Pm800 Manual de Usuario

Central de medida PowerLogic™ de la serie 800 PM810, PM820, PM850 y PM870 Manuel del usuario 63230-500-226A2 03/2011

Central de medida PowerLogicTM de la serie 800

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CATEGORÍAS DE RIESGOS Y SÍMBOLOS ESPECIALES Lea estas instrucciones atentamente y examine el equipo para familiarizarse con el dispositivo antes de instalarlo, manipularlo, revisarlo o realizar el mantenimiento de este. Los siguientes mensajes especiales pueden aparecer a lo largo de este manual o en el equipo para advertir de riesgos potenciales o remitirle a otras informaciones que le ayudarán a aclarar o simplificar los procedimientos. La adición de uno de estos dos símbolos a una etiqueta de seguridad del tipo “Peligro” o “Advertencia” indica la existencia de un riesgo de descarga eléctrica que provocará lesiones si no se siguen las instrucciones. Este es el símbolo de alerta de seguridad. Sirve para alertar de posibles riesgos de lesiones. Siga las recomendaciones de todos los mensajes de seguridad precedidos por este símbolo para evitar posibles lesiones e incluso la muerte.

PELIGRO PELIGRO indica una situación inmediata de riesgo que, si no se evita, ocasionará la muerte o lesiones graves.

ADVERTENCIA ADVERTENCIA indica una situación de riesgo potencial que, si no se evita, puede ocasionar la muerte o lesiones graves.

PREC PRECA AUCI UCI N PRECAUCIÓN indica una situación de riesgo potencial que, si no se evita, puede ocasionar lesiones moderadas o leves.

PREC PRECA AUCI UCI N PRECAUCIÓN sin el símbolo de alerta de seguridad indica una situación de riesgo potencial que, si no se evita, puede oc asionar daños materiales. NOTA: Proporciona información adicional para para aclarar o simplificar procedimientos. POR FAVOR, TENGA EN CUENTA LO SIGUIENTE Sólo el personal cualificado puede instalar, manipular y revisar el equipo electrónico así como realizar el mantenimiento de este. Schneider Electric no asume ninguna responsabilidad de las consecuencias que se deriven de la utilización de este manual. DECLARACIÓN DE CLASE A SEGÚN LA NORMATIVA DE LA FCC Este equipo ha sido probado y cumple los límites establecidos para los dispositivos digitales Clase A, según la sección 15 de la normativa de la FCC (Comisión Federal de Comunicaciones de los EE. UU.). Estos límites se establecen para proporcionar la protección adecuada contra interferencias que puedan dañar el equipo cuando este se utiliza en un entorno comercial. Este equipo genera, utiliza y puede emitir energía de radiofrecuencia y, si no se instala y utiliza siguiendo las indicaciones del manual de instrucciones, puede provocar interferencias que afecten a las radiocomunicaciones. Si se utiliza en una zona residencial, las interferencias podrían causar daños. En tal caso, el usuario es el responsable de corregir dichas interferencias por su propia cuenta y riesgo. Este aparato digital Clase A cumple con la normativa canadiense ICES 003.

© 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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© 2011 2011 Schneider Schneider Electric. Reservados todos los derechos.


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Índice Capítulo 1: Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1 Temas que no se tratan en este manual - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1 ¿Qué es una central de medida? - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1 Hardware de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2 Contenido de la caja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6 Funciones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 7 Firmware - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 7 Capítulo 2: Precauciones de de seguridad - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 9 Capítulo 3: Funcionamiento - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11 Pantalla de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11 Funcionamiento de los botones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11 Cambio de valores - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11 Descripción general de los menús menús - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11 Cómo configurar la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 13 Restablecimientos de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 23 Diagnósticos de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 25 Capítulo 4: Funciones de de medición - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 27 Lecturas en tiempo real - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 27 Convenciones de los valores mínimos mínimos y máximos del factor de potencia - - - - - - - - 28 Convenciones de signos del factor de potencia - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 29 Lecturas de la demanda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 30 Lecturas de energía - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 35 Energía por turno (modelo PM810 con módulo módulo PM810LOG) - - - - - - - - - - - - - - - - - 36 Valores de análisis de la energía - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 37 Capítulo 5: Funciones de entrada/salida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 39 Entradas digitales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 39 Entrada de impulso impulso de sincronización de demanda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 40 Modos de funcionamiento de salida de relé - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 40 Salida de impulsos KY KY de estado sólido - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 42 Salida de impulso fijo fijo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 43 Cálculo del valor del kilovatio-hora kilovatio-hora por impulso - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 43 Entradas analógicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 44 Salidas analógicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 44 Capítulo 6: Alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45 Alarmas básicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45 Grupos de alarmas básicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45 Alarmas accionadas por umbrales umbrales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 46 Prioridades - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47 Visualización del registro histórico y actividad de alarmas alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47 Tipos de funciones controladas controladas por umbrales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47 Factores de escala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 49 Escalado de umbrales de alarma alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 50 Estados de alarma y números números de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 50 Alarmas avanzadas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 53 Grupos de alarmas avanzadas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 53 Niveles de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 54 Visualización del registro histórico y actividad de alarmas alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 54 Estados de alarma y números números de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 55 Capítulo 7: Registro - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 57 Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 57 Asignación de memoria memoria para archivos de registro - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 58 Registro de alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 58 Registro de mantenimiento mantenimiento - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 58 Registros cronológicos de datos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 60 Registro de facturación - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 61 © 2011 Schneider Schneider Electric. Electric. Reservados Reservados todos todos los derechos. derechos.

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Capítulo 8: Captura de formas de onda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 63 Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 63 Captura de formas de onda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 63 Almacenamiento de formas de onda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 64 Cómo captura eventos la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 64 Selección de canal con el software software de PowerLogic - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -64 - 64 Capítulo 9: Supervisión de de perturbaciones (modelo PM870) - - - - - - - - - - - - - - - - -65 Acerca de la supervisión de perturbaciones perturbaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -65 Funciones del modelo PM870 PM870 durante un evento evento - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -67 -6 7 Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -69 Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 69 Memoria de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 69 Identificación de la versión de firmware, el modelo y el número de serie - - - - - - - - - 70 Visualización de la pantalla en diferentes diferentes idiomas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 70 Soporte técnico - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -70 Resolución de problemas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -71 Apéndice A: Cableado de los transformadores transformadores de instrumentos: Tablas Tablas de resolución de problemas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 73 Uso de este apéndice - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 73 Sección I: Problemas Problemas corrientes en sistemas sistemas de 3 hilos y 4 hilos - - - - - - - - - - - - - -74 - 74 Sección II: Resolución Resolución de problemas de sistemas sistemas de 3 hilos - - - - - - - - - - - - - - - - -75 Sección III: Resolución de problemas problemas de sistemas de 4 hilos - - - - - - - - - - - - - - - - - 76 Ejemplo de campo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 78 Apéndice B: Lista de registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 79 Acceso a la lista de registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -79 Acerca de los registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -79 Cómo se almacenan la fecha y la hora en los registros registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -80 Cómo se almacena el factor de potencia con signo en el registro - - - - - - - - - - - - - - 80 Comandos Modbus admitidos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 81 Restablecimiento de los los registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -81 - 81 Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos comandos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 83 Descripción general de la interfaz interfaz de comandos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -83 Activación de salidas desde la interfaz de comandos comandos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -86 Uso de la interfaz interfaz de comandos comandos para cambiar registros de configuración configuración - - - - - - - -87 Energía condicional - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 87 Energía incremental - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 88 Configuración de cálculos de armónicos individuales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -90 Cambio de los factores de escala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 91 Activación de los registros de coma flotante - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -91 Apéndice D: Evaluaciones de de calidad de energía avanzada - - - - - - - - - - - - - - - - - 93 Estándares de calidad de energía energía - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -93 Especificación SEMI-F47/ITI SEMI-F47/ITI (CBEMA) (CBEMA) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -93 Especificación EN50160:2000 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 95 Cómo se informa sobre los resultados de las evaluaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - -95 Posibles configuraciones mediante escrituras escrituras en registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 96 Evaluación en condiciones de funcionamiento funcionamiento normales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -96 Evaluaciones en condiciones de funcionamiento anómalas anómalas - - - - - - - - - - - - - - - - - -97 Funcionamiento con CE avanzada avanzada activada - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -99 Registros de configuración y de estado del sistema de evaluación de calidad de energía avanzada (EN50160 y SEMI-F47/ITI SEMI-F47/ITI [CBEMA]) [CBEMA]) - - - - - - - - - - - - - - - - - -99 -9 9 Datos de la evaluación según la norma EN50160 disponibles a través de enlaces de comunicaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -101 Configuración de la evaluación de CE avanzada desde la pantalla - - - - - - - - - - - - 104 Glosario - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -105 - 105 Términos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 105 Abreviaturas y símbolos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 107 Índice - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -109

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 1: Introducción

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Capítulo 1: Introducción Este manual del usuario explica la manera de utilizar y configurar una central de medida PowerLogic™ de la serie 800. A menos que se indique lo contrario, la información contenida en este manual se refiere a las siguientes centrales de medida:

• Con pantalla integrada • Sin pantalla • Con pantalla remota Consulte la sección “Componentes y accesorios de la central de medida” en la página 5 para ver todos los modelos y números de modelo. Para obtener una lista de las funciones admitidas, consulte la sección “Funciones” en la página 7. NOTA: Las funciones de las centrales de medida de los modelos PM810, PM810U y PM810RD son idénticas.

Temas que no se tratan en este manual Algunas de las funciones avanzadas de la central de medida como, por ejemplo, los registros cronológicos de datos incorporados y los archivos de registro de alarmas sólo se configuran a través del enlace de comunicaciones mediante el software de PowerLogic. En el presente manual se describen estas funciones avanzadas, pero no se indica el modo de configurarlas. Para obtener más información sobre el uso de estas funciones, consulte la ayuda en línea o el manual de usuario del software.

¿Qué es una central de medida? Una central de medida es un dispositivo multifuncional de instrumentación digital, adquisición de datos y control. Puede sustituir distintos medidores, relés, transductores y otros componentes. Esta central de medida está equipada con comunicaciones RS485 para su integración en cualquier sistema de control y supervisión de potencia y se puede instalar en varios lugares de un edificio. Se trata de medidores de rms real, capaces de medir con una precisión excepcional altas cargas no lineales. Su sofisticada técnica de muestreo permite realizar mediciones precisas hasta el armónico de orden 63 ➀. Es posible visualizar más de 50 valores de medición, además de datos máximos y mínimos, ya sea directamente en la pantalla o de forma remota con el software. En la Tabla 1–1 se resumen las lecturas disponibles de la central de medida. Tabla 1– 1: Resumen de la instrumentación de la central de medida Lecturas en tiempo real

Análisis de la energía

• • • • • • • •

• • • • • • • •

Intensidad (por fase, residual, trifásica) Tensión (L-L, L-N, trifásica) Potencia activa (por fase, trifásica Potencia reactiva (por fase, trifásica Potencia aparente (por fase, trifásica Factor de potencia (por fase, trifásico Frecuencia THD (intensidad y tensión)

•

Factor de potencia de desplazamiento (por fase, trifásico Tensiones fundamentales (por fase) Intensidades fundamentales (por fase) Potencia activa fundamental (por fase) Potencia reactiva fundamental (por fase) Desequilibrio (intensidad y tensión) Rotación de fases Magnitudes y ángulos de tensión e intensidad de los armónicos (por fase) ➀ Componentes de secuencia

Lecturas de energía

Lecturas de la demanda

• • • • • • •

• • • • • • •

➀

Energía acumulada: activa Energía acumulada: reactiva Energía acumulada: aparente Lecturas bidireccionales Energía reactiva por cuadrante Energía incremental Energía condicional

Demanda de intensidad (por fase presente, media trifásica) Media de factor de potencia (total trifásico) Demanda de potencia activa (por fase presente, punta) Demanda de potencia reactiva (por fase presente, punta) Demanda de potencia aparente (por fase presente, punta) Lecturas coincidentes Demandas de potencia pronosticadas

El modelo PM810 no calcula armónicos individuales. Los modelos PM810 con PM810LOG y PM820 calculan la distorsión hasta el armónico de orden 31, mi entras que los modelos PM850 y PM870 hacen lo propio hasta el armónico de orden 63.


1


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Hardware de la central de medida Central de medida con pantalla integrada Figura 1– 1: Componentes de la central de medida de la serie 800 con pantalla integrada Vista inferior

2 1

4

3

5 6

8 Vista posterior

7

Tabla 1– 2: Componentes de la central de medida de la serie 800 con pantalla integrada Núm. Componente

2

Descripción

1

Conector de alimentación

Conexión de alimentación a la central de medida.

2

Entradas de tensión

Conexiones de medición de tensión.

3

Conector de E/S

Conexiones de salida de impulsos KY/entradas digitales.

4

LED de latido de corazón

Si parpadea en verde, indica que la central de medida está ACTIVADA.

5

Puert o RS485 ( COM1)

El puerto RS485 se utiliza para las comunicaciones con un sistema de supervisión y control. Este puerto se puede conectar en bus de comunicaciones serie con otros dispositivos.

6

Conector de módulos opcionales Sirve para conectar módulos opcionales a la central de medida.

7

Entradas de intensidad

Conexiones de medición de intensidad.

8

Pant all a integrada

Interfaz visual para configurar y hacer funcionar la central de medida.



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Central de medida sin pantalla Figura 1– 2: Componentes de la central de medida de la serie 800 sin pantalla Vista inferior

3

4

2

1

5 6

Vista posterior

7

Tabla 1– 3: Componentes de la central de medida de la serie 800 sin pantalla Núm. Componente

Descripción

1

Conector de alimentación

Conexión de alimentación a la central de medida.

2

Entradas de tensión

Conexiones de medición de tensión.

3

Conector de E/S

Conexiones de salida de impulsos KY/entradas digitales.

4

LED de latido de corazón

Si parpadea en verde, indica que la central de medida está ACTIVADA.

5

P uert o R S485 (C OM1)

El puerto RS485 se utiliza para las comunicaciones con un sistema de supervisión y control. Este puerto se puede conectar en bus de comunicaciones serie con otros dispositivos.

6

Conector de módulos opcionales Sirve para conectar módulos opcionales a la central de medida.

7

Entradas de intensidad


Conexiones de medición de intensidad.

3


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Central de medida con pantalla remota NOTA: El kit de pantalla remota (PM8RD) se usa con centrales de medida sin pantalla. Consulte la sección “Central de medida sin pantalla” en la página 3 para obtener información sobre los componentes de la central de medida sin pantalla. Figura 1– 3: Componentes de la pantalla remota y del adaptador de pantalla remota

1

2 4 5

6

7 8

3 TX/RX

Vista superior del PM8RDA

Tabla 1– 4: Componentes de la pantalla remota Núm. Componente

4

Descripción

1

Adaptador de pantalla remota (PM8RDA)

Proporciona la conexión entre la pantalla remota y l a central de medida. También proporciona una conexión RS 232/RS485 adicional (2 o 4 hilos).

2

Cable CAB12

Conecta la pantalla remota al adaptador de pantalla remota.

3

Pant al la remot a (PM8D)

Interfaz visual para configurar y hacer funcionar la central de medida.

4

Botón del modo de comunicaciones

Sirve para seleccionar el modo de comunicaciones (RS232 o RS485).

5

LED del modo de comunicaciones

Cuando está encendido, este LED indica que el puerto de comunicaciones está en el modo RS232.

6

Puerto RS232/RS485

Este puerto se utiliza para las comunicaciones con un sistema de supervisión y control y se puede conectar en bus de comunicaciones serie con otros dispositivos.

7

LED de acti vidad Tx/R x

El LED parpadea para indicar que hay actividad de comunicaciones.

8

Puerto CAB12

Puerto correspondiente al cable CAB12 para conectar la pantalla remota con el adaptador de pantalla remota.



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Componentes y accesorios de la central de medida Tabla 1– 5: Componentes y accesorios de la central de medida Descripción

Número del modelo Schneider Square D Electric

Centrales de medida Central de medida con pantalla integrada

PM810➀ PM820➁ PM850➂ PM870➃

PM810MG➀ PM820MG➁ PM850MG➂ PM870MG➃

Central de medida sin pantalla

PM810U➀ PM820U➁ PM850U➂ PM870U➃

PM810UMG➀ PM820UMG➁ PM850UMG➂ PM870UMG➃

PM810RD➀ PM820RD➁ Central de medida con pantalla remota PM850RD➂ PM870RD➃

PM810RDMG➀ PM820RDMG➁ PM850RDMG➂ PM870RDMG➃

Accesorios

Pantalla remota con adaptador de pantalla remota

PM8RD

Adaptador de pantalla remota

PM8RDA

Módulos de entrada/salida

PM8M22, PM8M26, PM8M2222

Módulo de registro PM810

PM810LOG

PM8RDMG

Kit prolongador de cable (3,66 m) para RJ11EXT pantallas Junta de readaptación (para montaje en orificios redondos de 101,6 mm)

PM8G

Adaptador de montaje de readaptación CM2000

PM8MA

Las centrales de medida de estos modelos son idénticas y admiten l as mismas funciones (consulte la sección “Funciones” en la página 7). ➁ Las centrales de medida de estos modelos son idénticas y admiten l as mismas funciones (consulte la sección “Funciones” en la página 7). ➂ Las centrales de medida de estos modelos son idénticas y admiten l as mismas funciones (consulte la sección “Funciones” en la página 7). ➃ Las centrales de medida de estos modelos son idénticas y admiten l as mismas funciones (consulte la sección “Funciones” en la página 7). ➀


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Contenido de la caja Tabla 1– 6: Contenido de la caja según el modelo Descripción del modelo

Contenido de la caja • •

Central de medida con pantalla integrada • • • •

Central de medida sin pantalla • • • • • •

Central de medida con pantalla remota

•

•

• •

6

Central de medida con pantalla integrada Complementos de instalación (63230-500-16) que incluyen: — Dos pinzas de fijación — Plantilla — Juego de clavijas de conexión — Terminal de línea MCT2W Manuales de instalación de la central de medida (EN, FR, ES y DE) Guía de especificaciones de la central de medida Central de medida sin pantalla Complementos de instalación (63230-500-16) que incluyen: — Dos pinzas de fijación — Plantilla — Control deslizante DIN (instalado en fábrica) — Juego de clavijas de conexión — Terminal de línea MCT2W Manuales de instalación de la central de medida (EN, FR, ES y DE) Guía de especificaciones de la central de medida Central de medida sin pantalla Pantalla remota (PM8D) Adaptador de pantalla remota (PM8RDA) Complementos de instalación (63230-500-16) que incluyen: — Dos pinzas de fijación — Plantilla — Control deslizante DIN (instalado en fábrica) — Juego de clavijas de conexión — Terminal de línea MCT2W Complementos de instalación (63230-500-96) que incluyen: — Cable de comunicaciones (CAB12) — Tornillos de montaje Complementos de instalación (63230-500-163) que incluyen: — Conector de 4 hilos RS485 (Com 2) — Conector Manuales de instalación de la central de medida (EN, FR, ES y DE) Guía de especificaciones de la central de medida



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Funciones Tabla 1– 7: Características de la central de medida de la serie 800 PM810 PM820 PM850 PM870 Medición de rms real hasta el armónico de orden 63

(3)

(3)

Acepta entradas de TI y TT estándar Conexión directa de 600 voltios en las entradas de tensión Alta precisión: 0,075% de intensidad y tensión (condiciones típicas) Lecturas mínima/máxima de datos resultantes de la medición Medición de entradas (cinco canales) con el módulo PM8M22, PM8M26 o PM8M2222 instalado Lecturas de calidad de la energía: THD Firmware descargable Fácil configuración (con protección por contraseña) a través de la pantalla integrada o con la pantalla remota Funciones de relé y alarma controladas por umbral de activación/desactivación Registro de alarmas incorporado Amplio intervalo de temperaturas de funcionamiento: −25 a +70 °C para la central de medida Comunicaciones: Incorporada: una conexión RS485 Modbus (2 hilos) PM8RD: una conexión RS232/RS485 Modbus configurable (2o 4 hilos) Precisión en energía activa: ANSI C12.20 Clase 0.2S y IEC 62053-22 Clase 0.5S Reloj no volátil

(1)

Registro cronológico de datos incorporado

(2)

Magnitudes y ángulos de los armónicos en tiempo real (I y V): Hasta el armónico de orden 31 Hasta el armónico de orden 63

(3)

Captura de formas de onda Estándar Avanzada

80 KB

800 KB

800 KB

—

—

— — —

— —

Evaluaciones según EN50160 NOTA: El modelo PM850 realiza evaluaciones según la norma EN50160 a partir de las alarmas estándar, mientras que el modelo PM870 las realiza a partir de las alarmas de perturbación.

—

—

Evaluaciones según ITI (CBEMA) y SEMI-F47 NOTA: El modelo PM870 realiza evaluaciones según las normas ITI (CBEMA) y SEMI-F47 a parti r de las alarmas de perturbación.

—

—

—

Detección y registro de bajadas/subidas de intensidad y tensión

—

—

—

—

(1) El reloj de tiempo del modelo PM810 con PM810LOG es no volátil. Sin embargo, el del modelo PM810 sí es volátil. (2) La memoria de registro cronológico de datos incorporado del modelo PM810 con módulo PM810LOG es de 80 KB, pero no está disponible en el modelo PM810.

(3) Los modelos PM810 con PM810LOG y PM820 supervisan la distorsión hasta el armónico de orden 31. La distorsión armónica no se supervisa en el modelo PM810.

Firmware Este manual del usuario corresponde a las versiones de firmware 11.xx y posteriores. Consulte la sección “Identificación de la versión de firmware, el modelo y el número de serie” en la página 70 para obtener instrucciones sobre la manera de determinar la versión de firmware. Para descargar la última versión del firmware, siga el procedimiento que se indica a continuación: 1. Mediante un explorador web, vaya al sitio web http://www.schneider-electric.com. 2. Localice el cuadro Search (Buscar) en la esquina superior derecha de la página de inicio. 3. En dicho cuadro de búsqueda, escriba “PM8”. 4. En la lista desplegable del cuadro, haga clic en “PM800 series” (Serie PM800). 5. En la zona Downloads (Descargas), en la parte derecha de la página, haga clic en “Software/Firmware”. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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6. Seleccione la versión de firmware pertinente (p. ej., “PowerLogic Series 800 Power Meter Firmware version 12.100”). 7. Descargue y ejecute el archivo de actualización de firmware ejecutable (“xxx.exe”) que se facilitará.

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 2: Precauciones de seguridad

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Capítulo 2: Precauciones de seguridad PELIGRO RIESGO DE DESCARGA ELÉCTRICA, EXPLOSIÓN O DESTELLO DE ARCO • Utilice un equipo de protección individual (EPI) y siga las prácticas de seguridad de trabajo eléctrico. Por ejemplo, en EE. UU. consulte la normativa NFPA 70E. • Sólo el personal electricista cualificado deberá instalar y reparar este equipo. • NUNCA realice el trabajo solo. • Antes de realizar inspecciones visuales, pruebas u operaciones de mantenimiento en este equipo, desconecte todas las fuentes de energía eléctrica. Presuponga que todos los circuitos están ALIMENTADOS hasta que los haya desactivado, probado y etiquetado completamente. Fíjese sobre todo en el diseño del sistema de suministro eléctrico. Tenga en cuenta todas las fuentes de alimentación, sin olvidar la posibilidad de que exista retroalimentación. • Antes de iniciar cualquier operación con el equipo o dentro de este, apague todas sus fuentes de alimentación. • Utilice siempre un voltímetro de rango adecuado para confirmar que el equipo está totalmente apagado. • Tenga en cuenta los riesgos potenciales e inspeccione cuidadosamente el área de trabajo para asegurarse de que no se han dejado objetos ni herramientas dentro del equipo. • Tenga cuidado al desmontar o instalar los paneles para que no toquen el bus activo; evite manejar paneles, lo cual podría provocar lesiones. • Para que el equipo funcione correctamente, el manejo, la instalación y el funcionamiento de este deben ser los adecuados. Si no se tienen en cuenta los requisitos de instalación fundamentales, pueden producirse lesiones y desperfectos en el equipo eléctrico u otros daños materiales. • Antes de realizar una prueba (de rigidez) dieléctrica o de megóhmetro en cualquier equipo en que se haya instalado la central de medida, todos los cables de entrada y salida de la central deberán estar desconectados. Las pruebas de alta tensión pueden dañar los componentes electrónicos de la central de medida. • Utilice siempre TI externos con terminal a tierra para las entradas de intensidad. El incumplimiento de estas instrucciones ocasionará la muerte o lesiones graves.


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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 2: Precauciones de seguridad

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 3: Funcionamiento

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Capítulo 3: Funcionamiento En esta sección se explican las funciones de la pantalla de la central de medida y los procedimientos de configuración del aparato mediante esta pantalla. Para ver una lista de todos los modelos de centrales de medida que cuentan con una pantalla integrada o una pantalla remota, consulte la Tabla 1–5 de la página 5.

Pantalla de la central de medida La central de medida está equipada con una pantalla grande de cristal líquido (LCD) retroiluminada. Presenta hasta cinco líneas de información más una sexta fila de opciones de menú. La Figura 3–1 muestra las diferentes partes de la pantalla de la central de medida.

Figura 3– 1: Pantalla de la central de medida

A. B. C. D. E. F. G. H. I. J. K. L. M.

Tipo de medida Título de la pantalla Indicador de alarmas Icono de mantenimiento Gráfico de barras (%) Unidades (A, V, etc.) Mostrar más elementos de menú Elemento de menú Indicador de menú seleccionado Botón Volver al menú anterior Valores Fase

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B

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Funcionamiento de los botones Los botones sirven para seleccionar elementos de los menús, mostrar más elementos de la lista de un menú y volver a los menús anteriores. Los elementos de los menús aparecen sobre uno de los cuatro botones. Al pulsar un botón, se selecciona el elemento de menú y se muestra la pantalla asociada. Al llegar al nivel más alto de un menú, aparece un triángulo negro debajo del elemento de menú seleccionado. Para volver al nivel anterior del menú, pulse el botón que hay debajo de 1;. Para desplazarse por los elementos de la lista de un menú, pulse el botón que hay debajo de ###: (consulte la Figura 3–1). NOTA: Cada vez que lea “ pulse” en este manual, presione el botón correspondiente que se encuentra debajo del elemento de menú. Por ejemplo, si el sistema le indica “ Pulse FASE”, deberá pulsar el botón situado debajo del elemento de menú FASE.

Cambio de valores Cuando se selecciona cualquier valor, este parpadea para indicar que se puede modificar. Los valores se cambian de la s iguiente manera: • Pulse + (mas) o - (menos) para cambiar los números o desplazarse por las opciones disponibles. • Si va a introducir más de un número de un solo dígito, pulse <-- para pasar a la siguiente posición numérica. • Para guardar los cambios y pasar al campo siguiente, pulse OK.

Descripción general de los menús La Figura 3–2 de la página 12 muestra los dos primeros niveles del menú de la central de medida. El nivel 1 contiene todos los elementos de menú del nivel más alto. Al seleccionar un elemento de menú de nivel 1, aparecerán los elementos de menú de nivel 2 correspondientes. Puede que existan más niveles de menú dependiendo de las funciones y opciones específicas de la central de medida. NOTA: Pulse ###: para desplazarse por todos los elementos de menú de un determinado nivel. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Figura 3– 2: Lista abreviada de los elementos de menú del modelo PM800 en modo IEEE (IEC)

NIVEL 1

NIVEL 2

AMPS (I)

FASE

VOLTS (U-V)

PQS

DEM

U

V

PQS

E

Wh

FP

DESEQ

FASE

VAh

FP R

DEM

VARh

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HZ (F)

THD

U

MINMX

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V

MINMX

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U

AMPS (I)

V

ALARM

ACTIV

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AMPS

VOLTS (U-V)

DESEQ

PQS

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HZ (F)

THD V

THD I

AMPS

SAL A

ENT A

PM8M2222 TIEMP

CONTR

MANT

2

RESET

MEDID

CONF

FECHA

DIAGN

MEDID

E

4

DEM

HORA

REG

4

MINMX

IDIOM

RELOJ

4

MODO

COM

3

TIEMP

MEDID

ALARM

E/S

CONTR

TIEMP

AVANZ

ONB SAL D [salida digital KY] PM8RD AUX

ENT D [entrada digital] PM8M2222, PM8M26 y PM8M22 PM8M2222 SAL A [s alida analógica]

ENT A [entrada analógica]

➀ Disponible en el modelo PM810 sólo cuando haya instalado un módulo opcional de registro de la central de medida (P M810LOG). Disponible en todos los demás

modelos de la serie PM800. ➁ Disponible con algunos modelos. ➁ Están disponibles el modo IEC y el modo IEEE. Las eti quetas de menú serán diferentes dependiendo del modo seleccionado. Consulte la sección “Cambio del

modo de la pantalla” en la página 24 para seleccionar el modo deseado. ➃ El modelo PM810 tiene un reloj volátil. El modelo PM810 con módulo opcional de registro de la central de medida (P M810LOG) y los demás modelos de la serie PM800 tienen un reloj no volátil.

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Cómo configurar la central de medida La configuración de la central de medida se lleva normalmente a cabo mediante la pantalla del panel frontal del aparato. Para configurar una central de medida sin pantalla, necesitará un medio de comunicación entre la central de medida y un ordenador. Además, deberá instalar en el ordenador el software de configuración de medidores de PowerLogic o ION Setup de PowerLogic, que se pueden descargar del sitio web www.schneiderelectric.com. La configuración de la central de medida se lleva a cabo mediante la opción de mantenimiento (MANT) del aparato. Consulte Figura 3–2 de la página 12. Las funciones de configuración se pueden programar individualmente o en cualquier orden. Para acceder a las funciones de configuración, proceda de la siguiente forma:

Acceso a CONFIGURACIÓN 1. 2. 3. 4.

Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. Pulse MANT. Pulse CONF. Introduzca la contraseña y después pulse OK. Aparecerá la pantalla CONFIGURACIÓN. NOTA: La contraseña predeterminada es 0000.

5. Pulse ###: para desplazarse por las funciones de configuración y seleccione la que desea programar. Tras programar una función, podrá continuar con las funciones restantes volviendo a la pantalla CONFIGURACIÓN y pulsando ###: para desplazarse hasta las funciones adicionales. Una vez que haya seleccionado las opciones adecuadas de cada parámetro de configuración, pulse 1; hasta que aparezca GUARDAR CAMBIOS? y, a continuación, pulse SÍ. La central de medida se restablecerá, mostrará brevemente la pantalla de información del aparato y volverá automáticamente a la pantalla principal. El menú que aparece en la Figura 3–2 de la página 12 le servirá para localizar las funciones de configuración descritas en los siguientes temas:

Configuración de FECHA 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la #/.&)'&%#(! página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca FECHA. -%3 3. Pulse FECHA. &%#(! 4. Introduzca el número del MES. 5. Pulse OK. !.)/ 6. Introduzca el número del DÍA.  -$! 7. Pulse OK.    /+ 8. Introduzca el número del AÑO. 9. Pulse OK. 10. Seleccione la manera en que desea que se muestre la fecha: M/D/A, A/M/D o D/M/A. 11. Pulse OK para volver a la pantalla CONFIGURACIÓN. 12. Pulse 1; para volver a la pantalla principal. 13. Para comprobar la nueva configuración, pulse MANT > DIAGN > RELOJ. NOTA: El reloj del modelo PM810 es volátil. Cada vez que se restablece la central, el modelo PM810 regresa a la hora y la fecha predeterminadas 12:00 a.m. y 01-01-1980. Consulte la sección “Valores de fecha y hora” en la página 69 para obtener más información. Las demás centrales de medida de la serie PM800 tienen un reloj no volátil, que mantiene la fecha y hora actuales cuando se restablece el aparato.

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Configuración de HORA 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca HORA. 3. Pulse HORA. 4. Introduzca valores para HORA. 5. Pulse OK. 6. Introduzca valores para MIN (minutos). 7. Pulse OK. 8. Introduzca valores para SEC (segundos). 9. Pulse OK. 10. Seleccione la manera en que desea que se muestre la hora: 24H o AM/PM. 11. Pulse OK para volver a la pantalla CONFIGURACIÓN. 12. Pulse 1; para volver a la pantalla principal. 13. Para comprobar la nueva configuración, pulse MANT > DIAGN > RELOJ.

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NOTA: El reloj del modelo PM810 es volátil. Cada vez que se restablece la central, el modelo PM810 regresa a la hora y fecha predeterminadas 12:00 a.m. y 01-01-1980. Consulte la sección “Valores de fecha y hora” en la página 69 para obtener más información. Las demás centrales de medida de la serie PM800 tienen un reloj no volátil, que mantiene la fecha y hora actuales cuando se restablece el aparato.

Configuración de IDIOM (idioma) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca IDIOM. 3. Pulse IDIOM. 4. Seleccione el idioma: INGL. (inglés), FRANC. (francés), ESPAN. (español), ALEM. (alemán) o RUSO. 5. Pulse OK. 6. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 7. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de COM (comunicaciones) NOTA: Si va a utilizar el software de PowerLogic para configurar la central de medida, se recomienda que configure primero las funciones de comunicación. Consulte la Tabla 3–1 para conocer la configuración predeterminada de la central de medida.

Tabla 3– 1: Configuración predeterminada de las comunicaciones Configuración de las comunicaciones

Predet.

Protocolo

MBUS (Modbus RTU)

Dirección

1

Velocidad en baudios

9600

Paridad

Par

Este mismo procedimiento sirve para configurar las opciones COM, COM1 y COM2. 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que sea visible COM (comunicaciones). 3. Pulse COM. 4. Seleccione el protocolo necesario: MBUS (Modbus RTU), JBUS, MB. A.8 (Modbus ASCII 8 bits), MB. A.7 (Modbus ASCII 7 bits). 5. Pulse OK. 6. Introduzca el valor de DIREC. (dirección de la central de medida). 7. Pulse OK. 8. Seleccione el valor de BAUD (velocidad en baudios). 9. Pulse OK. 10. Seleccione la paridad: PAR, IMPAR o NINGU. 11. Pulse OK. 12. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 13. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de MEDID (información de la central de medida) Esta función permite al usuario configurar los TI, los TT, la frecuencia del sistema y el método de cableado del sistema.

Configuración de los TI 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca MEDID (información de la central de medida). 3. Pulse MEDID. 4. Pulse TI (transformador de intensidad). 5. Introduzca el número correspondiente a PRIM. (primario del TI). 6. Pulse OK. 7. Introduzca el número correspondiente a SECUN. (secundario del TI). 8. Pulse OK. 9. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 10. Pulse SÍ para guardar los cambios. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Configuración de los TT 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca MEDID. 3. Pulse MEDID. 4. Pulse TT (transformador de tensión). 5. Introduzca el factor de ESCAL.: x1, x10, x100, NO TP (sin TT –para conexión directa–). 6. Pulse OK. 7. Introduzca el valor PRIM. (primario del TT). 8. Pulse OK. 9. Introduzca el valor SECUN. (secundario del TT).

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10. Pulse OK. 11. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 12. Pulse SÍ para guardar los cambios.

Configuración de HZ (frecuencia del sistema) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca MEDID. 3. Pulse MEDID. 4. Pulse ###: hasta que aparezca HZ (frecuencia del sistema). 5. Pulse HZ. 6. Seleccione la frecuencia. 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de SIST. (tipo de sistema) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca MEDID. 3. Pulse MEDID. 4. Pulse ###: hasta que aparezca SIST. 5. Pulse SIST. 6. Seleccione el tipo de sistema (SIST. [D]) basándose en el número de hilos (A), el número de TI (B) y el número de conexiones de tensión (ya sean conexiones directas o con TT [C]). 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios. 16

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Configuración de ALARM (alarmas) Hay una extensa lista de estados de error que se pueden supervisar y que pueden provocar una alarma. 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca ALARM (alarmas). 3. Pulse ALARM. 4. Pulse <- o -> para seleccionar la opción de alarma que desea editar. 5. Pulse EDIT. 6. Seleccione ABILI. para habilitar la alarma o DESAB. para deshabilitarla. 7. Pulse OK. 8. Seleccione el valor de PR (prioridad de la alarma): NINGU., ALTA, MED o BAJA. 9. Pulse OK. 10. Seleccione cómo visualizar los valores de alarma: ABSOL (valor absoluto) o RELAT (porcentaje relativo a la media de funcionamiento). 11. Introduzca el valor correspondiente a PU (límite de activación). 12. Pulse OK. 13. Introduzca el valor de RETAR. (retraso del límite de activación). 14. Pulse OK. 15. Introduzca el valor de DO (límite de desactivación). 16. Pulse OK. 17. Introduzca el valor de RETAR. (retraso del límite de desactivación). 18. Pulse OK. 19. Pulse 1; para volver a la pantalla de resumen de alarmas. 20. Pulse 1; para volver a la pantalla CONFIGURACIÓN. 21. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 22. Pulse SÍ para guardar los cambios.


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Configuración de E/S (entradas/salidas) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca E/S (entradas/salidas). 3. Pulse E/S. 4. Pulse SAL D para seleccionar salida digital o ENT D para entrada digital, o pulse SAL A para salida analógica o ENT A para entrada analógica. Utilice el botón ###: para desplazarse por estas selecciones. NOTA: Las entradas y salidas analógicas sólo están disponibles con el módulo opcional PM8222. 5. Pulse EDIT. 6. Seleccione el modo de E/S de acuerdo con el tipo de E/S y el modo seleccionado por el usuario: NORM, ENCLA., XTIEM., PULSO o FINDE. 7. Dependiendo del modo seleccionado, la central de medida le pedirá que introduzca la longitud del impulso, el temporizador y el control. 8. Pulse OK. 9. Seleccione EXT. (controlado externamente a través de las comunicaciones) o ALARM. (controlado por alarma). 10. Pulse 1; para volver a la pantalla CONFIGURACIÓN. 11. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 12. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de CONTR (contraseñas) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca CONTR (contraseña). 3. Pulse CONTR. 4. Introduzca la contraseña de CONF (configuración). 5. Pulse OK. 6. Introduzca la contraseña de DIAG. (diagnósticos). 7. Pulse OK. 8. Introduzca la contraseña de ENERG (restablecimiento de los valores de energía). 9. Pulse OK.

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10. Introduzca la contraseña de MN/MX (restablecimiento de valores mínimos/máximos).

11. Pulse OK. 12. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 13. Pulse SÍ para guardar los cambios. 18



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Configuración de TIEMP (umbral del tiempo de funcionamiento) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca TIEMP. 3. Pulse TIEMP. 4. Introduzca la media de la intensidad de las 3 fases. NOTA: La central de medida empieza a contar el tiempo de funcionamiento cuando las lecturas son iguales a la media o están por encima de ella. 5. Pulse OK. 6. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 7. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de AVANZ (funciones avanzadas de la central de medida) El conjunto de funciones avanzadas contiene varios elementos que deben programarse. Para acceder a estas funciones, siga los pasos descritos a continuación: Tras programar una función, podrá continuar con las funciones restantes volviendo a la pantalla CONFIGURACIÓN y pulsando ###: para desplazarse hasta las funciones adicionales. Una vez que haya seleccionado las opciones adecuadas de cada parámetro de configuración, pulse 1; hasta que aparezca GUARDAR CAMBIOS? y, a continuación, pulse SÍ. La central de medida se restablecerá, mostrará brevemente la pantalla de información del aparato y volverá automáticamente a la pantalla principal.

Configuración de ROT (rotación de fases) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca ROT (rotación de fases). 5. Pulse ROT. 6. Seleccione la rotación de fases: 123 o 321. 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.


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Configuración de E-INC (intervalo de energía incremental) 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca E-INC (energía incremental). 5. Pulse E-INC. 6. Introduzca el valor de INTER. (intervalo). El rango comprende de 00 a 1440. 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración del cálculo de THD 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca THD. 5. Pulse THD. 6. Seleccione el cálculo de THD: FUND o RMS. 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de la convención de signos VAR/FP 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca FP. 5. Pulse FP. 6. Seleccione la convención de signos VAR/FP: IEEE o IEC. 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de los restablecimientos de bloqueo 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca BLOQ. 5. Pulse BLOQ. 6. Seleccione SÍ o NO para activar o desactivar los restablecimientos de DEM P, E (energía), MINMX y MEDID. 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de la retroiluminación de las alarmas 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca BLINK (retroiluminación). 5. Pulse BLINK. 6. Introduzca ON (activada) u OFF (desactivada). 7. Pulse OK. 8. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 9. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Configuración de gráfico de barras 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca GRAF. 5. Pulse GRAF. 6. Pulse AMPS o PWR. 7. Seleccione AUTO o MAN. Si selecciona MAN, pulse OK e introduzca el valor porcentual de TI*TT y KW (para PWR) o el valor porcentual de TI y A (para AMPS). 8. Pulse OK. 9. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 10. Pulse SÍ para guardar los cambios. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Configuración de la evaluación de CE avanzada 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca PQADV (calidad de energía avanzada). 5. Pulse PQADV. 6. Seleccione ON. 7. Pulse OK. 8. Cambie el valor de la tensión nominal (V. NOM) si lo desea (el valor predeterminado es 230). 9. Pulse OK para volver a la pantalla CONFIGURACIÓN. 10. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 11. Pulse SÍ para guardar los cambios y restablecer la central de medida.

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Configuración de la demanda de potencia 1. Ejecute los pasos 1 a 5 del procedimiento “Acceso a CONFIGURACIÓN”, descrito en la página 11. 2. Pulse ###: hasta que aparezca AVANZ (configuración avanzada). 3. Pulse AVANZ. 4. Pulse ###: hasta que aparezca DEM. 5. Pulse DEM (DEM P, DEM I). 6. Seleccione la configuración de la demanda. Las opciones son BLCOM, BBCOM, RELOJ, BBREL, EINCR, TERMI, DESLI, BLOQ, BLOQB, BLENT y BBENT. 7. Pulse OK. 8. Introduzca el valor de INTER. (intervalo) y pulse OK. 9. Introduzca el valor de SUB-I (subintervalo) y pulse OK. 10. En la pantalla CONFIGURACIÓN, continúe programando otras funciones, o pulse 1; hasta que se le solicite que guarde los datos. 11. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Restablecimientos de la central de medida El conjunto de funciones de restablecimiento de la central de medida contiene varios elementos. Tras restablecer cualquier función, podrá continuar con las funciones restantes volviendo a la pantalla MODO RESET y pulsando ###: para desplazarse hasta las funciones adicionales. Una vez que haya restablecido las funciones específicas, pulse 1; hasta volver a la pantalla principal.

Inicialización de la central de medida La inicialización de la central de medida restablece las lecturas de energía, los valores mínimos y máximos, y los tiempos de funcionamiento. Para restablecer la central de medida, siga los pasos descritos a continuación: 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse RESET. 4. Pulse ###: hasta que aparezca MEDID. 5. Pulse MEDID. 6. Introduzca la contraseña (el valor predeterminado es 0000). 7. Pulse SÍ para inicializar la central de medida y regresar a la pantalla MODO RESET. 8. En la pantalla MODO RESET, continúe restableciendo funciones adicionales, o pulse 1; hasta volver a la pantalla principal. NOTA: Le aconsejamos que inicialice la central de medida tras realizar cambios en cualquiera de los siguientes parámetros: TI, TT, frecuencia o tipo de sistema.

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Restablecimiento de lecturas de energía acumulada 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse RESET. 4. Pulse ###: hasta que aparezca E (energía). 5. Pulse E. 6. Introduzca la contraseña (el valor predeterminado es 0000). 7. Pulse SÍ para restablecer las mediciones de energía acumulada y regresar a la pantalla MODO RESET.


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Restablecimiento de las lecturas de demanda acumulada 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse RESET. 4. Pulse ###: hasta que aparezca DEM. 5. Pulse DEM. 6. Introduzca la contraseña (el valor predeterminado es 0000). 7. Pulse SÍ para restablecer las lecturas de demanda acumulada y regresar a la pantalla MODO RESET.

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Restablecimiento de los valores mínimos y máximos 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse RESET. 4. Pulse ###: hasta que aparezca MINMX. 5. Pulse MINMX. 6. Introduzca la contraseña (el valor predeterminado es 0000). 7. Pulse SÍ para restablecer los valores mínimos/máximos y regresar a la pantalla MODO RESET.

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Cambio del modo de la pantalla 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse RESET. 4. Pulse ###: hasta que aparezca MODO. 5. Pulse MODO. 6. Pulse IEEE (modo predeterminado para centrales de medida de la marca Square D) o IEC (modo predeterminado para centrales de medida de la marca Schneider Electric) según el modo de funcionamiento que desee utilizar. NOTA: El restablecimiento del modo cambia las etiquetas de los menús, las convenciones del factor de potencia y los cálculos de THD para que coincidan con el modo estándar seleccionado. Para personalizar los cambios de modo, consulte la lista de registros.

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Restablecimiento del tiempo de funcionamiento acumulado 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse RESET. 4. Pulse ###: hasta que aparezca TIEMP. 5. Pulse TIEMP. 6. Introduzca la contraseña (el valor predeterminado es 0000). 7. Pulse SÍ para restablecer el tiempo de funcionamiento acumulado y regresar a la pantalla MODO RESET. NOTA: Al pulsar SÍ los días, horas y minutos de funcionamiento se restablecen a cero.

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Diagnósticos de la central de medida Para visualizar el modelo, la versión de firmware, el número de serie, leer y escribir registros o comprobar el estado de la central de medida, debe acceder a la pantalla SALUD DEL MEDIDOR. Tras visualizar cualquiera de las funciones, podrá continuar con las funciones restantes volviendo a la pantalla SALUD DEL MEDIDOR y seleccionando una de las demás opciones. Una vez que haya visto las funciones específicas, pulse1; hasta volver a la pantalla principal.

Pantalla SALUD DEL MEDIDOR. NOTA: Cuando se detecta un problema de estado, en la pantalla aparecen el icono de la llave inglesa y el código de estado. Para el código 1, ajuste el valor de Fecha y Hora (consulte las s ecciones “Configuración de FECHA” y “Configuración de HORA” en las páginas 11 y 12). Para otros códigos, póngase en contacto con el servicio técnico.

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Visualización de la información de la central de medida 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse DIAGN para abrir la pantalla SALUD DEL MEDIDOR. 4. En la pantalla SALUD DEL MEDIDOR, pulse MEDID. 5. Vea la información del medidor. 6. Pulse ###: para visualizar más informaciones acerca del medidor. 7. Pulse 1; para volver a la pantalla SALUD DEL MEDIDOR. NOTA: Cuando se detecta un problema de estado, en la pantalla aparecen el icono de la llave inglesa y el código de estado. Para el código 1, ajuste el valor de Fecha y Hora (consulte las secciones “Configuración de FECHA” y “Configuración de HORA” en las páginas 11 y 12). Para otros códigos, póngase en contacto con el servicio técnico.

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Lectura y escritura de registros 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse DIAGN para abrir la pantalla SALUD DEL MEDIDOR. 4. En la pantalla SALUD DEL MEDIDOR, pulse REG. (registro). 5. Introduzca la contraseña (el valor predeterminado es 0000). 6. Introduzca el valor de REG. correspondiente al número de registro que contiene los datos que desea supervisar. El contenido del registro se mostrará tanto en formado HEX (hexadecimal) como DEC (decimal). 7. Pulse 1; para volver a la pantalla SALUD DEL MEDIDOR. NOTA: Para obtener más información sobre el uso de los registros, consulte el Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos de la página 83.

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Visualización de la fecha y la hora del medidor 1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse DIAGN para abrir la pantalla SALUD DEL MEDIDOR. 4. En la pantalla SALUD DEL MEDIDOR, pulse RELOJ (fecha y hora actuales). 5. Vea la fecha y la hora. 6. Pulse 1; para volver a la pantalla SALUD DEL MEDIDOR.

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 4: Funciones de medición

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Capítulo 4: Funciones de medición Lecturas en tiempo real La central de medida mide intensidades y tensiones e informa en tiempo real de los valores rms de las intensidades de las tres fases y de neutro. Asimismo, calcula el factor de potencia, la potencia activa, la potencia reactiva, etc. La Tabla 4–1 muestra algunas de las lecturas en tiempo real que se actualizan cada segundo junto con sus rangos aceptables. Tabla 4– 1: Lecturas en tiempo real de un segundo Lecturas en tiempo real

Rango aceptable

Intensidad

Por fase Neutra Media trifásica % de desequilibrio

De 0 a 32 767 A De 0 a 32 767 A De 0 a 32 767 A De 0 a 100,0%

Tensión

Fase a fase, por fase Fase a fase, media trifásica Fase a neutro, por fase Fase a neutro, media trifásica % de desequilibrio

De 0 a 1200 kV De 0 a 1200 kV De 0 a 1200 kV De 0 a 1200 kV De 0 a 100,0%

Potencia activa

Por fase Total trifásico

De 0 a ± 3276,70 MW De 0 a ± 3276,70 MW

Potencia reactiva


De 0 a ± 3276,70 MVAR De 0 a ± 3276,70 MVAR

Potencia aparente


De 0 a ± 3276,70 MVA De 0 a ± 3276,70 MVA

Factor de potencia (real)


De −0,002 a 1,000 a +0,002 De −0,002 a 1,000 a +0,002

Factor de potencia (desplazamiento)


De −0,002 a 1,000 a +0,002 De −0,002 a 1,000 a +0,002

Frecuencia

45-65 Hz 350-450 Hz


De 23,00 a 67,00 Hz De 350,00 a 450,00 Hz

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Valores mínimos y máximos de lecturas en tiempo real Cuando ciertas lecturas de un segundo en tiempo real alcanzan su valor más alto o más bajo, la central de medida guarda estos valores en su memoria no volátil. Estos valores se denominan valores mínimos y máximos (mín/máx). La central de medida guarda los valores mín/máx del mes actual y del mes anterior. Al final de cada mes, la central de medida traslada los valores mín/máx del mes actual al espacio de registro del valor del mes anterior y restablece los valores mín/máx del mes actual. Los valores mín/máx del mes actual s e restablecen manualmente en cualquier momento mediante la pantalla de la central de medida o el software de PowerLogic. Después de restablecer los valores mín/máx, la central de medida registra la fecha y la hora. Los valores en tiempo real evaluados son los siguientes:

• • • • • • • •

Mín/máx tensión L-L Mín/máx tensión L-N Mín/máx intensidad Mín/máx tensión L-L, desequilibrio Mín/máx tensión L-N, desequilibrio Mín/máx factor total de factor de potencia real Mín/máx factor total de potencia de desplazamiento Mín/máx potencia activa total

• • • • • • • •

Mín/máx potencia reactiva total Mín/máx potencia aparente total Mín/máx tensión de THD/thd L-L Mín/máx tensión de THD/thd L-N Mín/máx intensidad de THD/thd Mín/máx frecuencia Mín/máx tensión N-tierra (véase la nota que figura más adelante) Mín/máx intensidad, neutro (véase la nota que figura más adelante)

NOTA: Los valores mín/máx mín/máx de Vng e In no están disponibles disponibles en la pantalla. Para leer registros utilice la pantalla (consulte la sección Apéndice sección Apéndice C: Lectura Lectura y escritura de registros de la pági página na 26 ) o el software de PowerLogic.

La central de medida graba los siguientes atributos por cada uno de los valores min/máx de la lista anterior:

• Fecha/hora del valor mínimo • Valor mínimo • Fase del valor mínimo registrado

• Fecha/hora del valor máximo • Valor máximo • Fase del valor máximo registrado

NOTA: La fase del valor mín/máx registrado sólo se aplica a las variables de varias fases. NOTA: Hay dos formas de visualizar los valores mín/máx: mín/máx: 1. Utilizar la pantalla de la central de medida para mostrar los valores mín/máx desde que esta se restableció por última vez. 2. Utilizar el software de PowerLogic para ver una tabla con los valores mín/máx instantáneos del mes actual y de los anteriores.

Convenciones de los valores mínimos y máximos del factor de potencia Todos los valores mín/máx que se van mostrando, salvo los del factor de potencia, son valores mínimos y máximos aritméticos. Por ejemplo, la tensión de fase 1-2 mínima es el valor más bajo del rango 0-1200 kV que se ha producido desde la última vez que se restablecieron los valores mín/máx. Por contra, dado que el punto medio del factor de potencia es la unidad (igual a uno), los valores mín/máx del factor de potencia no son verdaderos mínimos y máximos aritméticos. El valor mínimo representa la medición más próxima a −0 en una escala continua de todas las lecturas en tiempo real comprendidas de −0 a 1,00 a +0. El valor máximo es la medición más próxima a +0 en la misma escala. La Figura 4–1 muestra los valores mín/máx en un entorno típico en el que se supone un flujo de potencia positivo. En la figura el factor de potencia mínimo es −0,7 (retraso) y el máximo es 0,8 (avance). Observe que el factor de potencia mínimo no tiene por qué ser de retraso, ni el factor de potencia máximo, de avance. Por ejemplo, si los valores del factor de potencia oscilaran entre −0,75 y −0,95, el factor de potencia mínimo sería −0,75 (retraso) y el factor de potencia máximo sería −0,95 (retraso). Ambos serían negativos. Del mismo modo, si el factor de potencia oscilara entre +0,9 y +0,95, el mínimo sería +0,95 (retraso), y el máximo, +0,90 (avance). En este caso, ambos serían positivos.

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Figura 4– 1: Ejemplo Ejemplo de valores valores mín/máx mín/máx del del factor factor de potenci potencia a Factor de potencia mínimo −0,7 (retraso)

Rango de valores del factor de potencia

Factor de potencia máximo 0,8 (avance)

Unidad 1,00 0,8

0,8

0,6

0,6

Retraso (−) 0,4

0,4

0,2

0,2 -0

5 6 1 0 1 1 D S

Avance (+)

+0

NOTA: Se presupone un flujo de potencia positi vo.

También se puede usar un método alternativo de almacenamiento del factor de potencia con salidas analógicas y establecimiento de tendencias. Consulte la sección Apéndice C: Uso de la interfaz interfaz de comandos comandos de la página 83 para obtener información acerca de los registros aplicables.

Convenciones de signos del factor de potencia La central de medida se puede configurar con una de dos convenciones de signos del factor de potencia: IEEE o IEC. La opción predeterminada de convención de signos del factor de potencia de la central de medida de la serie 800 es IEEE. La Figura 4–2 ilustra las dos convenciones de signos. Si desea obtener instrucciones para cambiar la convención de signos del factor de potencia, consulte la sección Apéndice sección Apéndice C: Configuración de AVANZ (funciones (funciones avanzadas de la central de medida) de la página 19. 19. Figura 4– 2: Convención Convención de signos signos del factor factor de potenc potencia ia Potencia reactiva consumida

Cuadrante 2 vatios negativos ( −) var positivos (+) factor de potencia ( −)

Potencia reactiva consumida

Cuadrante 2 vatios negativos ( −) var positivos (+) factor de potencia (+)

Cuadrante 1 vatios positivos (+) var positivos (+) factor de potencia (+)

Flujo de potencia Flujo de potencia inversa normal

Potencia activa consumida

vatios negativos ( −) vatios positivos (+) var negativos ( −) var negativos ( −) factor de potencia ( −) factor de potencia (+) Cuadrante 3

activa Flujo de potencia Flujo de potencia Potencia consumida inversa normal

vatios negativos ( −) var negativos ( −) factor de potencia ( −)

Cuadrante 4

Cuadrante 3

Convención de signos del factor de potencia I EC

Cuadrante 1 vatios positivos (+) var positivos (+) factor de potencia ( −)

vatios positivos (+) var negativos (−) factor de potencia (+) Cuadrante 4

Convención de signos del factor de potencia IEEE

Figura 4– 3: Ejemplo Ejemplo de pantal pantalla la de factor factor de potencia potencia

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 © 2011 Schneider Schneider Electric. Electric. Reservados Reservados todos todos los derechos. derechos.

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El signo del factor de potencia aparece junto a la lectura de este.

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Lecturas de la demanda La central de medida ofrece diversas lecturas de demanda, incluidas lecturas coincidentes y demandas pronosticadas. En la Tabl Tabla a 4–2 se relacionan las lecturas de demanda disponibles con sus rangos aceptables. Tabla Tabla 4–2: Lectur Lecturas as de de deman demanda da Lecturas de la demanda

Rango aceptable

Demanda de intensidad, por fase, media 3Ø, neutro

Último intervalo completo Punta

De 0 a 32 767 A De 0 a 32 767 A

Media de factor de potencia (real), total 3Ø

Último intervalo completo Coincidente con punta de kW Coincidente con punta de kVAR Coincidente con punta de kVA

De −0,002 a 1,000 a +0,002 De −0,002 a 1,000 a +0,002 De −0,002 a 1,000 a +0,002 De −0,002 a 1,000 a +0,002

Demanda de potencia activa, total 3Ø

Último intervalo completo Pronosticada Punta Demanda kVA coincidente Demanda kVAR coincidente

De 0 a ± 3276,70 MW De 0 a ± 3276,70 MW De 0 a ± 3276,70 MW De 0 a ± 3276,70 MVA De 0 a ± 3276,70 MVAR

Demanda de potencia reactiva, total 3Ø

Último intervalo completo Pronosticada Punta Demanda kVA coincidente Demanda kW coincidente

De 0 a ± 3276,70 MVAR De 0 a ± 3276,70 MVAR De 0 a ± 3276,70 MVAR De 0 a ± 3276,70 MVA De 0 a ± 3276,70 MW

Demanda de potencia aparente, total 3Ø

Último intervalo completo Pronosticada Punta Demanda kW coincidente Demanda kVAR coincidente

De 0 a ± 3276,70 MVA De 0 a ± 3276,70 MVA De 0 a ± 3276,70 MVA De 0 a ± 3276,70 MW De 0 a ± 3276,70 MVAR

Métodos de cálculo de la demanda de potencia La demanda de potencia es la energía acumulada durante un período específico dividida entre la duración de dicho período. La central de medida realiza este cálculo en función del método que seleccione el usuario. Para ofrecer compatibilidad con las prácticas de facturación de las compañías eléctricas, la central de medida proporciona los siguientes tipos de cálculos de demanda de potencia:

• Demanda de intervalos de bloques • Demanda sincronizada • Demanda térmica De manera predeterminada se establece el cálculo de demanda en bloques deslizantes con un intervalo de 15 minutos. Mediante el software de PowerLogic se configura cualquiera de los métodos de cálculo de la demanda de potencia.

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Demanda de intervalos de bloques En el método de demanda de intervalos de bloques, se selecciona el bloque de tiempo que la central de medida utilizará para el cálculo de la demanda. También deberá elegir cómo gestiona la central de medida ese bloque de tiempo (intervalo). Hay tres modos que se describen a continuación:

•

Bloque deslizante . En el intervalo de bloque deslizante se selecciona un intervalo

de 1 a 60 minutos (en incrementos de 1 minuto). Si el intervalo se encuentra entre 1 y 15 minutos, el cálculo de la demanda se actualiza cada 15 segundos. Si el intervalo se encuentra entre 16 y 60 minutos, el cálculo de la demanda se actualiza cada 60 segundos. La central de medida muestra el valor de demanda del último intervalo finalizado. Bloque fijo . En el intervalo de bloque fijo se selecciona un intervalo de 1 a 60 minutos (en incrementos de 1 minuto). La central de medida calcula y actualiza la demanda al final de cada intervalo. Bloque basculante . En el intervalo de bloque basculante se selecciona un intervalo y un subintervalo. El intervalo debe poder dividirse en subintervalos iguales. Por ejemplo, se pueden establecer tres subintervalos de 5 minutos para un intervalo de 15 minutos. La demanda se actualiza tras cada subintervalo. La central de medida muestra el valor de demanda del último intervalo finalizado.

• •

La Figura 4–4 ilustra las tres formas de calcular la demanda de potencia utilizando el método de bloques. A efectos de la ilustración, el intervalo se ha definido en 15 minutos. Figura 4– 4: Ejemplos de demanda de intervalo de bloques El valor de la demanda es la media del último intervalo completado.

El cálculo se actualiza cada 15 o 60 segundos. Intervalo de 15 minutos

15 3 0 4 5 60

.

.

Tiempo (s)

.

Bloque deslizante

El valor de la demanda es la media del último intervalo completado.

El cálculo se actualiza al final del intervalo.

Intervalo de 15 minutos

15

Intervalo de 15 minutos

30

15 min

45

Tiempo (min)

Bloque fijo

El valor de la demanda es la media del último intervalo completado.

El cálculo se actualiza al final del subintervalo (5 minutos). Intervalo de 15 minutos

1 3 1 0 1 1 D S L P

15

20


25

30

35

40

45

Tiempo (min)

Bloque basculante

31


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Demanda sincronizada Los cálculos de demanda se sincronizan aceptando una entrada de impulsos externos, un comando enviado a través de enlaces de comunicaciones, o mediante la sincronización con un reloj interno de tiempo real. • Demanda sincronizada por entradas. Es posible configurar la central de medida de modo que acepte entradas de fuentes externas, por ejemplo, un impulso de sincronización de demanda. La central de medida utilizará el mismo intervalo de tiempo que el otro medidor con cada cálculo de demanda. Se puede usar la entrada digital estándar instalada en el medidor para recibir el impulso de sincronización. Al configurar este tipo de demanda, seleccione si será de bloque sincronizado por entradas o de bloque basculante sincronizado por entradas. Si opta por la demanda de bloque basculante, deberá seleccionar un subintervalo. • Demanda sincronizada por comandos. Si utiliza la demanda sincronizada por comandos, podrá sincronizar los intervalos de demanda de múltiples medidores ubicados en una red de comunicaciones. Por ejemplo, si la entrada de u n PLC (controlador lógico programable) supervisa un impulso al final de un intervalo de demanda en un medidor de consumo eléctrico, podría programar el PLC para que envíe un comando a múltiples medidores cada vez que el medidor de la compañía eléctrica comience un nuevo intervalo de demanda. Cada vez que se emita el comando, se calcularán las lecturas de demanda de cada medidor para el mismo intervalo. Al configurar este tipo de demanda, se selecciona si será de bloque sincronizada por comandos o de bloque basculante sincronizada por comandos. Si opta por la demanda de bloque basculante, deberá seleccionar un subintervalo. Consulte la sección Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos de la página 83 para obtener más información. • Demanda sincronizada por reloj (requiere módulo PM810LOG). Se puede sincronizar el intervalo de demanda con el reloj interno de tiempo real de la central de medida. De este modo podrá sincronizar la demanda en un momento determinado, generalmente a la hora en punto. La hora predeterminada es 12:00 a.m. Si selecciona otra hora del día en que deban sincronizarse los intervalos de demanda, deberá expresar la hora en minutos a partir de la medianoche. Por ejemplo, para sincronizar a las 8:00 a.m., seleccione 480 minutos. Al configurar este tipo de demanda, seleccione si será de bloque sincronizada por reloj o de bloque basculante sincronizada por reloj. Si opta por la demanda de bloque basculante, deberá seleccionar un subintervalo.

Demanda térmica El método de demanda térmica calcula la demanda basándose en una respuesta térmica, que imita a los medidores de demanda térmica. El cálculo de la demanda se actualiza al final de cada intervalo. Se selecciona un intervalo de demanda entre 1 y 60 minutos (en incrementos de 1 minuto). En la Figura 4–5 el intervalo se establece en 15 minutos a efectos de la ilustración. Figura 4– 5: Ejemplo de demanda térmica

Un intervalo es un período de tiempo que transcurre en la línea de tiempo. 99% 90% a g r a c e d %

Último intervalo de demanda completado

0%

Tiempo (minutos) Intervalo de 15 minutos

Próximo intervalo de 15 minutos

Los cálculos se actualizan al final de cada intervalo.

Demanda de intensidad La central de medida calcula la demanda de intensidad utilizando el método de demanda térmica. El intervalo predeterminado de demanda de intensidad es de 15 minutos, pero se puede establecer de entre 1 y 60 minutos en incrementos de 1 minuto. 32



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Demanda pronosticada La central de medida calcula la demanda pronosticada de kW, kVAR y kVA correspondiente al final del presente intervalo. Esta predicción tiene en cuenta el consumo de energía registrado en el presente intervalo (parcial) y el ritmo actual de consumo. La predicción se actualiza cada segundo. La Figura 4–6 ilustra cómo puede afectar un cambio en la carga a la demanda pronosticada para el intervalo. Figura 4– 6: Ejemplo de demanda pronosticada La predicción de la demanda se actualiza cada segundo.

Comienzo del intervalo Demanda del último intervalo completado

7 3 1 0 1 1 D S L P

Intervalo de 15 minutos Demanda pronosticada si se añade carga durante el intervalo; la demanda pronosticada aumenta para reflejar el aumento de la demanda.

Demanda de intervalo parcial

Demanda pronosticada si no se añade carga Tiempo 1:00

1:06

1:15

Cambio en la carga

Demanda punta La central de medida conserva en la memoria no volátil un máximo continuo de los valores de energía de kWD, kVARD y kVAD denominado “demanda punta”. La punta de cada valor es la lectura media más alta desde la última vez que se restableció la central de medida. La central de medida también almacena la fecha y la hora en que se produjo la punta de demanda. Además de la demanda punta, la central de medida almacena el factor de potencia trifásico medio coincidente. El factor de potencia trifásico medio se define como los valores “kW de demanda/kVA de demanda” correspondientes al intervalo de demanda punta. La Tabla 4–2 de la página 30 muestra las lecturas de demanda punta que ofrece la central de medida. Los valores de demanda punta se restablecen en la pantalla de la central de medida. En el menú principal, seleccione MANT > RESET > DEM. También es posible restablecer los valores a través del enlace de comunicaciones utilizando el software. NOTA: Debe restablecer la demanda punta después de realizar cambios en la configuración básica del medidor, por ejemplo, en la relación de TI o en el tipo de sistema.

La central de medida también almacena la demanda punta durante el último intervalo de energía incremental. Consulte la sección “Lecturas de energía” en la página 35 para obtener más información sobre las lecturas de energía incremental.

Demanda genérica La central de medida es capaz de utilizar cualquiera de los métodos de cálculo de la demanda que se han explicado en este capítulo sobre un máximo de 10 cantidades a elegir mediante el software de PowerLogic. Para demanda genérica haga lo siguiente: • Seleccione el método de cálculo de demanda (térmica, por intervalo de bloques o sincronizada). • Seleccione el intervalo de demanda (de 5 a 60 minutos en incrementos de 1 minuto) y, en su caso, el subintervalo de demanda. • Seleccione las cantidades con las que desea realizar el cálculo de la demanda. También deberá seleccionar las unidades y el factor de escala de cada cantidad. Por cada cantidad del perfil de demanda, la central de medida almacena cuatro valores: • Valor de demanda de intervalo parcial • Valor del último intervalo de demanda finalizado • Valores mínimos (también se almacenan la fecha y la hora de cada uno) • Valor de demanda punta (también se almacenan la fecha y la hora de cada una) © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Es posible restablecer los valores mínimos y de punta de las cantidades en un perfil de demanda genérica empleando uno de estos dos métodos:

• Software de PowerLogic • Interfaz de comandos El comando 5115 restablece el perfil de demanda genérica. Consulte el Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos de la página 83 para obtener más información sobre la interfaz de comandos.

Demanda de las mediciones de entradas La central de medida tiene cinco canales de medición de impulsos de entrada, pero sólo una entrada digital. Se pueden añadir entradas digitales mediante la instalación de uno o varios módulos opcionales (PM8M22, PM8M26 o PM8M2222). Los canales de medición de impulsos de entrada cuentan los impulsos recibidos de una o varias entradas digitales asignadas a esos canales. Cada canal requiere una longitud de impulso de consumo, un factor de escala de consumo, una longitud de impulso de demanda y u n factor de escala de demanda. La longitud de impulso de consumo es el número de vatios-hora o kilovatios-hora por impulso. El factor de escala de consumo es un multiplicador de factor 10 que determina el formato del valor. Por ejemplo, si cada impulso entrante representa 125 Wh y el usuario desea obtener los datos sobre consumo en vatios-hora, la longitud de impulso de consumo será 125 y el factor de escala de consumo será cero. El cálculo res ultante es 125 x 100, lo que es igual a 125 vatios-hora por impulso. Si se desea obtener los datos de consumo en kilovatios-hora, el cálculo será 125 x 10 −3, lo que es igual a 0,125 kilovatios-hora por impulso. Es necesario tener en cuenta el tiempo en los datos de demanda, por lo que se debe comenzar calculando la longitud de impulso de demanda empleando la fórmula siguiente: vatios

=

vatios-hora segundos ---------------------impulso----------------------------- 3600 ----------------------------------------impulso hora segundo 



Si cada impulso entrante representa 125 Wh, se obtendrán 450 000 vatios utilizando la fórmula anterior. Si se prefiere obtener los datos de demanda en vatios, la longitud de impulso de demanda será 450, y el factor de escala de demanda, 3. El cálculo es 450 x 103, lo que es igual a 450 000 vatios. Si se prefiere obtener los datos de demanda en kilovatios, el cálculo será 450 x 100, lo que es igual a 450 kilovatios. NOTA: La central de medida cuenta cada transición de entrada como un impulso. Por tanto, una transición de entrada de DESACTIVADO a ACTIVADO y de ACTIVADO a DESACTIVADO se contará como dos impulsos. Por cada canal, la central de medida mantiene la información siguiente:

• Consumo total. • Demanda del último intervalo finalizado: demanda calculada correspondiente al último • • •

intervalo completado. Demanda de intervalo parcial: cálculo de demanda hasta el punto presente durante el intervalo. Demanda punta: valor de demanda más alto desde el último restablecimiento de la demanda de impulso de entrada. También se guardan la fecha y la hora de la demanda punta. Demanda mínima: valor de demanda más bajo desde el último restablecimiento de la demanda del impulso de entrada. También se guardan la fecha y la hora de la demanda mínima.

Para utilizar la función de canales, configure en primer lugar las entradas digitales mediante la pantalla (consulte la sección Apéndice C: Configuración de E/S (entradas/salidas) de la página 18). A continuación, por medio del software de PowerLogic deberá establecer el modo operativo de E/S como Normal y configurar los canales. El método y el intervalo de demanda que seleccione se aplican a todos los canales.

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Lecturas de energía La central de medida calcula y almacena valores de energía acumulados de energía activa y reactiva (kWh y kVARh) que la carga consume y genera, y también acumula energía aparente absoluta. La Tabla 4–3 muestra los valores de energía que la central de medida es capaz de acumular. Tabla 4–3: Lecturas de energía Lectura de energía, trifásica

Rango aceptable

Se muestra en la pantalla

Energía acumulada

Activa (con signo/absoluto) Reactiva (con signo/absoluto) Activa (consumida) Activa (generada) Reactiva (consumida) Reactiva (generada) Aparente

De −9.999.999.999.999.999 a 9.999.999.999.999.999 Wh De −9.999.999.999.999.999 a De 0000,000 kWh 9.999.999.999.999.999 VARh a 99.999,99 MWh De 0 a 9.999.999.999.999.999 Wh y De 0 a 9.999.999.999.999.999 Wh de 0000,000 a 99.999,99 MVARh De 0 a 9.999.999.999.999.999 VARh De 0 a 9.999.999.999.999.999 VARh De 0 a 9.999.999.999.999.999 VAh

Energía acumulada, condicional

Activa (consumida) Activa (generada) Reactiva (consumida) Reactiva (generada) Aparente

De 0 a 9.999.999.999.999.999 Wh De 0 a 9.999.999.999.999.999 Wh De 0 a 9.999.999.999.999.999 VARh De 0 a 9.999.999.999.999.999 VARh De 0 a 9.999.999.999.999.999 VAh

Estos valores no se muestran en la pantalla. Las lecturas sólo se obtienen a través del enlace de comunicaciones.

De 0 a 999.999.999.999 Wh De 0 a 999.999.999.999 Wh De 0 a 999.999.999.999 VARh De 0 a 999.999.999.999 VARh De 0 a 999.999.999.999 VAh


De 0 a 999.999.999.999 VARh De 0 a 999.999.999.999 VARh De 0 a 999.999.999.999 VARh De 0 a 999.999.999.999 VARh


Energía acumulada, incremental

Activa (consumida) Activa (generada) Reactiva (consumida) Reactiva (generada) Aparente Energía reactiva

Cuadrante 1 Cuadrante 2 Cuadrante 3 Cuadrante 4 ➀

No se muestra en la pantalla de l a central de medida.

La central de medida es capaz de acumular los valores de energía que se muestran en la Tabla 4–3 de dos modos distintos: con signo o sin signo (absoluto). En el modo con signo la central de medida considera la dirección del flujo de potencia, permitiendo el incremento o la reducción de la magnitud de energía acumulada. En el modo s in signo la central de medida acumula energía como un valor positivo, independientemente de la dirección del flujo de potencia. Es decir, el valor de energía se incrementa, incluso durante flujos de potencia inversos. El modo de acumulación predeterminado es sin signo. Es posible visualizar la energía acumulada en la pantalla. La resolución del valor de energía cambiará automáticamente a lo largo del rango de 000,000 kWh a 000.000 MWh (de 000,000 kVARh a 000.000 MVARh) o aquella puede ser fija. Consulte el Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos de la página 83 para obtener información sobre el contenido de los registros. Para lecturas de energía acumulada condicional, es posible establecer la acumulación de energía activa, reactiva y aparente como DESACTIVADA o ACTIVADA cuando se origina un estado determinado. Puede hacerlo a través del enlace de comunicaciones utilizando un comando o a través de un cambio de entrada digital. Por ejemplo, quizá le interese realizar el seguimiento de los valores de energía acumulada durante un determinado proceso que esté controlado por un PLC. La central de medida almacena la fecha y la hora del último restablecimiento de energía condicional en la memoria no volátil.


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La central de medida también proporciona una lectura de energía adicional que sólo está disponible a través del enlace de comunicaciones:

•

Lecturas de energía acumulada reactiva de cuatro cuadrantes . La central de

medida acumula energía reactiva (kVARh) en cuatro cuadrantes, como se muestra en la Figura 4–7. Los registros operan en modo sin signo (absoluto), en el que la central de medida acumula energía como positiva. Figura 4– 7: La energía reactiva se acumula en cuatro cuadrantes Potencia reactiva consumida

Cuadrante 2 vatios negativos ( −) var positivos (+) Flujo de potencia inversa

vatios negativos ( −) var negativos ( −) 1 7 1 0 1 1 D S L P

Cuadrante 3

Cuadrante 1 vatios positivos (+) var positivos (+) Flujo de potencia normal

Potencia activa consumida

vatios positivos (+) var negativos ( −) Cuadrante 4

Energía por turno (modelo PM810 con módulo PM810LOG) La función de energía por turno permite a la central de medida agrupar el uso de energía en tres conjuntos: primer turno, segundo turno y tercer turno. Estos conjuntos ofrecen una vista rápida e histórica del uso y el coste de la energía durante cada turno. Todos los datos se almacenan en la memoria no volátil. Tabla 4– 4: Valores registrados de energía por turno Categoría

Valores registrados

Escalas temporales

• • • • • •

Hoy Ayer Esta semana Últ ima semana Este mes Último mes

Energía

• •

Activa Aparente

Costes de energía

• • • • • •

Hoy Ayer Esta semana Últ ima semana Este mes Último mes

Configuración del usuario

• • •

Fecha de lectura del medidor Hora del día de lectura del medidor Primer día de la semana

Configuración La hora de inicio de cada turno se configura mediante el ajuste de registros a través de la pantalla o del software de PowerLogic. La Tabla 4–5 resume las variables necesarias para configurar la energía por turno mediante números de registro.

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Tabla 4– 5: Valores Valores registra registrados dos de de energía energía por turno turno Variable

Número(s) de registro

Descripción

Hora de inicio de turno

• • •

Prim Primer er turn turno: o: 1617 16171 1 Segu Segund ndo o turn turno: o: 161 16172 72 Terc Tercer er turn turno: o: 1617 16173 3

Con cada turno, introduzca los minutos transcurridos desde la medianoche hasta cuando comienza el turno. Valores predeterminados: Primer turno = 420 minutos (7:00 a.m.) Segundo turno = 900 minutos (3:00 (3:00 a.m.) a.m.) Tercer turno = 1380 minutos (11:00 p.m.)

Coste por kWh

• • •

Prim Primer er turn turno: o: 1617 16174 4 Segu Segund ndo o turn turno: o: 161 16175 75 Terc Tercer er turn turno: o: 1617 16176 6

Especifique el coste por kWh de cada turno.

Fact Facto or de de esc esca ala de co coste ste

Factor de escala que, multiplicado por las unidades monetarias, determina el coste de la energía. Valores: de −3 a 3 Predeterminado: 0

1617 6177

Valores de análisis de la energía La central de medida proporciona una serie de valores de análisis de la energía que sirven para detectar problemas de calidad de la energía, diagnosticar problemas de cableado, etcétera. En la Tabl Tabla a 4–6 de la pági página na 38 se ofrece un resumen de los valores de análisis de la energía.

•

THD.

La distorsión armónica total (THD) es una medida rápida de la distorsión total presente en una forma de onda y consiste en la relación de contenido armónico con el fundame fundamental. ntal. Ofrece una indicación indicación general de la calidad de una forma de onda. La THD se calcula tanto para la tensión como para la intensidad. La central de medida utiliza la siguiente ecuación a fin de calcular la THD, donde “H” es la distorsión armónica: 2

THD =

2

+

H2

H

•

2

+

H3

H4

+ x 100%

1

thd. Se trata de un método alternativo de cálculo de la distorsión armónica total

utilizado ampliamente en Europa. Considera en el cálculo la intensidad armónica total y el contenido de rms total en lugar del contenido del fundamental. La central de medida calcula la thd tanto para la tensión como para la intensidad. La central de medida utiliza la siguiente ecuación a fin de calcular la THD, donde “H” es la distorsión armónica: H thd =

2 2

+

H

2

+

H

3

2 4

+ x

100%

Total de rms

•

•

Factor de potencia de desplazamiento . El factor de potencia (FP) representa el

grado de desfase de la tensión y la intensidad que entran en una carga. El factor de potencia de desplazamiento se fundamenta en el ángulo existente entre los componentes fundamentales de intensidad y tensión. Valores armónicos . Los armónicos pueden reducir la capacidad del sistema de potencia. La central de medida determina las magnitudes y ángulos armónicos individuales por fase correspondientes a todas las intensidades y tensiones — hasta el armónico armónico de orden 31 (modelos PM810 PM810 con PM810LOG PM810LOG y PM820); PM820); — o bien hasta hasta el armónico armónico de orden 63 (modelos (modelos PM850 PM850 y PM870). PM870). Las magnitudes de los armónicos se pueden formatear como porcentaje del fundamental (predeterminado), como porcentaje del valor eficaz o como el propio valor eficaz. Consulte la sección Apéndice sección Apéndice C: Funcionamiento Funcionamiento con CE avanzada activada de la pági página na 99 para obtener información sobre cómo configurar cálculos de armónicos.


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Tabla 4– 6: Valores Valores de análisis análisis de la energía energía Valor

Rango aceptable

THD: tensión, intensidad

Trifásico, por fase, neutro

De 0 a 3276,7%

thd: tensión, intensidad

Trifásico, por fase, neutro

De 0 a 3276,7%

Tensiones fundamentales (por fase)

Magnitud

De 0 a 1200 kV

Ángulo

De 0,0 a 359,9°

Intensidades fundamentales (por fase)

Magnitud

De 0 a 32 767 A

Ángulo

De 0,0 a 359,9°

Varios

FP de desplazamiento (por fase, trifásico)

De −0,002 a 1,000 a +0,002

Rotación de fases

123 o 321

Desequilibrio (intensidad y tensión)

De 0,0 a 100,0%

➀

Magnitudes de tensión e intensidad de armónicos individuales Ángulos de tensión e intensidad de armónicos individuales

➁

➁

De 0 a 327,67% De 0,0° a 359,9°

Las lecturas sólo se obtienen a través del enlace de comunicaciones. magnitudes y los ángulos de tensión e intensidad de los armónicos de orden 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 y 13 se muestran en la pantalla.

➀

➁ Las

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 5: Funciones de entrada/salida

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Capítulo 5: Funciones de entrada/salida Entradas digitales La central de medida incluye una entrada digital de estado sólido. Las entradas digitales sirven para detectar señales digitales. Por ejemplo, la entrada digital se puede emplear para determinar el estado de un interruptor, contar impulsos o contar arranques del motor. La entrada digital también se puede asociar con un relé externo. Es posible registrar transiciones de entrada digital como eventos en el registro de alarmas incorporado de la central de medida. El evento queda registrado con fecha y hora a l segundo. La central de medida cuenta las transiciones de DESACTIVADO DESACTIVADO a ACTIVADO de cada entrada. Podrá visualizar el recuento de cada entrada a través de la pantalla Entradas dig. (entradas digitales) y restablecer este valor a través de la interfaz de comando. La Figura 5–1 es un ejemplo de la pantalla Entradas dig. Figura Figura 5–1: Pantal Pantalla la Entrad Entradas as dig. dig. A. El gráfico de barras encendido indica que la entrada está ACTIVADA. En el caso de entradas y salidas analógicas, el gráfico de barras indica el porcentaje de salida. B. S1 es común común a todas todas las las centrales centrales de medida y representa la entrada digital estándar. C. A-S1 y A-S2 A-S2 represent representan an números números de puntos de E/S del primer módulo (A). D. Utilice los los botones botones de flecha para desplazarse por los puntos de E/S restantes. Los números de puntos que empiezan con “B” se encuentran en el segundo módulo.

%.42!$!3$)'

    3 3 2 0 1 1 D S L P

A \\\\\\\\\

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C

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   

D 

La entrada digital tiene tres modos de funcionamiento:

•

Normal: Utilice el modo normal para entradas digitales conectadas/desconectadas

sencillas. En modo normal las entradas digitales sirven para contar impulsos KY destinados al cálculo de demanda y energía.

•

•

Impulso de sincronización de intervalo de demanda : Se puede configurar cualquier

entrada digital de modo que acepte un impulso de sincronización de demanda procedente de cualquier medidor de demanda de compañías eléctricas (consulte la sección “Entrada de impulso de sincronización de demanda” en la página 40 de este capítulo para obtener más información sobre este tema). Para cada perfil de demanda sólo se puede designar una entrada como entrada de sincronización de demanda. Control de energía condicional : Es posible configurar una entrada digital de modo que controle la energía condicional (consulte la sección “La energía reactiva se Capítulo 4: Funcione Funciones s de acumula en cuatro cuadrantes” en la página 36 del Capítulo medición para obtener más información sobre la energía condicional).

NOTA: Como opción predeterminada, predeterminada, la entrada digital recibe el nombre nombre “DIG IN S02” y es configurada para modo normal.

Si desea una configuración personalizada, use el software de PowerLogic para definir el nombre y el modo de funcionamiento de la entrada digital. El nombre es una etiqueta de 16 caracteres que identifica la entrada digital. El modo de funcionamiento es uno de los indicados anteriormente.


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Entrada de impulso de sincronización de demanda Se puede configurar la central de medida para que acepte un impulso de sincronización de demanda proveniente de una fuente externa, como otro medidor de demanda. Al aceptar los impulsos de sincronización de demanda a través de una entrada digital, la central de medida es capaz de hacer que su ventana de intervalo de demanda coincida con la ventana del otro medidor. Para ello la central de medida observa si en la entrada digital se recibe un impulso del otro medidor de demanda. Cuando detecta un impulso, inicia un nuevo intervalo de demanda y calcula la demanda del intervalo anterior. La central de medida utilizará entonces el mismo intervalo de tiempo que el otro medidor para cada cálculo de demanda. La Figura 5–2 ilustra esta opción. Consulte la sección “Lecturas de la demanda” en la página 30 del Capítulo 4: Funciones de medición para obtener más información sobre cálculos de demanda. Cuando se encuentra en el modo de funcionamiento de impulso de sincronización de demanda, la central de medida no inicia ni detiene intervalos de demanda sin un impulso. El tiempo máximo permitido entre impulsos es 60 minutos. Si transcurren 66 minutos (el 110% del intervalo de demanda) antes de que se reciba un impulso de sincronización, la central de medida descartará los cálculos de demanda y comenzará un nuevo cálculo cuando se reciba el siguiente impulso. Una vez sincronizada con el medidor de facturación, se podrá utilizar la central de medida para verificar los cambios en las demandas punta. A continuación se indican algunos datos relevantes sobre la función de sincronización de demanda de la central de medida:

• Se puede configurar cualquier entrada digital instalada de modo que acepte impulsos •

•

de sincronización de demanda. Cada sistema puede elegir si utiliza un impulso de sincronización externo; sin embargo, sólo se puede enviar un impulso de sincronización de demanda al medidor por cada sistema de demanda. Es posible emplear una entrada para sincronizar cualquier combinación de sistemas de demanda. La función de sincronización de demanda es configurable desde el software de PowerLogic.

Figura 5– 2: Temporización de impulso de sincronización de demanda Modo de demanda normal

Temporización de demanda de impulso de sincronización externo

Temporización de demanda del medidor de facturación

0 4 1 0 1 1 D S L P

Temporización de demanda de la central de medida

Temporización de demanda del medidor de facturación Impulso de sincronización del medidor de compañía eléctrica

Temporización de demanda de la central de medida (de esclavo a maestro)

Modos de funcionamiento de salida de relé Aunque la salida de relé utiliza de manera predeterminada el control externo, se puede elegir si el relé se establece con control externo o interno:

• •

Control externo (remoto) : El relé es controlado desde un PC mediante el software de

PowerLogic o desde un controlador lógico programable mediante comandos enviados a través del enlace de comunicaciones. Control de las alarmas de la central de medida (interno): El relé está controlado por la central de medida como respuesta a un estado de alarma controlado por umbral o como una salida de iniciador de impulsos. Después de configurar un relé para el control de la central de medida, no podrá volver a operar el relé remotamente. Sin embargo, podrá anular temporalmente el relé a través del software de PowerLogic.

NOTA: Si se modifica algún parámetro básico de configuración o de E/S, todas las salidas de relé se desactivarán.

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Los once modos de funcionamiento de relé son los siguientes:

•

Normal — Con control externo: Active el relé emitiendo un comando desde un PC remoto o un

controlador programable. El relé permanece activado hasta recibir un comando de desactivación procedente del PC remoto o del controlador programable, o hasta que se interrumpa la alimentación de la central de medida. Cuando se restablezca la alimentación, el relé no se vuelve a activar automáticamente. — Alarma de la central de medida: Cuando se origina un estado de alarma asignado al relé, este se activa. El relé no se desactiva hasta que todos los estados de alarma asignados al relé hayan cesado, la central de medida deje de recibir alimentación o las alarmas sean anuladas utilizando el software de PowerLogic. Si sigue cumpliéndose el estado de alarma cuando la central de medida recupera la alimentación, el relé se volverá a activar.

•

Enclavado — Con control remoto: Active el relé emitiendo un comando desde un PC remoto o un

controlador programable. El relé permanece activado hasta recibir un comando de desactivación procedente del PC remoto o del controlador programable, o hasta que se interrumpa la alimentación de la central de medida. Cuando se restablezca la alimentación, el relé no se volverá a desactivar. — Controlado por la central de medida: Cuando se origina un estado de alarma asignado al relé, este se activa. El relé permanece activado —incluso cuando han cesado todos los estados de alarma asignados al relé— hasta que se emite un comando de desactivación desde un PC remoto o un controlador programable, desaparece de la pantalla el registro de alarma de prioridad alta o la central de medida deja de recibir alimentación. Cuando se restablezca la alimentación, el relé no se volverá a activar si no se cumple el estado de alarma.

•

Temporizado — Con control remoto: Active el relé emitiendo un comando desde un PC remoto o un

controlador programable. El relé permanece activado hasta que el temporizador agote el tiempo programado o se interrumpa la alimentación en la central de medida. Si se envía un nuevo comando para activar el relé antes de que el temporizador haya agotado el tiempo, este se reinicia. Si la central de medida deja de recibir alimentación, el relé no se volverá a activar cuando se restablezca la alimentación y el temporizador se restablecerá a cero. — Controlado por la central de medida: Cuando se origina un estado de alarma asignado al relé, este se activa. El relé permanece activado mientras dura el temporizador. Cuando termina el temporizador, el relé se desactiva y permanece desactivado. Si el relé está activo y la central de medida deja de recibir alimentación, el relé no se volverá a activar cuando se restablezca la alimentación y el temporizador se restablecerá a cero.

•

Fin de intervalo de demanda de potencia

Este modo hace que el relé funcione como impulso de sincronización para otro dispositivo. La salida funciona en modo temporizado utilizando el parámetro de temporizador y se activa al final de un intervalo de demanda de potencia. Se desactiva cuando termina el temporizador.

•

Impulso kWh absoluto

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kWh por impulso definido por el usuario. En este modo tanto la energía activa directa como la inversa son tratadas como aditivos (como en un interruptor de e nlace).

•

Impulso kVARh absoluto

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kVARh por impulso definido por el usuario. En este modo tanto la energía reactiva directa como la inversa son tratadas como aditivos (como en un interruptor de enlace).

•

Impulso kVAh

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kVAh por impulso definido por el usuario. Dado que kVA no tiene signo, el impulso kVAh sólo tiene un modo.

•

Impulso kWh consumidos

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kWh por impulso definido por el usuario. En este modo sólo se tiene en consideración el valor de kWh que la carga consume. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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•

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Impulso kVARh consumidos

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kVARh por impulso definido por el usuario. En este modo sólo se tiene en consideración el valor de kVARh que la carga consume.

•

Impulso kWh generados

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kWh por impulso definido por el usuario. En este modo sólo se tiene en consideración el valor de kWh que la carga genera.

•

Impulso kVARh generados

Este modo hace que el relé funcione como iniciador de impulsos con un valor de kVARh por impulso definido por el usuario. En este modo sólo se tiene en consideración el valor de kVARh que la carga genera. Los siete últimos modos de la lista anterior están pensados para aplicaciones de iniciador de impulsos. Las centrales de medida de la serie 800 d isponen de una salida de impulsos KY de estado sólido con un valor nominal de 100 mA. La salida KY de estado sólido proporciona la larga duración —miles de millones de operaciones— que necesitan las aplicaciones de iniciadores de impulsos. La salida KY viene configurada de fábrica como Nombre = KY, Modo = Normal y Control = Externo. Para establecer valores personalizados, pulse CONF > E/S. Encontrará las instrucciones detalladas al respecto en la sección “Configuración de E/S (entradas/salidas)” en la página 18. A continuación, utilizando el software de PowerLogic, deberá definir los siguientes valores para cada salida de relé mecánico:

• • • • •

Nombre: Etiqueta de 16 caracteres empleada para identificar la salida digital. Modo: Seleccione uno de los modos de funcionamiento indicados anteriormente. Longitud de impulso : Deberá definir la longitud de impulso y el multiplicador de la

unidad objeto de la medida, si selecciona cualquiera de los modos de impulso (los últimos 7 indicados anteriormente). Temporizador : Deberá definir el temporizador si selecciona el modo temporizado o el modo de fin de intervalo de demanda de potencia (en segundos). Control: Deberá definir si el relé se debe c ontrolar remota o internamente (desde la central de medida) si selecciona el modo normal, enclavado o temporizado.

Para obtener instrucciones sobre la configuración de E/S digitales mediante el software, consulte la documentación o el archivo de ayuda del software.

Salida de impulsos KY de estado sólido En esta sección se describen las funciones de salida de impulsos de la central de medida. Para obtener instrucciones sobre el cableado de la salida de impulsos KY, consulte la sección “Cableado de la salida KY de estado sólido” en la guía de instalación. La salida digital de la central de medida es generada por un dispositivo de estado sólido que se puede utilizar como salida de impulsos KY. Este relé de estado sólido proporciona la duración extremadamente larga —miles de millones de operaciones— que necesitan las aplicaciones de iniciador de impulsos. La salida KY es un contacto de Forma A con un valor nominal máximo de 100 mA. Dado que la mayoría de las aplicaciones de iniciador de impulsos alimentan a los receptores de estado sólido con cargas bajas, esta capacidad de 100 mA es adecuada para la mayor parte de las aplicaciones. Establezca este valor basándose en una salida de impulsos de 2 hilos. Para obtener instrucciones sobre el cálculo del valor correcto, consulte la sección “Cálculo del valor del kilovatio-hora por impulso” en la página 43 en este capítulo. La salida de impulsos KY se puede configurar de modo que funcione en uno de los once modos de operación. Consulte la sección “Modos de funcionamiento de salida de relé” en la página 40 para obtener una descripción de los modos.

Iniciador de impulsos de dos hilos La Figura 5–3 muestra un tren de impulsos procedente de una aplicación de iniciador de impulsos de dos hilos. 42



63230-500-226A2 3/2011 Figura 5–3: Tren de impulsos de dos hilos Y K 1

3

2

KY 2 2 1 0 1 1 D S L P

ΔT

En la Figura 5–3 las transiciones están marcadas como 1 y 2, cada una de las cuales representa el momento en que el relé se cierra. Cada vez que el relé realiza una transición, el receptor cuenta un impulso. La central de medida es capaz de suministrar hasta 12 impulsos por segundo en una aplicación de dos hilos.

Salida de impulso fijo El modo de salida de impulso fijo genera una salida de impulsos de duración fija que se puede asociar con el consumo de kWh. La Figura 5–4 muestra la diferencia en cuanto a valores de duración del impulso cuando se selecciona el modo TRANS o el modo PULSO. La selección de este modo se configura en el menú MANT > E/S > AVANZ. Figura 5–4: Salida de impulso fijo

Modo TRANS y PULSO Longitud de impulso = 0,02 kWh/impulso

Modo TRANS:

Recuentos = 4

Modo PULSO (100 ms):

Configuración en modo AVANZ: 10, 25, 50, 100, 150, 200, 300, 500, 1000

100 ms

Recuentos = 8

0,02 kW

0,04 kW

0,06 kW

0,08 kW

0,1 kW

0,12 kW

0,14 kW

0,16 kW

Cálculo del valor del kilovatio-hora por impulso El siguiente ejemplo muestra cómo calcular los kilovatios-hora por impulso (longitud de impulso). Para calcular este valor, determine en primer lugar el valor de kW más alto que se puede esperar y la tasa de impulsos precisa. Recuerde que el número máximo de impulsos es de 8 por segundo. En este ejemplo se dan las siguientes condiciones: • La carga medida no debe superar los 1600 kW. • En condiciones normales, deberán producirse aproximadamente dos impulsos KY por segundo. (Si se alcanza una carga mayor, el número de impulsos por segundo puede aumentar y, aun así, mantenerse entre los límites establecidos.) Paso 1: Convierta una carga de 1600 kW a kWh/segundo. (1600 kW)(1 h) = 1600 kWh (1600 kWh) = ---------------------------X kWh ------------------------------1 hora 1 segundo (1600 kWh) X kWh ---------------------------------------- = ---------------------------3600 segundos 1 segundo X = 1600/3600 = 0,444 kWh/segundo


43


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Paso 2: Calcule los kWh requeridos por impulso.

0,444 kWh/segundo --------------------------------------------------- = 0,222 kWh/impulso 2 impulsos/segundo Paso 3: Ajuste para el iniciador KY (el KY dará un impulso por cada dos transiciones

del relé). 0,222 ----------kWh/segundo ------------------ = 0,1111 kWh/impulso 2 Paso 4: Redondee a la centésima más próxima, ya que la central de medida sólo acepta

incrementos de 0,01 kWh. Longitud de impulso (Ke) = 0,11 kWh/impulso

Entradas analógicas Con el módulo opcional PM8M2222 instalado, la central de medida puede aceptar tanto señales de tensión como de intensidad a través de las entradas analógicas del módulo. La central de medida almacena un valor mínimo y uno máximo por cada entrada analógica. Si desea obtener especificaciones técnicas e instrucciones de instalación y configuración de las entradas analógicas del módulo PM8M2222, consulte el manual de instrucciones (documento n.º 63230 502 200) que se suministra con el módulo opcional. Para configurar una entrada analógica, deberá definirla previamente en la pantalla. En la pantalla SUMMARY (resumen), seleccione MANT > CONF > E/S. A continuación, seleccione la opción de entrada analógica correspondiente. Seguidamente, defina los siguientes valores por cada entrada analógica con el software de PowerLogic: • Nombre: Etiqueta de 16 caracteres empleada para identificar la entrada analógica. • Unidades: Unidades del valor analógico supervisado (por ejemplo, “psi”). • Factor de escala : Multiplica las unidades por este valor (por ejemplo, décimas o centésimas). • Límite inferior del rango del informe : Valor que la central de medida transmite cuando la entrada alcanza un valor mínimo. Cuando la intensidad de entrada está por debajo de la lectura válida más baja, la central de medida registra el límite inferior. • Límite superior del rango del informe : Valor que transmite la central de medida cuando la entrada alcanza un valor máximo. Cuando la intensidad de entrada está por encima de la lectura válida más alta, la central de medida registra el límite superior. Para obtener instrucciones sobre la configuración de entradas analógicas mediante el software, consulte la documentación o el archivo de ayuda del software.

Salidas analógicas En esta sección se describen las funciones de salida analógica cuando la central de medida tiene instalado el módulo PM8M2222. Si desea obtener especificaciones técnicas e instrucciones de instalación y configuración de las salidas analógicas del módulo PM8M2222, consulte el manual de instrucciones (documento n.º 63230 502 200) que se suministra con el módulo opcional. Para configurar una salida analógica, deberá definirla previamente en la pantalla. En la pantalla SUMMARY, seleccione MANT > CONF > E/S. A continuación, seleccione la opción de salida analógica correspondiente. Seguidamente, defina los siguientes valores por cada entrada analógica con el software de PowerLogic: • Nombre: Etiqueta de 16 caracteres empleada para identificar la salida. Se asignan nombres predeterminados, pero se pueden personalizar. • Registro de salida : Registro de la central de medida asignado a la salida analógica. • Límite inferior : Valor equivalente a la intensidad de salida mínima. Cuando el valor del registro está por debajo del límite inferior, la central de medida envía la intensidad de salida mínima. • Límite superior : Valor equivalente a la intensidad de salida máxima. Cuando el valor del registro está por encima del límite superior, la central de medida envía la intensidad de salida máxima. Para obtener instrucciones sobre la configuración una salida analógica mediante el software, consulte la documentación o el archivo de ayuda del software. 44


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 6: Alarmas

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Capítulo 6: Alarmas En esta sección se describen las funciones de alarma de todas las centrales de medida de la serie 800. Para obtener información acerca de las funciones de alarma avanzada, consulte la sección “Alarmas avanzadas” en la página 53.

Alarmas básicas La central de medida es capaz de detectar más de 50 estados de alarma, incluidos estados de exceso o insuficiencia, cambios de entradas digitales y condiciones de desequilibrio de fases, entre otras. Mantiene además un contador para cada alarma con el fin de realizar el seguimiento del número total de incidencias de alarmas. En la Tabla 6–5 de la página 51 se ofrece una lista completa de las configuraciones de alarma básica predeterminadas. Además, se pueden configurar alarmas personalizadas tras instalar un módulo de entrada/salida (PM8M22, PM8M26 o PM8M2222). Cuando se cumplen uno o varios estados de alarma, la central de medida ejecuta una tarea de forma automática. Cuando una alarma está activa, en el ángulo superior derecho de la pantalla de la central de medida aparece el icono de alarma !. Cuando hay un módulo PM810LOG instalado en un modelo PM810, se puede utilizar el software de PowerLogic para configurar cada estado de alarma de manera que se realicen entradas de registro cronológico de datos en un único archivo de registro cronológico de datos. En el caso de los modelos PM820, PM850 y PM870, se puede utilizar el software de PowerLogic para configurar cada estado de alarma de manera que se realicen entradas de registro cronológico de datos en un máximo de 3 archivos de registro cronológico de datos definidos por el usuario. Consulte el Capítulo 7: Registro en la página 57 para obtener más información sobre el registro cronológico de datos. NOTA: El modelo PM820 sólo admite un registro cronológico de datos. Tabla 6– 1: Funciones de alarma básica por modelo PM810

PM810 con PM810LOG

PM820

PM850

PM870

Alarmas estándar

33

33

33

33

33

Ranuras abiertas para alarmas estándar adicionales

7➀

7➀

7

7

7

Digitales

12 ➁

12 ➁

12 ➁

12 ➁

12 ➁

No

No

Sí

Sí

Sí

Función de alarma básica

Alarmas personalizadas ➀ ➁

Disponible cuando está instalado un módulo de E/S con entrada/salida analógica. Requiere un módulo opcional de entrada/salida (PM8M22, PM8M26 o PM8M2222).

Grupos de alarmas básicas Tanto si se utiliza una alarma predeterminada como si se crea una alarma personalizada, se debe elegir en primer lugar el grupo de alarmas adecuado para la aplicación. Cada estado de alarma es asignado a alguno de los siguientes grupos de alarmas: • Estándar : Tienen una velocidad de detección de 1 segundo y sirven para detectar estados como sobreintensidad y subtensión. En este grupo se pueden configurar hasta 40 alarmas. • Digitales: Se disparan por una excepción, como la transición de una entrada digital o el final de un intervalo de energía incremental. En este grupo se pueden configurar hasta 12 alarmas. • Personalizadas: La central de medida dispone de muchas alarmas predefinidas, pero también es posible configurar alarmas personalizadas mediante el software de PowerLogic. Por ejemplo, posiblemente necesite crear una alarma para la transición de ACTIVADO a DESACTIVADO de una entrada digital. Para crear este tipo de alarma personalizada, complete estos pasos: 1. Seleccione el grupo de alarmas adecuado (digitales en este caso). 2. Seleccione el tipo de alarma (que se describe en la Tabla 6–6 de la página 52). 3. Asigne un nombre a la alarma. 4. Guarde la alarma personalizada. Después de crear una alarma personalizada, podrá configurarla aplicando prioridades, estableciendo activaciones y desactivaciones (en su caso), etc. La pantalla de la central de medida y el software de PowerLogic le servirán para configurar los tipos de alarma estándar, digital y personalizada. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Alarmas accionadas por umbrales Muchos de los estados de alarma requieren la definición de umbrales. Se incluyen aquí todas las alarmas para condiciones de exceso, insuficiencia y desequilibrio de fases. Otros estados de alarma, como las transiciones de entrada digital y las inversiones de fase, no requieren umbrales. Deberá definir la información siguiente para aquellos estados de alarma que requieren umbrales: • Umbral de activación • Retardo de activación • Umbral de desactivación • Retardo de desactivación NOTA: No son válidas las alarmas con umbrales de activación y desactivación definidos como cero. Las dos figuras siguientes le ayudarán a entender cómo gestiona la central de medida las alarmas accionadas por umbrales. La Figura 6–1 muestra el aspecto que pueden tener las entradas del registro de alarmas correspondientes a la Figura 6–2, tal como se ven en el software de PowerLogic. NOTA: El software no muestra los códigos entre paréntesis: EV1, EV2, Max1 y Max2. Estos son únicamente referencias a los códigos de la Figura 6–2 . Figura 6– 1: Ejemplo de entrada del registro de alarmas (EV2)

(Max2)

(EV1)

(Max1)

9 1 2 0 1 1 D S L P

Figura 6– 2: Funcionamiento de la central de medida ante alarmas accionadas por umbrales Max2 Max1

Umbral de activación Umbral de desactivación Retardo de activación 3 4 1 0 1 1 D S L P

Retardo de desactivación

EV2

EV1

Período de alarma

EV1: La central de medida registra la fecha y la hora en que se cumplieron el umbral de activación y el retardo de activación, así como el valor máximo (Max1) alcanzado durante el período de retardo de activación ( T). Además, la central de medida realiza las tareas asignadas al evento, como capturas de formas de onda o entradas de registro cronológico de datos forzadas. EV2: La central de medida registra la fecha y la hora en que se cumplieron el umbral de desactivación y el retardo de desactivación, así como el valor máximo (Max2) alcanzado durante el período de alarma. La central de medida también almacena un número de secuencia correlativo ( CSN) para cada evento (como Activación de subtensión fase 1, Desactivación de subtensión fase 1). 46



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El CSN permite relacionar activaciones y desactivaciones en el registro de alarmas. Podrá ordenar las activaciones y desactivaciones por CSN a fin de correlacionar las activaciones y desactivaciones de una determinada alarma. Las entradas de activación y desactivación de una alarma tendrán el mismo CSN. También será posible calcular la duración de un evento examinando las activaciones y desactivaciones que tengan el mismo CSN.

Prioridades Cada alarma tiene asimismo un nivel de prioridad. Las prioridades le permitirán distinguir entre los eventos que requieren acción inmediata y los que no. • Alta prioridad: Si se produce una alarma de alta prioridad, la pantalla le informa de dos maneras: la retroiluminación del LED de la pantalla parpadea hasta que se reconoce la alarma y el icono de alarma parpadea mientras la alarma está activa. • Prioridad media: Si se produce una alarma de prioridad media, el icono de alarma parpadea sólo mientras la alarma está activa. Cuando esta se desactiva, el icono de alarma deja de parpadear y permanece en la pantalla. • Prioridad baja: Si se produce una alarma de prioridad baja, el icono de alarma parpadea sólo mientras la alarma está activa. Cuando esta se desactiva, el icono de alarma desaparece de la pantalla. • Sin prioridad: Si se configura una alarma sin prioridad, no aparecerá ninguna representación visible en la pantalla. Las alarmas sin prioridad no se introducen en el registro de alarmas. Consulte el Capítulo 7: Registro para obtener información sobre el registro de alarmas. Si se activan varias alarmas con distintas prioridades al mismo tiempo, la pantalla mostrará el mensaje de la última alarma que se haya producido. Para obtener instrucciones de configuración de alarmas desde la pantalla de la central de medida, consulte la sección “Configuración de ALARM (alarmas)” en la página 17.

Visualización del registro histórico y actividad de alarmas 1. Pulse ###: hasta que aparezca ALARM. 2. Pulse ALARM.

/6%26#.

3. Vea la alarma activa enumerada en la pantalla de la central de medida. Si no hay ninguna alarma activa, aparecerá el mensaje “NO ALARMA ACT” en la pantalla.

4. Si hay alarmas activas, pulse <-- o --> para ver una alarma diferente. 5. Pulse HIST (histórico). 6. Pulse <-- o --> para ver el registro histórico de una alarma diferente. 7. Pulse 1; para volver a la pantalla SUMMARY (resumen).

    8 5 2 0 1 1 D S L P







 ()34 U $@XR  !#4)6

Tipos de funciones controladas por umbrales En esta sección se describen algunas funciones comunes de alarmas a las que se aplican las siguientes consideraciones: • Puede que los valores demasiado grandes para la pantalla precisen el uso de factores de escala. Para obtener más información sobre factores de escala, consulte la sección “Cambio de los factores de escala” en la página 91. • Los relés se pueden configurar como normales, enclavados o temporizados. Consulte la sección “Modos de funcionamiento de salida de relé” en la página 40 para obtener más información. • Cuando se produce una alarma, la central de medida activa los relés especificados. Hay dos formas de liberar relés que se encuentran en modo enclavado: — Enviar un comando para desactivar un relé. Consulte en el Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos de la página 83 las instrucciones sobre cómo utilizar la interfaz de comandos. — O bien reconocer la alarma en el registro de alta prioridad para liberar los relés del modo enclavado. En el menú principal de la pantalla, pulse ALARM para ver y reconocer las alarmas que no se hayan reconocido.


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La lista siguiente muestra los tipos de alarmas disponibles para algunas funciones comunes de alarmas: NOTA: Los umbrales de alarma basados en la tensión dependen de la configuración del sistema. Los umbrales de alarma para sistemas de tres hilos son valores V L-L, mientras que para sistemas de cuatro hilos son valores V L-N . Subtensión: Los umbrales de activación y desactivación deben introducirse en voltios. La alarma de subtensión por fase se produce cuando la tensión de fase es igual o inferior al umbral de activación durante el tiempo suficiente para cumplir el retardo de activación especificado (en segundos). La alarma de subtensión se elimina cuando la tensión de fase permanece por encima del umbral de desactivación durante el período de retardo de desactivación especificado. Sobretensión: Los umbrales de activación y desactivación deben introducirse en voltios. La alarma de sobretensión por fase se produce cuando la tensión de fase es igual o superior al umbral de activación durante el tiempo suficiente para cumplir el retardo de activación especificado (en segundos). La alarma de sobretensión se elimina cuando la tensión de fase permanece por debajo del umbral de desactivación durante el período de retardo de desactivación especificado. Desequilibrio de intensidad: Los umbrales de activación y desactivación se introducen en décimas de porcentaje, basándose en la diferencia porcentual entre cada intensidad de fase con respecto a la media de todas las intensidades de fase. Por ejemplo, introduzca 70 para un desequilibrio del 7%. La alarma de desequilibrio de intensidad se produce cuando la intensidad de fase se desvía de la media de las intensidades de fase por el umbral de activación porcentual y durante el retardo de activación especificado. La alarma se elimina cuando la diferencia porcentual entre la intensidad de fase y la media de todas las fases permanece por debajo del umbral de desactivación durante el período de retardo de desactivación especificado. Desequilibrio de tensión: Los umbrales de activación y desactivación se introducen en décimas de porcentaje, basándose en la diferencia porcentual entre cada tensión de fase con respecto a la media de todas las tensiones de fase. Por ejemplo, introduzca 70 para un desequilibrio del 7%. La alarma de desequilibrio de tensión se produce cuando la tensión de fase se desvía de la media de las tensiones de fase por el umbral de activación porcentual y durante el retardo de activación especificado. La alarma se elimina cuando la diferencia porcentual entre la tensión de fase y la media de todas las fases permanece por debajo del umbral de desactivación durante el retardo de desactivación especificado (en segundos).

Pérdida de fase: intensidad: Los umbrales de activación y desactivación deben introducirse en amperios. La alarma de intensidad de pérdida de fase se produce cuando cualquier valor de intensidad (pero no todos los valores de intensidad) es igual o inferior al umbral de activación durante el retardo de activación especificado (en segundos). La alarma se elimina cuando se cumple una de las siguientes condiciones: • Todas las fases permanecen por encima del umbral de desactivación durante el retardo de desactivación especificado.

•

O bien todas las fases se sitúan por debajo del umbral de activación de pérdida de fase.

Si todas las intensidades de fase son iguales o inferiores al umbral de activación durante el retardo de activación, no se activará la alarma de pérdida de fase. Esto se considera un estado de subintensidad y se debe manejar configurando las funciones de alarma de subintensidad. Pérdida de fase: tensión: Los umbrales de activación y desactivación deben introducirse en voltios. La alarma de tensión de pérdida de fase se produce cuando cualquier valor de tensión (pero no todos los valores de tensión) es igual o inferior al umbral de activación durante el retardo de activación especificado (en segundos). La alarma se elimina cuando se cumple una de las siguientes condiciones: • Todas las fases permanecen por encima del umbral de desactivación durante el retardo de desactivación especificado (en segundos).

•

O bien todas las fases se sitúan por debajo del umbral de activación de pérdida de fase.

Si todas las tensiones de fase son iguales o inferiores al umbral de activación durante el retardo de activación, no se activará la alarma de pérdida de fase. Esto se considera una condición de subtensión y se debe manejar configurando las funciones de alarma de subtensión. Potencia inversa: Los umbrales de activación y desactivación se introducen en kilovatios o kVARs. La alarma de potencia inversa se produce cuando la potencia fluye en sentido negativo y permanece con un valor igual o inferior al de activación negativa durante el retardo de activación especificado (en segundos). La alarma se elimina cuando la lectura 48



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de potencia permanece por encima del umbral de desactivación durante el retardo de desactivación especificado (en segundos). Inversión de fase: Los umbrales de activación y desactivación no se aplican a la inversión de fase. La alarma de inversión de fase se produce cuando la rotación de fases de tensión difiere de la rotación de fases predeterminada. La central de medida presupone que una rotación de fases 123 es normal. Si una rotación de fases 321 es normal, el usuario debe cambiar la rotación de fases de la central de medida de 123 (predeterminada) a 321. Para cambiar la rotación de fases desde la pantalla, seleccione en el menú principal CONF > MEDID > AVANZ. Si desea más información acerca del cambio de la configuración de rotación de fases de la central de medida, consulte la sección “Configuración de AVANZ (funciones avanzadas de la central de medida)” en la página 19.

Factores de escala Todo factor de escala es un multiplicador expresado como potencia de 10. Por ejemplo, un multiplicador de 10 se representa como un factor de escala de 1, ya que 10 1 = 10; un multiplicador de 100 se representa como un factor de escala de 2, ya que 10 2 = 100. Esto le permite introducir valores mayores en el registro. En general, no es necesario cambiar los factores de escala. Si va a crear alarmas personalizadas, deberá entender cómo funcionan los factores de escala de modo que el registro no se desborde con un número mayor del que puede contener. Cuando se utiliza el software de PowerLogic para configurar alarmas, este maneja automáticamente el escalado de los umbrales de activación y desactivación. Para crear una alarma personalizada mediante la pantalla de la central de medida, realice lo siguiente: • Determine cómo se escala el valor de medición correspondiente. • Tenga en cuenta el factor de escala al introducir parámetros de activación y desactivación de alarmas. Los parámetros de activación y desactivación deben ser valores enteros que correspondan al rango −32 767 a +32 767. Por ejemplo, si desea configurar una alarma de subtensión para un sistema de 138 kV nominales, establezca un valor de umbral de alarma y, a continuación, conviértalo a un entero entre −32 767 y +32 767. Si el umbral de subt ensión fuera de 125 000 V, generalmente se convertiría a 12 500 x 10 y se introduciría como un umbral de 12 500. Se definen seis grupos de escala (de A a F). El factor de escala está predefinido para todas las alarmas configuradas de fábrica. La Tabla 6–2 muestra los factores de escala disponibles para cada uno de los grupos de escala. Si necesita un rango mayor o más resolución, seleccione cualquiera de los factores de escala disponibles. Consulte la sección “Cambio de los factores de escala” en la página 91 del Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos.

Tabla 6–2: Grupos de escala Grupo de escala

Rango de medición

Amperios 0-327,67 A Grupo de escala A: Intensidad de fase 0-3276,7 A 0-32 767 A 0-327,67 kA Amperios 0-327,67 A Grupo de escala B: Intensidad de neutro 0-3276,7 A 0-32 767 A 0-327,67 kA Tensión 0-3276,7 V Grupo de escala D: Tensión 0-32 767 V 0-327,67 kV 0-3276,7 kV Potencia 0-32 767 kW, kVAR, kVA 0-327,67 kW, kVAR, kVA 0-3276,7 kW, kVAR, kVA Grupo de escala F: Potencia kW, kVAR, kVA 0-32 767 kW, kVAR, kVA 0-327,67 MW, MVAR, MVA 0-3276,7 MW, MVAR, MVA 0-32 767 MW, MVAR, MVA


Factor de escala −2 −1 0 (predeterminado) 1 −2 −1 0 (predeterminado) 1 −1 0 (predeterminado) 1 2 −3 −2 −1

0 (predeterminado) 1 2 3

49


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Escalado de umbrales de alarma Esta sección está destinada a aquellos usuarios que no disponen del software de PowerLogic y necesitan configurar las alarmas desde la pantalla de la central de medida. En esta sección se explica cómo escalar umbrales de alarma. Cuando la central de medida dispone de pantalla, la lectura de la mayoría de las cantidades medidas se limita a cinco caracteres (más un signo positivo o negativo). La pantalla también mostrará las unidades técnicas aplicadas a esa cantidad. Para determinar la escala apropiada de un umbral de alarma, consulte el número de registro del grupo de escala asociado. El factor de escala es el número de la columna Dec de ese registro. Por ejemplo, el número de registro de Escala D a voltios de fase es 3212. Si el número de la columna Dec es 1, el factor de escala es 10 (10 1 = 10). Recuerde que el factor de escala 1 en la Tabla 6–3 de la página 50 correspondiente al Grupo de escala D se mide en kV. Por tanto, para definir un umbral de alarma de 125 kV, introduzca 12,5, ya que 12,5 multiplicado por 10 es 125. A continuación se incluye una tabla que muestra los grupos de escala y sus números de registro. Tabla 6– 3: Números de registro de los grupos de escala Grupo de escala

Número de registro

Grupo de escala A: Intensidad de fase

3209

Grupo de escala B: Intensidad de neutro

3210

Grupo de escala C: Intensidad a tierra

3211

Grupo de escala D: Tensión

3212

Grupo de escala F: Potencia kW, kVAR, kVA

3214

Estados de alarma y números de alarma Esta sección indica los estados de alarma predefinidos de la central de medida. Se facilita la información siguiente sobre cada estado de alarma.

• N.º de alarma: Número de posición que indica a qué posición de la lista corresponde la

alarma. • Descripción de alarma: Breve descripción del estado de alarma. • Nombre abreviado: Nombre abreviado que describe el estado de alarma, pero limitado a 15 caracteres, los que permite la resolución de la ventana de la pantalla de la central de medida. • Registro de prueba: Número de registro que contiene el valor (en su caso) que se utiliza como base para una comparación con parámetros de a ctivación y desactivación de alarma. • Unidades: Unidad que se aplica a los parámetros de activación y desactivación. • Grupo de escala: Grupo de escala que se aplica al valor de medición del registro de prueba (A-F). Para obtener una descripción de grupos de escala, consulte la sección “Factores de escala” en la página 49. • Tipo de alarma: Referencia a una definición que proporciona detalles sobre el funcionamiento y la configuración de la alarma. Para obtener una descripción de tipos de alarmas, consulte la Tabla 6–6 de la página 52. La Tabla 6–4 muestra la configuración de alarma predeterminada: alarmas activadas en fábrica. La Tabla 6–5 muestra las alarmas básicas predeterminadas por número de alarma. La Tabla 6–6 muestra los tipos de alarmas. Tabla 6– 4: Configuración de alarma predeterminada: alarmas activadas en fábrica Núm. de alarma

50

Alarma estándar

Límite de activación

Retardo de Retardo de Límite de límite de límite de desactivación activación desactivación

19

Desequilibrio de tensión L-N

20 (2,0%)

300

20 (2,0%)

300

20

Desequilibrio de tensión máx. L-L

20 (2,0%)

300

20 (2,0%)

300

53

Fin del intervalo de energía incremental

0

0

0

0

55

Restablecimiento del encendido

0

0

0

0



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Tabla 6– 5: Lista de alarmas básicas predeterminadas por número de alarma N.º de alarma

Descripción de alarma

Nombre abreviado

Registro Grupo de Tipo de Unidades de prueba escala➀ alarma ➁

Alarmas de velocidad estándar (1 segundo) 01 Sobreintensidad fase 1 Over Ia 1100 Amperios A 010 02 Sobreintensidad fase 2 Over Ib 1101 Amperios A 010 03 Sobreintensidad fase 3 Over Ic 1102 Amperios A 010 04 Sobreintensidad neutro Over In 1103 Amperios B 010 05 Desequilibrio de intensidad, Máx I Unbal Max 1110 Décimas % — 010 06 Pérdida de intensidad Current Loss 3262 Amperios A 053 07 Sobretensión fase 1-N Over Van 1124 Voltios D 010 08 Sobretensión fase 2-N Over Vbn 1125 Voltios D 010 09 Sobretensión fase 3-N Over Vcn 1126 Voltios D 010 10 Sobretensión fase 1-2 Over Vab 1120 Voltios D 010 11 Sobretensión fase 2-3 Over Vbc 1121 Voltios D 010 12 Sobretensión fase 3-1 Over Vca 1122 Voltios D 010 13 Subtensión fase 1 Under Van 1124 Voltios D 020 14 Subtensión fase 2 Under Vbn 1125 Voltios D 020 15 Subtensión fase 3 Under Vcn 1126 Voltios D 020 16 Subtensión fase 1-2 Under Vab 1120 Voltios D 020 17 Subtensión fase 2-3 Under Vbc 1121 Voltios D 020 18 Subtensión fase 3-1 Under Vca 1122 Voltios D 020 Desequilibrio de tensión L-N, 19 V Unbal L-N Max 1136 Décimas % — 010 Máx Desequilibrio de tensión L-L, 20 V Unbal L-L Max 1132 Décimas % — 010 Máx Pérdida de tensión (pérdida de 1, 21 Voltage Loss 3262 Voltios D 052 2, 3, pero no de todas) 22 Inversión de fase Phase Rev 3228 — — 051 23 Sobredemanda de kW Over kW Dmd 2151 kW F 011 Retraso del factor de potencia 24 Lag True PF 1163 Milésimas — 055 real 25 Sobretensión THD fase 1-N Over THD Van 1207 Décimas % — 010 26 Sobretensión THD fase 2-N Over THD Vbn 1208 Décimas % — 010 27 Sobretensión THD fase 3-N Over THD Vcn 1209 Décimas % — 010 28 Sobretensión THD fase 1-2 Over THD Vab 1211 Décimas % — 010 29 Sobretensión THD fase 2-3 Over THD Vbc 1212 Décimas % — 010 30 Sobretensión THD fase 3-1 Over THD Vca 1213 Décimas % — 010 31 Sobredemanda de kVA Over kVA Dmd 2181 kVA F 011 32 Over kW Total Over kW Total 1143 kW F 011 33 Over kVA Total Over kVA Total 1151 kVA F 011 Reservado para alarmas 34-40 — — — — — analógicas adicionales ➂ Reservado para alarmas 34-40 — — — — — personalizadas Digitales Fin de intervalo de energía 01 End Inc Enr Int No procede — — 070 incremental Fin de intervalo de demanda de 02 End Dmd Int No procede — — 070 potencia 03 Encendido/restablecimiento Pwr Up/Reset No procede — — 070 Entrada digital 04 DIG IN S02 2 — — 060 DESACTIVADO/ACTIVADO Reservado para alarmas 05-12 — — — — — digitales adicionales ➂ Reservado para alarmas 05-12 — — — — — personalizadas ➀ Los grupos de escala se describen en la Tabla 6–2 de la página 49. ➁ Los tipos de alarma se describen en la Tabla6 –6 de la página 52. ➂ Las alarmas analógicas y digitales adicionales requieren que se instale el módulo de E/S correspondiente.


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Tabla 6– 6: Tipos de alarmas Tipo Descripción

Funcionamiento

Velocidad estándar Si el valor del registro de prueba supera el umbral durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación, el estado de alarma se cumplir á. Cuando el valor del Alarma de 010 registro de prueba se encuentra por debajo del umbral de desactivación durante el tiempo sobrevalor suficiente para cumplir el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos. Si el valor absoluto del registro de prueba supera el umbral durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación, el estado de alarma se cumplirá. Cuando el valor Alarma de 011 absoluto del registro de prueba se encuentra por debajo del umbral de desactivación durante sobrepotencia el tiempo suficiente para cumplir el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos. Si el valor absoluto del registro de prueba supera el umbral durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación, el estado de alarma se cumplirá. Cuando el valor Alarma de absoluto del registro de prueba se encuentra por debajo del umbral de desactivación durante 012 sobrepotencia el tiempo suficiente para cumplir el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. Esta inversa alarma sólo se cumplirá en condiciones de potencia inversa. Los valores de potencia positiva no harán que se desencadene la alarma. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos. Si el valor del registro de prueba es inferior al umbral durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación, el estado de alarma se cumplirá. Cuando el valor Alarma de 020 del registro de prueba se encuentra por encima del umbral de desactivación durante el subvalor tiempo suficiente para cumplir el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos. Si el valor absoluto del registro de prueba se encuentra por debajo del umbral durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación, el estado de alarma se Alarma de cumplirá. Cuando el valor absoluto del registro de prueba se encuentra por encima del 021 subpotencia umbral de desactivación durante el tiempo suficiente para cumplir el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos. La alarma de inversión de fase se producirá cuando la rotación de forma de onda de tensión de fase difiera de la rotación de fases predeterminada. Se presupone que la rotación de Inversión de 051 fases 123 es normal. Si una rotación de fases 321 es normal, el usuario debe reprogramar fase la rotación de fases de la central de medida de 123 a 321. Los umbrales de activación y desactivación no se aplican a la inversión de fase. La alarma de tensión de pérdida de fase se producirá cuando una o dos tensiones de fase (pero no todas) caigan hasta el valor de activación y permanezcan en este valor o en uno inferior durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación Pérdida de 052 especificado. Cuando todas las fases permanezcan en el valor de desactivación o por fase, tensión encima de este durante el retardo de desactivación o cuando todas las fases caigan por debajo del valor de activación de pérdida de fase especificado, la alarma se desactivará. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos. La alarma de intensidad de pérdida de fase se producirá cuando una o dos i ntensidades de fase (pero no todas) caigan hasta el valor de acti vación y permanezcan en este valor o en Pérdida de uno inferior durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación 053 fase, especificado. Cuando todas las fases permanezcan en el valor de desactivación o por intensidad encima de este durante el retardo de desactivación o cuando todas las fases caigan por debajo del valor de activación de pérdida de fase especificado, la alarma se desactivará. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en segundos.

Avance del 054 factor de potencia

La alarma de avance del factor de potencia se producirá cuando el valor de registro de prueba esté más adelantado que el umbral de activación (por ejemplo, más cerca de 0,010) y permanezca así durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación. Cuando el valor sea igual o esté menos adelantado que el umbral de desactivación, es decir, 1,000, y permanezca menos adelantado durante el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. El umbral de activación y el umbral de desactivación deben ser valores positivos que representen un avance del factor de potencia. Introduzca los umbrales como valores enteros que representen un factor de potencia en milésimas. Por ejemplo, para definir un umbral de desactivación de 0,5, introduzca 500. Los retardos se expresan en segundos.

Retraso del 055 factor de potencia

La alarma de retraso del factor de potencia se produce cuando el valor de registro de prueba se atrase más que el umbral de activación (por ejemplo, más cerca de −0,010) y permanezca así durante el tiempo suficiente para cumplir el período de retardo de activación. Cuando el valor sea igual o esté menos retrasado que el umbral de desactivación y permanezca menos retrasado durante el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. El umbral de activación y el umbral de desactivación deben ser valores positivos que representen un retraso del factor de potencia. Introduzca los umbrales como valores enteros que representen un factor de potencia en milésimas. Por ejemplo, para definir un umbral de desactivación de −0,5, introduzca 500. Los retardos se expresan en segundos.

Digitales Las alarmas de transición de entrada digital se producirán cuando la entrada digital cambie Entrada digital de desconectada a conectada. La alarma se desactivará cuando la entrada digital vuelva a 060 activada pasar de desconectada a conectada. Los umbrales y retardos de activación y desactivación no se aplican. Las alarmas de transición de la entrada digital se producirán cuando la entrada digital cambie Entrada digital de desconectada a conectada. La alarma se desactivará cuando la entrada digital vuelva a 061 desactivada pasar de conectada a desconectada. Los umbrales y retardos de activación y desactivación no se aplican. Se trata de una señal interna de la central de medida y sirve, por ejemplo, para activar una 070 Unario alarma al final de un i ntervalo o cuando se restablece la central de medida. No se aplican ni los retardos ni los umbrales de activación y desactivación.

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Alarmas avanzadas En esta sección se describen las funciones de alarma avanzada de los modelos PM850 y PM870. Para obtener información acerca de las funciones de alarma básica, consulte la sección “Alarmas básicas” en la página 45. Tabla 6–7: Funciones de alarma avanzada por modelo Función de alarma avanzada

PM850

PM870

Alarmas booleanas

10

10

Alarmas de perturbación

—

12

Niveles de alarma

Sí

Sí

Alarmas personalizadas

Sí

Sí

Grupos de alarmas avanzadas Además de los grupos de alarmas básicas (consulte la sección “Grupos de alarmas básicas” en la página 45), existen los siguientes grupos de alarmas avanzadas:

• Booleanas: Usan la lógica booleana para combinar hasta cuatro alarmas habilitadas. Elija los siguientes operadores lógicos booleanos para combinar las alarmas: AND , NAND, OR, NOR o XOR. En este grupo se pueden configurar hasta 10 alarmas. • De perturbación (modelo PM870): Tienen una velocidad de detección de medio ciclo y sirven para detectar bajadas o subidas de tensión. La central de medida viene configurada con 12 alarmas predeterminadas de bajada y subida de tensión. Asimismo, existe la posibilidad de disponer de alarmas de bajada y subida de intensidad mediante la configuración de alarmas personalizadas. En este grupo se pueden configurar hasta 12 alarmas de perturbación. Para obtener más información sobre la supervisión de perturbaciones, consulte el Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870) en la página 65.

• Personalizadas: La central de medida dispone de muchas alarmas predefinidas, pero también es posible configurar alarmas personalizadas mediante el software de PowerLogic. Por ejemplo, podría necesitar una alarma de bajada de la intensidad 1. Para crear este tipo de alarma personalizada, complete estos pasos: 1. Seleccione el grupo de alarmas adecuado (de perturbación, en este caso). 2. Elimine del grupo de alarmas de perturbación las alarmas predefinidas que no vaya a utilizar (por ejemplo, Sag Vbc). El botón de adición estará ahora disponible. 3. Haga clic en el botón de adición, seleccione Perturbación, Bajada e Intensidad 1. 4. Asigne un nombre a la alarma. 5. Guarde la alarma personalizada. Después de crear una alarma personalizada, podrá configurarla aplicando prioridades, estableciendo activaciones y desactivaciones (en su caso), etc. Para configurar cualquiera de los tipos de alarma avanzada, utilice el software de PowerLogic; no podrá emplear la pantalla de la central de medida. Asimismo, el software de PowerLogic le permitirá eliminar una alarma y crear otra nueva para evaluar otras variables medidas.


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Niveles de alarma El software de PowerLogic aplicado a modelos PM850 o PM870 le permite configurar varias alarmas para que una determinada variable (parámetro) cree niveles de alarma. Podrá realizar distintas acciones según la gravedad de la alarma. Por ejemplo, puede configurar dos alarmas para la demanda de kW. Ya existe una alarma predeterminada para la demanda de kW, pero podría crear otra personalizada seleccionando varios umbrales de activación para ella. Una vez creada la alarma personalizada de demanda de kW, aparecerá en la lista de alarmas estándar. A efectos de la ilustración, establezcamos la alarma predeterminada de demanda de kW en 120 kW y la nueva alarma personalizada en 150 kW. Una alarma se llamará Demanda de kW , y la otra, Demanda de kW 150 kW , como se muestra en la Figura 6–3. Si opta por configurar dos alarmas para la misma variable, deberá utilizar nombres ligeramente distintos al objeto de distinguir qué alarma está activa. La pantalla admite hasta 15 caracteres en cada nombre. Podrá crear hasta 10 niveles de alarma por cada variable. Figura 6–3: Dos alarmas configuradas para la misma variable con distintos umbrales de activación y desactivación Demanda de kW

Activación de la alarma núm. 43

150

Desactivación de la alarma núm. 43

140 130

Activación de la alarma núm. 26

120

Desactivación de la alarma núm. 26

100

Tiempo Demanda correcta

6 5 1 0 1 1 D S L P

54

Aproximación Superior a Inferior a Demanda a demanda demanda demanda correcta punta punta punta Demanda de kW (predeterminada) Demanda de kW 150 kW (personalizada) Alarma núm. 26: Demanda de kW Alarma núm. 43: Demanda de kW con con activación en 120 kWd, activación en 150 kWd, alta prioridad prioridad media



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Estados de alarma y números de alarma Esta sección indica los estados de alarma predefinidos de la central de medida. Se facilita la información siguiente sobre cada estado de alarma.

• N.º de alarma: Número de posición que indica a qué posición de la lista corresponde la • • • • • •

alarma. Descripción de alarma: Breve descripción del estado de alarma. Nombre abreviado: Nombre abreviado que describe el estado de alarma, pero limitado a 15 caracteres, los que permite la resolución de la ventana de la pantalla de la central de medida. Registro de prueba: Número de registro que contiene el valor (en su caso) que se utiliza como base para una comparación con parámetros de activación y desactivación de alarma. Unidades: Unidad que se aplica a los parámetros de activación y desactivación. Grupo de escala: Grupo de escala que se aplica al valor de medición del registro de prueba (A-F). Para obtener una descripción de grupos de escala, consulte la sección “Factores de escala” en la página 49. Tipo de alarma: Referencia a una definición que proporciona detalles sobre el funcionamiento y la configuración de la alarma. Para obtener una descripción de los tipos de alarmas avanzadas, consulte la Tabla 6–9.

La Tabla 6–8 muestra las alarmas preconfiguradas ordenadas por número. Tabla 6– 8: Lista de alarmas de perturbación predeterminadas por número de alarma N.º de alarma

Descripción de alarma

Nombre Registro Grupo de Tipo de Unidades abreviado de prueba escala➀ alarma ➁

Supervisión de perturbaciones (1/2 ciclo) (modelo PM870) 41

Subida de tensión 1

Swell Van

Voltios

D

080

42


Swell Vbn

Voltios

D

080

43


Swell Vcn

Voltios

D

080

44

Subida de tensión 1-2

Swell Vab

Voltios

D

080

45


Swell Vbc

Voltios

D

080

46


Swell Vca

Voltios

D

080

47

Bajada de tensión 1-N

Sag Van

Voltios

D

080

48


Sag Vbn

Voltios

D

080

49


Sag Vcn

Voltios

D

080

50

Bajada de tensión 1-2

Sag Vab

Voltios

D

080

51


Sag Vbc

Voltios

D

080

52


Sag Vca

Voltios

D

080

➀ Los grupos de escala se describen en la Tabla 6–2 de la página 49. ➁ Los tipos de alarma avanzada se describen en la Tabla 6–9 de la página 56.

NOTA: Las alarmas de bajada y subida de intensidad se habilitan mediante el software de PowerLogic o la configuración de alarmas personalizadas. Para hacerlo elimine todas las alarmas de perturbación predeterminadas anteriores y cree una nueva alarma de bajada o subida de intensidad (consulte el ejemplo en la sección “Grupos de alarmas avanzadas” en la página 53 ). Las alarmas de bajada y subida están disponibles para todos los canales.


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Tabla 6– 9: Tipos de alarmas avanzadas Tipo

Descripción

Funcionamiento

Booleanas

100

101

102

103

104

AND lógico

NAND lógico

OR lógico

NOR lógico

XOR lógico

La alarma AND se producirá cuando sean verdaderas todas las alarmas activadas combinadas (hasta 4). La alarma se desactivará cuando se desactive cualquiera de las alarmas activadas. La alarma NAND se producirá cuando se verdadera cualquiera, pero no todas, las alarmas activadas combinadas o bien ninguna de estas. La alarma se desactivará cuando todas las alarmas activadas se desactiven o todas sean verdaderas. La alarma OR se producirá cuando sea verdadera cualquiera de las alarmas activadas combinadas (hasta 4). La alarma se desactivará cuando sean falsas todas las alarmas activadas. La alarma NOR se producirá cuando no sea verdadera ninguna de las alarmas activadas combinadas (hasta 4). La alarma se desactivará cuando sea verdadera cualquiera de las alarmas activadas. La alarma XOR se producirá cuando sólo sea verdadera una de las alarmas activadas combinadas (hasta 4). La alarma se desactivará cuando se desactive la alarma activada o cuando sea verdadera más de una alarma.

De perturbación (modelo PM870)

080

080

56

Subida de tensión

Las alarmas de subida de tensión se producirán cuando el cálculo de rms continuo esté por encima del umbral de activación y permanezca así durante el número de ciclos especificado. La alarma se desactivará cuando los cálculos de rms continuos caigan por debajo del umbral de desactivación y permanezcan así durante el número de ciclos especificado. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en ciclos.

Bajada de tensión

Las alarmas de bajada de tensión se producirán cuando el cálculo de rms continuo esté por debajo del umbral de activación y permanezca así durante el número de ciclos especificado. La alarma se desactivará cuando los cálculos de rms continuos suban por encima del umbral de desactivación y permanezcan así durante el número de ciclos especificado. Los umbrales de activación y desactivación son positivos; los retardos se expresan en ciclos.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 7: Registro

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Capítulo 7: Registro Introducción En este capítulo se describen brevemente los siguientes registros de la central de medida:

• • • •

Registro de alarmas Registro de mantenimiento Registro de facturación Registros cronológicos de datos definidos por el usuario

La siguiente tabla contiene una relación de los registros que admite cada modelo de central de medida. Tabla 7– 1: Número de registros admitidos por el modelo Número de registros por modelo Tipo de registro

PM810

PM810 con PM810LOG

PM820

PM850

PM870

Registro de alarmas

1

1

1

1

1

Registro de mantenimiento

1

1

1

1

1

Registro de facturación

—

1

1

1

1

Registro cronológico de datos 1

—

1

1

1

1


—

1

1


—

1

1


—

1

1

Los registros son archivos almacenados en la memoria no volátil de la central de medida y se denominan “registros incorporados”. La memoria disponible depende del modelo (consulte la Tabla 7–2). Los archivos de registro cronológico de datos y facturación están preconfigurados de fábrica. Acepte los registros preconfigurados, o cámbielos de acuerdo con sus necesidades específicas. El software de PowerLogic le permitirá configurar y visualizar todos los registros. Consulte la ayuda en línea o la documentación del software para obtener información sobre el uso de los registros incorporados de la central de medida. Tabla 7– 2: Memoria disponible para registros incorporados Modelo de central de medida

Memoria total disponible

PM810

0 KB

PM810 con PM810LOG

80 KB

PM820

80 KB

PM850

800 KB

PM870

800 KB

Las capturas de formas de onda se almacenan en la memoria de la central de medida, pero no se consideran registros (consulte el Capítulo 8: Captura de formas de onda en la página 63). Consulte la sección “Asignación de memoria para archivos de registro” en la página siguiente para obtener información sobre la asignación de memoria de la central de medida.


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Asignación de memoria para archivos de registro Todos los archivos de la central de medida tienen un tamaño de memoria máximo. La memoria no se comparte entre los diferentes registros, por lo que si se reduce el número de valores almacenados en un registro no se podrán almacenar más valores en otro registro. En la siguiente tabla se muestra la memoria asignada a cada registro: Tabla 7– 3: Asignación de memoria para cada registro Tipo de registro

Máx. lecturas almacenadas

Máx. valores de Almacenamien registro grabados to (bytes)

Modelo de central de medida

Registro de alarmas

100

11

2 200

Todos los modelos

Registro de mantenimiento

40

4

320

Todos los modelos

Registro de facturación

5000

96 + 3 F/H

65 536

PM810 con PM810LOG PM820 PM850 PM870


1851

96 + 3 F/H

14 808

PM810 con PM810LOG PM820 PM850 PM870


5000

96 + 3 F/H

393 216

PM850 PM870


5000

96 + 3 F/H

393 216

PM850 PM870


32 000

96 + 3 F/H

393 216

PM850 PM870

Registro de alarmas De manera predeterminada, la central de medida registra cualquier estado de alarma que se produzca. Cada vez que se produce una alarma, esta se introduce en el registro de alarmas. El registro de alarmas de la central de medida almacena los puntos de activación y desactivación de las alarmas junto con la fecha y la hora asociadas a estas alarmas. Si lo desea puede seleccionar que el registro de alarmas guarde los datos según el criterio FIFO (primero en entrar, primero en salir) o rellenar y retener. El software de PowerLogic permite visualizar y guardar en disco el registro de alarmas, así como restablecerlo para eliminar los datos de la memoria de la central de medida.

Almacenamiento de registros de alarmas La central de medida almacena los datos de los registros de alarmas en la memoria no volátil. El tamaño del registro de alarmas está fijado en 100 registros.

Registro de mantenimiento La central de medida almacena un registro cronológico de datos de mantenimiento en la memoria no volátil. El archivo tiene una longitud de registro fija de cuatro registros de datos y un total de 40 registros. El primer registro es un contador acumulativo de todo el tiempo de duración de la central de medida. Las tres últimas entradas contienen la fecha y la h ora en que se actualizó el registro. La Tabla 7–4 describe los valores almacenados en el registro de mantenimiento. Estos valores se acumulan a lo largo del tiempo de duración de la central de medida y no se pueden restablecer. NOTA: El software de PowerLogic le permite ver el registro de mantenimiento.

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Tabla 7– 4: Valores almacenados en el registro de mantenimiento Número de entradas de registro

Valor almacenado

1

Hora del último cambio

2

Fecha y hora del último corte de alimentación eléctrica

3

Fecha y hor a de la úl tima descarga de fi rmw are

4

Fecha y hora del último cambio de módulo opcional

5

Fecha y hora de la actualización más reciente de LVC debida a errores de configuración detectados durante la inicialización del medidor

6-11

Reservado

12

Fecha y hora del último restablecimiento de val ores mín/máx del mes actual

13

Fecha y hora del último restablecimiento de val ores mín/máx del mes anterior

14

Fecha y hora de la sobreexcitación del impulso de energía de salida

15

Fecha y hora del último restablecimiento de val ores mín/máx de demanda de potencia

16

Fecha y hora del último restablecimiento de val ores mín/máx de demanda de intensidad

17

Fecha y hora del último restablecimiento de val ores mín/máx de demanda genérica

18

Fecha y hora del último restablecimiento de val ores mín/máx de demanda de entrada

19

Reservado

20

Fecha y hora del último restablecimiento del valor de energía acumulada

21

Fecha y hora del último restablecimiento del valor de energía condicional

22

Fecha y hora del último restablecimiento del valor de energía incremental

23

Reservado

24

Fecha y hora de la última actividad de la salida KY estándar

25

Fecha y hora de la última actividad de la salida discreta en A01➀

26


27


28


29


30


31


32


33

Fecha y hora de la última actividad de la salida discreta en B01➀

34


35


36


37


38


39


40


➀ Las salidas adicionales requieren módulos opcionales y están basadas en l a

configuración de E/S del módulo concreto.


59


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Registros cronológicos de datos Los modelos PM810 con módulo PM810LOG y PM820 registran y almacenan lecturas a intervalos regulares programados en un registro cronológico de datos independiente. Los modelos PM850 y PM870 registran y almacenan lecturas del medidor a intervalos regulares programados en hasta tres registros cronológicos de datos independientes. Algunos archivos de registro cronológico de datos están preconfigurados de fábrica. Acepte los registros cronológicos de datos preconfigurados, o cámbielos de acuerdo con sus necesidades específicas. Es posible configurar cada registro cronológico de datos para almacenar la información siguiente:

• Intervalo temporizado: De 1 segundo a 24 horas para el registro cronológico de datos 1. • Intervalo temporizado: De 1 segundo a 24 horas para el Registro cronológico de • • •

datos 1, y de 1 minuto a 24 horas para los registros cronológico de datos 2, 3 y 4 (con qué frecuencia se registran los valores). Primero en entrar, primero en salir (FIFO) o llenar y retener. Valores para registrar: Hasta 96 registros junto con la fecha y la hora de cada entrada del registro. Hora de INICIO/PARADA: Cada registro tiene la capacidad de iniciarse y detenerse a una determinada hora del día.

Los registros predeterminados para el registro cronológico de datos 1 aparecen enumerados en la Tabla 7–5 a continuación. Tabla 7– 5: Lista de registros predeterminados para el registro cronológico de datos 1 Número de registros

Tipo de datos➀

Número de registro

Fecha/hora de inicio

3

Fecha y hora

Fecha y hora actuales

Intensidad, fase 1

1

Número entero

1100

Intensidad, fase 2

1

Número entero

1101

Intensidad, fase 3

1

Número entero

1102

Intensidad, neutro

1

Número entero

1103

Tensión 1-2

1

Número entero

1120

Tensión 2-3

1

Número entero

1121

Tensión 3-1

1

Número entero

1122

Tensión 1-N

1

Número entero

1124

Tensión 2-N

1

Número entero

1125

Tensión 3-N

1

Número entero

1126

Factor de potencia real, fase 1

1

Número entero con signo

1160


1


1161


1


1162

Factor de potencia real, total

1


1163

Última demanda, intensidad, media trifásica

1

Número entero

2000

Última demanda, potencia activa, media trifásica

1

Número entero

2150

Última demanda, potencia reactiva, media trifásica

1

Número entero

2165

Última demanda, potencia aparente, media trifásica

1

Número entero

2180

Descripción

➀ Consulte el Apéndice A para obtener más i nformación sobre los tipos de datos.

Mediante el software de PowerLogic podrá borrar cada archivo de registro cronológico de datos, independientemente de los demás, de la memoria de la central de medida. Para obtener instrucciones sobre la configuración y eliminación de archivos de registro cronológico de datos, consulte la ayuda en línea o la documentación del software de PowerLogic.

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Entradas de registros cronológicos de datos originadas por alarmas El modelo PM810 con módulo PM810LOG es capaz de detectar más de 50 estados de alarma, incluidos estados de exceso o insuficiencia, cambios de entradas digitales y condiciones de desequilibrio de fases, entre otras. (Consulte el Capítulo 6: Alarmas en la página 45 para obtener más información.) Utilice el software de PowerLogic para asignar una o varias tareas a cada estado de alarma, incluida la inserción de entradas en el Registro cronológico de datos 1. Los modelos PM820, PM850 y PM870 son capaces de detectar más de 50 estados de alarma, incluidos estados de exceso o insuficiencia, cambios de entradas digitales y condiciones de desequilibrio de fases, entre otras. (Consulte el Capítulo 6: Alarmas en la página 45 para obtener más información.) Utilice el s oftware de PowerLogic para asignar una o varias tareas a cada estado de alarma, incluida la inserción de entradas en uno o varios archivos de registro cronológico de datos. Por ejemplo, supongamos que ha definido tres archivos de registro cronológico de datos. Por medio del software de PowerLogic podría seleccionar un estado de alarma como “Sobreintensidad fase 1” y configurar la central de medida para que inserte entradas en cualquiera de los 3 archivos de registro cronológico cada vez que se produzca un estado de alarma.

Organización de los archivos de registro cronológico de datos (modelos PM850, PM870) Los archivos de registro cronológico de datos pueden organizarse de muchas formas posibles. Una de ellas es organizar los archivos según el intervalo de registro. Asimismo, es posible definir un archivo de registros para entradas causadas por estados de alarma. Por ejemplo, podría configurar tres archivos de registro cronológico de datos de la siguiente forma: Registro cronológico de datos 1: Registro cronológico de datos 2: Registro cronológico de datos 3:

Registre la tensión cada minuto. Cree un archivo suficientemente grande para 60 entradas, de modo que pueda revisar las lecturas de tensión de la última hora. Registre la energía una vez al día. Cree un archivo suficientemente grande para 31 entradas, de modo que pueda revisar el último mes y comprobar el uso diario de energía. Informe de excepciones. El archivo de informe de excepciones contiene entradas de registro cronológico de datos que han sido causadas por u n estado de alarma. Consulte el tema anterior, “Entradas de registros cronológicos de datos originadas por alarmas”, para obtener más información.

NOTA: El mismo archivo de registro cronológico de datos admite entradas programadas y originadas por alarmas.

Registro de facturación La central de medida PM810 con módulo PM810LOG y los modelos PM820, PM850 y PM870 almacena un registro de facturación configurable que se actualiza a intervalos de entre 10 y 1440 minutos (el intervalo predeterminado es 60 minutos). Los datos se almacenan por mes y día, y los intervalos especificados en minutos. El registro contiene 24 meses de datos mensuales y 32 días de datos diarios, pero debido a que la cantidad máxima de memoria del registro de facturación es de 64 KB el número de intervalos registrados varía dependiendo del número de entradas grabadas en el registro de facturación. Por ejemplo, si se utilizan todos los registros relacionados en la Tabla 7–6, el registro de facturación alberga 12 días de datos a intervalos de 60 minutos. Este valor se calcula de la siguiente manera: 1. Calcule el número total de registros usados (consulte la Tabla 7–6 de la página 62 para obtener el número de registros). En este ejemplo, se han usado los 26 registros. 2. Calcule el número de bytes usados en los 24 registros mensuales. 24 registros (26 entradas x 2 bytes/entrada) = 1248


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3. Calcule el número de bytes usados en los 32 registros diarios. 32 (26 x 2) = 1664 4. Calcule el número de bytes usados cada día (basados en intervalos de 15 minutos). 96 (26 x 2) = 4992 5. Calcule el número de días de datos a intervalos de 60 minutos registrados restando los valores obtenidos en los pasos 2 y 3 del tamaño total del archivo de registro de 65 536 bytes y, a continuación, dividiendo el resultado por el valor obtenido en el paso 4. (65 536 − 1248 − 1664)4992 = 12 días Tabla 7– 6: Lista de registros del registro de facturación Descripción Fecha/hora de inicio

Número de registros 3

Tipo de datos➀

Número de registro

Fecha y hora Fecha y hora actuales

Energía activa consumida

4

MOD10L4

1700

Energía reactiva consumida

4

MOD10L4

1704

Energía activa generada

4

MOD10L4

1708

Energía reactiva generada

4

MOD10L4

1712

Total energía aparente

4

MOD10L4

1724

FP total

1

INT16

1163

Potencia activa de demanda trifásica

1

INT16

2151

Potencia aparente de demanda trifásica

1

INT16

2181

➀ Consulte el Apéndice A para obtener más i nformación sobre los tipos de datos.

Configuración del intervalo de registro del registro de facturación El registro de facturación se puede configurar de modo que se actualice en intervalos de entre 10 y 1440 minutos. El intervalo de registro predeterminado es 60 minutos. Para establecer el intervalo de registro, utilice el software de PowerLogic o la central de medida con el fin de escribir el intervalo de re gistro en el registro 3085 (consulte la sección “Lectura y escritura de registros” en la página 26).

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 8: Captura de formas de onda

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Capítulo 8: Captura de formas de onda Introducción En esta sección se explican las funciones de captura de formas de onda de los siguientes modelos de la central de medida:

• PM850 • PM870 Consulte la Tabla 8–1 para obtener un resumen de las funciones de captura de formas de onda. Tabla 8– 1: Resumen de captura de formas de onda por modelo Función de captura de formas de onda Número de capturas de formas de onda Forma de onda iniciada: Manualmente Por una alarma Muestras por ciclo Canales (de 1 a 6) Ciclos Preciclos * Consulte la Figura 8–1.

PM850

PM870

5

5









128 Configurable 3 1

Configurable* Configurable* Configurable* Configurable*

Captura de formas de onda Toda captura de formas de onda se inicia manualmente o mediante el desencadenamiento de una alarma con el fin de analizar eventos estables o de perturbación. Esta forma de onda proporciona información sobre armónicos concretos, que el software de PowerLogic calcula hasta el armónico de orden 63. Este también calcula la distorsión armónica total (THD) y otros parámetros referentes a la calidad de energía. NOTA: Las capturas de formas de onda de perturbación sólo están disponibles en el modelo PM870. En el modelo PM850 la captura de formas de onda sólo registra cinco capturas individuales de tres ciclos a 128 muestras por ciclo de forma simultánea en los seis canales medidos. En el modelo PM870 hay un rango de entre una y cinco capturas de formas de onda, pero el número de ciclos capturados varía en función del número de muestras por ciclo y el número de canales seleccionado en el software. La Figura 8–1 le permitirá determinar el número de ciclos capturados. Figura 8– 1: Número de ciclos capturados en el modelo PM870

Número de canales

6

30

15

7

3

5

35

15

9

4

4

45

20

10

5

3

60

30

15

7

2

90

45

20

10

1

185

90

45

20

16

32

64

128

3 3 3 0 1 1 D S L P

Número de muestras por ciclo

NOTA: El número de ciclos mostrado anteriormente es el número total de ciclos permitido (ciclos previos al evento + ciclos del evento = número total de ciclos).


63

Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 8: Captura de formas de onda

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Iniciación de formas de onda A través del software de PowerLogic desde un PC remoto, inicie manualmente una captura de forma de onda seleccionando la central de medida y ejecutando el comando de adquisición. El software recuperará automáticamente de la central de medida la captura de forma de onda. Podrá mostrar la forma de onda correspondiente a las tres fases o ampliar una forma de onda, que incluye un bloque de datos con amplia información sobre armónicos. Consulte la ayuda en línea o la documentación del software para obtener instrucciones.

Almacenamiento de formas de onda La central de medida almacena varias formas de onda capturadas en la memoria no volátil. El número de formas de onda almacenadas depende del número seleccionado. Se puede almacenar un máximo de cinco formas de onda. Todos los datos de formas de onda almacenados se conservan cuando se produce una pérdida de alimentación.

Modos de almacenamiento de formas de onda Hay dos formas de almacenar capturas de formas de onda: “FIFO” (primero en entrar, primero en salir) y “Rellenar y retener”. El modo FIFO permite que el archivo de captura de formas de onda se llene. Una vez que el archivo está lleno, se elimina la forma de onda más antigua y se añade la más reciente. En el modo Rellenar y retener, el archivo se llena hasta que se alcanza el número de capturas de formas de onda configurado. No se podrán añadir nuevas capturas de formas de onda hasta que se vacíe el archivo.

Cómo captura eventos la central de medida Cuando la central de medida detecta la activación —es decir, cuando la entrada digital cambia de DESACTIVADO a ACTIVADO o se produce un estado de alarma— la central de medida transfiere los datos del ciclo desde su búfer de datos hasta la memoria asignada a las capturas de eventos.

Selección de canal con el software de PowerLogic El software de PowerLogic permite seleccionar un número máximo de seis canales de modo que sean incluidos en la captura de formas de onda. Consulte la ayuda en línea o la documentación del software para obtener instrucciones.

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870)

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Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870) En este capítulo se ofrece información general sobre la supervisión de perturbaciones y se explica cómo utilizar el modelo PM870 para supervisar continuamente las perturbaciones de las entradas de intensidad y tensión.

Acerca de la supervisión de perturbaciones Las perturbaciones de tensión momentáneas constituyen un creciente motivo de preocupación para fábricas, hospitales, centros de datos y otras instalaciones comerciales porque los modernos equipos de que disponen suelen ser más sensibles a las subidas, bajadas e interrupciones momentáneas de tensión. La central de medida es capaz de detectar estos eventos supervisando y registrando continuamente la información de intensidad y tensión en todos los canales medidos. Gracias a esta información es posible diagnosticar problemas de equipo producidos por subidas o bajadas de tensión e identificar vulnerabilidades, lo que le permite tomar medidas correctoras. La interrupción de un proceso industrial debido a una situación anómala de tensión puede ocasionar pérdidas considerables que se manifiestan de muchas formas:

• • • •

Costes de mano de obra en concepto de limpieza y reinicio Pérdida de productividad Deterioro de productos o pérdida de calidad Demoras en entregas e insatisfacción del usuario

La totalidad del proceso puede depender de la sensibilidad de un solo equipo. Relés, contactores, variadores de velocidad ajustables, autómatas programables, PC y redes de comunicaciones de datos son susceptibles de sufrir problemas de calidad de energía. Después de la interrupción o el apagado del sistema eléctrico, puede resultar complicado determinar la causa. Hay varios tipos de perturbaciones de tensión posibles. Cada uno tiene un origen distinto y requiere una solución específica. Se produce una interrupción momentánea cuando un dispositivo de protección interrumpe el circuito que alimenta las instalaciones. Las subidas temporales y las sobretensiones pueden dañar al equipo o producir un recalentamiento de los motores. Quizá el mayor problema de calidad de energía sea la bajada de tensión momentánea provocada por fallos en circuitos remotos. La bajada de tensión es una breve disminución (de 1/2 ciclo a 1 minuto) de la magnitud de la tensión rms. Esta bajada suele producirse por un fallo remoto en alguna ubicación del sistema de alimentación y, a menudo, se origina por la caída de un rayo. En la Figura 9–1 el interruptor de la compañía eléctrica eliminó el fallo cerca de la planta D. El fallo no sólo provocó una interrupción en la planta D, sino que también produjo bajadas de tensión en las plantas A, B y C. NOTA: El modelo PM870 detecta eventos de bajada y subida con una duración de menos de 1/2 ciclo. Sin embargo, quizá resulte poco práctico tener umbrales más sensibles que el 10% para fluctuaciones de tensión e intensidad.


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Figura 9– 1: Un fallo puede ocasionar una bajada de tensión en todo el sistema Interruptores automáticos de la compañía eléctrica con reconexiones 1 Planta A

Transformador de compañía eléctrica

2 Planta B

3 Planta C

X 4 Planta D

Fallo Un fallo cerca de la planta D, eliminado por el interruptor de la compañía eléctrica, puede seguir afectando a las plantas A, B y C, provocando una bajada de tensión.

Las bajadas de tensión del sistema son mucho más numerosas que las interrupciones, ya que se ve afectada una parte más amplia del sistema de d istribución. Además, si funcionan las reconexiones, estas pueden provocar bajadas repetidas. El modelo PM870 también registra secuencias de reconexión. La forma de onda de la Figura 9–2 muestra la magnitud de una bajada de tensión que persiste hasta que se elimina el fallo remoto. Figura 9– 2: Forma de onda que muestra una bajada de tensión causada por un fallo remoto y con una duración de cinco ciclos

Tensión fase 2-N

Gracias a la información obtenida con el modelo PM870 durante una perturbación, se pueden resolver problemas relacionados con perturbaciones, incluidos los siguientes:

• Obtener mediciones precisas del sistema de alimentación — Identificar el número de bajadas y subidas o de interrupciones para su evaluación — Distinguir con precisión entre bajadas e interrupciones, con un registro preciso de la hora y la fecha de su aparición — Proporcionar datos precisos en especificaciones técnicas de equipos (ride-through, etcétera)

• Determinar la sensibilidad del equipo — Comparar la sensibilidad de equipos de distintas marcas (desactivación de contactores, sensibilidad del variador, etc.) — Diagnosticar eventos desconocidos, como averías del equipo, desactivación de contactores, problemas técnicos informáticos, etc. — Comparar la sensibilidad real del equipo con estándares publicados 66



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— Aprovechar la captura de formas de onda para determinar las características exactas de la perturbación con el fin de compararlas con la sensibilidad del equipo — Justificar la compra de equipos de acondicionamiento de potencia — Distinguir entre averías de equipo y problemas relacionados con el sistema de alimentación

• Desarrollar métodos de prevención de perturbaciones

•

— Desarrollar soluciones a problemas de sensibilidad de tensión utilizando datos reales Cooperar con compañías eléctricas — Analizar prácticas de protección con la compañía eléctrica que presta el servicio y negociar cambios adecuados para reducir la duración de subidas potenciales (reducir retardos de tiempo de interrupción en dispositivos de protección) — Cooperar con la compañía eléctrica para proporcionar servicios alternativos de mayor solidez (prácticas de diseño alternativas)

Funciones del modelo PM870 durante un evento El modelo PM870 calcula magnitudes de rms basándose en 128 puntos de datos por ciclo cada 1/2 ciclo. De este modo se garantiza la detección de variaciones de rms incluso de las que tienen una duración de subciclo. La central de medida tiene configuradas 12 alarmas de perturbación de tensión predeterminadas para todos los canales de tensión. Existe la posibilidad de disponer de alarmas de bajada y subida de intensidad mediante la configuración de alarmas personalizadas. Se puede establecer un máximo de 12 alarmas de perturbación. Cuando el modelo PM870 detecta una bajada o subida, este es capaz de realizar las siguientes acciones:

• Realizar capturas de formas de onda con una resolución desde 185 ciclos a

•

16 muestras por ciclo en un canal hasta 3 ciclos a 128 muestras por ciclo en los seis canales de las entradas de intensidad y tensión medidas (consulte la Figura 8– 1 de la página 63). El software de PowerLogic le permitirá configurar la captura de eventos y recuperar la forma de onda. Registrar el evento en el registro de alarmas. Cuando se origina un evento, el modelo PM870 actualiza el registro de alarmas a través de un indicador de fecha y hora con una resolución de 1 milisegundo para una activación de bajada o subida y a través de una magnitud de rms correspondiente al valor más extremo de la bajada o subida durante el retardo de activación del evento. Asimismo, el modelo PM870 registra la desactivación de la bajada o subida en el registro de alarmas al final de la perturbación. Se almacena esta información: un indicador de hora de desactivación con una resolución de 1 milisegundo y una segunda magnitud de rms correspondiente al valor más extremo de la bajada o subida. El software de PowerLogic le permitirá visualizar el registro de alarmas. NOTA: La pantalla de la central de medida tiene una resolución de 1 segundo.

• Forzar una entrada de registro cronológico de datos hasta en 3 registros • •

cronológicos de datos independientes. El software de PowerLogic le permitirá configurar y visualizar los registros cronológicos de datos. Activar los relés de salida cuando se detecta el evento. Mostrar la alarma en la pantalla mediante el parpadeo del icono de mantenimiento para indicar que se ha producido un evento de subida o bajada.


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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas

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Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas Introducción Este capítulo proporciona información sobre el mantenimiento de la central de medida. La central de medida no contiene componentes que requieran mantenimiento por parte del usuario. Para reparar la central de medida, póngase en contacto con su distribuidor local. No abra la central de medida. Si se abre la central de medida, se anula la garantía.

PELIGRO RIESGO DE DESCARGA ELÉCTRICA, EXPLOSIÓN O DESTELLO DE ARCO • No intente reparar la central de medida. Las entradas de TI y TT pueden tener intensidades y tensiones peligrosas. • Únicamente el personal de reparaciones autorizado por el fabricante podrá reparar la central de medida. El incumplimiento de estas instrucciones ocasionará muerte o lesiones graves.

PRECAUCI N RIESGO DE DESPERFECTOS EN EL EQUIPO • No realice una prueba (de rigidez) dieléctrica ni una prueba de megóhmetro en la central de medida. Si se realiza una prueba de alta tensión en l a central de medida, podría dañarse la unidad. • Antes de realizar una prueba de rigidez dieléctrica o de megóhmetro en cualquier equipo en que se haya instalado la central de medida, todos los cables de entrada y salida de la central de medida deberán estar desconectados. El incumplimiento de estas instrucciones puede causar lesiones o desperfectos en el equipo.

Memoria de la central de medida La central de medida usa memoria no volátil (RAM) para conservar todos los datos y los valores de configuración de las medidas. Dentro del rango de temperatura de funcionamiento especificado para la central de medida, la duración prevista de esta memoria no volátil es de hasta 100 años. La central de medida almacena los registros de datos en un chip de memoria, cuya vida útil es de hasta 20 años, dentro del rango de temperatura de funcionamiento especificado para la central de medida. La duración del reloj interno con batería de emergencia es de más de 10 años a 25 °C. NOTA: La duración prevista depende de las condiciones de funcionamiento; por ello, esto no constituye una garantía ni expresa ni implícita.

Valores de fecha y hora El reloj del modelo PM810 es volátil. Por tanto, dicho modelo regresa a la hora y fecha predeterminadas de 12:00 a.m. y 01-01-1980 cada vez que se restablece. El restablecimiento sucede cuando el medidor deja de recibir alimentación o se cambian los parámetros de su configuración, incluida la selección del formato de hora (24 horas o AM/PM) o de fecha. Para evitar el restablecimiento del reloj más de una vez, establezca siempre la hora y la fecha del reloj en último lugar. El módulo opcional PM810LOG proporciona al modelo PM810 un reloj no volátil, así como registro incorporado y lecturas de armónicos individuales.


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Identificación de la versión de firmware, el modelo y el número de serie 1. En el primer nivel de menú, pulse ###: hasta que aparezca MANT. 2. Pulse DIAGN. 3. Pulse MEDID. 4. Vea el modelo, la versión de firmware (SIS.OP) y el número de serie. 5. Pulse 1; para volver a la pantalla MANTENIMIENTO.

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Visualización de la pantalla en diferentes idiomas La central de medida se puede configurar para usarla en uno de los tres idiomas siguientes: inglés, francés y español. Hay otros idiomas disponibles. Póngase en contacto con su distribuidor local para obtener más información acerca de las otras opciones de idiomas. Para seleccionar el idioma de la central de medida, debe proceder de la manera siguiente: 1. En el primer nivel de menú, pulse ###: hasta que aparezca MANT. 2. Pulse MANT. 3. Pulse CONF. 4. Introduzca la contraseña y, a continuación, pulse OK. 5. Pulse ###: hasta que aparezca IDIOM. 6. Pulse IDIOM. 7. Seleccione el idioma: INGL. (inglés), FRANC. (francés), ESPAN. (español), ALEM (alemán) o RUSO. 8. Pulse OK. 9. Pulse 1; 10. Pulse SÍ para guardar los cambios.

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Soporte técnico Para recibir ayuda con aspectos técnicos, póngase en contacto con el distribuidor local de Schneider Electric.

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Resolución de problemas La información de la Tabla 10–1 de la página 72 describe posibles problemas con sus causas más probables. También se enumeran las comprobaciones que se pueden realizar o las posibles soluciones de cada problema. Si no consigue solucionar el problema tras consultar dicha tabla, póngase en contacto con el distribuidor local de Schneider Electric para obtener asistencia.

PELIGRO RIESGO DE DESCARGA ELÉCTRICA, EXPLOSIÓN O DESTELLO DE ARCO • Utilice un equipo de protección individual (EPI) y siga las prácticas de seguridad de trabajo eléctrico. Por ejemplo, en EE. UU. consulte la normativa NFPA 70E. • Sólo el personal cualificado puede instalar y reparar este equipo. • Antes de iniciar cualquier operación con el equipo o dentro de este, apague todas sus fuentes de alimentación. • Utilice siempre un voltímetro de rango adecuado para confirmar que el equipo está totalmente apagado. • Inspeccione cuidadosamente el área de trabajo para asegurarse de que no se ha dejado ninguna herramienta ni ningún objeto dentro del equipo. • Tenga cuidado al desmontar o instalar los paneles para que no toquen el bus activo; evite manejar paneles, lo cual podría provocar lesiones. El incumplimiento de estas instrucciones ocasionará muerte o lesiones graves.

LED de latido de corazón El LED de latido de corazón ayuda a resolver los problemas de la central de medida. Funciona de la siguiente manera:

• Funcionamiento normal: El LED parpadea de forma regular durante el •

•

•

funcionamiento normal. Comunicaciones: El ritmo de parpadeo del LED cambia a medida que el puerto de comunicaciones transmite y recibe datos. Si no cambia el ritmo de parpadeo del LED cuando se envían datos desde el ordenador maestro, la central de medida no está recibiendo las solicitudes del ordenador maestro. Hardware: Si el LED de latido de corazón permanece encendido y no parpadea, apagándose y encendiéndose, existe un problema de hardware. Efectúe un restablecimiento completo de la central de medida (apague el suministro eléctrico de la central de medida y, a continuación, restablézcalo). Si el LED de latido de corazón permanece encendido, póngase en contacto con el distribuidor local. Alimentación y pantalla : Si el LED de latido de corazón parpadea pero la pantalla está vacía, esta no está funcionando correctamente. Si la pantalla está vacía y el LED no está encendido, compruebe que se ha conectado la alimentación a la central de medida.


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Tabla 10–1: Resolución de problemas Problema

Causa probable

El icono de mantenimiento Posible problema de hardware o se ilumina en la pantalla de firmware de la central de medida. la central de medida.

La pantalla muestra el código de error 3.

Pérdida de alimentación o la configuración del medidor ha cambiado.

La pantalla está en blanco después de aplicar la Puede que la central de medida no alimentación a la central de esté recibiendo la alimentación medida. eléctrica adecuada.

Posible solución Vaya a MANT > DIAGN. Aparecerán mensajes de error que indican la razón por la que el icono está encendido. Anote estos mensajes de error y llame al Soporte técnico, o póngase en contacto con el distribuidor local para obtener asistencia. Establezca la fecha y la hora. •

•

Compruebe que los terminales de la central de medida de fase (L) y neutro (N) (terminales 25 y 27) reciben la alimentación adecuada. Verifique que el LED de latido del corazón esté parpadeando.

Compruebe que la central de medida tiene La central de medida está conectada la conexión a tierra que se describe en el a tierra incorrectamente. apartado “Conexión a tierra de la central de medida” de la guía de instalación. Compruebe que se han introducido los valores correctos en los parámetros de configuración de la central de medida (valores nominales del TI y TT, tipo de Valores de configuración incorrectos. sistema, frecuencia nominal, etc.). Consulte la sección “Cómo configurar la central de medida” en la página 13 para obtener instrucciones de configuración. Los datos que se visualizan no son exactos o no son Compruebe los terminales L (8, 9, 10, 11) los esperados. de entrada de tensión de la central de Entradas de tensión incorrectas. medida para verificar que existe la tensión adecuada.

No es posible comunicarse con la central de medida desde un ordenador remoto.

72

La central de medida está mal cableada.

Compruebe que todos los TI y TT estén bien conectados (polaridad adecuada) y que están activados. Compruebe los terminales de cortocircuito. Consulte la sección “Cableado de los transformadores de instrumentos: Tablas de resolución de problemas” en la página 73. Inicie una comprobación de cableado utilizando el software de PowerLogic.

La dirección de la central de medida es incorrecta.

Compruebe que la central de medida posee la dirección correcta. Consulte la sección “Configuración de COM (comunicaciones)” en la página 15 para obtener instrucciones.

La velocidad de transmisión en baudios de la central de medida es incorrecta.

Compruebe que la velocidad de transmisión en baudios de la central de medida coincide con la velocidad en baudios del resto de los dispositivos del enlace de comunicaciones. Consulte la sección “Configuración de COM (comunicaciones)” en la página 15 para obtener instrucciones.

La conexión de las líneas de comunicaciones no es la adecuada.

Verifique las conexiones de comunicaciones de la central de medida. Consulte la guía de instalación de la serie PM800.

La terminación de las líneas de comunicaciones no es la adecuada.

Compruebe que se ha instalado adecuadamente el terminal de línea de comunicaciones multipunto. Consulte la guía de instalación de la serie PM800.

Instrucción de ruta incorrecta en la central de medida.

Compruebe la instrucción de ruta. En la ayuda en línea o la documentación del software encontrará las instrucciones para definir las instrucciones de ruta.


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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Apéndice A: Cableado de los transformadores de instrumentos: Tablas de resolución de problemas

Apéndice A: Cableado de los transformadores de instrumentos: Tablas de resolución de problemas Las lecturas anormales en un medidor instalado pueden significar en ocasiones un cableado incorrecto. Este apéndice se incluye como ayuda para resolver problemas de cableado potenciales.

Uso de este apéndice Las siguientes páginas contienen tablas de casos ordenadas en secciones. Estas tablas muestras diversos síntomas y las causas probables. Sección I: Compruebe primero estas tablas. Se trata de problemas comunes de sistemas de 3 y 4 hilos que pueden originarse independientemente del tipo de sistema. Sección II: Compruebe estas tablas si va a solucionar problemas en sistemas de 3 hilos más complejos. Sección III: Compruebe estas tablas si va a solucionar problemas en sistemas de 4 hilos más complejos. Los síntomas indicados son “ideales”, y debe utilizarse el sentido común para resolver los problemas. Por ejemplo, si la lectura de kW es 25 pero se sabe que debería ser aproximadamente 300 kW, vaya a una tabla en la cual “kW = 0” aparezca como uno de los síntomas. Debido a que es casi imposible tratar todas las combinaciones de múltiples errores de cableado u otros problemas que pueden presentarse (por ejemplo, fusibles fundidos del TT o ausencia de conexión a tierra del neutro del TT), este manual solo trata generalmente un problema de cableado cada vez. Antes de intentar resolver problemas de cableado, es imprescindible tener todas las lecturas instantáneas para consultarlas. Específicamente, esas lecturas deben incluir lo siguiente:

• • • • • • •

¿Qué es normal?

Tensiones de fase a fase Tensiones de fase a neutro Intensidades de fase Factor de potencia Valores de kW Valores de kVAR Valores de kVA

La mayoría de los sistemas de suministro eléctrico tienen retraso del factor de potencia (inductivo). Sólo se puede esperar avance del factor de potencia si se conectan condensadores de corrección del factor de potencia o si existen en línea motores síncronos con sobreexcitación con suficientes kVAR capacitivos para sobrecorregir el factor de potencia convirtiéndolo en avance. Algunos sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI) también generan un avance del factor de potencia. Las lecturas de sistemas de factor de potencia de retraso “normales” son las siguientes:

• Valores kW positivos =

3  V 12  I 3  Prom  FP 3  Prom   1000

• Valores kVAR negativos =

  kV A 

• Valores kVA (siempre positivos) = •

2

2

–

 kW    1000

3  V12  I 3  Prom   1000

= retraso comprendido entre 0,70 y 1,00 (para sistemas de 4 hilos, todos los factores de potencia de fases son aproximadamente iguales) • Intensidades de fase aproximadamente iguales • Tensiones de fase aproximadamente iguales Una comprobación rápida de lecturas correctas consiste en hacer comparaciones de kW (calculadas utilizando la ecuación anterior y comparándolas con la lectura del medidor) y una lectura razonable del retraso del factor de potencia medio de las tres fases. Si es correcto el resultado de estas comprobaciones, hay pocas razones para continuar la comprobación de problemas de cableado. FP 3  Prom

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73


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Sección I: Problemas corrientes en sistemas de 3 hilos y 4 hilos Sección I: Caso A Síntomas: 3 hilos y 4 hilos

•

Cero amperios

•

Cero kW, kVAR, kVA

Causas posibles •

Secundarios de los TI en cortocircuito.

•

Menos del 2% de carga en la central de medida sobre la base de la relación del TI.

Ejemplo: Con TI de 100/5, tienen que pasar al menos 2 A a través del devanado de los TI para que la central de medida “se despierte”.

Sección I: Caso B Síntomas: 3 hilos y 4 hilos

•

Valores kW negativos de la magnitud esperada

•

Valores kVAR positivos

•

Retraso del factor de potencia normal

Causas posibles •

Las tres polaridades del TI están invertidas; podría ser que los TI están montados físicamente con la marca de polaridad del primario hacia la carga en lugar de hacia la fuente o se pueden haber intercambiado los conductores del secundario.

•

Las tres polaridades del TT están invertidas; de nuevo, esto puede ocurrir en el primario o en el secundario.

NOTA: La experiencia demuestra que el problema está normalmente en los TI.

Sección I: Caso C Síntomas: 3 hilos y 4 hilos

Causas posibles •

•

74

Neutro común de los primarios y/o secundarios de los TT no conectado a tierra (se han visto valores tan altos como 275 Hz y tan bajos como 10 Hz).

La frecuencia tiene un valor anormal; puede ser • Problema de conexión del sistema a tierra en el transformador de o no un múltiplo de 50/60 Hz. distribución de potencia (por ejemplo, en el transformador de la central de la compañía eléctrica), aunque esto es poco probable.



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Sección II: Resolución de problemas de sistemas de 3 hilos Sección II: Caso A Síntomas: 3 hilos •

Intensidades y tensiones aproximadamente equilibradas.

•

Valores kW = casi 0.

•

Valores kVAR = casi 0.

•

El factor de potencia puede tener cualquier valor; probablemente fluctúa.

Causas posibles

•

Los conductores del secundario del TI están intercambiados (conductor de la fase 1 en el terminal de la fase 3, y viceversa).

•

Los conductores del secundario del TT están intercambiados (conductor de la fase 1 en el terminal de la fase 3, y viceversa).

Sección II: Caso B Síntomas: 3 hilos •

La intensidad de la fase 2 es 3 mayor que las intensidades de las fases 1 y 3 (excepto en el sistema de tipo 31).

•

Valores kVA = aproximadamente la mitad de la magnitud esperada.

•

Valores kW y kVAR pueden ser positivos o negativos, con valor inferior a proximadamente a la mitad de la magnitud esperada.

•

El factor de potencia puede tener cualquier valor y probablemente un valor de avance bajo.

Causas posibles

•

Una polaridad del TI está invertida.

Sección II: Caso C Síntomas: 3 hilos

Causas posibles

•

V31 es

3 mayor que V 12 y V 23 .

•

Valores kVA = aproximadamente la mitad de la magnitud esperada.

•

Valores kW y kVAR pueden ser positivos o • negativos, con valor inferior a proximadamente a la mitad de la magnitud esperada.

•

El factor de potencia puede tener cualquier valor y probablemente un valor de avance bajo.

Una polaridad del TT está invertida.

Sección II: Caso D Síntomas: 3 hilos • •

Causas posibles

Valores kW = 0 o bajos, con magnitud inferior a la de los valores kVAR. • Valores kVAR = positivo o negativo con magnitud próxima a la que se espera para los valores kW.

•

Valores kVA = magnitud esperada.

•

Factor de potencia = próximo a 0 hasta aproximadamente 0,7 en avance.


Los dos conductores de tensión están intercambiados O BIEN los dos conductores de intensidad están intercambiados Y un transformador de instrumentos tiene polaridad invertida. (Busque V31 3 alta o intensidad de la fase 2 = 3 alta.) =

•

La central de medida está midiendo una carga puramente capacitiva (esto no es habitual); en este caso, los valores kW y kVAR serán positivos y el factor de potencia será casi cero en avance.

75


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Sección II: Caso E Síntomas: 3 hilos

Causas posibles

•

La lectura de la intensidad de una fase es 0.

•

Valores kVA = aproximadamente la mitad del valor esperado.

•

Valores kW, kVAR y el factor de potencia pueden ser positivos o negativos y tener cualquier valor.

•

El TI de la fase cuya lectura es 0 está en cortocircuito.

•

Pasa menos del 2% de la intensidad (sobre la base de la relación del TI) a través del TI de la fase cuya lectura es 0.

Sección III: Resolución de problemas de sistemas de 4 hilos Sección III: Caso A Síntomas: 4 hilos •

Causas posibles

Valores kW = aproximadamente 1/3 del valor esperado.

•

• Una polaridad del TI está invertida. Valores kVAR = aproximadamente 1/3 del valor NOTA: Normalmente, la única manera de detectar este problema es mediante el esperado. procedimiento de comprobación rápida. Es muy importante calcular siempre valores kW.

•

Factor de potencia = 1/3 del valor esperado.

•

Todo lo demás es normal.

En este caso, es el único sí ntoma, y pasa desapercibido a menos que se haga el cálculo o que alguien se dé cuenta de que hay un TI invertido en una captura de formas de onda.

Sección III: Caso B Síntomas: 4 hilos •

Causas posibles


•

Una polaridad del TT está invertida.

•

Valores kVAR = aproximadamente 1/3 del valor NOTA: La lectura de la tensión de fase a fase que no esté referida al TT con polaridad invertida será la única lectura correcta. esperado.

•

2 de las 3 tensiones de fase a fase son bajas.

3

•

Factor de potencia = 1/3 del valor esperado.

•


Ejemplo: V12

=

277 , V23

=

480 , V 31

=

277

En este caso, la polaridad del TT de la fase 1 está invertida. V23 es correcta porque no hace referencia a V 1 .

Sección III: Caso C Síntomas: 4 hilos

76

Causas posibles

•

Una tensión de fase a neutro es cero:

•

2 de las 3 tensiones de fase a fase son bajas.

•


•

Valores kVAR = aproximadamente 2/3 del valor Ejemplo: V12 esperado.

•

Valores kVA = aproximadamente 2/3 del valor referencia a V . 2 esperado.

•

El factor de potencia puede parecer anormal.

3

•

Falta la entrada de medición del TT (fusible fundido, interrupción por fase abierta, etc.) en la fase cuya lectura es cero.

NOTA: La lectura de la tensión de fase a fase que no esté referida a la entrada que falta del TT será la única lectura correcta. =

277 , V23

=

277 , V 31

=

480

En este caso, la polaridad del TT de la fase 2 falta. V31 es correcta porque no hace


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Sección III: Caso D Síntomas: 4 hilos •

Valores kW de 3 fases = 2/3 del valor esperado.

•

Valores kVAR de 3 fases = 2/3 del valor esperado.

•

Valores kVA de 3 fases = 2/3 del valor esperado.

•

La lectura de la intensidad de una fase es 0.

•


Causas posibles

•

El TI de la fase cuya lectura es 0 está en cortocircuito.

•

Pasa menos del 2% de la intensidad (sobre la base de la relación del TI) a través del TI de la fase cuya lectura es 0.

Sección III: Caso E Síntomas: 4 hilos •

Valores kW = casi 0.

•

Valores kVA = casi 0.

• •

Causas posibles •

Dos conductores del secundario del TI están intercambiados (fase 1 en el terminal de la fase 2, por ejemplo).

Factor de potencia trifásico oscilando entre avance y retraso.

•

Dos conductores del secundario del TT están i ntercambiados (fase 1 en el terminal de la fase 2, por ejemplo).

Las tensiones, intensidades y valores kVA son normales.

NOTA: En cualquier caso, la entrada de la fase que no está intercambiada dará una lectura normal del retraso del factor de potencia.

Sección III: Caso F Síntomas: 4 hilos •

Causas posibles

Valores kW = negativos y con valor inferior a los • valores kVAR.

•

Valores kVAR = negativos y de valor próximo al esperado para los valores kW.

•

Valores kVA = valor esperado.

•

Factor de potencia bajo y en avance.

•

Las tensiones e intensidades son normales.

•

Los tres conductores que conectan el TT están “girados” en sentido contrario al de las agujas del reloj: hilo de la fase 1 en el terminal de la fase 3, hilo de la fase 2 en el terminal de la fase 1, hilo de la fase 3 en el terminal de la fase 2. Los tres conductores que conectan el TI están “girados” en el sentido de las agujas del reloj: hilo de la fase 1 en el terminal de la fase 2, hilo de la fase 2 en el terminal de la fase 3, hilo de la fase 3 en el terminal de la fase 1.

Sección III: Caso G Síntomas: 4 hilos

Causas posibles

•

Valores kW = negativos y con valor inferior a los • valores kVAR.

•

Valores kVAR = positivos y de valor próximo al esperado para los valores kW. NOTA: Parece que los valores kW y kVAR han intercambiado sus lugares.

•

Valores kVA = valor esperado.

•

Factor de potencia bajo y en retraso.

•

Las tensiones e intensidades son normales.


•

Los tres conductores que conectan el TT están “girados” en el sentido de las agujas del reloj: hilo de la fase 1 en el terminal de la fase 2, hilo de la fase 2 en el terminal de la fase 3, hilo de la fase 3 en el terminal de la fase 1. Los tres conductores que conectan el TI están “girados” en sentido contrario al de las agujas del reloj: hilo de la fase 1 en el terminal de la fase 3, hilo de la fase 2 en el terminal de la fase 1, hilo de la fase 3 en el terminal de la fase 2.

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Ejemplo de campo Lecturas de un sistema de 4 hilos

• • • • • • • • • • • • • •

kW

=

25

kVAR kVA I1

=

=

–

15

27

904 A

=

I2

=

910 A

I3

=

931 A

I3  Prom

=

908 A

V12

=

495 V

V23

=

491 V

V31

=

491 V

V1N

=

287 V

V2N

=

287 V

V3N

=

284 V

FP 3  Prom

=

0.75

retraso a

0.22

en avance fluctuante

Diagnóstico de resolución de problemas

• Los factores de potencia no pueden ser correctos. • No existe ninguno de los síntomas de la “Sección II”; por tanto, pase a la resolución de • • • • • • •

78

problemas de 4 hilos (“Sección IV”). No se pueden calcular valores kW porque el factor de potencia trifásico no puede ser correcto; por tanto, calcule en su lugar valores kVA. Valores kVA calculados =  3  V12  I3  Prom   1000 =  1.732  495  908   1000 = 778 kVA La lectura de la central de medida es esencialmente cero comparada con este valor. El caso E de 4 hilos parece similar. Puesto que los TT se conectaron a otras c entrales de medida cuyas lecturas eran correctas, sospeche que se han intercambiado dos conductores del TI. Puesto que el factor de potencia de la fase 1 es el único que tiene un valor normal en retraso, sospeche que se han intercambiado los conductores de los TI de la fase 2 y de la fase 3. Después de intercambiar los conductores de los TI de la fase 2 y de la fase 3, todas las lecturas han vuelto a coincidir con los valores esperados; problema resuelto.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Apéndice B: Lista de registros

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Apéndice B: Lista de registros Acceso a la lista de registros La lista de registros correspondiente a la versión más reciente del firmware se encuentra del siguiente modo: 1. Mediante un explorador web, vaya al sitio web http://www.schneider-electric.com. 2. Localice el cuadro Search (Buscar) en la esquina superior derecha de la página de inicio. 3. En dicho cuadro de búsqueda, escriba “PM8”. 4. En la lista desplegable del cuadro, haga clic en “PM800 series” (Serie PM800). 5. En la zona Downloads (Descargas), en la parte derecha de la página, haga clic en “Software/Firmware”. 6. Haga clic en la lista de registros pertinente y, a continuación, descargue el archivo de documento que se indica. También encontrará los archivos de firmware más recientes y un archivo de historial que describe las mejoras incorporadas en cada versión del firmware.

Acerca de los registros Para los registros definidos en bits, el bit situado más a la derecha recibe el nombre de bit 00. La Figura B–1 muestra cómo se organizan los bits en un registro. Figura B–1: Bits en un registro Byte alto

0

0

0

0

0

0

15 14 13 12 11 10

Byte bajo

1

0

0

0

1

0

0

1

0

0

09 08 07 06 05 04 03 02 01 00 Núm. de bit

Los registros de la central de medida se pueden usar con los protocolos MODBUS o JBUS. Aunque el protocolo MODBUS usa una convención de direcciones de registro basada en ceros y el protocolo JBUS usa una convención de direcciones de registro basada en unos, la central de medida compensa automáticamente la desviación de un dígito del protocolo MODBUS. Considere que todos los registros contienen registros en los que se puede usar una desviación de 30 000 o 40 000. Por ejemplo, Intensidad de la fase 1 residirá en el registro 31 000 o 41 000 en lugar de hacerlo en el 1100.

Registros de coma flotante También hay registros de coma flotante disponibles. Para habilitar los registros de coma flotante, consulte la sección “Activación de los registros de coma flotante” en la página 91.


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Cómo se almacenan la fecha y la hora en los registros La fecha y la hora se almacenan en un formato comprimido de tres registros. Cada uno de los tres registros, como los registros del 1810 al 1812, contiene un valor de byte alto y de byte bajo que representan la fecha y la hora en formato hexadecimal. En la Tabla B–1 se muestra una lista con el registro y la parte de la fecha y la hora que representa. Tabla B–1: Formato de fecha y hora Registro

Byte alto

Byte bajo

Registro 0

Mes (1-12)

Día (1-31)

Registro 1

Año (0-199)

Hora (0-23)

Registro 2

Minuto (0-59)

Segundo (0-59)

La Tabla B–2 muestra un ejemplo de la fecha y la hora. Si la fecha fuera 01/25/00 y la hora 11:06:59, el valor hexadecimal sería 0119, 640B, 063B. Al descomponerlo en bytes, obtenemos lo siguiente: Tabla B–2: Ejemplo de byte de fecha y hora Valor hexadecimal

Byte alto

Byte bajo

0119

01 = mes

19 = día

640B

64 = año

0B = hora

063B

06 = minuto

3B = segundos

NOTA: El formato de fecha es un formato comprimido de tres registros (6 bytes). (El año 2001 se representa como 101 en el byte de año.)

Cómo se almacena el factor de potencia con signo en el registro Cada valor del factor de potencia ocupa un registro. Estos valores se almacenan usando una notación de magnitudes con signo (consulte la Figura B–2). El bit número 15, el bit del signo, indica avance o retraso. Un valor positivo (bit 15 = 0) siempre indica avance. Un valor negativo (bit 15 = 1) siempre indica retraso. Los bits 0-9 almacenan un valor dentro del rango comprendido entre 0 y 1000 decimal. Por ejemplo, la central de medida devolverá un factor de potencia de avance de 0,5 como 500. Divídalo por 1000 para obtener un factor de potencia dentro del rango comprendido entre 0 y 1000. Figura B–2: Formato del registro del factor de potencia 15 14 13 12 11 10 0

Bit del signo 0 = Avance 1 = Retraso

0

0

0

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

0

Bits no utilizados establecidos en 0

Factor de potencia en el rango de 100-1000 (miles)

Cuando el factor de potencia es de retraso, la central de medida devuelve un valor elevado negativo; por ejemplo, −31 794. Esto sucede porque el bit 15 = 1 (por ejemplo, el equivalente binario de −31 794 es 1000001111001110). Para obtener un valor dentro del rango comprendido entre 0 y 1000, es necesario a plicar una máscara al bit 15. Esto se hace añadiendo 32 768 al valor. El siguiente ejemplo ayudará a entender la idea. Supongamos que lee un factor de potencia con un valor de −31 794. Convierta este factor de potencia al rango comprendido entre 0 y 1000 de la siguiente manera: −31 794 + 32,768 = 974

974/1000 = 0,974 retraso del factor de potencia

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Comandos Modbus admitidos La Figura B–3 muestra los comandos Modbus que admiten las centrales de medida de la serie PM800. Si desea una lista de registros actualizada, consulte la sección “Acceso a la lista de registros” al inicio de este capítulo. Tabla B–3: Comandos Modbus Comando

Descripción

0x03

Leer los registros de retención

0x04

Leer los registros de entrada

0x06

Preestablecer registros individuales

0x10

Preestablecer regist ros múlt iples ID de informe Cadena de devolución Byte 1: 0x11 Byte 2: Número de bytes siguientes sin CRC Byte 3: Byte de ID = 250 Byte 4: Estado = 0xFF Bytes 5 y siguientes: Cadena de ID = central de medida PM8xx Últimos 2 bytes: CRC Leer identificación del dispositivo, implementación BASIC (datos 0x00, 0x01, 0x02), nivel de conformidad 1

0x11

Valores de objetos 0x01: Si el registro 4128 es 0, entonces “Schneider Electric”. Si el registro 4128 es 1, entonces “Square D”. 0x02: “PM8xx”. 0x03: “Vxx.yyy” donde “xx.yyy” es el número de versión del sistema operativo. Esta es la versión con nuevo formato del registro 7001. Si el valor del registro 7001 es 11 900, entonces los datos 0x03 serán “V11.900”.

0x2B

Restablecimiento de los registros La Figura B–4 muestra los comandos necesarios para restablecer muchas de las funciones de la central de medida. Para llevar a cabo estos restablecimientos, basta con escribir los comandos en el registro 4126. Tabla B–4: Lista de registros: Comandos de restablecimiento Comandos de restablecimiento: Escribir comandos en el registro 4126 Comando Parámetros Notas 666

Reiniciar la medición de la demanda.

1115

Restablecer el medidor.

3211

Restablecer todas las alarmas a los valores

3320

Desactivar la salida digital.

3321

Activar la salida digital.

3361

Restablecer el contador de salidas digitales.

3365

Restablecer el contador de entradas digitales.

6209

Registro

Valor de energía que aparecerá en el registro

7016

4000

7017

4001

7018

4002

7019

4003

7020

4004

7021

4005

Valores de energía predeterminados

10001

Borrar los temporizadores de uso. (Poner a 0.)

14255

Restablecer todos los valores mínimos/máximos. (Establece los valores predeterminados.)

21212

Restablecer valores de la demanda de punta. (Poner a 0.)

30078

Borrar todos los acumuladores de energía. (Poner a 0.)


81


82

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos

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Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos Descripción general de la interfaz de comandos La central de medida ofrece una interfaz de comandos que permite ejecutar comandos que realizan diversas operaciones como, por ejemplo, controlar relés. La Tabla C–1 muestra las definiciones de los registros. La Tabla C–2 muestra los comandos disponibles. La interfaz de comandos se ubica en la memoria, en los registros 8000-8149. Tabla C– 1: Ubicación de la interfaz de comandos Registro

Descripción

8000

Es te es el regi stro donde se escri ben los comandos.

8001-8015

Estos son los registros donde se escriben los parámetros de un comando. Los comandos pueden tener hasta 15 parámetros asociados.

8017

Puntero de comandos. Este registro contiene el número de registro en el que se almacena el último comando introducido.

8018

Puntero de resultados. Este registro contiene el número de registro en el que se almacenan los resultados del último comando introducido.

8019

Puntero de datos de E/S. Este registro sirve para señalar a los registros del búfer de datos, adonde se pueden enviar datos adicionales o devolver datos.

8020-8149

Estos registros sirven para que el usuario escriba información en ellos. Según qué puntero coloque la información en el registro, este puede contener estado (a partir del puntero 8017), resultados (a partir del puntero 8018) o datos (a partir del puntero 8019). Los registros contienen información como, por ejemplo, si la función está activada o desactivada, configurada como rellenar y retener, horas de inicio y fi n, intervalos de registro, etc. De manera predeterminada, los datos devueltos comenzarán en 8020 a menos que especifique lo contrario.

Cuando los registros comprendidos entre 8017 y 8019 están definidos como cero, no se devuelven valores. Si alguno o la totalidad de estos registros contiene un valor, al ejecutarse el comando el valor del registro apunta a un registro de destino, que contiene el estado, código de error o datos de E/S (según el comando). La Tabla C–1 muestra cómo funcionan estos registros. NOTA: El usuario debe especificar la ubicación del registro donde se escribirán los resultados. Por tanto, tenga cuidado al asignar valores de registro en los registros de puntero. Los valores pueden quedar dañados cuando dos comandos utilizan el mismo registro. Figura C– 1: Registros de puntero de la interfaz de comandos Registro 8017

Registro 8018

Registro 8019

8020

Registro 8020

1

(estado del último comando)

Registro 8021

51

(código de error provocado por el último comando)

Registro 8022

0

(datos devueltos por el último comando)

8021

8022

Consulte la sección “Acceso a la lista de registros” en la página 79 para obtener instrucciones sobre el acceso a la lista de registros completa.


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Ejecución de comandos Para ejecutar comandos mediante la interfaz de comandos, siga estos pasos generales: 1. Escriba los parámetros relacionados en los registros de parámetros de comando 8001-15.

2. Escriba el código de comando en el registro 8000 de la interfaz de comandos. Si no existen parámetros asociados con el comando, bastará con escribir el código del comando en el registro 8000. La Tabla C–2 muestra los códigos de comando que se pueden escribir en el registro 8000 de la interfaz de comandos. Algunos comandos poseen un registro asociado en los que se escriben los parámetros correspondientes a ese comando. Por ejemplo, cuando se escribe el parámetro 9999 en el registro 8001 y se ejecuta el código de comando 3351, todos los relés se activarán si están configurados para control externo.

Tabla C–2: Códigos de comando Registro de Código de parámetro comando de comando

Parámetros

1110

Ninguno

Ninguno

1210

Ninguno

Ninguno

8001 8002 8003 8004 8005 8006

Mes Día Año Hora Minuto Segundo

Ninguno Ninguno

Ninguno Ninguno

1310

1410 1411

Descripción Hace que la unidad se restablezca por software (reinicia la central de medida). Borra los contadores de comunicaciones. Establece la fecha y la hora del sistema. Los valores de los registros son los siguientes: Mes (1-12) Día (1-31) Año (cuatro dígitos, por ejemplo, 2000) Hora (formato de 24 horas, por ejemplo, 14 = 2:00 p.m.)

Minuto (1-59) Segundo (1-59) Desactiva el interruptor del precinto de seguridad. Activa el interruptor del precinto de seguridad.

Salidas de relés 3310 3311 3320 3321 3330 3340 3341 3350 3351

8001 8001 8001 8001 8001 8001 8001 8001 8001

Número de salida de relé Número de salida de relé Número de salida de relé Número de salida de relé Número de salida de relé Número de salida de relé Número de salida de relé 9999 9999

➀ Configura el relé para control externo. ➀ Configura el relé para control interno. ➀ Desactiva el relé designado. ➀ Activa el relé designado. ➀ Libera el relé especificado del estado de enclavado. ➀ Libera el relé especificado del control de anulación. ➀ Sitúa el relé especificado bajo control de anulación.

Desactiva todos los relés. Activa todos los relés. Restablece el contador de funcionamiento 3361 8001 Número de salida de relé ➀ correspondiente al relé especificado. Restablece el tiempo de activación del relé 3362 8001 Número de salida de relé ➀ especificado. Restablece el contador de funcionamiento de todos 3363 8001 Ninguno los relés. 3364 8001 Ninguno Restablece el tiempo de activación de todos los relés. Restablece el contador de funcionamiento 3365 8001 Número de entrada ➀ correspondiente a la entrada especificada. Restablece el tiempo de activación de la entrada 3366 8001 Número de entrada ➀ especificada. Restablece el contador de funcionamiento de todas 3367 8001 Ninguno las entradas. Restablece el tiempo de activación de todas las 3368 8001 Ninguno entradas. Restablece todos los contadores y temporizadores 3369 8001 Ninguno correspondientes a todas las E/S. Número de salida 3370 8001 Desactiva la salida analógica especificada. analógica ➀ Número de salida 3371 8001 Activa la salida analógica especificada. analógica ➀ 3380 8001 9999 Desactiva todas las salidas analógicas. 3381 8002 9999 Activa todas las salidas analógicas. ➀ Debe escribir en el registro 8001 el número que identifica la salida que utili zar. Para determinar el número de identificación, consulte la sección “Números de puntos de E/S” en la página 86. ➁ La ubicación del búfer de datos (registro 8019) es el puntero que señala el primer registro donde se al macenarán datos. De manera predeterminada, los datos devueltos comienzan en el registro 8020, si bien se puede utilizar cualquiera de los registros de 8020-8149. Tenga cuidado al asignar punteros. Los valores pueden resultar dañados si dos comandos utilizan el mismo r egistro. Consulte la sección “Acceso a la lista de registros” en la página 79 para obtener instrucciones sobre el acceso a la lista de registros completa.

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63230-500-226A2 3/2011 Tabla C–2: Códigos de comando Registro de Código de parámetro comando de comando

Parámetros

Descripción

Restablecimientos 1522

Ninguno

4110

8001

5110 5111 5113 5114

Ninguno Ninguno Ninguno Ninguno

5115

Ninguno

5210

Ninguno

5211

Ninguno

5213

Ninguno

5214

Ninguno

5215

Ninguno

5910

8001

6209

8019

6210 6211 6212 6213 6214

Ninguno Ninguno Ninguno Ninguno Ninguno

6215

Ninguno

6320 6321 6910

Ninguno Ninguno Ninguno

Ninguno 0 = Mes actual y anteriores 1 = Mes actual 2 = Mes anterior Ninguno Ninguno Ninguno Ninguno

Restablece el registro histórico de alarmas. Restablece los valores mínimos y máximos.

Restablece todos los registros de demanda. Restablece la demanda de intensidad. Restablece la demanda de potencia. Restablece la demanda de entrada. Restablece la demanda genérica correspondiente al Ninguno primer grupo de 10 variables. Restablece todos los valores mínimos y máximos de la Ninguno demanda. Restablece los valores mínimos y máximos de la Ninguno demanda de intensidad. Restablece los valores mínimos y máximos de la Ninguno demanda de potencia. Restablece los valores mínimos y máximos de la Ninguno demanda de entrada. Restablece los valores mínimos y máximos de la Ninguno demanda genérica 1. Inicia un nuevo intervalo de demanda. Bit 0 = Demanda de potencia Mapa de bits 1 = Demanda de intensidad 2 = Demanda de medidas de entrada 3 = Perfil de demanda genérico Energías acumuladas predefinidas Requiere que el puntero de datos de E/S apunte a Puntero de datos de E/S ➁ registros donde se introducen valores predefinidos de energía. Todos los valores de energía acumulada se deben introducir en el orden en que se originan en los registros 1700 a 1727. Ninguno Borra todas las energías. Ninguno Borra todos los valores de energía acumulada. Ninguno Borra los valores de energía condicional. Ninguno Borra los valores de energía incremental. Ninguno Borra la acumulación de mediciones de entrada. Restablece los siguientes parámetros a los valores predeterminados de IEEE o IEC: 1. Etiquetas de fases 1 = IEEE 2. Etiquetas de menús 3. Unidades de armónicos 2 = IEC 4. Signo FP 5. Denominador THD 6. Formato de fecha Ninguno Desactiva la acumulación de energía condicional. Ninguno Activa la acumulación de energía condicional. Ninguno Inicia un nuevo intervalo de energía incremental.

Archivos Desencadena la entrada de registro cronológico de datos. Mapa de bits, donde bit 0 = Registro de datos 1, 7510 8001 1-3 bit 1 = Registro de datos 2, bit 2 = Registro de datos 3, etcétera. Desencadena una sola entrada de registro cronológico 7511 8001 Número de archivo de datos. ➀ Debe escribir en el registro 8001 el número que identifica la salida que utili zar. Para determinar el número de identificación, consulte la sección “Números de puntos de E/S” en la página 86. ➁ La ubicación del búfer de datos (registro 8019) es el puntero que señala el primer registro donde se almacenarán datos. De manera predeterminada, los datos devueltos comienzan en el registro 8020, si bien se puede utilizar cualquiera de los registros de 8020-8149. Tenga cuidado al asignar punteros. Los valores pueden resultar dañados si dos comandos utilizan el mismo registro. Consulte la sección “Acceso a la lista de registros” en la página 79 para obtener instrucciones sobre el acceso a la lista de registros completa.


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Tabla C–2: Códigos de comando Registro de Código de parámetro comando de comando

Parámetros

Descripción

Configuración 9020

Ninguno

Ninguno Pasa al modo de configuración. 1 = Guardar Sale del modo de configuración y guarda todos los 9021 8001 cambios. 2 = No guardar ➀ Debe escribir en el registro 8001 el número que identifica la salida que utili zar. Para determinar el número de identificación, consulte la sección “Números de puntos de E/S” en la página 86. ➁ La ubicación del búfer de datos (registro 8019) es el puntero que señala el primer registro donde se al macenarán datos. De manera predeterminada, los datos devueltos comienzan en el registro 8020, si bien se puede utilizar cualquiera de los registros de 8020-8149. Tenga cuidado al asignar punteros. Los valores pueden resultar dañados si dos comandos utilizan el mismo r egistro. Consulte la sección “Acceso a la lista de registros” en la página 79 para obtener instrucciones sobre el acceso a la lista de registros completa.

Números de puntos de E/S Todas las entradas y salidas d e la central de medida tienen un número de referencia y una etiqueta que corresponde a la posición de esa entrada o salida específica. • El número de referencia sirve para controlar manualmente la entrada o salida mediante la interfaz de comandos. • La etiqueta es el identificador predeterminado que identifica esa misma entrada o salida. La etiqueta aparece en la pantalla, en el software de PowerLogic y en la tarjeta opcional. • Consulte la Tabla C–3 para obtener una lista completa de los números de los puntos de E/S. Tabla C–3: Números de puntos de E/S Módulo

E/S estándar PM8M22

PM8M26

PM8M2222

Número de punto de E/S

—

KY S1

—

—

—

1 2

A-R1 A-R2 A-S1 A-S2

A-R1 A-R2 A-S1 A-S2 A-S3 A-S4 A-S5 A-S6

A-R1 A-R2 A-S1 A-S2 A-AI1 A-AI2 A-AO1 A-AO2

3 4 5 6 7 8 9 10

B-R1 B-R2 B-S1 B-S2

B-R1 B-R2 B-S1 B-S2 B-S3 B-S4 B-S5 B-S6

B-R1 B-R2 B-S1 B-S2 B-AI1 B-AI2 B-AO1 B-AO2

11 12 13 14 15 16 17 18

A

B

—

—

Activación de salidas desde la interfaz de comandos Para activar una salida desde la interfaz de comandos, identifique en primer lugar el relé a través del número de punto de E/S. A continuación, configure la salida para control externo. Por ejemplo, para activar la salida 1 escriba los comandos de este modo: 1. Escriba el número 1 en el registro 8001. 2. Escriba el código de comando 3310 en el registro 8000 a fin de configurar el relé para control externo. 3. Escriba el código de comando 3321 en el registro 8000. Si consulta la sección “Salidas de relés” de la Tabla C–2 de la página 84, comprobará que el código de comando 3310 configura el relé para control externo y que el código de comando 3321 figura como el comando utilizado para activar relés. Los códigos de comando 3310-3381 se utilizan para entradas y salidas. Consulte la sección “Acceso a la lista de registros” en la página 79 para obtener instrucciones sobre el acceso a la lista de registros completa.

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Uso de la interfaz de comandos para cambiar registros de configuración La interfaz de comandos también sirve para cambiar valores en registros seleccionados relacionados con la medición, por ejemplo, para ajustar la hora del día del reloj o restablecer la demanda genérica. Los comandos 9020 y 9021 funcionan conjuntamente como parte del procedimiento de la interfaz de comandos destinado a cambiar la configuración de la central de medida. En primer lugar ejecute el comando 9020 para pasar al modo de configuración, cambie el registro y, a continuación, ejecute el comando 9021 para guardar los cambios realizados y salir del modo de configuración. Sólo se permite una sesión de configuración cada vez. Mientras se encuentra en e ste modo, si la central de medida detecta más de dos minutos de inactividad, es decir, si el usuario no escribe valores de registro ni pulsa ningún botón en la pantalla, la central de medida agotará el tiempo de espera y restaurará los valores de la configuración original. Se perderán todos los cambios. También se perderán los cambios si se interrumpe la alimentación o las comunicaciones de la central de medida mientras se encuentra en modo de configuración. El procedimiento general con el que cambiar registros de configuración utilizando la interfaz de comandos es el siguiente: 1. Ejecute el comando 9020 en el registro 8000 para pasar al modo de configuración. 2. Realice cambios en el registro correspondiente escribiendo el nuevo valor en ese registro. Escriba en todos los registros que desea cambiar. Para obtener instrucciones sobre la lectura y escritura de registros, consulte la sección “Lectura y escritura de registros” en la página 26. 3. Para guardar los cambios, escriba el valor 1 en el registro 8001. NOTA: Si escribe otro valor distinto de 1 en el registro 8001, saldrá del modo de configuración sin guardar los cambios realizados. 4. Ejecute el comando 9021 en el registro 8000 para guardar y restablecer la central de medida. Por ejemplo, el procedimiento con que cambiar el intervalo de demanda de intensidad es el siguiente: 1. Ejecute el código de comando 9020 en el registro 8000. 2. Escriba el nuevo intervalo de demanda en el registro 1801. 3. Escriba 1 en el registro 8001. 4. Ejecute el código de comando 9021 en el registro 8000. Consulte la sección “Acceso a la lista de registros” en la página 79 para obtener instrucciones sobre la manera de acceder a la lista de registros completa.

Energía condicional Los registros 1728-1744 de la central de medida comprenden registros de energía condicional. La energía condicional se controla de dos formas distintas:

• A través del enlace de comunicaciones, escribiendo comandos en la interfaz de •

comandos de la central de medida. O bien mediante una entrada digital; por ejemplo, la energía condicional se acumula cuando la entrada digital asignada está activada, pero no se acumula cuando la entrada digital está desactivada.

Los procedimientos que figuran a continuación explican cómo configurar la energía condicional para que sea controlada por medio de la interfaz de comandos y de una entrada digital. Los procedimientos hacen referencia a números de registro y códigos de comando. Para acceder a una lista de los códigos de comandos, consulte la Tabla C–2 de la página 84.


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Control desde la interfaz de comandos • Establecer control: Para ceder el control de la energía condicional a la interfaz de comandos, realice lo siguiente: 1. Escriba el código de comando 9020 en el registro 8000. 2. En el registro 3227, establezca el bit 6 como 1 (mantenga otros bits que estén activados). 3. Escriba 1 en el registro 8001. 4. Escriba el código de comando 9021 en el registro 8000.

• Iniciar : Para iniciar la acumulación de energía condicional, escriba el código de • • •

comando 6321 en el registro 8000. Verificar configuración: Para verificar que la configuración es adecuada, lea el registro 1794. Este deberá indicar 1, lo que significa que la acumulación de energía condicional está activada. Detener : Para detener la acumulación de energía condicional, escriba el código de comando 6320 en el registro 8000. Borrar : Para borrar todos los registros de energía condicional (1728-1747), escriba el código de comando 6212 en el registro 8000.

Control por entrada digital • Establecer control: Para configurar la energía condicional de modo que sea

• •

controlada por medio de una entrada digital, realice lo siguiente: 1. Escriba el código de comando 9020 en el registro 8000. 2. En el registro 3227, establezca el bit 6 como 0 (mantenga otros bits que estén activados). 3. Configure la entrada digital que impulsará la acumulación de energía condicional. Para la entrada digital adecuada, escriba 3 en el registro Base +9. 4. Escriba 1 en el registro 8001. 5. Escriba el código de comando 9021 en el registro 8000. Borrar : Para borrar todos los registros de energía condicional (1728-1747), escriba el código de comando 6212 en el registro 8000. Verificar configuración: Para verificar que la configuración es adecuada, lea el registro 1794. Este deberá indicar 0 cuando la entrada digital está desactivada, lo que significa que la acumulación de energía condicional está desactivada. El registro deberá indicar 1 cuando la acumulación de energía condicional esté activada.

Energía incremental La función de energía incremental de la central de medida permite definir una hora de comienzo, una hora de finalización y un intervalo de tiempo para la acumulación de energía incremental. Al final de cada período de energía incremental, la información siguiente estará disponible:

• • • • • • • • • • • •

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Valores de Wh consumidos durante el último intervalo finalizado (reg. 1748-1750) Valores de VARh consumidos durante el último intervalo finalizado (reg. 1751-1753) Valores de Wh generados durante el último intervalo finalizado (reg. 1754-1756) Valores de VARh generados durante el último intervalo finalizado (reg. 1757-1759) Valores de VAh durante el último intervalo finalizado (reg. 1760-1762) Fecha/hora del último intervalo finalizado (reg. 1763-1765) Valores punta de demanda de kW durante el último intervalo finalizado (reg. 1940) Fecha/hora de los valores punta de kW durante el ú ltimo intervalo finalizado (reg. 1941-1943) Valores punta de demanda de kVAR durante el último intervalo finalizado (reg. 1945) Fecha/hora de valores punta d e kVAR durante el último intervalo finalizado (reg. 1946-1948) Valores punta de demanda de kVAR durante el último intervalo finalizado (reg. 1950) Fecha/hora de valores punta de kVA durante el último intervalo finalizado (reg. 1951-1953)



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La central de medida registra los datos de energía incremental indicados anteriormente. Estos datos registrados aportan toda la información necesaria para el análisis del uso de energía y potencia y la comparación de estos indicadores con las tarifas de servicio presentes o futuras adoptadas por las compañías eléctricas. Estos datos resultan especialmente útiles para establecer comparaciones entre distintas estructuras de tarifas por tiempo de uso.

Cuando utilice la función de energía incremental, recuerde que las demandas punta ayudan a minimizar el tamaño del registro de datos en casos de demanda deslizante o basculante. Los períodos de energía incremental más breves facilitan la reconstrucción de análisis de perfil de carga.

Uso de energía incremental La acumulación de energía incremental se inicia a la hora de comienzo especificada y termina a la hora de finalización especificada. Cuando llega la hora de comienzo, se inicia un nuevo período de energía incremental. Las horas de comienzo y finalización se especifican en minutos desde la medianoche. Por ejemplo: Intervalo: 420 minutos (7 horas) Hora de finalización: 480 minutos (8:00 a.m.) Hora de finalización: 1440 minutos (12:00 p.m.) El primer cálculo de energía incremental se realizará de 8:00 a.m. a 3:00 p.m. (7 horas), como se ilustra en la Tabla C–2. El siguiente intervalo se extenderá de 3:00 p.m. a 10:00 p.m., y el tercer intervalo, de 10 p.m. a 12:00 p.m., ya que 12:00 p.m. es la hora de finalización especificada. Un nuevo intervalo comenzará al día siguiente a las 8:00 a.m. La acumulación de energía incremental continuará de esta manera hasta que cambie la configuración o un maestro remoto inicie un nuevo intervalo. Figura C– 2: Ejemplo de energía incremental Hora de finalización

9 4 1 0 1 1 D S L P

12 11

1

a l o v e r

t i n e r

10

.

1

2

a l o r v

t e n i e r

3

.

9

Hora de inicio

3

8

4 2

º

.

7

i n t e r v a l o

5 6

1.er intervalo (7 horas) = 8:00 a.m. a 3:00 p.m. 2.º intervalo (7 horas) = 3:00 p.m. a 10:00 p.m. 3.er intervalo (2 horas) = 10:00 p.m. a 12:00 p.m.

• Configurar : Para configurar la energía incremental, realice lo siguiente: 1. Escriba el código de comando 9020 en el registro 8000. 2. En el registro 3230, escriba una hora de comienzo (en minutos a partir de la medianoche). 3. Por ejemplo, 8:00 a.m. es 480 minutos. 4. En el registro 3231, escriba una hora de finalización (en minutos a partir de la medianoche). 5. Escriba la duración deseada del intervalo, de 0 a 1440 minutos, en el registro 3229. 6. Si la energía incremental será controlada desde un maestro remoto, como un controlador programable, escriba 0 en el registro. 7. Escriba 1 en el registro 8001. 8. Escriba el código de comando 9021 en el registro 8000.

• Iniciar : Para iniciar un nuevo intervalo de energía incremental desde un maestro remoto, escriba el código de comando 6910 en el registro 8000. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Configuración de cálculos de armónicos individuales El modelo PM810 con módulo PM810LOG es capaz de realizar cálculos de magnitud y ángulo hasta el armónico de orden 31 correspondientes a cada valor medido y a cada valor residual. La central de medida es capaz de realizar cálculos de ángulos y magnitudes de armónicos correspondientes a cada valor medido y a cada valor residual. La magnitud de armónicos en cuanto a intensidad y tensión se puede formatear como porcentaje del fundamental (THD), como porcentaje de los valores rms (thd) o como rms. La magnitud y los ángulos de armónicos se almacenan en una serie de registros: 13 200-14 608. En el momento en que la central de medida actualiza los datos de los armónicos, esta envía un valor de 0 al registro 3246. Cuando la serie de registros de armónicos se actualiza con nuevos datos, la central de medida envía un valor de 1 al registro 3246. Esta se puede configurar de manera que conserve los valores en estos registros durante un máximo de 60 ciclos de actualización de medición una vez realizado el procesamiento de datos. La central de medida dispone de tres modos de funcionamiento para el procesamiento de datos de armónicos: desactivado, sólo magnitud, y magnitud y ángulos. Dado el tiempo adicional necesario para realizar estos cálculos, el modo de funcionamiento predeterminado es el de sólo magnitud. Para configurar el procesamiento de datos de armónicos, escriba en los registros descritos en la Tabla C–4: Tabla C– 4: Registros para cálculos de armónicos N.º de reg.

3240

3241

3242

Valor

Descripción

0, 1, 2

Procesamiento de armónicos: 0 = Desactivado 1 = Sólo magnitudes 2 = Magnitudes y ángulos

0, 1, 2

Formato de la magnitud de armónicos para tensión: 0 = % de fundamental (predeterminado) 1 = % de rms 2 = rms

0, 1, 2

Formato de la magnitud de armónicos para intensidad: 0 = % de fundamental (predeterminado) 1 = % de rms 2 = rms

3243

Este registro muestra el intervalo de actualización de 10-60 segundos los armónicos (el valor predeterminado es de 30 segundos).

3244

0-60 segundos

Este registro muestra el ti empo que queda para la siguiente actualización de los datos de los armónicos.

0,1

Este registro indica si ha finalizado el procesamiento de los datos de armónicos. 0 = Procesamiento no finalizado 1 = Procesamiento finalizado

3245


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Cambio de los factores de escala La central de medida almacena datos de medición instantánea en registros de 16 bits. Los valores que se guardan en cada registro deben ser enteros entre −32 767 y +32 767. Como algunos de los valores de las lecturas de intensidad, tensión y potencia medidas están fuera de este rango, la central de medida utiliza multiplicadores o factores de escala. Ello permite a la central de medida ampliar el rango de valores medidos que puede registrar.

La central de medida almacena estos multiplicadores como factores de escala. Todo factor de escala es un multiplicador expresado como potencia de 10. Por ejemplo, un multiplicador de 10 se representa como un factor de escala de 1, ya que 10 1 = 10; un multiplicador de 100 se representa como un factor de escala de 2, ya que 10 2 = 100. Es posible cambiar el valor predeterminado 1 por otros valores, como 10, 100 o 1000. Sin embargo, estos factores de escala se seleccionan automáticamente cuando se configura la central de medida a través de la pantalla o el software de PowerLogic. Si la central de medida da signos de desbordamiento en alguna lectura, cambie el factor de escala para devolver la lectura a un rango que quepa en el registro. Por ejemplo, dado que el registro no puede almacenar un número tan elevado como 138 000, un sistema de 138 kV requiere un multiplicador de 10. Se convierte 13 8000 en 13 800 x 10. La central de medida almacena este valor como 13 800 con factor de escala de 1 (porque 10 1 = 10). Los factores de escala se organizan en grupos de escala. La interfaz de comandos le permitirá cambiar los factores de escala de un grupo de mediciones. Sin embargo, tenga en cuenta estos aspectos relevantes si opta por cambiar factores de escala:

• Se recomienda encarecidamente no cambiar los factores de escala •

predeterminados, que el hardware y el software de PowerLogic seleccionan de manera automática. Cuando utilice software personalizado para leer datos de la central de medida a través del enlace de comunicaciones, deberá dar cuenta de estos factores de escala. Para leer correctamente cualquier valor medido con un factor de escala distinto de 0, multiplique el valor de registro leído por la potencia de 10 adecuada.

• Como ocurre con cualquier cambio en la configuración de medición básica, cuando se cambia un factor de escala se deben restablecer todos los valores mínimos y máximos así como los de demanda punta.

Activación de los registros de coma flotante Por cada registro en formato entero, la central de medida incluye un juego de registros duplicado en formato de coma flotante. Los registros de coma flotante están desactivados de forma predeterminada, pero se pueden activar del modo que se explica a continuación: NOTA: Consulte la sección “Lectura y escritura de registros” en la página 26 para obtener instrucciones sobre cómo leer y escribir registros. 1. Lea el registro 11 700 (Intensidad de fase 1 en formato de coma flotante). Si los registros de coma flotante están desactivados, verá −32 768. 2. Escriba el código de comando 9020 en el registro 8000. 3. Escriba 1 en el registro 3248. 4. Escriba 1 en el registro 8001. 5. Escriba el código de comando 9021 en el registro 8000. 6. Lea el registro 11 700. Aparecerá el valor 1, que indica que los registros de coma flotante están activados. NOTA: Los valores como el de Intensidad de fase 1 no se muestran en formato de coma flotante en la pantalla aunque los registros de coma flotante estén activados. Para visualizar los valores de coma flotante, lea los registros de coma flotante utilizando la pantalla o el software de PowerLogic.



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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada

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Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada La información de este apéndice se aplica a los siguientes modelos:

• PM850: EN50160 (sólo evaluación) • PM870: EN50160, ITI (CBEMA) y SEMI-F47

Estándares de calidad de energía La función de evaluación de calidad de energía avanzada incluye evaluaciones de la calidad de energía (CE) conforme el estándar europeo EN50160 y las especificaciones SEMI-F47/ITI (CBEMA). El modelo PM870 registra los datos conforme a ambos estándares. El modelo PM850, sin embargo, sólo informa de los datos de acuerdo con el estándar EN50160. Para obtener instrucciones sobre cómo activar estas funciones de evaluación, consulte la sección “Configuración de la evaluación de CE avanzada” en la página 22.

Especificación SEMI-F47/ITI (CBEMA) La especificación SEMI-F47-200 sobre inmunidad contra caídas de tensión de los equipos de procesamiento de semiconductores está aprobada por el Global Facilities Committee y es responsabilidad directa del North American Facilities Committee. Este estándar es semejante al del Information Technology Industry (ITI) Council. Las fábricas de semiconductores requieren una alta calidad de energía debido a la sensibilidad de los equipos y de los controles de procesos. Los equipos de procesamiento de semiconductores son especialmente vulnerables a las caídas de tensión. El estándar SEMI-F47 aborda especificaciones relativas a la inmunidad contra caídas de tensión de los equipos de procesamiento de semiconductores. No trata las condiciones de sobretensión, caídas de tensión con una duración inferior a 0,05 segundos (50 milisegundos) ni aquellas con una duración superior a 1,0 segundos. Si es necesario, se puede utilizar la curva ITI (CBEMA) para especificar requisitos adicionales. Consulte el documento POWERLOGIC Web Pages Instruction Bulletin (manual de instrucciones de páginas web POWERLOGIC) de Schneider Electric, documento n.º 63230 304 207, si desea obtener más información sobre el uso de páginas web con la ECC para examinar datos SEMI-47 e ITI (CBEMA). Tabla D– 1: Niveles de perturbación categorizados (% del nominal) Niveles de bajada

Niveles de subida

80%-90%

110%-120%

70%-80%

120%-140%

40%-70%

140%-200%

0%-40%

200%-500%

Tabla D–2: Categorías de duración Duración <20 ms 20 ms-500 ms 500 ms-10 s >10 s


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Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada Figura D–1: Curva ITI (CBEMA) Curva ITI (CBEMA) 500

) e t n e l a v400 i u q e a t n u p o s300 m r ( l a n i m o n n ó200 i s n e t a l e140 d e120 j a100 t n e 80 c r 70 o P

Zona prohibida

Envolvente de tensión tolerable aplicable a tensiones nominales de 120, 120/208 y 120/240

110 90

Zona de no interrupción del funcionamiento Zona sin daños

40 0 20 ms

0,5 s

10 s

Duración en segundos (s)

Estado estable

Tabla D– 3: Niveles de perturbación categorizados (F-47) Niveles de bajada 80%-90% 70%-80% 50%-70% 0%-50%

Tabla D–4: Categorías de duración Duración <50 ms 50 ms-200 ms 200 ms-500 ms 500 ms-1000 ms >1000 ms

Figura D– 2: Capacidad de ride-through de la caída de tensión Duración de la bajada de tensión en segundos 0,05 100

0,10

0,20

0,50

1,00

o p 90 i u q e l 80 e d l a 70 n i m o 60 n n ó i 50 s n e t 40 a l e d 30 e j a t n 20 e c r o 10 P 0

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Especificación EN50160:2000 El estándar EN50160:2000 “Características de tensión suministrada por las redes generales de distribución” es una norma europea que define la calidad de la tensión que cualquier cliente puede esperar de las compañías eléctricas. Aunque es una norma europea, se puede aplicar en todo el mundo.

Los modelos PM850 y PM870 evalúan las siguientes características eléctricas de acuerdo con la norma EN50160: Tabla D– 5: Evaluación según la norma EN50160 de los modelos PM850 y PM870 Característica

PM850

PM870

Evaluación en condiciones de funcionamiento normales (datos basados en el medidor) Frecuencia 3 3 Variaciones de la tensión suministrada 3 3 Desequilibrio de la tensión suministrada 3 3 Tensión armónica 3 3 Distorsión armónica total 3 3 Evaluaciones en condiciones de funcionamiento anómalas (datos basados en las alarmas) ➀ Magnitud de variaciones rápidas de tensión 3 3 Huecos de tensión 3➁ 3➁ Interrupciones breves de la tensión suministrada 3➁ 3➁ ➁ Interrupciones largas de la tensión suministrada 3 3➁ Sobretensiones temporales de frecuencia 3➁ 3➁ ➀ El modelo PM850 realiza evaluaciones según la norma EN50160 a partir de las alarmas estándar, mientras que el modelo PM870 hace lo propio a parti r de alarmas de perturbación. ➁ Estas funciones deben configurarse utilizando escrituras de registros. Consulte la Tabla 11 de la página 99 para obtener una lista de los registros de configuración y de estado.

Tal como se ilustra en la Tabla D–5 anterior, las evaluaciones efectuadas según la norma EN50160 que llevan a cabo los modelos PM850 y PM870 se pueden clasificar en dos categorías. La primera categoría realiza evaluaciones en condiciones de funcionamiento normales a partir de datos del medidor. La segunda categoría realiza evaluaciones en condiciones de funcionamiento anómalas utilizando las alarmas estándar (PM850) o las alarmas de perturbación (PM870).

La especificación EN50160:2000 establece los límites de la mayoría de las evaluaciones. Estos límites están integrados en el firmware de los modelos PM850 y PM870. Es posible configurar registros para otras evaluaciones y cambiarlos respecto a los valores predeterminados.

Cómo se informa sobre los resultados de las evaluaciones En los modelos PM850 y PM870, los datos obtenidos de la evaluación son presentados en entradas de registros y entradas del registro de alarmas. La Tabla D–6 describe las entradas de los registros correspondientes a los datos de la evaluación. Tabla D–6: Entradas de registros Número de registro Descripción 3910 3911

Registros de portal

Mapa de bits de resumen de las evaluaciones activas que indica las áreas de evaluación que están activas en los modelos PM850 y PM870. Mapa de bits de resumen del estado de evaluación que indica el estado de cumplimiento/incumplimiento de cada área de evaluación. Mapa de bits de detalle que indica el estado de cumplimiento/incumplimiento de la evaluación correspondiente a cada elemento de datos. También hay disponible detallados resúmenes de datos de cada una de las evaluaciones correspondientes al intervalo actual y al intervalo anterior. Acceda a estos datos a través de un enlace de comunicaciones utilizando lecturas de bloques Modbus de registros de “portal”. Consulte la sección “Evaluación en condiciones de funcionamiento normales” en la página 96 para obtener información adicional.

Las entradas de registros de los datos de la evaluación son entre otras las siguientes:

•

Entrada del registro de alarmas incorporado para alarmas de diagnóstico: Cuando el estado de un área de evaluación está fuera del rango de valores aceptables, se agrega una entrada al registro de alarmas incorporado. Esta entrada proporciona notificación de la excepción para un área específica de evaluación. Dicha notificación se comunica únicamente en el software de PowerLogic y no aparece en la pantalla local.


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Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada

• Entrada del registro de alarmas incorporado para alarmas: Las alarmas de los modelos PM850 y PM870 sirven para llevar a cabo algunas de las evaluaciones. Si se ha activado un registro de alarmas incorporado, se agregará una entrada a este registro cuando se active o desactive cualquiera de estas alarmas. NOTA: La activación de la evaluación de CE avanzada no garantiza que el registro de alarmas incorporado o los archivos de forma de onda sean activados o correctamente configurados para grabar estos eventos. Deberán considerarse las necesidades concretas y configurar estos archivos y las capturas de eventos disparadas por diversas alarmas con el fin de proporcionar cualquier dato adicional que sea útil para diagnosticar o documentar una excepción a esta norma.

Posibles configuraciones mediante escrituras de registros Esta sección describe los cambios que se pueden hacer en las configuraciones de la evaluación según la norma EN50160 mediante escrituras de registros en los modelos PM850 y PM870. Consulte la sección “Registros de configuración y de estado del sistema de evaluación de calidad de energía avanzada (EN50160 y SEMI-F47/ITI [CBEMA])” en la página 99 para acceder a las asignaciones de los registros. • Seleccione el primer día de la semana en que realizar las evaluaciones. Defina el primer día de la semana que desea utilizar para las evaluaciones según la norma EN50160 en el registro 3905. • Defina la interrupción de tensión. La norma define interrupción como una tensión inferior al 1% de la tensión nominal. Debido a que en algunos lugares se requiere una definición distinta, es posible configurar este valor en el registro 3906.

•

Defina el rango admisible de variaciones lentas de tensión. La norma define el rango admisible de variaciones lentas de tensión como ±10% de la tensión nominal. Debido a que en algunos lugares se requiere una definición distinta, es posible configurar este valor en el registro 3907.

Evaluación en condiciones de funcionamiento normales 1 Cuando está activada la evaluación según la norma EN50160, los modelos PM850 y PM870 evalúan los datos medidos en condiciones de funcionamiento normales, “excluidas las situaciones resultantes de fallos o interrupciones de la tensión”. Para esta evaluación, las condiciones normales de funcionamiento se definen como todas las tensiones de fase superiores a la definición de interrupción. La norma especifica rangos aceptables de funcionamiento para estos elementos de datos. Esta sección describe cómo trata la norma EN50160 los datos medidos.

Frecuencia de potencia La norma EN50160 establece que la frecuencia nominal de la tensión suministrada sea de 50 Hz. En condiciones de funcionamiento normales, la central de medida realizará la evaluación basándose en la frecuencia nominal establecida en el aparato. • Para sistemas con conexión síncrona a un sistema interconectado: — 50 Hz 1% durante el 99,5% de un año — 50 Hz + 4 a −6% durante el 100% del tiempo • Para sistemas sin conexión síncrona a un sistema interconectado (por ejemplo, sistemas de alimentación eléctrica en algunas islas): — 50 Hz 2% durante el 95% de una semana — 50 Hz 15% durante el 100% del tiempo NOTA: Para los sistemas a 60 Hz se utilizan los mismos rangos porcentuales.

Variaciones de tensión suministrada La norma EN50160 dispone que, en condiciones normales de funcionamiento, excluidas situaciones resultantes de fallos o interrupciones de tensión: • durante cada período de una semana, el 95% de los valores eficaces medios durante 10 minutos de la tensión suministrada deberán estar dentro del rango de Un 10%; • todos los valores eficaces medios durante 10 minutos de la tensión suministrada estarán dentro del rango de U n +10% a −15%. 1

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EN 50160:2000, Características de tensión suministrada por las redes generales de distribución.



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Desequilibrio de tensión suministrada La norma EN50160 establece que, en condiciones de funcionamiento normales, durante cada período de una semana, el 95% de los valores eficaces medios durante 10 minutos del componente negativo de la secuencia de fases de la tensión suministrada deberán estar dentro del rango del 0-2% del componente positivo de la secuencia de fases.

Tensión armónica La norma EN50160 dispone que, en condiciones normales de funcionamiento, durante cada período de una semana, el 95% de los valores eficaces medios durante 10 minutos de cada tensión armónica deberá será igual o inferior al valor indicado en la Tabla D–7. Además, el THD de la tensión suministrada deberá ser inferior al 8%. Tabla D– 7: Valores de tensiones armónicas individuales en los terminales de alimentación para órdenes de hasta 25, en % de la tensión nominal Armónicos impares No múltiplos de 3 Múltiplos de 3 Tensión Tensión Orden Orden relativa relativa

Armónicos pares Orden

Tensión relativa

5

6%

3

5%

2

2%

7

5%

9

1,5%

4

1%

11

3,5%

15

0,5%

6-24

0,5%

13

3%

21

0,5%

17

2%

19

1,5%

23

1,5%

25 NOTA: No se indican valores de armónicos de orden superior al 25, ya que normalmente son pequeños pero en gran manera impredecibles debido a efectos de resonancia.

Evaluaciones en condiciones de funcionamiento anómalas Recuento de la magnitud de las variaciones rápidas de tensión La norma no especifica la velocidad de variación de la tensión para esta evaluación. Para esta evaluación los modelos PM850 y PM870 cuentan un cambio de  5% de la nominal y  10% de la nominal desde un ciclo de medidor de un segundo hasta el siguiente ciclo de medidor de un segundo. Cuenta por separado los aumentos y disminuciones rápidos de tensión. El intervalo para la acumulación de estos eventos es una s emana. El número de eventos admisibles por semana se configura en el registro 3917. (Valor predeterminado = −32 768 = Evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada.)

Detección y clasificación de los huecos de tensión De acuerdo con la norma EN50160, los huecos de tensión se deben generalmente a fallos en instalaciones o en el sistema de distribución de la compañía eléctrica. Los fallos son impredecibles y su frecuencia varía dependiendo del tipo del sistema de alimentación y de la manera de supervisar los eventos. En condiciones normales de funcionamiento, el número de huecos de tensión previsto puede ser cualquier valor desde menos de cien h asta cerca de mil. La mayoría de los huecos de tensión duran menos de un segundo con una profundidad inferior al 60%. Sin embargo, ocasionalmente pueden llegar a producirse huecos de tensión de profundidad y duración mayores. En algunas regiones son corrientes huecos de tensión con profundidades entre el 10% y el 15% de la tensión nominal, debido a la conmutación de cargas en la instalación de un cliente. Los huecos de tensión son eventos de subtensión que duran entre 10 ms y 1 min. Las magnitudes son los valores eficaces mínimos registrados durante el evento. Las alarmas de perturbación se utilizan para detectar estos eventos en el modelo PM870. En el modelo PM850 se emplean alarmas de subtensión de velocidad estándar para detectar estos eventos. El estándar no indica específicamente la manera de clasificar los huecos de tensión ni cuántos huecos se permiten. La Tabla D–8 muestra cómo detectan y clasifican los modelos PM850 y PM870 los huecos en cada tensión de fase. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada Tabla D– 8: Clasificación de los huecos de tensión Duración (t) en segundos Profundidad (P), % de la nominal

1  t < 3

3  t < 10

10  t < 20

20  t < 60 60  t < 180

Total

10 P < 15 15 P < 30 30 P < 45 45 P < 60 60 P < 75 75 P < 90 90 P < 99 Total

El número de eventos admisibles por semana para cada rango de profundidad se configura en los registros 3920-3927. (Valor predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada.)

Detección de interrupciones de la tensión suministrada La norma define interrupción como una tensión inferior al 1% de la tensión nominal. Debido a que algunos lugares requieren una definición distinta, es posible configurar este valor en el registro 3906. Las interrupciones se clasifican como breves si la duración es  3 minutos o largas en caso contrario. Los modelos PM850 y PM870 clasifican las interrupciones como se muestra en la Tabla D–9. Tabla D–9: Interrupciones de tensión Duración (t) en segundos t<1

1  t < 2 2 t < 5

5  t < 10

10  t < 20  t < 60  t < 180  t 600  t < 20 60 180 < 600 1200

1200  t

Total

El número de interrupciones breves admisibles por año se configura en el registro 3918. (Valor predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada.) El número de interrupciones largas admisibles por año se configura en el registro 3919. (Valor predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada.)

Detección y clasificación de sobretensiones temporales de frecuencia Como se indica en la norma EN50160, las sobretensiones temporales de la frecuencia en la red aparecen generalmente durante fallos en el sistema de distribución eléctrica de la compañía o en las instalaciones de clientes y desaparecen cuando se corrige el fallo. Normalmente la sobretensión puede alcanzar el valor de la tensión fase a fase debido a una desviación del punto neutro del sistema de tensión trifásico.

En determinadas circunstancias, un fallo que se produzca en la parte previa al transformador producirá sobretensiones temporales en el lado de baja tensión durante el tiempo que esté pasando la corriente de fallo. Tales sobretensiones no serán superiores en general a 1,5 kV rms. La Tabla D–10 muestra cómo detectan y clasifican los modelos PM850 y PM870 las sobretensiones de cada tensión de fase.

NOTA: Las alarmas de perturbación se utilizan para detectar estos eventos en el modelo PM870. En el modelo PM850 se emplean alarmas de sobretensión de velocidad estándar para detectar estos eventos. Tabla D–10: Sobretensiones Duración (t) en segundos Magnitud (M), % de 1  t < 3 3  t < 10 10  t < 20 la nominal

20  t < 60

60  t < 180

Total

110 < M  115 115 < M  130 130 < M  145 145 < M  160 160 < M  175 175 < M  200 M > 200 Total

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El número de eventos admisibles por semana para cada rango de magnitud se configura en los registros 3930-3937. (Valor predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada.)

Funcionamiento con CE avanzada activada Esta sección describe cómo se ve afectado el funcionamiento de la evaluación según la norma EN50160 en los modelos PM850 y PM870 cuando está activada la evaluación de CE avanzada.

Restablecimiento de las estadísticas Las estadísticas correspondientes a las evaluaciones según la norma EN50160 se restablecen con el comando 11100. Un valor de parámetro de 9999 restablecerá todos los valores. Existe en los registros un indicador de fecha y hora para cada valor que indica cuándo se ha realizado el último restablecimiento. Este comando está desactivado cuando está activado el precinto de seguridad. NOTA: Se deben restablecer las estadísticas cuando se activa por primera vez la norma EN50160 y también cuando se realiza cualquier cambio en la configuración básica del medidor, por ejemplo cuando se cambia la tensión nominal. Consulte la sección “Configuración de la evaluación de CE avanzada desde la pantalla” en la página 104.

Cálculos de armónicos Cuando está activada la evaluación de CE avanzada, los cálculos d e armónicos serán configurados de modo que se actualicen cada 10 segundos. Es posible seleccionar el formato dado a los cálculos de armónicos, de modo que estos vengan expresados en porcentaje de la nominal, porcentaje de la fundamental o porcentaje del rms.

Intervalos de tiempo Los intervalos de tiempo se sincronizan con la función de tendencias y pronósticos. Para obtener más información, consulte el documento POWERLOGIC Web Pages Instruction Bulletin (manual de instrucciones de páginas web POWERLOGIC), documento n.º 63230 304 207, de Schneider Electric. Los valores semanales se enviarán a la media noche de la mañana del primer día de la semana configurado en el registro 3905. Los valores anuales estarán basados en el año natural. Todos los datos basados en la norma EN50160 se almacenan en memoria no volátil una vez por hora o cuando se produce un evento. En el caso de un restablecimiento del medidor, se perderá hasta una hora de datos de evaluación rutinaria del medidor.

Registros de configuración y de estado del sistema de evaluación de calidad de energía avanzada (EN50160 y SEMI-F47/ITI [CBEMA]) La Tabla D–11 contiene una relación de los registros para configurar el sistema y evaluar su estado. Tabla D– 11: Registros de configuración y de estado del sistema de evaluación de CE avanzada Registro Número 3900

1

3901

1

3902

1

3903

1

3904

1

3905

1


Descripción Activar/desactivar la evaluación de CE avanzada 0 = Deshabilitar (predeterminado) 1 = Habilitar Tensión nominal (copiada del registro 3234 a modo indicativo) Valor predeterminado = 230 Selección de tensión para sistemas de 4 hilos 0 = Fase a neutro (predeterminado) 1 = Fase a fase Frecuencia nominal, Hz (copiada del registro 3208 a modo indicativo) Valor predeterminado = 60 Configuración de la frecuencia 0 = Sistema con conexión síncrona a sistema interconectado (predeterminado) 1 = Sistema sin conexión síncrona a sistema interconectado Primer día de la semana (sólo EN50160) 1 = domingo 2 = lunes (predeterminado) 3 = martes 4 = miércoles 5 = jueves 6 = viernes 7 = sábado

99


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Tabla D– 11: Registros de configuración y de estado del sistema de evaluación de CE avanzada Registro Número

100

3906

1

3907

1

3908 3909

1 1

3910

1

3911

1

3912 3914 3916

2 2 1

3917

1

3918

1

3919

1

3920

8

3930

8

Descripción Definición de interrupción (sólo EN50160) 0-10% de la nominal (predeterminado = 1) Rango admisible de variaciones lentas de tensión (sólo EN50160) 1-20% de la nominal (predeterminado = 10) Reservado Reservado Mapa de bits de evaluaciones activas Bit 00: Bit de resumen: hay activa al menos una evaluación según la norma EN50160 Bit 01: Frecuencia Bit 02: Variaciones de tensión suministrada Bit 03: Magnitud de las variaci ones rápidas de tensión Bit 04: No utilizado Bit 05: Huecos de tensión Bit 06: Interrupciones breves de la tensión suministr ada Bit 07: Interrupciones largas de la tensión suministrada Bit 08: Sobretensiones temporales de frecuencia Bit 09: No utilizado Bit 10: Desequilibrio de la tensión suministrada Bit 11: Tensión armónica Bit 12: THD Bit 13: No utilizado Bit 14: No utilizado Bit 15: No utilizado Mapa de bits de resumen de estado de la evaluación Bit 00: Bit de resumen: ha fallado al menos una evaluación según la norma EN50160 Bit 01: Frecuencia Bit 02: Variaciones de tensión suministrada Bit 03: Magnitud de las variaci ones rápidas de tensión Bit 04: No utilizado Bit 05: Huecos de tensión Bit 06: Interrupciones breves de la tensión suministr ada Bit 07: Interrupciones largas de la tensión suministrada Bit 08: Sobretensiones temporales de frecuencia Bit 09: No utilizado Bit 10: Desequilibrio de la tensión suministrada Bit 11: Tensión armónica Bit 12: THD Bit 13: No utilizado Bit 14: No utilizado Bit 15: No utilizado Recuento de intervalos de 10 segundos en el año actual Recuento de intervalos de 10 segundos en esta semana Recuento de intervalos de 10 minutos en esta semana Número admisible de variaciones rápidas de tensión por semana Predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada Número admisible de interrupciones breves por año Predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada Número admisible de interrupciones largas por año Predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada Número admisible de huecos de tensión por semana para cada rango de profundidad Predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada Número de sobretensiones admisible por semana para cada rango de magnitud Predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada



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Datos de la evaluación según la norma EN50160 disponibles a través de enlaces de comunicaciones Registros de portal Los datos de la evaluación son accesibles mediante enlaces de comunicaciones a través de lecturas de registros de “portal”. A cada elemento de datos s e le asigna un número de registro de portal. La lectura de bloque del tamaño especificado en esa dirección proporciona los datos correspondientes a ese elemento. En general, si el tamaño de bloque es más pequeño que el especificado, los datos devueltos serán 0x8000 (−32 768) para indicar que no son válidos. Si el tamaño de bloque es mayor que el especificado, se devolverán los datos correspondientes al elemento y los registros restantes se rellenarán con 0x8000. En la Tabla D–12 encontrará las descripciones de los registros de portal. Tabla D– 12: Descripciones de los registros de portal Portal Descripción Tamaño

Resumen de las 53432- evaluaciones 53434 de datos del medidor por elemento

33

Resumen de variaciones 53435rápidas de 53437 tensión por fase

12

Resumen de huecos de 53438tensión por 53440 fase en esta semana

104

Resumen de huecos de 53441tensión por 104 53443 fase en la última semana

Resumen de interrupciones 53444- de la tensión 34 53447 suministrada, trifásicas y por fase


Datos Número de registro de la variable medida (puede servir para confirmar el elemento de datos que se está comunicando) Valor de registro (valor medido actual) Valor medio (al final del último período de tiempo de cálculo de medias completado) Valor mínimo durante el último período de tiempo de cálculo de medias completado Valor máximo durante el último período de tiempo de cálculo de medias completado Valor mínimo durante este intervalo Valor máximo durante este intervalo Valor mínimo durante el último intervalo Valor máximo durante el último intervalo Porcentaje del rango de evaluación 1 en este intervalo Porcentaje del rango de evaluación 2 en este intervalo (cuando proceda) Porcentaje del rango de evaluación 1 en el últi mo intervalo Porcentaje del rango de evaluación 2 en el último intervalo (cuando proceda) Recuento de valores medios del rango de evaluación 1 (MOD10L2) Recuento de valores medios del rango de evaluación 2 (MOD10L2) Recuento de medias válidas totales para evaluación del rango 1 (MOD10L2) Recuento de medias válidas totales para evaluación del rango 2 (MOD10L2) Fecha/hora de la última excursión, rango 1 (formato de 4 registros) Fecha/hora de la última excursión, rango 2 (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 r egistros) Recuento de aumentos rápidos de tensión en esta semana Recuento de disminuciones rápidas de tensión en esta semana Recuento de aumentos rápidos de tensión en la última semana Recuento de disminuciones rápidas de tensión en la última semana Fecha/hora de la última variación rápida de tensión (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 r egistros) Recuento de huecos de tensión por magnitud y duración en esta semana (96 valores). (Consulte la sección “Detección y clasificación de los huecos de tensión” en la página 97.) Fecha/hora del último hueco de tensión (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 r egistros) Recuento de huecos de tensión por magnitud y duración en la última semana (96 valores). (Consulte la sección “Detección y clasificación de los huecos de tensión” en la página 97). Fecha/hora del último hueco de tensión (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 r egistros) Indicador que muestra que la interrupción está activa Segundos transcurridos de la interrupción en curso Recuento de interrupciones breves en este año Recuento de interrupciones largas en este año Recuento de interrupciones breves en el último año Recuento de interrupciones largas en el último año Recuento de interrupciones por duración en este año (10 valores). (Consulte la sección “Detección de interrupciones de la tensión suministrada” en la página 98.) Recuento de interrupciones por duración en el último año (10 valores). (Consulte la sección “Detección de interrupciones de la tensión suministrada” en la página 98.) Fecha/hora de la última interrupción (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 r egistros)

101


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Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada Tabla D– 12: Descripciones de los registros de portal Portal Descripción Tamaño

102

5344853449

Sobretensiones temporales de frecuencia por 104 fase en esta semana

5345053452

Sobretensiones temporales de frecuencia por 104 fase la semana pasada

53312

Mapa de bits del resumen de evaluaciones

18

Datos Recuento de huecos de sobretensiones por magnitud y duración en esta semana (96 valores). (Consulte la sección “Detección y clasificación de sobretensiones temporales de frecuencia” en la página 98.) Fecha/hora de la última sobretensión (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 registros) Recuento de huecos de sobretensiones por magnitud y duración la semana pasada (96 valores). (Consulte la sección “Detección y clasificación de sobretensiones temporales de frecuencia” en la página 98.) Fecha/hora de la última sobretensión (formato de 4 registros) Fecha/hora del último restablecimiento (formato de 4 registros) Registro 1: Mapa de bits de Registro 2: Mapa de bits de resumen evaluaciones activas (igual que el de estado de las evaluaciones (igual registro 3910) que el registro 3911) Bit establecido cuando la evaluación Bit establecido cuando falla la está activada evaluación Bit 00: Bit de resumen: hay activa al Bit 00: Bit de resumen: ha fallado al menos una evaluación según la menos una evaluación según la norma EN50160 norma EN50160 Bit 01: Frecuencia Bit 01: Frecuencia Bit 02: Variaciones de tensión Bit 02: Variaciones de tensión suministrada suministrada Bit 03: Magnitud de las variaciones Bit 03: Magnitud de las variaciones rápidas de tensión rápidas de tensión Bit 04: No utilizado Bit 04: No utilizado Bit 05: Huecos de tensión Bit 05: Huecos de tensión Bit 06: Interrupciones breves de la Bit 06: Interrupciones breves de la tensión suministrada tensión suministrada Bit 07: Interrupciones largas de la Bit 07: Interrupciones largas de la tensión suministrada tensión suministrada Bit 08: Sobretensiones temporales de Bit 08: Sobretensiones temporales de frecuencia frecuencia Bit 09: No utilizado Bit 09: No utilizado Bit 10: Desequilibrio de la tensión Bit 10: Desequilibrio de la tensión suministrada suministrada Bit 11: Tensión armónica Bit 11: Tensión armónica Bit 12: THD Bit 12: THD Bit 13: No utilizado Bit 13: No utilizado Bit 14: No utilizado Bit 14: No utilizado Bit 15: No utilizado Bit 15: No utilizado Registro 3 (rango 1)/registro 11 Registro 4 (rango 1)/registro 12 (rango 2): Mapa de bits del estado de (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones evaluación de las evaluaciones individuales individuales Bit 00: Frecuencia Bit 00: V1 H7 Bit 01: V1 Bit 01: V1 H8 Bit 02: V2 Bit 02: V1 H9 Bit 03: V3 Bit 03: V1 H10 Bit 04: No utilizado Bit 04: V1 H11 Bit 05: No utilizado Bit 05: V1 H12 Bit 06: No utilizado Bit 06: V1 H13 Bit 07: Desequilibrio de la tensión Bit 07: V1 H14 Bit 08: THD V1 Bit 08: V1 H15 Bit 09: THD V2 Bit 09: V1 H16 Bit 10: THD V3 Bit 10: V1 H17 Bit 11: V1 H2 Bit 11: V1 H18 Bit 12: V1 H3 Bit 12: V1 H19 Bit 13: V1 H4 Bit 13: V1 H20 Bit 14: V1 H5 Bit 14: V1 H21 Bit 15: V1 H6 Bit 15: V1 H22



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Tabla D– 12: Descripciones de los registros de portal Portal Descripción Tamaño

Datos Registro 5 (rango 1)/registro 13 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales Bit 00: V1 H23 Bit 01: V1 H24 Bit 02: V1 H25 Bit 03: V2 H2 Bit 04: V2 H3 Bit 05: V2 H4 Bit 06: V2 H5 Bit 07: V2 H6 Bit 08: V2 H7 Bit 09: V2 H8 Bit 10: V2 H9 Bit 11: V2 H10 Bit 12: V2 H11 Bit 13: V2 H12 Bit 14: V2 H13 Bit 15: V2 H14 Registro 7 (rango 1)/registro 15 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales Bit 00: V3 H7 Bit 01: V3 H8 Bit 02: V3 H9 Bit 03: V3 H10 Bit 04: V3 H11 Bit 05: V3 H12 Bit 06: V3 H13 Bit 07: V3 H14 Bit 08: V3 H15 Bit 09: V3 H16 Bit 10: V3 H17 Bit 11: V3 H18 Bit 12: V3 H19 Bit 13: V3 H20 Bit 14: V3 H21 Bit 15: V3 H22 Registro 9 (rango 1)/registro 17 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales Bit 00: I2 H7 Bit 01: I3 H7 Bit 02: I1 H9 Bit 03: I2 H9 Bit 04: I3 H9 Bit 05: I1 H11 Bit 06: I2 H11 Bit 07: I3 H11 Bit 08: I1 H13 Bit 09: I2 H13 Bit 10: I3 H13 Bit 11: Reservado Bit 12: Reservado Bit 13: Reservado Bit 14: Reservado Bit 15: Reservado


Registro 6 (rango 1)/registro 14 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales Bit 00: V2 H15 Bit 01: V2 H16 Bit 02: V2 H17 Bit 03: V2 H18 Bit 04: V2 H19 Bit 05: V2 H20 Bit 06: V2 H21 Bit 07: V2 H22 Bit 08: V2 H23 Bit 09: V2 H24 Bit 10: V2 H25 Bit 11: V3 H2 Bit 12: V3 H3 Bit 13: V3 H4 Bit 14: V3 H5 Bit 15: V3 H6 Registro 8 (rango 1)/registro 16 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales Bit 00: V3 H23 Bit 01: V3 H24 Bit 02: V3 H25 Bit 03: V de 3 fases Bit 04: KW de 3 fases Bit 05: KVAR de 3 fases Bit 06: I1 Bit 07: I2 Bit 08: I3 Bit 09: I1 H3 Bit 10: I2 H3 Bit 11: I3 H3 Bit 12: I1 H5 Bit 13: I2 H5 Bit 14: I3 H5 Bit 15: I1 H7 Registro 10 (rango 1)/registro 18 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales Bit 00: Reservado Bit 01: Reservado Bit 02: Reservado Bit 03: Reservado Bit 04: Reservado Bit 05: Reservado Bit 06: Reservado Bit 07: Reservado Bit 08: No utilizado Bit 09: No utilizado Bit 10: No utilizado Bit 11: No utilizado Bit 12: No utilizado Bit 13: No utilizado Bit 14: No utilizado Bit 15: No utilizado

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Alarmas asignadas para evaluaciones de CE avanzada Con el fin de realizar algunas de las evaluaciones necesarias y proporcionar un registro de eventos en el registro de alarmas incorporado, el modelo PM850 utiliza las alarmas estándar y el PM870 utiliza las alarmas de perturbación. Cuando se activa la evaluación, se toman determinadas posiciones de alarma y se configuran automáticamente para utilizarlas en la evaluación. No es posible utilizar estas alarmas para otros fines mientras está activada la evaluación. Estas alarmas incluyen entre otras las siguientes:

• Sobretensión (PM850): Posiciones de alarmas de velocidad estándar 35-37 • Subtensión (PM850): Posiciones de alarmas de velocidad estándar 38-40 • Perturbación para bajadas y subidas de tensión (PM870): Posiciones de alarmas de perturbaciones 1-3 y 7-9

NOTA: La posición depende del tipo de sistema (registro 3902). Se incluirán las palabras “CE avanzada” en la etiqueta de alarma de las alarmas utilizadas por esta evaluación.

Configuración de la evaluación de CE avanzada desde la pantalla Para configurar la evaluación de CE avanzada en la central de medida, debe ejecutar los siguientes pasos mediante el procedimiento de configuración de la central de medida: 1. Habilite la evaluación de CE avanzada. De manera predeterminada, la evaluación de CE avanzada está desactivada. Para activar la evaluación, use la pantalla (consulte la sección “Configuración de la evaluación de CE avanzada” en la página 22). 2. Seleccione la tensión nominal del sistema. NOTA: La norma EN50160 dispone que la tensión nominal de sistemas de baja tensión es 230 V de fase a fase para sistemas de 3 hilos o 230 V de fase a neutro para sistemas de 4 hilos. Por tanto, el valor predeterminado para la tensión nominal es 230. Si la aplicación es un sistema de media tensión o si desea efectuar las evaluaciones a partir de otra tensión nominal, este valor sólo se puede configurar usando la pantalla. El software de PowerLogic no permite la configuración de la tensión nominal. 3. Seleccione la frecuencia nominal del sistema. NOTA: La norma EN50160 define la frecuencia nominal como 50 Hz, pero los modelos PM850 y PM870 de la central de medida también son capaces de evaluar sistemas de 60 Hz. No pueden evaluar frecuencias nominales para sistemas de 400 Hz. La frecuencia nominal predeterminada de los modelos PM850 y PM870 es 60 Hz. Para cambiar el valor predeterminado, desde la pantalla del menú principal seleccione las opciones de configuración > medidor > frecuencia. Consulte el archivo de ayuda en línea del software de PowerLogic. 4. Restablezca las estadísticas de CE avanzada. a. Escriba 9999 en el registro 8001. b. Escriba 11100 en el registro 8000. Consulte la sección “Restablecimiento de las estadísticas” en la página 99. 5. Restablezca las estadísticas de SEMI F-47 e ITI (CBEMA). a. Escriba 9999 en el registro 8001. b. Escriba 11100 en el registro 8000. Consulte la sección “Restablecimiento de las estadísticas” en la página 99.

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Glosario

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Glosario Términos alarma activa: Alarma configurada para activar, cuando se reúnen determinadas condiciones, la ejecución de una tarea o una notificación. En el ángulo superior derecho de la pantalla de la central de medida, aparece un icono que indica que la alarma está activa (!). Véanse también los términos alarma activada y alarma desactivada. alarma activada: Alarma que ha sido configurada y encendida y que ejecutará la tarea asociada a ella cuando se reúnan determinadas condiciones. Véanse también los términos alarma desactivada y alarma activa. alarma desactivada: Alarma que ha sido configurada pero que actualmente está apagada; esto es, la alarma no ejecutará la tarea asociada a ella aunque se reúnan las condiciones. Véanse también los términos alarma activada y alarma activa. bajada/subida: Fluctuación (decreciente o creciente) de la tensión o la intensidad en el sistema eléctrico que se está supervisando. Véanse también caída de tensión y subida de tensión. bloque basculante: Intervalo y subintervalo seleccionados que utiliza la central de medida para el cálculo de la demanda. El intervalo debe poder dividirse en subintervalos iguales. Se actualiza la demanda al final de cada subintervalo, y la central de medida muestra el valor de la demanda del último intervalo completado. bloque deslizante: Intervalo seleccionado de entre 1 y 60 minutos (en incrementos de 1 minuto). Si el intervalo es de entre 1 y 15 minutos, el cálculo de la demanda se actualiza cada 15 segundos. Si el intervalo es de entre 16 y 60 minutos, el cálculo de la demanda se actualiza cada 60 segundos. La central de medida muestra el valor de la demanda correspondiente al último intervalo finalizado. © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

bloque fijo: Intervalo seleccionado de entre 1 y 60 minutos (en incrementos de 1 minuto). La central de medida calcula y actualiza la demanda al final de cada intervalo. caída de tensión: Breve descenso de la tensión efectiva de un máximo de un minuto de duración. circuito de muy baja tensión de seguridad (MBTS): Se espera que todo circuito MBTS esté siempre por debajo de un nivel de tensión peligroso. demanda: Valor medio de una variable, como potencia, a lo largo de un intervalo de tiempo determinado. demanda de intensidad máxima: Demanda de intensidad más elevada medida en amperios desde el último restablecimiento de la demanda. demanda de intervalo parcial: Cálculo de energía hasta el momento dentro del intervalo actual. Equivale a la energía acumulada hasta el momento dentro del intervalo dividida por la longitud de un intervalo completo. demanda de intervalos de bloques: Método de cálculo de la demanda de potencia correspondiente a un bloque de tiempo. Incluye tres formas de aplicar el cálculo a ese bloque de tiempo: los métodos de bloque deslizante, bloque fijo o bloque basculante. demanda de tensión punta: Demanda de tensión más elevada medida desde el último restablecimiento de la demanda de tensión. demanda máxima (demanda punta): Carga media más elevada durante un intervalo de tiempo específico. demanda térmica: Cálculo de la demanda basado en la respuesta térmica. dirección de dispositivo: Define la situación de la central de medida en el sistema de supervisión de potencia.

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distorsión armónica total (THD frecuencia: Número de ciclos en un o thd): Indica el grado de distorsión de segundo. la tensión o la intensidad de un circuito. intensidad de fase (rms): Medición en energía acumulada: La energía se amperios de la intensidad rms de cada puede acumular en los modos con una de las tres fases del circuito. Véase signo o sin signo (absoluto). En el modo también valor máximo. con signo se tiene en cuenta la nominal: Típico o medio. dirección del flujo de la potencia, y la magnitud de la energía acumulada número entero corto: Entero de puede aumentar y disminuir. En el 16 bits con signo (consulte la sección modo absoluto la energía se acumula Lista de registros en la página 79). como positiva, independientemente de número entero largo sin signo: Valor la dirección del flujo de potencia. de 32 bits sin signo devuelto por un enlace de comunicaciones: Cadena registro (consulte la sección Acceso a de dispositivos conectados por un cable la lista de registros en la página 79). de comunicaciones a un puerto de Los 16 bits superiores están en el par comunicaciones. de registros de número más bajo. Por ejemplo, en el par de registros 4010 evento: Suceso de un estado de y 4011, 4010 contiene los 16 bits alarma, como Subtensión en fase 1, superiores, mientras que 4011 contiene configurado en la central de medida. los 16 bits inferiores. factor de escala: Multiplicadores que número entero sin signo: Entero de la central de medida usa para hacer 16 bits sin signo (consulte la sección que los valores encajen en el registro Acceso a la lista de registros en la en el que se almacena la información. página 79). factor de potencia (FP): El factor de paridad: Se refiere a los números potencia real es la relación entre la binarios enviados a través del enlace potencia activa y la potencia aparente de comunicaciones. Se añade un bit usando el contenido completo de adicional de manera que el número de armónicos de potencia activa y unos del número binario sea par o aparente. Se calcula dividiendo vatios impar, dependiendo de la entre voltamperios. El factor de configuración. Sirve para detectar potencia es la diferencia existente entre errores en la transmisión de datos. la potencia total que la compañía potencia activa: Cálculo de la potencia eléctrica proporciona y la parte de la potencia total que realiza un trabajo útil. activa (calculados el total de las 3 fases Se trata del grado de desfase de la y la potencia activa por fase) para tensión y la intensidad de una carga. obtener kilovatios. factor de potencia real: Véase factor de potencia.

potencia activa de demanda punta: Potencia activa de la demanda más elevada medida desde el último factor de potencia total: Véase factor restablecimiento de la demanda. de potencia. rms: Media cuadrática (valor eficaz). firmware: Sistema operativo interno de Las centrales de medida son la central de medida. dispositivos sensibles a la rms real. flotador : Valor de coma flotante de rotación de fases: Las rotaciones de 32 bits devuelto por un registro fases se refieren al orden en el que los (consulte la sección Lista de registros valores instantáneos de las tensiones o en la página 79). Los 16 bits superiores las intensidades del sistema alcanzan están en el par de registros de número sus valores positivos máximos. Pueden más bajo. Por ejemplo, en el darse dos rotaciones de fase: 1-2-3 registro 4010/11, 4010 contiene los o 1-3-2. 16 bits superiores y 4011 contiene los 16 bits inferiores.

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subida de tensión: Aumento de la tensión efectiva de más de un minuto de duración. tensiones de fase a fase: Medición de las tensiones rms de fase a fase del circuito.

tensiones de fase a neutro: Medición de las tensiones rms de fase a neutro del circuito.

valor máximo: Valor más elevado grabado de la variable instantánea, como Intensidad de fase 1, Tensión de fase 1, etc., desde el último restablecimiento de valores mínimos y máximos. valor mínimo: Valor más bajo grabado de la variable instantánea, como Intensidad de fase 1, Tensión de fase 1, etcétera, desde el último restablecimiento de valores mínimos y máximos.

tipo de sistema: Código exclusivo asignado a cada tipo de configuración de cableado de sistema de la central de VAR: Voltamperio reactivo. medida. velocidad en baudios: Especifica la transformador de intensidad (TI): rapidez con que se transmiten los datos Transformador de intensidad para a través de un puerto de red. entradas de intensidad. transformador de potencial (TT): También llamado transformador de tensión.

Abreviaturas y símbolos A: Amperio

E/S: Entrada/salida

ABILI.: Habilitado

ENERG.: Energía

ABSOL: Valor absoluto

ENT A: Entrada analógica

ACCUM: Acumulado

ENT D: Entrada digital

ACTIV: Activo

ESCAL.: Véase factor de escala en la página 106.

AMPS: Amperios ARMON: Armónicos AVANZ: Pantalla Avanzada COINC.: Valores de demanda que suceden al mismo tiempo que el valor de demanda punta

F: Frecuencia FINDE: Fin del intervalo de demanda FP: Factor de potencia FP D: Desplazamiento GRAF: Gráfico de barras

COM: Comunicaciones

HEX: Hexadecimal

COND.: Control de energía condicional

HIST: Histórico

CONTR: Contraseña

HZ: Hercio

CONTR: Contraste

I: Intensidad

DEC.: Decimal DEM: Demanda

I MAX.: Demanda máxima de intensidad

DESAB.: Desactivado

IDIOM: Idioma

DESEQ: Desequilibrio

INFER.: Límite inferior

DIAGN: Diagnóstico

kVA: Kilovoltamperio

DIREC.: Dirección de la central de medida

kVAD: Demanda de kilovoltamperio

DO: Límite de desactivación

kVARD: Demanda de kilovoltamperio reactivo


kVAR: Kilovoltamperio reactivo

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kVARH: Kilovoltamperio reactivo-hora kW: Kilovatio

R.S.: Versión del sistema de restablecimiento del firmware REG: Número de registro

kWD: Demanda de kilovatio

RELAT: Valor relativo en %

kWH: Kilovatios hora kWH/P: Kilovatios hora por impulso kWMAX: Demanda máxima de kilovatio

S: Potencia aparente SAL A: Salida analógica SAL D: Salida digital

MAG.: Magnitud

Sd: Demanda de potencia aparente

MAMP: Miliamperios MANT: Pantalla de mantenimiento

SEC: Segundos SECUN.: Secundario

MB. A.7: MODBUS ASCII 7 bits

Sh: Energía aparente

MB. A.8: MODBUS ASCII 8 bits

SIS.OP: Sistema operativo (versión de firmware)

MBRTU: MODBUS RTU MIN.: Mínimo

SUB-I: Subintervalo

MIN: Minutos

SUPER.: Límite superior

MINMX: Valores mínimos y máximos MSEG: Milisegundos

TA: Transformador de alimentación THD: Distorsión armónica total

MVAh: Megavoltamperio-hora MVARh: Megavoltamperio reactivo-hora MWh: Megavatio-hora N.SER.: Número de serie de la central de medida

TI: Véase transformador de intensidad en la página 107. TT: Número de conexiones de tensión (véase transformador de tensión en la página 107) U: Tensión de fase a fase

NORM: Modo Normal

V MAX.: Tensión máxima

P: Potencia activa

V MIN.: Tensión mínima

PAR: Paridad

V: Tensión

Pd: Demanda de potencia activa

VAh: Voltamperio-hora

Ph: Energía activa

VARh: Voltamperio reactivo-hora

PM: Central de Medida

Wh: Vatio-hora

PQS: Potencia activa, reactiva, aparente PQSd: Demanda de potencia activa, reactiva, aparente PR: Prioridad de alarma PRIM.: Primario PU: Límite de activación PULSO: Modo de salida de impulsos PWR: Potencia Q: Potencia reactiva Qd: Demanda de potencia reactiva Qh: Energía reactiva 108


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Índice

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Índice A activaciones y desactivaciones factores de escala 49 umbrales 46 alarma incorporada 96 alarmas alarmas personalizadas 45, 53 booleanas 53 puertas lógicas 56 configuración 17 creación de entradas de registro cronológico de datos 61 de alta prioridad 47 de diagnóstico evaluación según EN50160 95 de perturbación 53 de prioridad baja 47 de prioridad media 47 definición de nombres abreviados 51, 55 digitales 45 escalado de umbrales de alarma 49, 50 estados de alarma 45, 50, 55 estándar 45 evaluación según EN50160 posiciones 104 grupos de alarmas 45 introducción 45 niveles 54 números de alarma 51, 55 prioridades 47 registros de prueba 51, 55 sin prioridad 47 tipos de alarmas 48, 50, 51, 52, 55, 56 umbrales 46 varias alarmas 54 armónicos cálculos evaluación según EN50160 99 configur ación de cálculos individuales 90 valores 37 armónicos estables 63

B bajada de tensión 65, 66 funciones de la central de medida durante 67 uso de capturas de formas de onda para detectar 66 bajada/subida descripción 65 bloque basculante 31 bloque deslizante 31 bloque fijo 31

C cableado resolución de problemas 72 cálculo de demanda de intensidad 32 de demanda genérica 33 de demanda pronosticada 33 de demanda punta 33 © 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

duración de un evento 47 vatios-hora por impulso 43 capturas de formas de onda almacenamiento de formas de onda 64 memoria de la central de medida 63, 64 uso para detectar bajada de tensión 66 central de medida accesorios 5 con pantalla componentes 2, 4 configuración 13 descripción 1 firmware 7 hardware 2 inicialización 23 modelos 5 restablecimiento 23 resumen de la instrumentación 1 comunicaciones configuración 15 problemas con las comunicaciones del PC 72 configuración 13 alarmas 17 alarmas personalizadas 45, 53 cálculo de THD 20 cálculos de armónicos individuales 90 comunicaciones 15 configuración de la demanda de potencia 22 contraseña 18 convención de signos VAR/FP 20 entradas/salidas 18 fecha 13 gráfico de barras 21 hora 14 idioma 14 intervalo de energía incremental 20 restablecimientos de bloqueo 21 retroiluminación de alarma 21 rotación de fases 19 salidas analógicas 44 TI 15 tipo de sistema 16 TT 16 configuración de la demanda de potencia 22 contenido de la caja 6 contraseña configuración 18 diagnósticos 18 energía 18 mínimo/máximo 18 predeterminada 13 control de relés 40 convención de signos VAR/FP configuración 20

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Índice

D demanda de intensidad 32 de potencia cálculo 30 genérica 33 pronosticada 33 sincronizada por comandos 32 por entradas 32 por reloj 32 térmica 32 descripción del f actor de potencia de desplazamiento 37 diagnósticos contraseña 18 dirección de dispositivo 72 distorsión armónica total 37, 63

E ejecución de comandos 84 energía acumulada modo con signo o sin signo 35 condicional control desde la interfaz de comandos 87 registros 87 contraseña 18 incremental 88 intervalo 33 uso con la interfaz de comandos 89 registros de energía condicional 87 entrada analógica configuración 44 entradas aceptación de impulsos de otro medidor 32 entradas digitales 39 alarmas de entrada digital 45 modos de funcionamiento 39 recepción de impulsos de sincronización 32 entradas/salidas configuración 18 números de posición 86 escritura de registros 26 estado de evaluación 95 etiquetas de entradas y salidas 86 evaluación según EN50160 96 acumulación intervalo 97 alarmas de diagnóstico 95 cálculos de armónicos 99 ciclo de medidor 97 configuración del sistema registros 99 configurar 104 configurar el día de la semana 96 datos medidos 96 definir interrupción de tensión 96 escrituras en registros 96 estadísticas restablecimiento 99 110

estado de evaluación 95 evaluación de cumplimiento/ incumplimiento 97, 98 evaluaciones activas 95 eventos admisibles 99 frecuencia de potencia 96 frecuencia nominal 96, 104 habilitar 22 huecos de tensión 97 indicador de fecha y hora 99 intervalos de tiempo 99 lectura de bloque 101 parte previa 98 posiciones de alarma 104 profundidad en los registros 98 rango de tensión lenta 96 registros de portal 101 sistemas de 3 hilos 104 tamaño del bloque 101 tendencias y pronósticos 99 tensión nominal 98, 104 sistemas de 4 hilos 104 tensión suministrada 97 desequilibrio 97 huecos 97 variaciones 96 valores eficaces medios 97 valores eficaces mínimos 97 evaluaciones activas 95

F factor de potencia 37 almacenamiento de 80 convenciones de los valores mín/máx 28 factores de escala 49 cambio de factores de escala 91 escalado de umbr ales de alarma 50 grupos de escala 49 fecha configuración 13 visualizar 26 firmware 7 frecuencia nominal evaluación según EN50160 104 funcionamiento 11 problemas de la central de medida 72 uso de la interfaz de comandos 83 funciones 7

G gráfico de barras configuración 21 grupos de escala 49

H hora configuración 14 visualizar 26

I idioma configuración 14 información de la central de medida 26 inicializar central de medida 23 instrucción de ruta 72


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 Índice

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interfaz de comandos activar salidas 86 cambio de registros de configuración 87 descripción general 83 ejecución de comandos 84 factores de escala 91 registros 83 intervalo de energía incremental configuración 20 intervalos de tiempo evaluación según EN50160 99

K KY 42 cálculo de vatios-hora por impulso 43

L lectura de registros 26 lecturas de demanda 30 demanda de intensidad 32 demanda pronosticada 33 demanda punta 33 métodos de cálculo de la demanda de potencia 30 restablecimiento 24 lecturas de energía 35, 36 reactiva acumulada 36 restablecimiento 23 lecturas en tiempo real 27 valores mín/máx 28 lista de registros 79

M mantenimiento icono de mantenimiento 72 registros 58 valores de registro almacenados 59 memoria de la central de medida 69 no volátil 69, 99 menú 11 método de demanda de intervalos de bloques 31 método de demanda térmica 32 método de impulso de sincronización de demanda 40 métodos de cálculo de demanda de potencia 32 modificación factores de escala 49 modo restablecimiento 24 modos de funcionamiento de relé enclavado 41 fin de intervalo de demanda 41 impulso kVAh 41 impulso kVAR generados 42 impulso kVARh absoluto 41 impulso kVARh consumidos 42 impulso kWh absoluto 41 impulso kWh consumidos 41 impulso kWh generados 42 normal 41 temporizado 41


N niveles de alarma con distintas activaciones y desactivaciones 54 número de secuencia correlativo 47

P pantalla descripción general de los menús 11 funcionamiento 11 pantalla Entradas digit. 39 pérdida de fase tipo de alarma para intensidad 48 tipo de alarma para tensión 48 PLC sincronización de demanda 32 problemas consultar resolución de problemas 71 problemas de calidad de energía 65 protocolos convención de direcciones de registro 79 prueba de megóhmetro 69 de rigidez 69 puertas lógicas para alarmas booleanas 56

R registro cronológico de datos 60 almacenamiento en la central de medida 69 eliminación de registros 60 forzado de entradas del registro cronológico de datos 67 organización de archivos de registro 61 registro de alarmas 58 descripción 58 registro de eventos almacenamiento de datos 58 cálculo de la duración del evento 47 número de secuencia correlativo 47 registro de facturación 61, 62 cálculo de datos 61 configurar intervalo de registro 62 lista de registros 62 registros 57 coma flotante 79, 80 habilitar 79, 80 convenciones de direcciones 79 datos en registros 60 de energía condicional 87 de mantenimiento 58 eliminación de registros cronológicos de datos 60 escritura 26 evaluación según EN50160 95 configuración 99 portal 101 eventos en el registro de eventos 67 formato del factor de potencia 80 incorporados 57 lectura 26 organización de archivos de registro cronológico de datos 61 uso de la interfaz de comandos 87

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Índice relés control interno o externo de 40 funcionamiento con la interfaz de comandos 84 reloj visualizar 26 resolución de problemas cableado de los transformador de instrumentos 73 restablecimiento central de medida 23 lecturas de demanda 24 lecturas de energía 23 modo 24 tiempo de funcionamiento acumulado 25 valores mínimos/máximos 24 restablecimientos de bloqueo configuración 21 de valores de demanda punta 33 valores en perfil de demanda genérica 34 retroiluminación de alarma configuración 21 rotación de fases configuración 19

S salidas analógicas 44 impulso fijo 43 selección de canal 64 sensibilidad del equipo supervisión de perturbaciones para 66 sincronización con un comando de PLC 32 intervalo de demanda con múltiples medidores 32 intervalo de demanda con reloj interno 32 sistemas de 3 hilos 104 subida de tensión funciones de la central de medida durante 67 supervisión de perturbaciones de tensión 65 descripción general 65 y compañía eléctrica 67

de sobretensión 48 de subtensión 48 tipo de sistema configuración 16 tipos de alarmas 52, 56 transitorios 65 TT configuración 16

U umbral del tiempo de funcionamiento configuración 19 umbrales de activación y desactivación 46

V valores de análisis de la energía 37, 38 valores medidos lecturas de demanda 30 lecturas de energía 35 lecturas en tiempo real 27 valores mínimos/máximos contraseña 18 restablecimiento 24 VAR convenciones de signos 29 variables utilizadas en niveles de alarma 54 vatios-hora cálculo de vatios-hora por impulso KYZ 43 velocidad en baudios 72 visualizar fecha y hora 26 visualizar la información de la central de medida 26 visualizar reloj 26

T tendencias y pronósticos evaluación según EN50160 99 tensión nominal evaluación según EN50160 98, 104 sistemas de 4 hilos 104 THD 63 configuración 20 método de cálculo thd 37 TI configuración 15 tiempo de funcionamiento restablecimiento 25 tipo de alarma de desequilibrio de intensidad 48 de desequilibrio de tensión 48 de inversión de fase 49 de potencia inversa 48 112


Pm800 Manual de Usuario

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