conjunto (50°C)
U mpp
Superficie total
Superficie módulos
JKM 270M-60
Jinkosolar
20 módulos
En paralelo
260
Pnom unitaria
70.2 kWp En cond. de funciona.
557 V
I mpp
426 m²
Superficie célula
13 cadenas
270 Wp
63.3 kWp (50°C)
114 A
370 m²
Inversor
Base de datos Pvsyst original
Características
Ingecon Sun 60
Ingeteam
405-750 V
60.0 kWac
PVsyst PRUEBA
Paquete de inversores
Modelo
Fabricante
Voltaje de funcionam.
Núm. de inversores
1 unidades
Pnom unitaria
Potencia total
Relación Pnom
60 kWac
1.17
Factores de pérdida del conjunto FV
Suciedad del conjunto
Factor de pérdidas térmicas
Uc (const)
Pérdida óhmica en el Cableado
Res. global conjunto
Pérdida Diodos en Serie
Caída de voltaje
LID - "Light Induced Degradation"
Pérdida Calidad Módulo
Pérdidas de "desajuste" Módulos
Pérdidas de "desajuste" cadenas
Efecto de incidencia, parametrización ASHRAE
IAM =
29.0 W/m²K
Fracción de pérdidas
Uv (viento)
54 mOhm
0.7 V
3.0 %
0.0 W/m²K / m/s
Fracción de pérdidas
Fracción de pérdidas
Fracción de pérdidas
Fracción de pérdidas
Fracción de pérdidas
Fracción de pérdidas
1 - bo (1/cos i - 1)
Parám. bo
1.0 % en STC
0.1 % en STC
1.0 %
-0.8 %
1.0 % en MPP
0.10 %
0.05
16 m
0.5 % en STC
PVsyst PRUEBA
Factores de pérdida del sistema
Pérdida óhmica en el Cableado Conductores: 3x25.0 mm²
PVsyst Evaluation mode
Fracción de pérdidas
Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado.
PVSYST V6.77
25/12/18
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Sistema Conectado a la Red: Definición del sombreado cercano
Proyecto :
Dimensionado de Instalación Solar Fotovoltaica Conectada a Red
Variante de simulación :
Potencia instalada maximizada
Parámetros principales del sistema
Sombreados cercanos
Orientación Campos FV
Módulos FV
Conjunto FV
Inversor
Necesidades del usuario
Tipo de sistema
Sistema en cobertizos, fila simple
Según cadenas de módulos
inclinación
Modelo
Núm. de módulos
Modelo
Carga ilimitada (red)
30°
JKM 270M-60
260
Ingecon Sun 60
Efecto eléctrico
acimut
Pnom
Pnom total
Pnom
100 %
-45°
270 Wp
70.2 kWp
60.0 kW ac
PVsyst PRUEBA
Perspectiva del campo FV y situación del sombreado cercano
PVsyst PRUEBA
PVsyst PRUEBA
Diagrama de Iso-sombreados
Dimensionado de Instalación Solar Fotovoltaica Conectada a Red
Factor de sombreado del directo (según cadenas de módulos) : Curvas de Iso-sombreados
90
Pérdida de sombreado: 1 %
Pérdida de sombreado: 5 %
Pérdida de sombreado: 10 %
Pérdida de sombreado: 20 %
Pérdida de sombreado: 40 %
75
Atenuación para difuso: 0.045
y para albedo: 0.690
13h
1
2
12h
1: 22 junio
2: 22 may - 23 jul
3: 20 abr - 23 ago
4: 20 mar - 23 sep
5: 21 feb - 23 oct
6: 19 ene - 22 nov
7: 22 dic
14h
15h
Altura del sol [[°]]
60
3
11h
16h
4
10h
45
17h
5
PVsyst PRUEBA
9h
30
18h
6
7
8h
19h
15
7h
20h
Detrás
el plano
Detrás
el plano
0
-120
PVsyst Evaluation mode
-90
-60
-30
0
Acimut [[°]]
30
60
90
120
Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado.
PVSYST V6.77
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Sistema Conectado a la Red: Resultados principales
Proyecto :
Dimensionado de Instalación Solar Fotovoltaica Conectada a Red
Variante de simulación :
Potencia instalada maximizada
Parámetros principales del sistema
Sombreados cercanos
Orientación Campos FV
Módulos FV
Conjunto FV
Inversor
Necesidades del usuario
Tipo de sistema
Sistema en cobertizos, fila simple
Según cadenas de módulos
inclinación
Modelo
Núm. de módulos
Modelo
Carga ilimitada (red)
Efecto eléctrico
acimut
Pnom
Pnom total
Pnom
30°
JKM 270M-60
260
Ingecon Sun 60
100 %
-45°
270 Wp
70.2 kWp
60.0 kW ac
PVsyst PRUEBA
Resultados principales de la simulación
Producción del sistema
Energía producida
Índice de rendimiento (PR)
Producciones normalizadas (por kWp instalado):
106.8 MWh/añoProduc. específica
77.52 %
Potencia nominal 70.2 kWp
Índice de rendimiento (PR)
10
1.0
Lc : Pérdida colectada (conjunto FV)
Ls : Pérdida sistema (inversor, ...)
Yf : Energía útil producida (salida inversor)
8
PR : Índice de rendimiento (Yf/Yr) : 0.775
0.98 kWh/kWp/día
0.23 kWh/kWp/día
4.17 kWh/kWp/día
0.9
0.8
(PR)
[kWh/kWp/día]
1522 kWh/kWp/año
0.7
rendimiento
de
Índice
4
Energía
normalizada
PVsyst PRUEBA
6
2
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
0.0
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Potencia instalada maximizada
PVsyst PRUEBA
Balances y resultados principales
GlobHor
DiffHor
T_Amb
GlobInc
GlobEff
EArray
E_Grid
kWh/m²
kWh/m²
°C
kWh/m²
kWh/m²
MWh
MWh
PR
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
64.2
87.1
145.1
167.1
206.5
230.1
248.6
216.7
160.2
115.0
71.7
58.9
26.95
32.22
58.03
61.83
70.20
64.43
49.72
49.84
44.86
41.40
29.40
25.33
4.70
5.00
8.50
12.30
16.30
21.30
25.60
25.20
20.30
14.70
8.90
5.10
91.5
113.4
168.8
178.7
208.1
223.0
242.0
223.5
183.7
144.4
97.9
87.8
80.4
102.4
153.8
163.9
191.4
205.4
224.4
206.7
168.4
130.8
87.3
76.6
4.93
6.45
10.05
10.71
12.29
13.02
13.82
12.73
10.55
8.01
5.28
4.85
4.64
6.11
9.55
10.15
11.66
12.36
13.11
12.08
10.00
7.60
4.98
4.58
0.723
0.768
0.805
0.809
0.798
0.790
0.771
0.770
0.776
0.750
0.724
0.743
Año
1771.1
554.20
14.05
1962.9
1791.5
112.70
106.81
0.775
PVsyst PRUEBA
Leyendas: GlobHor
DiffHor
T_Amb
GlobInc
PVsyst Evaluation mode
Irradiación global horizontal
Irradiación difusa horizontal
Temperatura Ambiente
Global incidente plano receptor
GlobEff
EArray
E_Grid
PR
Global efectivo, corr. para IAM y sombreados
Energía efectiva en la salida del conjunto
Energía inyectada en la red
Índice de rendimiento
Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado.
PVSYST V6.77
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Sistema Conectado a la Red: Diagrama de pérdidas
Proyecto :
Dimensionado de Instalación Solar Fotovoltaica Conectada a Red
Variante de simulación :
Potencia instalada maximizada
Parámetros principales del sistema
Sombreados cercanos
Orientación Campos FV
Módulos FV
Conjunto FV
Inversor
Necesidades del usuario
Tipo de sistema
Según cadenas de módulos
inclinación
Modelo
Núm. de módulos
Modelo
Carga ilimitada (red)
Sistema en cobertizos, fila simple
30°
JKM 270M-60
260
Ingecon Sun 60
Efecto eléctrico
acimut
Pnom
Pnom total
Pnom
100 %
-45°
270 Wp
70.2 kWp
60.0 kW ac
PVsyst PRUEBA
Diagrama de pérdida durante todo el año
1771 kWh/m²
Irradiación global horizontal
+10.8% Global incidente plano receptor
-0.1%
Global incident below threshold
-3.2% Sombreados cercanos: perdida de irradiancia
PVsyst PRUEBA
-2.7%
-3.0%
Factor IAM en global
Factor de pérdida por suciedad
1792 kWh/m² * 426 m² capt.
Irradiancia efectiva en receptores
eficiencia en STC = 16.52%
Conversión FV
126.0 MWh
-0.2%
Energía nominal del conjunto (según efic. STC)
Pérdida debido a nivel de irradiancia
-4.5%
Pérdida debido a temperatura de conjunto
-4.0%
Sombreados: pérdida eléctrica según cadenas mód.
+0.8%
Pérdida calidad de módulo
-1.0%
LID - "Light Induced Degradation"
-1.1%
Pérdidas desajuste, módulos y cadenas
PVsyst PRUEBA
-0.8%
Pérdida óhmica del cableado
Energía virtual del conjunto en MPP
-4.9%
Pérdida del inversor durante el funcionamiento (eficiencia)
112.8 MWh
-0.1%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
Pérdida del inversor, exceso de potencia
Pérdida del inversor, límite de corriente
Pérdida del inversor, exceso de voltaje
Pérdida del inversor, umbral de potencia
Pérdida del inversor, umbral de voltaje
Energía Disponible en la Salida del Inversor
-0.3%
Pérdidas óhmicas CA
Energía inyectada en la red
107.1 MWh
106.8 MWh
PVsyst PRUEBA
PVsyst Evaluation mode
Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado.
www.jinkosolar.com
JKM270M-60
MÓDULO MONOCRISTALINO
250-270 vatios
Jinko Solar introduce una nueva línea de módulos
de alta eficiencia en amplia gama de aplicación.
Principales características
El módulo en conjunto cuenta con una elevada resistencia certificada al
viento (2400 Pa) y a la nieve (5400 Pa)
Capacidad de autolimpieza perfecta de los módulos, se reduce la pérdida
de energía ocasionada por el efecto de suciedad del polvo
ELEGENT
Células y módulos de aspecto más elegante
Excelente rendimiento en un entorno de baja irradiación lumínica
Alta resistencia a la niebla salina y al amoniaco
CALIDAD Y SEGURIDAD
Tolerancia positiva 0/+3% *
Garantía de producto de 10 años (material y mano de obra) *
Garantía de potencia (12 años al 90%, 25 años al 80%)
Garantía de degradación lineal *
Garantía de degradación de primera categoría
Nueva garantía de degradación línea
MCS
Potencia garantizada
Valo
r aña
dido
de
Garantía de degradación estándar
la ga
rantí
a líne
a de
Jinko
Sola
r
años
* Según las necesidades del cliente y las condiciones contractuales
Fábrica con certificación ISO9001:2008，ISO14001:2004，OHSAS18001
Productos con certificación IEC61215, IEC61730, IEC61701，IEC62716
Aplicaciones
Tejados residenciales
conectados a la red eléctrica
Tejados comerciales o industriales
conectados a la red eléctrica
Plantas de energía solar
Sistemas no conectados
a la red eléctrica
Rendimiento eléctrico y dependencia de la temperatura
Dibujos técnicos
992
Curvas de Intensidad- Tensión y
potencia- tensión (265W)
942
40
Coeficiente de temperatura según
Isc, Voc y Pmax
ＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸ
Ⅱ
180
100
caja de conexión
Ⅰ
orificios de
instalación
Etiqueta
L
10
9
4
860
1360
8
Corriente(A)
de conexión
a tierra
Negativo -
+ Positivo
conector
200
7
6
160
5
120
4
A
A
240
3
80
2
40
1
Frontal
Lateral
160
140
120
Isc
100
Voc
80
Pmax
60
40
20
0
0
Atrás
Potencia(W)
1650
Ø
2-
280
valores normalizados de Isc, Voc y Pmáx(%)
ＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸＸ
Ⅲ
0
10
5
15
20
25
30
35
40
45
-50
-25
25
0
50
75
100
temperatura de célula (℃)
Voltaje (V)
Características mecánicas
TipodecélulaMonocristalina156×156mm(6pulgadas)
Nºdecélulas 60(6×10)
1650×992×40mm(65,00×39,05×1,57pulgadas)
Dimensiones
18,5kg(40,8libras.)
Peso
Vidriofrontal3,2mm,altatransmisión,bajocontenidoenhierro,vidriotemplado
Embalaje
Estructura
(Doscajas=unpalet)
Cajadeconexión
25pzs./caja,50pzs./caja,700pzs./40'HQcontenedores
CablesdesalidaTÜV1×4,0mm2,longitud:900mm
Aleacióndealuminioanodizado
ClaseIP67

ESPECIFICACIONES
JKM250M
Tipodemódulo
JKM260M
JKM255M
STC
NOCT
STC
NOCT
STC
NOCT
250Wp
185Wp
255Wp 189Wp
260Wp
193Wp
265Wp
197Wp
270Wp 201Wp
TensiónenelpuntoPmáx-VMPP(V)
30.6V
28.4V
30.8V
28.6V
30.9V
28.7V
31.2V
29.0V
31.4V
29.3V
CorrienteenelpuntoPmáx-IMPP(A)
8.17A
6.51A
8.28A
6.60A
8.42A
6.71A
8.50A
6.78A
8.60A
6.85A
Tensiónencircuitoabierto-VOC(V)
37.6V
34.8V
37.8V
35.0V
37.9V
35.1V
38.2V
35.4V
38.4V
35.6V
Corrientedecortocircuito-ISC(A)
8.70A
7.02A
8.96A
7.21A
9.10A
7.32A
9.19A
7.39A
9.28A
7.45A
15.27%
NOCT
JKM270M
Potencianominal(Pmáx)
Eficienciadelmódulo(%)
STC
JKM265M
15.58%
Temperaturadefuncionamiento(℃)
15.89%
15A
Toleranciadepotencianominal(%)
0~+3%
CoeficientedetemperaturadePMAX
-0.40%/℃
CoeficientedetemperaturadeVOC
-0.29%/℃
CoeficientedetemperaturadeISC
0.05%/℃
TEMPERATURAoperacionalnominaldecélula
45±2℃
NOCT :
16.50%
1000VDC (IEC)
VALORESmáximosrecomendadosdelosfusibles
Radiación1000W/m
NOCT
-40℃~+85℃
Tensiónmáximadelsistema
STC :
16.19%
STC
Célulamódulo25°C
2
Radiación800W/m
2
Ambientemódulo20°C
AM=1.5
AM=1.5
Velocidaddelviento1m/s
* TOLERANCIAdemedicióndepotencia:±3%
La empresa se reserva el derecho final de explicación de toda la información presentada por este medio. SP-MKT-270M_rev2014
SUN
Power
Con transformador
50 / 60 / 70 / 80 / 90 / 100
ÓPTIMAS
PRESTACIONES
EN GRANDES
INSTALACIONES
MULTI-MEGAVATIO
Fácil mantenimiento
Datalogger interno para almacenamiento de
datos de hasta 3 meses. Se puede controlar
desde un PC remoto o in situ desde el teclado frontal del inversor. LEDs indicadores de
estado y alarmas. Pantalla LCD. Vida útil de
más de 20 años.
Inversor trifásico para instalaciones en cubierta de medianas y grandes potencias, y
para instalaciones multi-megavatio en suelo.
Máxima eficiencia a temperaturas elevadas
Avanzado sistema de seguimiento del punto
de potencia máxima (MPPT). Es capaz de
soportar huecos de tensión y dispone de un
control de potencia activa y reactiva. Apto
para instalaciones de media tensión.
Software incluido
Incluyen sin coste las aplicaciones INGECON®
SUN Manager, INGECON® SUN Monitor y su
versión para smartphone iSun Monitor para la
monitorización y registro de datos del inversor
a través de internet.
Fácil instalación
No necesita elementos adicionales. Se puede
desconectar manualmente de la red. Completo equipamiento de protecciones eléctricas incluido de serie.
Garantía estándar de 5 años, ampliable hasta
25 años
PROTECCIONES
ACCESORIOS OPCIONALES
Aislamiento galvánico entre la
parte DC y AC.
Anti-isla con desconexión
automática.
Polarizaciones inversas.
Seccionador DC.
Cortocircuitos y sobrecargas en
la salida.
Fusibles DC.
Fallos de aislamiento.
Comunicación entre inversores
mediante Ethernet, Bluetooth o
RS-485.
Seccionador magneto-térmico AC.
Descargadores de sobretensiones
DC y AC, tipo 2.
Comunicación remota GSM /
GPRS.
Monitorización de las corrientes
de string del campo FV:
INGECON® SUN String Control.
Kit de puesta a tierra para los
módulos FV que lo requieran.
RENDIMIENTO
Eficiencia (%)
INGECON® SUN 100
Vdc = 450 V
100
95
90
85
80
75
70
65
60
55
50
0
10
20
30
40
50
60
Potencia (kW)
www.ingeteam.com
solar.energy@ingeteam.com
70
80
90
100
SUN
Power
con transformador
50
60
70
80
90
100
Rango pot. campo FV recomendado(1)
52 - 65 kWp
63 - 78 kWp
73 - 91 kWp
83 - 104 kWp
93 - 117 kWp
104 - 130 kWp
Rango de tensión MPP
405 - 750 V
405 - 750 V
405 - 750 V
405 - 750 V
405 - 750 V
405 - 750 V
Tensión máxima(2)
900 V
900 V
900 V
900 V
900 V
900 V
Corriente máxima
130 A
156 A
182 A
208 A
234 A
260 A
Nº entradas
4
4
4
4
4
4
MPPT
1
1
1
1
1
1
Potencia nominal(3)
55 kW
66 kW
77 kW
88 kW
99 kW
110 kW
Corriente máxima
93 A
118 A
131 A
156 A
161 A
161 A
Tensión nominal
400 V
400 V
400 V
400 V
400 V
400 V
50 / 60 Hz
50 / 60 Hz
50 / 60 Hz
50 / 60 Hz
50 / 60 Hz
50 / 60 Hz
1
1
1
1
1
1
Sí. Smáx=55 kVA
Sí. Smáx=66 kVA
Sí. Smáx=77 kVA
Sí. Smáx=88 kVA
Sí. Smáx=99 kVA
Sí. Smáx=110 kVA
<3%
<3%
<3%
<3%
<3%
<3%
Eficiencia máxima
96,3%
96,4%
97,2%
97,5%
96,9%
96,8%
Euroeficiencia
94,3%
94,7%
96,1%
96,2%
95,8%
95,7%
Valores de Entrada (DC)
Valores de Salida (AC)
Frecuencia nominal
Coseno Phi(4)
Coseno Phi ajustable
THD(5)
Rendimiento
Datos Generales
2.600 m3/h
2.600 m3/h
2.600 m3/h
2.600 m3/h
2.600 m3/h
2.600 m3/h
Consumo en stand-by(6)
Refrigeración por aire
30 W
30 W
30 W
30 W
30 W
30 W
Consumo nocturno
1W
1W
1W
1W
1W
1W
-20ºC a +65°C
-20ºC a +65°C
-20ºC a +65°C
-20ºC a +65°C
-20ºC a +65°C
-20ºC a +65°C
0 - 95%
0 - 95%
0 - 95%
0 - 95%
0 - 95%
0 - 95%
IP20
IP20
IP20
IP20
IP20
IP20
Temperatura de funcionamiento
Humedad relativa (sin condensación)
Grado de protección
Notas: (1) Dependiendo del tipo de instalación y de la ubicación geográfica (2) No superar en ningún caso. Considerar el aumento de tensión de los paneles ‘Voc’ a bajas temperaturas
(3)
Potencia AC hasta 40ºC de temperatura ambiente. Por cada ºC de incremento, la potencia de salida se reducirá un 1,8% (4) Para PAC>25% de la potencia nominal (5) Para PAC>25% de
la potencia nominal y tensión según IEC 61000-3-4 (6) Consumo desde el campo fotovoltaico.
Referencias normativas: CE, EN 61000-6-2, EN 61000-6-4, EN 61000-3-11, EN 61000-3-12, EN 50178, EN 62109-1, EN 62109-2, FCC Part 15, IEC 62116, RD1699/2011,
DIN V VDE V 0126-1-1, CEI 0-16, CEI 0-21, DE-AR-N 4105:2011-08, BDEW-Mittelspannungsrichtlinie:2011, A70 Terna, P.O.12.3, South Africa Grid code, IEEE929, IEC61727.
Power
Inversor
Transformador
L1
Filtro
Entrada
fotovoltaica
L2
L3
Dimensiones y peso (mm)
1.761
50 / 60
900 kg.
1.0
31
View publication stats
87
7
70 / 80
1.026 kg.
90 / 100
1.162 kg.
Salida AC para
conexión a red