SAGA2000_1640 - Manual Do Usuário Rev3

Manual do Usuário SAGA2000 – Medidor Eletrônico Multifunção Medidores Eletrônicos Residenciais e Comerciais

Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda

SAGA2000

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SAGA 2000

Medidor Eletrônico Trifásico

MANUAL DO USUÁRIO

Histórico de Revisões n° Revisão

Data

Descrição

Alterado por, ramal

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11/03/08

Lançamento

Samuel Romano - 1508

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24/06/08

Padronização do documento. Título – Alterado de SAGA2000-1640 para SAGA2000. Topologia de medição – Incluída nota para verificar topologias na aprovação de modelo. Códigos visualizados no mostrador: Incluído códigos 54 e 80. Incluídos os itens “Tarifa”, “Monitoração abertura da tampa”, “Comunicação serial”, “Terminais”, “Códigos de erro” e “Características do protocolo Modbus RTU”. Correção da tabela de designação de tipo. Inclusão das constantes de multiplicação de corrente e tensão. Ajustes de formatação. Atualização do item Desligamento e descarte para descarte da bateria. Redefinação da faixa de medição para -20% a +15% de Vn. Inclusão da opção de gabinete solidarizado. Inclusão da opção do mostrador remoto. Inclusão de parametrização tarifa plana, atualização das tabelas dos códigos de exibição, incluída explicação para uso em diferentes tarifas.

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Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda.

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Denise P. Felipe - 1676

Handy Borges, 1735 Samuel Romano, 1508

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Samuel Romano - 1508

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24/06/08

Padronização do documento. Título – Alterado de SAGA2000-1640 para SAGA2000. Topologia de medição – Incluída nota para verificar topologias na aprovação de modelo. Códigos visualizados no mostrador: Incluído códigos 54 e 80. Incluídos os itens “Tarifa”, “Monitoração abertura da tampa”, “Comunicação serial”, “Terminais”, “Códigos de erro” e “Características do protocolo Modbus RTU”. Correção da tabela de designação de tipo. Inclusão das constantes de multiplicação de corrente e tensão. Ajustes de formatação. Atualização do item Desligamento e descarte para descarte da bateria. Redefinação da faixa de medição para -20% a +15% de Vn. Inclusão da opção de gabinete solidarizado. Inclusão da opção do mostrador remoto. Inclusão de parametrização tarifa plana, atualização das tabelas dos códigos de exibição, incluída explicação para uso em diferentes tarifas.

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Denise P. Felipe - 1676

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ÍNDICE 1 INTRODUÇÃO .......................................................................................... 4 2 SEGURANÇA ........................................................................................... 5 2.1 Informação de Segurança ........................ ........... .......................... .......................... .......................... ................ ... 5 2.2 Responsabilidades ............................................................................. 5 2.3 Regras de Segurança ........................................................................ 5 3 DESCRIÇÃO DO MEDIDOR .................................................................... 7 3.1 Função do medidor ............................................................................ 7 3.2 Aplicação ........................................................................................... 7 3.3 Características Principais ......................... ............ .......................... .......................... .......................... ................ ... 7 3.4 Código das Versões ......................... ............ ......................... ......................... .......................... ......................... ............ 8 4 ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS ............................................................... 9 4.1 Características Elétricas e Metrológicas .......................... ............. ......................... .................. ...... 9 4.2 Características Funcionais ......................... ............ .......................... .......................... ......................... ............ 10 4.2.1 Mostrador ...................................................................................... 10 4.2.2 Porta ótica ..................................................................................... 10 4.2.3 Botões de função .......................................................................... 10 4.2.4 Medição de energia reativa .......................... ............. ......................... ......................... ..................... ........ 10 4.2.5 Medição de valores instantâneos ......................... ............ .......................... ......................... ............ 11 4.2.6 Memória de massa (Versão multi-tarifa) ....................................... 11 4.2.7 Tarifa ............................................................................................. 11 4.2.8 Bateria (Versão multi-tarifa) .......................................................... 11 4.2.9 Monitoração de abertura da tampa ........................ ........... .......................... ....................... .......... 11 4.2.10 Comunicação remota serial RS232 e RS485........................ ........... ................... ...... 12 4.2.11 Mostrador remoto (Opcional) ...................................................... 12

4.3 Características Construtivas ............................................................ 13 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5 4.3.6 4.3.7 4.3.8 4.3.9

Gabinete ....................................................................................... 13 Detalhe de fixação do gabinete .......................... ............. .......................... .......................... ............... 14 Bloco de terminais......................................................................... 15 Terminais ...................................................................................... 16 Interfaces de comunicação – Identificação dos terminais ............. ............ . 16 Esquemas de ligações internas .................................................... 16 Interface para Mostrador Remoto – Identificação Identif icação do terminal....... 17 Pontos de lacre ............................................................................. 17 Embalagem ................................................................................... 17

5 PROGRAMAÇÃO ................................................................................... 18 5.1 Ligando o SAGA2000 sem programa operacional .......................... ............. ............... 18

5.1.1 Ligando o medidor ........................................................................ 18 5.1.2 Carregando o programa operacional ......................... ............. ......................... ................... ...... 18

5.2 Parametrizando o Medidor SAGA2000 ......................... ............. ......................... ................... ...... 19

5.2.1 Versão tarifa plana ........................................................................ 19 5.2.2 Versão multi-tarifa ......................................................................... 20

6 OPERAÇÃO ........................................................................................... 22 6.1 Apresentação das Telas no Mostrador ......................... ............. ......................... ................... ...... 22 6.2 Identificando as Informações no Mostrador .................................... ....................... ............... 22

6.2.1 Tarifa Plana – Relação das grandezas apresentadas na versão padrão - Modo Normal e Alternado .......................................................... 23 6.2.2 Multi-tarifa – Relação das grandezas apresentadas na versão padrão - Modo Normal e Alternado. ......................................................... 23 Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda.

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6.3 Zerar os Registros (Matar o Programa Operacional) ....................... ............. .......... 25 6.4 Reposição de Demanda através do Botão........................... ............. ......................... ............ 25 6.5 Operações através de Comandos ................................................... 25 7 CALIBRAÇÃO ........................................................................................ 26 8 INSTALAÇÃO ......................................................................................... 27 9 PROCEDIMENTO PARA TROCA DE BATERIA ............................. ................ ................... ...... 30 10 CÓDIGOS DE COMANDOS ................................................................. 31 11 CÓDIGOS DE ERRO ............................................................................ 32 12 CARACTERÍSTICAS DO PROTOCOLO MODBUS RTU ................ .... ................ .... 33 12.1 Funções MODBUS......................... ............ ......................... ......................... .......................... ....................... .......... 34 12.1.1 Registros de leituras para o SAGA2000 tarifa plana e multi- tarifa 35 12.1.2 Registros de leituras exclusivos do SAGA2000 multi-tarifa ........ ....... . 36

13 DESLIGAMENTO E DESCARTE ......................................................... 39 14 FALE CONOSCO ................................................................................. 40


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INTRODUÇÃO Aplicação

Conteúdo

Este manual se aplica aos medidores de energia elétrica da família SAGA 2000 dos modelos 1640 e 1641. O Manual do Usuário contém as informações necessárias para a aplicação deste medidor, de acordo com a proposta pretendida de utilização. Este manual inclui: Informações relativas às características, construção e funções do medidor; Informações sobre possíveis riscos, suas conseqüências e medidas para prevenir o perigo; Detalhes relativos à performance do medidor durante toda a sua vida útil (parametrização, instalação, comissionamento, operação, calibração, manutenção, desativação e descarte). •

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•

Requisitos

O conteúdo deste manual é direcionado às pessoas tecnicamente qualificadas das companhias de fornecimento de energia responsáveis pelo sistema de planejamento, instalação e comissionamento, operação, manutenção, desativação e descarte dos medidores. O usuário deste manual deverá ter conhecimentos de princípios elétricos básicos, em particular os diferentes tipos de circuitos para medição de energia elétrica.

Dúvidas Técnicas A Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda. oferece um serviço de suporte para atendimento de seus clientes. Em caso de dúvidas técnicas sobre os medidores entre em contato com nossos especialistas através do endereço eletrônico: [email protected] Dúvidas Comerciais Em caso de dúvidas relacionadas à disponibilidade, versões, acessórios e extensões, favor entrar em contato com o departamento comercial da Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda. através do endereço eletrônico: [email protected]


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SEGURANÇA

2.1 Informação de Segurança Quando for exigida maior atenção nas informações contidas nos diversos capítulos deste manual do usuário, serão indicados através de: palavras, símbolos ou figuras, os níveis de riscos, a severidade e a probabilidade de acontecimento de tal perigo. uma possível situação de perigo, que pode resultar em um sério dano CUIDADO Para ou fatalidade. Para uma possível situação de perigo, que pode resultar em um menor

ATENÇÃO dano físico ou dano material. NOTA

Para uma possível situação de perigo, na qual o produto ou um artigo em seu ambiente possa ser prejudicial e para detalhes gerais e outras informações úteis para simplificar o trabalho.

Adicionalmente ao nível de perigo, toda informação de segurança também descreve o tipo e a origem da situação de perigo, assim como, possíveis conseqüências e as medidas tomadas para neutralizar tal situação. 2.2 Responsabilidades O proprietário dos equipamentos – normalmente as companhias de fornecimento de energia – é responsável para que todas as pessoas comprometidas a trabalhar com os medidores: Leia e entenda todos os importantes capítulos deste manual; Esteja suficientemente qualificado ao trabalho; Observe rigorosamente as regulamentações de segurança e as informações de operação dos capítulos a seguir. Em particular, o proprietário dos medidores se torna responsável pela proteção das pessoas, prevenções de danos ao equipamento e treinamento técnico do pessoal envolvido. • • •

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2.3 Regras de Segurança As seguintes regras de segurança devem ser seguidas a todo instante: As conexões do medidor não devem estar com tensão durante instalação. Contatos com “partes vivas” trazem perigo à vida. Regras de segurança locais devem ser observadas. Instalação de medidores deve ser executada exclusivamente por profissionais tecnicamente qualificados e com o treinamento adequado. •

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Os medidores devem ser mantidos seguros durante a instalação. Eles podem ser danificados em caso de queda. Medidores que tenham caído não devem ser instalados, mesmo sem nenhum dano aparente. Devem retornar para ser testados pelo setor de serviço e reparo (ou pelo fabricante). Dano interno pode resultar em desordem funcional ou curto circuito. Os medidores não devem, em hipótese alguma, ser limpos com água corrente ou dispositivos de alta pressão. A penetração de água pode causar curto circuito. •

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Para programação da seqüência das grandezas OBSERVAÇÃO deveremos lembrar que não é possível retirar o registro de energia total da seqüência do mostrador


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3 3.1

DESCRIÇÃO DO MEDIDOR Função do medidor Os medidores da família SAGA 2000 são medidores eletrônicos para medição de energia e demanda ativa, reativa indutiva e reativa capacitiva em tarifa convencional ou multi-tarifa com 3 postos horários conforme norma ABNT. O medidor, versão multi-tarifa, atende as exigências da Portaria 456 / ANEEL para faturamento de energia excedente reativa (UFER/DMCR).

3.2

Aplicação Este medidor é destinado a consumidores comerciais ou residenciais de pequeno porte.

3.3 Características Principais Apresenta no mostrador os registros de energias e demandas e também os valores instantâneos de tensão, corrente e fator de potência por fase. Calcula UFER e DMCR. Medição de energia reativa com ou sem harmônico, programável em fábrica. Apresenta através da comunicação os valores instantâneos de tensão, corrente, potência ativa, potência reativa, potência aparente e fator de potência, por fase. Medição normal de energia mesmo em caso de inversão do sentido de uma ou mais correntes. Na versão multi-tarifa, possui nove canais de memória de massa com capacidade de armazenamento de dados com intervalo de 5 minutos por até 48 dias. Interfaces opcionais de comunicação remota RS232 ou RS485 com protocolo de comunicação MODBUS RTU e protocolo proprietário Landis + Gyr para comunicação em rede. Mostrador remoto, opcional de fornecimento, conectado por fibra ótica, para leitura distante até 100 m. Porta ótica magnética frontal, padrão ABNT para comunicação local. Possibilita monitoração de abertura de tampa, programável em fábrica. Painel frontal com dois diodos emissores de luz que pulsam proporcionalmente à energia ativa e reativa e com dois botões de funções sendo: - Botão “MOSTRADOR”, que permite ciclar mais rapidamente as telas, selecionar uma tela a ser apresentada e entrar no modo de calibração; - Botão “DEMANDA”, para a reposição de demanda (fechamento de fatura). Construção mecânica com base cinza, bloco de conexão cinza e tampas transparentes injetados em material plástico, policarbonato. O bloco de conexão é reforçado com fibra de vidro resistente a alta temperatura. Atende aos requisitos operacionais de lacres de segurança. Opcionalmente pode ser fornecido solidarizado. •

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Gabinete de sobrepor.

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3.4

Código das Versões O código, designação de modelo, apresenta a seguinte lei de formação:

NOTA

Consulte a disponibilidade de combinações do modelo com o departamento comercial.


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ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS

4.1 Características Elétricas e Metrológicas Número de elementos: 3 Topologia de medição: Medição trifásica a quatro fios (FFFN) NOTA

Outras topologias (medição bifásica a três fios ou monofásica a dois fios) verificar se está contemplada na aprovação de modelo.

Tipo de ligação: Ligação direta e indireta Medição de Corrente: Medição indireta (Modelo 1640) Corrente nominal (In) = 2,5 A Corrente máxima (Imax) = 10 A Corrente de partida (Ip) = 2,5 mA Medição direta (Modelo 1641) Corrente nominal (In) = 15 A Corrente máxima (Imax) = 120 A Corrente de partida (Ip) = 15 mA Medição de Tensão: Tensão nominal (Vn): 120 VFN e 240 VFN Faixa de medição: -20% a +15% Vn Faixa de operação: 72 VFN a 280 VFN Funciona normalmente independente de ter, ou não, a conexão de neutro. O medidor SAGA2000 possui alimentação ligada às fases, portanto a faixa de alimentação é a mesma da faixa de operação. Freqüência Nominal: 50 ou 60 Hz Classe de Exatidão: 0,5% (Classe C) ou 1,0% (Classe B) Consumo por elemento (típico): Circuito de tensão (120 V) Potência ativa = 0,6 W Potência aparente = 1 VA Circuito de corrente: Potência aparente = 0,2 VA


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Indicador de pulsos: O medidor possui dois diodos emissores de luz (LED) de cor vermelha que emitem pulsos correspondentes à energia ativa e reativa. Constantes do Medidor: Constantes Modelo 1640 Modelo 1641 Kh (Wh ou varh / pulso) 0,4 4 Ke (Wh ou varh / pulso) 0,2 2 Corrente 1/48 Tensão 1/24 Temperatura: Faixa de operação: -10°C a 70°C Faixa de armazenagem: -25°C a 70°C 4.2 Características Funcionais 4.2.1 Mostrador Mostrador de cristal líquido com 8 caracteres sendo 2 caracteres para identificar o código da função ou grandeza e 6 caracteres para indicar seu valor. 4.2.2 Porta ótica Conector ótico magnético padrão ABNT, protocolo ABNT. Através da porta ótica faz-se a carga de programa, parametrizações (versão multi-tarifa), leitura dos registros e calibração do medidor. A comunicação pode ser efetuada com as leitoras utilizadas pelas concessionárias, desde que atendam ao protocolo ABNT. 4.2.3 Botões de função São dois os botões de função sendo: Botão “MOSTRADOR”, ele permite mudar mais rapidamente as telas e selecionar uma tela a ser mostrada de maneira fixa; Botão “DEMANDA”, para a reposição de demanda (fechamento de fatura). •

•

NOTA

O botão “MODO” não é utilizado.

4.2.4 Medição de energia reativa Os medidores SAGA2000 podem ser programados em fábrica para medir energia reativa com ou sem harmônicos. A programação padrão é com harmônico.


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4.2.5 Medição de valores instantâneos Os valores instantâneos são atualizados a cada 256 ms. O medidor apresenta no mostrador os valores de tensão, corrente e fator de potência por fase e na comunicação os anteriores mais potência ativa, potência reativa e potência aparente por fase. 4.2.6 Memória de massa (Versão multi-tarifa) Nove canais (energia ativa, reativa indutiva, reativa capacitiva e tensão e corrente das três fases) com capacidade de armazenar os dados em intervalos de 5 minutos durante 48 dias. 4.2.7 Tarifa A versão multi-tarifa atende às tarifas Azul ou Amarela sem qualquer restrição, e as tarifas Verde e Irrigante desde que não seja necessário exibir as informações do horário composto. NOTA

Na comunicação o medidor sempre informa a tarifa VERDE independente da tarifa utilizada.

4.2.8 Bateria (Versão multi-tarifa) O medidor possui bateria para a manutenção do funcionamento do relógio interno em eventual falta de energia, com capacidade de no mínimo 8 anos de uso contínuo. Para permitir a substituição da bateria sem interferir no funcionamento, o SAGA 2000 tem um supercapacitor que mantém o relógio interno funcionando por um período mínimo de 120 horas. Utiliza-se bateria de Lítio 3,6V - 1,1 ou 1,2Ah – 1/2AA (25x14mm). 4.2.9 Monitoração de abertura da tampa Os medidores SAGA2000 podem ser configurados, em fábrica, para monitorar a abertura da tampa principal. A monitoração só é possível com o medidor energizado. Em caso de abertura da tampa, a tela ficará congelada na imagem abaixo, porém a medição continua normalmente. Para restaurar a apresentação no mostrador, é necessário “matar” o programa atual e fazer uma nova carga do programa operacional (programa alterável).


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4.2.10 Comunicação remota serial RS232 e RS485 O medidor pode ser fornecido opcionalmente com interface para comunicação RS232 (comunicação ponto a ponto) ou RS485 (comunicação multiponto). Pela comunicação remota é possível executar as mesmas leituras que estão habilitadas para a porta ótica, porém só é permitido parametrização para data, hora e reposição de demanda. Na comunicação multiponto o protocolo é MODBUS RTU endereçado por 1 byte ou formato ABNT endereçado por 1 byte ou 4 bytes (número de série do medidor = 8 caracteres). Para características do protocolo MODBUS RTU, vide item 12. O endereçamento por um byte ou pelo número de série é definido em fábrica. Se endereçado por 1 byte, o número do medidor na rede é parametrizado em campo, se endereçado por 4 bytes, o número de série é configurado em fábrica. Quando o medidor estiver endereçado pelo número de série, no mostrador aparecerão apenas os últimos 6 caracteres, característica limitada pelo número de caracteres no mostrador. Quando endereçado por um byte o próprio medidor identifica o protocolo utilizado entre MODBUS RTU e formato ABNT. Para as características do protocolo MODBUS RTU, ver item 12. Na rede RS485, pode-se conectar até 255 medidores com distância máxima de 1200m entre o primeiro e último medidor. Recomenda-se: - Utilizar cabo blindado com dois pares trançados (um par sobressalente em caso de falha do par principal) com bitola 24 ou 26 AWG, próprio para transmissão de dados; - Utilizar preferencialmente topologia do tipo varal, isto é, o mesmo cabo percorre todos os terminais sem bifurcações. Em caso de barramento com cabos derivados, bifurcações, fazer a emenda dos cabos com solda; - Utilizar, se necessário, resistores terminadores nas pontas do varal se a forma de onda no final da rede não estiver quadrada, normalmente 100 Ω para 1200m, 220Ω para 600m e 330Ω para 300m, recomendado resistores de carbono de 1/4W. Usar sempre o maior valor que mostre o sinal já sem as reflexões. Medir o sinal que está sendo recebido na outra ponta, e não o que está sendo injetado nesse ponto. 4.2.11 Mostrador remoto (Opcional) O mostrador permitir visualizar as informações dos medidores quando estes estão instalados dentro de sistemas de medição ou em lugares de difícil acesso, ele é conectado ao medidor através de conectores para fibra ótica plástica sem necessidade de crimpagem (Ref. HFBR RUS100 da Agilent) e cabo de fibra ótica plástica de 1mm de diâmetro, podendo ficar a uma distância de até 100 metros. O mostrador utiliza o mesmo display do medidor e apresenta as mesmas informações do medidor. Possui saída para o usuário normal, padrão ABNT e pode ser alimentado indistintamente por bateria (9 V) ou pela rede em 120 ou 240 V. NOTA

Para maiores detalhes do mostrador remoto, consultar o respectivo manual.


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4.3 Características Construtivas 4.3.1 Gabinete Os medidores SAGA2000 são construídos com base e tampas (tampa principal, de leitura e do bloco dos terminais) injetadas em policarbonato com proteção U.V., resistentes a impacto e propriedades anti-chama. A base é pigmentada na cor cinza e as tampas são translúcidas. Os medidores podem, opcionalmente, ser fornecidos solidarizados. Neste processo, a base e a tampa são submetidas a uma fusão química, como consequência o medidor não pode ser aberto sem a destruição de seu gabinete. Para as dimensões externas e identificação das partes, vide Figura 1 e Figura 2. A tampa de leitura protege a porta ótica, a bateria e o botão “DEMANDA”. A tampa do bloco de terminais, curta ou longa, protege os terminais de corrente e tensão bem como os terminais das interfaces de comunicação e de entrada e saída. Grau de proteção do gabinete: IP52 Peso: 1,6 Kg Dimensões do medidor: Tampa do bloco de terminais curta Tampa do bloco de terminais longa

FIGURA 1.

Altura 233 313

Largura 176 176

Profundidade 85 85

Dimensões externas para tampa do bloco de terminais curta (mm) e identificação das partes


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FIGURA 2.

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Vista frontal e identificação das partes

4.3.2 Detalhe de fixação do gabinete O medidor possui três pontos de fixação, um superior central para o qual o gancho de fixação permite duas posições de montagem e dois nas extremidades inferiores.

FIGURA 3.


Detalhes de fixação

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4.3.3 Bloco de terminais O bloco de terminais é montado interno à base e injetado em plástico, policarbonato reforçado com fibra de vidro resistente a impacto, alta temperatura, e com propriedades anti-chama que garantem um nível superior de proteção térmica em relação ao material da base.

FIGURA 4.

Identificação dos terminais

Bloco Medição Indireta 2,5(10)A Terminal Descrição 1 Tensão da fase A 2 Tensão da fase B 3 Tensão da fase C 4 Fechado ou Neutro Deslocado 5 Neutro ou Fechado 6e7 Fechados 8 Entrada da corrente da fase A 9 Entrada da corrente da fase B 10 Entrada da corrente da fase C 11 e 12 Fechados 13 Saída da corrente da fase C 14 Saída da corrente da fase B 15 Saída da corrente da fase A Bloco Medição Direta 15(120)A Terminal Descrição 1a7 Fechados 8 Entrada da fase A 9 Entrada da fase B 10 Entrada da fase C 11 e 12 Neutro 13 Saída da fase C 14 Saída da fase B 15 Saída da fase A


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4.3.4 Terminais Material dos terminais: Liga de Latão. Terminais Corrente Tensão

Medição Direta Indireta Indireta

Seção dos condutores 4mm² a 50mm² 2,5 mm² a 16 mm² 1 a 3 condutores de 2,5 mm²

Fixação dos condutores por dois parafusos. 4.3.5 Interfaces de comunicação – Identificação dos terminais

FIGURA 5.

Vista frontal e identificação das partes

RS232 Terminal E21 E23 E25 E27

Descrição RTS Tx Rx Terra

Terminal E23 E25

Descrição Sinal + Sinal -

RS485

4.3.6 Esquemas de ligações internas

FIGURA 6.


Esquema das ligações internas – Ligação Indireta

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FIGURA 7.

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Esquema das ligações internas – Ligação direta

4.3.7 Interface para Mostrador Remoto – Identificação do terminal O conector para conexão do cabo ótico é disponibilizado na disponível na posição D do bloco de terminais. 4.3.8 Pontos de lacre O gabinete possui dois lacres na tampa superior para assegurar o fechamento do medidor, um na tampa de leitura para impedir o acesso a pessoas não autorizadas aos botões de comando “Modo” e “Demanda” e ao conector ótico magnético e dois na tampa do bloco de terminais.

FIGURA 8.

Detalhe dos pontos de lacre

4.3.9 Embalagem Os medidores são acondicionados em caixas de papelão individuais e estas em embalagens coletivas, contendo 4 unidades. Se solicitado os medidores podem ser paletizados. Peso embalagem individual: 1,7 kg Peso embalagem coletiva: 7 kg Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda

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PROGRAMAÇÃO Este item informa como colocar o medidor em condições de operação.

5.1 Ligando o SAGA2000 sem programa operacional 5.1.1 Ligando o medidor Ao ligar o medidor é exibido o modelo deste, conforme exemplo abaixo.

- 1640 5.1.2 Carregando o programa operacional O programa operacional é fornecido juntamente com o medidor e é identificado pelo nome: kkkkVSxx.rr Onde: kkkk = Modelo do medidor = 1640 ou 1641, se programa padrão xx = Código do programa operacional em função do tipo de medição rr = Revisão do programa operacional A carga de programa pode ser realizada pelo Programa de Leitura e Análise da Landis+Gyr ou por qualquer Leitora que obedeça ao protocolo ABNT. Modelo

Característica

Programa operacional

1640 AXX-XX1X 1640 AXX-XX2X 1640 AXX-XX3X 1641 BXX-XX1X 1641 BXX-XX2X 1641 BXX-XX3X

Tarifa Plana TOU com 6 canais de memória de massa 96 h TOU com 9 canais de memória de massa 48 dias Tarifa Plana TOU com 6 canais de memória de massa 96 h TOU com 9 canais de memória de massa 48 dias

1640VS11.YY 1640VS09.YY 1640VS16.YY 1641VS10.YY 1641VS06.YY 1641VS15.YY

Para maiores informações sobre a designação dos modelos, vide tabela da página 4. NOTA

Não há intercâmbio entre programa operacional e modelos de medidores, sendo somente possível carregar o programa operacional específico para cada modelo.


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Durante a carga do programa operacional, aparecerá no mostrador a seguinte mensagem:

Po xx.yy Onde Po

xx.yy

(Programa operacional versão xx.yy)

Em seguida, o medidor entra em operação se for tarifa plana ou passa a aguardar a parametrização se for multi-tarifa e o mostrador exibe:

Param 5.2 Parametrizando o Medidor SAGA2000 Parametrizar significa transferir para o medidor, os parâmetros que definem como tratar e atualizar os registros. A parametrização pode ser realizada por comandos manuais ou através de um arquivo de parâmetros utilizando o Programa de Leitura e Análise da Landis + Gyr ou programa equivalente que obedeça ao protocolo ABNT. A parametrização deve ser definida de acordo com a necessidade do cliente dentre os comandos disponíveis (Ver anexo Código de Comandos). Uma vez parametrizado MODO DE EXIBIÇÃO DAS GRANDEZAS (Kgrandeza ou pulso), NÚMERO DE DÍGITOS, N MERO DE INTEIROS E DECIMAIS e NÚMERO DE REDE, estes são mantidos mesmo após uma nova carga de programa. É importante verificar se a condição anterior é a que atende a necessidade atual, caso não, realizar nova parametrização.

NOTA

5.2.1 Versão tarifa plana Lista de parâmetros disponíveis: Constantes de multiplicação - Canais 1, 2 e 3. Condição inicial para medição indireta 2/10.000 e para medição direta fixo em 2/1000. Modo de exibição das grandezas no mostrador – Pulsos ou kGrandezas (kilo grandeza). Se Grandezas, pode-se parametrizar o nº de casas decimais para energia 0 ou 1 (somente para nº de dígitos=6) e para demanda 2 ou 3; Condição inicial kGrandeza, Energia 5 inteiros e Demanda 3 inteiros e 2 decimais. Visualização dos códigos de função no mostrador – Seleção dos códigos a serem apresentados. Podem ser parametrizados para a visualização tanto no modo normal quanto alternado vide tabela no item 6.2.1. Condição inicial do modo Normal, códigos: 03, 16, 23, 24, 31, 33, 35, 37, 52, 54, 62, 64 e 88. Condição inicial do modo Alternado, códigos: v1, v2, v3, i1, i2, i3, F1, F2, F3, Nr, AF Wh, AF varh, PF e PA, sendo os

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cinco últimos não são parametrizáveis e estarão sempre presentes. Número de dígitos no mostrador (5 ou 6 dígitos). Condição inicial 5 dígitos. Endereço de comunicação remota – Parametrizável de 01 a 255. Condição inicial endereço 01 se configurado para 1 byte ou endereço igual ao número de série se configurado em fábrica para 4 bytes.

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5.2.2 Versão multi-tarifa Lista de parâmetros obrigatórios para inicialização do medidor: Data Hora Segmentos horários – Até 3 horários por segmento: ponta, fora de ponta e reservado.

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NOTA

O medidor não irá inicializar sem a parametrização acima.

Lista de parâmetros disponíveis: Intervalo de demanda (5, 15, 30 ou 60 minutos) Condição inicial 15 minutos. Feriados – Tabela para até 15 feriados Condição inicial sem feriados. Constantes de multiplicação - Canais 1, 2 e 3. Condição inicial para medição indireta 2/10.000 e para medição direta fixo em 2/1000. Condição de horário reservado – Ativar ou Desativar. Condição inicial desativado. Reposição automática – Ativar ou Desativar – Somente por data. Condição inicial desativado. Horário de verão – Ativar/Desativar e selecionar data. Condição inicial desativado. Horário reativo – Composição dos canais para cálculo do Fator de Potência (kWh, varh ind e varh cap, nos canais 1, 2 e 3 respectivamente); Fator de potência de referência (indutivo e capacitivo); Intervalo para cálculo do reativo (30, 60 ou 120 min); Início dos horários indutivo e capacitivo para o conjunto 1; Tipo de medição de reativo nos dias úteis, sábados, domingos e feriados. Condição inicial desativado. Modo de exibição das grandezas no mostrador – Pulsos ou kGrandezas (kilo grandeza). Se Grandezas, pode-se parametrizar o nº de casas decimais para energia 0 ou 1 (somente para nº de dígitos=6) e para demanda 2 ou 3; Condição inicial kGrandeza, Energia 5 inteiros e Demanda 3 inteiros e 2 decimais. Visualização dos códigos de função no mostrador – Seleção dos códigos a serem apresentados. Podem ser parametrizados para a visualização tanto no modo normal quanto alternado vide tabela no item 6.2.2.

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Condição inicial do modo Normal, todas as telas conforme as tabelas do item 6.2.2. Condição inicial do modo Alternado, códigos: v1, v2, v3, i1, i2, i3, F1, F2, F3, Nr, AF Wh, AF varh, PF e PA, sendo os cinco últimos não são parametrizáveis e estarão sempre presentes. Segmentos horários SAB/DOM/FER – Define quais segmentos horários estão ativos aos sábados, domingos e feriados, aplicável ao conjunto de segmento horário 1. Condição inicial Fora Ponta. Número de dígitos no mostrador (5 ou 6 dígitos). Condição inicial 5 dígitos. Endereço de comunicação remota – Parametrizável de 01 a 255. Condição inicial endereço 01 se configurado para 1 byte ou endereço igual ao número de série se configurado para 4 bytes. →

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NOTA

Após realizar a carga de parâmetros, a tela continua apresentando a mensagem “Aguardando parâmetros”, sendo necessário inicializar o medidor pra exibição das informações.


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OPERAÇÃO

6.1 Apresentação das Telas no Mostrador As telas podem ser apresentadas de forma cíclica, rápida ou paradas. Forma cíclica : Condição normal de operação, cada informação permanece por aproximadamente 6 segundos no mostrador. Forma rápida : Caracteriza-se por apresentar as informações a cada 1 segundo aproximadamente. Para ativar esta forma, basta manter pressionado o botão . Forma parada : Para manter uma tela parada no mostrador, deve-se ativar a forma rápida e soltar o botão na informação desejada. Para retornar à forma cíclica, dar um rápido toque no botão . NOTA

No caso de deixar a apresentação em uma forma diferente da normal, a forma cíclica será reativada automaticamente após 1 dia.

6.2 Identificando as Informações no Mostrador Formato da apresentação.

CC GGGGGG Onde: CC = código de identificação da função GGGGGG = valor numérico da função As informações apresentadas no mostrador estão divididas em duas listas de funções: Funções modo normal e alternado. Em condições normais de operação apresentam-se apenas as funções do modo normal. Para ver as funções da lista do modo alternado deve-se manter o botão pressionado durante a exibição da última função do modo normal. Apresentação das grandezas instantâneas: Tensão (v1, v2 e v3) com uma casa decimal; Corrente (i1, i2 e i3) e fator de potência (F1, F2 e F3) com duas casas decimais.


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6.2.1 Tarifa Plana – Relação das grandezas apresentadas na versão padrão - Modo Normal e Alternado Cód 03 16 23 24 31 33 35 37 52 54 62 64 88 F1 F2 F3 V1 V2 V3 I1 I2 I3 Nr AF Wh AF varh PF PA

Descrição Totalizador Energia Ativa Demanda Ativa do Último Intervalo Número de Reposições de Demanda Totalizador Energia Reativa Indutiva Totalizador Energia Reativa Capacitiva Número de série Demanda Máxima Reativa Capacitiva Demanda Acumulada Reativa Capacitiva Demanda Máxima Ativa Demanda Acumulada Ativa Demanda Máxima Reativa Indutiva Demanda Acumulada Reativa Indutiva Teste Display Fator de Potência da fase 1 Fator de Potência da fase 2 Fator de Potência da fase 3 Tensão entre fase 1 e neutro Tensão entre fase 2 e neutro Tensão entre fase 3 e neutro Corrente da fase 1 Corrente da fase 2 Corrente da fase 3 Endereço do Medidor na Rede Aferição Ativa Aferição Reativa Versão do Programa Fixo Versão do Programa Alterável

N x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

A x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

6.2.2 Multi-tarifa – Relação das grandezas apresentadas na versão padrão - Modo Normal e Alternado. Informações gerais Cód. 00 01 02 23 32 33 88 PA AF Wh PF AF varh F1, F2, F3 V1, V2, V3 I1, I2, I3 Nr

Descrição Posto horário ** Data Horário Número de Reposições de Demanda Estado da Bateria Nr. Série do Equipamento Teste do Mostrador Versão do Programa Alterável Calibração Energia Ativa Versão do Programa Fixo Calibração Energia Reativa Fator de Potência das 3 fases Tensão das 3 fases Corrente das 3 fases Endereço do medidor na rede

N x x x x x x x

x x x

A

x x x x x x x x

** A tela 00, só pode ser desabilitada através do programa de análise e leitura da Landis+Gyr.


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Grandezas do canal 1 (Energia e Demanda Ativa) Cód. 03 04 06 08 10 12 14 16 17 19 21 52 54

Descrição Totalizador Geral Totalizador no Horário da Ponta Totalizador no Horário Reservado Totalizador no Horário Fora de Ponta Demanda Máxima no Horário da Ponta Demanda Máxima no Horário Reservado Demanda Máxima no Horário Fora da Ponta Demanda do Último Intervalo de Integração Demanda Acumulada no Horário da Ponta Demanda Acumulada no Horário Reservado Demanda Acumulada no Horário Fora da Ponta Demanda Máxima Geral Demanda Acumulada Geral

N x x x x x x x x x x x x x

A

Grandezas do canal 2 (Energia e Demanda Reativa Indutiva – Fluxo direto) Cód. Descrição 24 Totalizador Geral 25 Totalizador no Horário da Ponta 27 Totalizador no Horário Reservado 29 Totalizador no Horário Fora da Ponta 34 Demanda Máxima no Horário da Ponta 36 Demanda Máxima no Horário Reservado 38 Demanda Máxima no Horário Fora da Ponta 40 Demanda do Último Intervalo de Integração 41 Demanda Acumulada no Horário da Ponta 43 Demanda Acumulada no Horário Reservado 45 Demanda Acumulada no Horário Fora da Ponta

N x x x x x x x x x x x

A

Grandezas do canal 3 (Energia e Demanda Reativa Capacitiva) Cód. 31 85 86 87

Descrição Totalizador Geral Totalizador no Horário da Ponta Totalizador no Horário Reservado Totalizador no Horário Fora da Ponta

N x x x x

A

N x x x x x x x x x x x x

A

Registros de UFER/DMCR Cód. 65 66 67 68 69 70 71 73 74 75 78 80

Descrição UFER Total (dividido por 100) UFER no Horário da Ponta UFER no Horário Reservado (dividido por 100) UFER no Horário Fora da Ponta (dividido por 100) DMCR no Horário da Ponta DMCR no Horário Reservado DMCR no Horário Fora da Ponta DMCR Acumulada no Horário da Ponta DMCR Acumulada no Horário Reservado DMCR Acumulado no Horário Fora da Ponta DMCR Máxima Geral DMCR Acumulada Geral


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6.3 Zerar os Registros (Matar o Programa Operacional) Para zerar todos os registros internos do medidor deve-se seguir o procedimento abaixo: Desligar o medidor. Ligar a Leitora / Programadora energizada no conector da porta ótica. Pressionar simultaneamente os botões e . Energizar o medidor SAGA2000 mantendo pressionados os botões e . • • • •

NOTA

Para iniciar novo ciclo de medição tem-se que carregar o programa operacional e efetuar a parametrização do medidor.

6.4 Reposição de Demanda através do Botão. Para executar uma reposição de demanda através do botão , mantenha-o pressionado por um período maior que 2 segundos. Durante a reposição de demanda, os dígitos do campo de códigos de função começam a piscar, permanecendo assim por 20 minutos. Durante este tempo, as informações exibidas no mostrador estarão “congeladas”, ou seja, as informações exibidas são relativas à reposição de demanda. 6.5 Operações através de Comandos Os comandos de parametrização e leitura estão indicados no Capítulo 10: CÓDIGOS DE COMANDOS.


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CALIBRAÇÃO Material necessário: Gerador de tensão e corrente senoidal, monofásico ou trifásico. Medidor padrão com entrada de pulsos de energia ativa e/ou reativa, monofásico ou trifásico. • •

Procedimento: Ligue as tensões de medição no medidor. Pressione o botão até a função que se deseja calibrar. • •

Calibração energia ativa

AF Wh

Calibração energia reativa

AF varh

Aplique as correntes desejadas.

•

O LED infravermelho do conector óptico de comunicação e o LED frontal do medidor piscam proporcionalmente à medição, ver constantes no item 4.1. Características Elétricas e Metrológicas. NOTA

A calibração também pode ser realizada pelos LED´s frontais de sinalização, sem necessidade de entrar na função de calibração


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INSTALAÇÃO Antes de instalar o medidor verifique os níveis de tensão de sua rede. Lembre-se que a tensão máxima permitida é de 280Vac entre fase e neutro, o que contempla sistemas trifásicos de 440Vac com variação inferior a 10%, visto que a tensão trifásica máxima tolerada é de 480Vac entre fases. CUIDADO Observar os limites do equipamento antes de instalá-lo. Quando houver necessidade de se ligar o instrumento em tensões acima do nível descrito acima, é obrigatório o uso de Transformadores de Potencial (TPs). A Landis+Gyr não especifica o uso de nenhum TP em especial, apenas destaca que devem ser TPs de medição, de baixo consumo, com classe de exatidão igual ou melhor que o medidor e com características de dimensões e proteção de acordo com o circuito medido. As mesmas observações válidas para as ligações de tensão valem também para corrente, ou seja, é necessário que sejam observados os limites de corrente de cada modelo, conforme descrito no item 4 - ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS. Se for necessário o uso de Transformadores de Corrente (TCs) também devem ser TCs de medição, de baixo consumo e com classe de exatidão igual ou, de preferência, melhor que a do medidor. Para o correto funcionamento do equipamento e segurança do usuário, não se deve em hipótese alguma ligar os circuitos de tensão e corrente acima dos limites indicados, sob pena de perda da garantia. O instrumento não mede corretamente se o circuito de potencial for ligado em um nível de tensão e o circuito de corrente for ligado em outro. Exemplo: circuito de corrente ligado em TCs instalados do lado primário de um transformador de distribuição e circuitos de potencial ligados diretamente no lado secundário do transformador. Apesar de os medidores das linhas SAGA2000 serem de fácil instalação e programação, é necessária a atuação de profissional qualificado e habilitado com a NR-10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade – Eletricista ou Eletrotécnico. A instalação deve ser realizada conforme procedimento das concessionárias. Seguem abaixo as instruções básicas. Retirar a tampa do bloco de terminais, normalmente encaixada no medidor. Realizar a furação no painel onde o medidor será fixado. As medidas para furação do painel estão ilustradas nas figuras do manual. No painel, fixar o parafuso superior, encaixar o medidor e em seguida fixar os parafusos laterais. Realizar as ligações ao sistema elétrico. Para a ligação, confirmar a identificação dos terminais no item 4.3.3, e escolher o diagrama de ligações que corresponde à ligação a ser realizada. - Figura 9 - Ligação Medição Indireta a 3 elementos com TC e TP - Figura 10 - Ligação Medição Indireta a 2 elementos com TC e TP - Figura 11 - Ligação Medição Direta a 3 elementos • •

•

•


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Para informação dos terminais, ver item 4.3.4 Ligar as conexões das interfaces de comunicação, quando aplicável. Vide item 4.3.4 para identificação dos terminais e item 4.2.10 para orientação de ligação. Recolocar a tampa do bloco de terminais e lacrar. Vide detalhes dos pontos para uso de lacre no item 4.3.7. • •

•

fios de conexão no local de instalação não devem estar energizados durante a CUIDADO Os instalação. Tocar partes energizadas pode ser fatal. Transformadores de Corrente (TCs) não devem ficar com seus secundários abertos sob qualquer hipótese – RISCO de EXPLOSÃO do Transformador. de Potencial (TPs) não devem ficar com seus CUIDADO Transformadores secundários curto-circuitados sob qualquer hipótese - RISCO de QUEIMA do Transformador.

Para maior segurança é recomendado o uso de chave de aferição nas instalações com medição indireta.

ESQUEMA DE LIGAÇÃO MEDIÇÃO INDIRETA A 3 ELEMENTOS

FIGURA 9.


Ligação Medição Indireta a 3 elementos com TC e TP

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ESQUEMA DE LIGAÇÃO MEDIÇÃO INDIRETA A 2 ELEMENTOS

FIGURA 10.

NOTA

Ligação Medição Indireta a 2 elementos com TC e TP

Verificar se a topologia 2EL/3 F está contemplada na aprovação de modelo.

ESQUEMA DE LIGAÇÃO MEDIÇÃO DIRETA A 3 ELEMENTOS

FIGURA 11. Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda

Ligação Medição Direta a 3 elementos 1096200001-03

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PROCEDIMENTO PARA TROCA DE BATERIA Retire o lacre da tampa de leitura. Retire o lacre de proteção da bateria (etiqueta). Retire a bateria do compartimento na tampa externa, vide figura abaixo. Coloque a nova bateria no compartimento.

• • • • •

NOTA

Observar a polaridade para colocação da bateria, vide figura abaixo.

•

Coloque nova etiqueta de proteção da bateria. (código 1025309003). Recoloque o lacre da tampa de leitura.

• •

FIGURA 12.


Localização da bateria.

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CÓDIGOS DE COMANDOS Tarifa Plana Multitarifa Par Leit Par Leit

Comandos Comando 11 - Resulta do pedido inicio de sessão - Pedido de abertura de sessão de comunicação com senha Comando 12 - Habilitação de senha - Programação de senha de gerente e habilitação de senha Comando 13 - Pedido de inicio sessão com senha - Pedido de string para cálculo da senha Comando 14 - Página fiscal (PADRAO ABNT) - Leitura grandezas instantâneas Comando 20 - Leitura de parâmetros com reposição demanda Comando 21 - Leitura de parâmetros sem reposição demanda atuais Comando 22 - Leitura de parâmetros sem reposição demanda anteriores Comando 23 - Leitura de registradores após a última reposição demanda Comando 24 - Leitura de registradores relativo à última reposição de demanda Comando 25 - Leitura dos períodos de falta de energia Comando 26 - Leitura da memória de massa desde a última reposição de demanda Comando 27 - Leitura da memória de massa anterior a última reposição de demanda Comando 28 - Leitura dos registros de alteração Comando 29 - Alteração da data Comando 30 - Alteração da hora Comando 31 - Alteração do intervalo de demanda Comando 32 - Alteração dos feriados nacionais Comando 33 - Alteração das constantes de multiplicação Comando 35 - Alteração dos segmentos horários Comando 36 - Alteração do horário reservado Comando 37 - Alteração da condição de ocorrência no registrador digital Comando 38 - Inicialização do registrador digital, o medidor aceitará a inicialização (comandos 53, 54 e 55) se os parâmetros Data, Hora, Constante de Multiplicação, Segmentos Horários, Intervalo de Demanda e Feriados Nacionais já estiverem inicializados, caso contrario o medidor envia o erro 43 através do comando 40 Comando 39 - Resposta de comando não implementado Comando 40 - Informação de ocorrência no registrador digital Comando 41 - Leitura de registradores ANTERIOR Parciais do Canal 1 Comando 42 - Leitura de registradores ANTERIOR Parciais do Canal 2 Comando 43 - Leitura de registradores ANTERIOR Parciais do Canal 3 Comando 44 - Leitura de registradores ATUAL Parciais do Canal 1 Comando 45 - Leitura de registradores ATUAL Parciais do Canal 2 Comando 46 - Leitura de registradores ATUAL Parciais do Canal 3 Comando 47 - Alteração forma de cálculo da demanda máxima Comando 51 - Leitura de parâmetros sem reposição demanda, com leitura de memória de massa Comando 52 - Leitura da memória de massa relativa a toda memória Comando 53 - Inicialização da carga de programa Comando 54 - Transferência do programa Comando 55 - Finalização da carga de programa Comando 63 - Dia e hora da execução da reposição de demanda automática Comando 64 - Alteração do horário de verão Comando 65 - Alteração do conjunto 2 segmentos horários Comando 66 - Alteração das grandezas dos canais Comando 67 - Alteração da tarifa de reativos


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X X X X X X X*

X X X X X X X X X

X*1

X*

X X X X X X X X X X

X X

X X X X X

X X X X X X

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MANUAL DO USUÁRIO Tarifa Plana Multitarifa Par Leit Par Leit

Comandos Comando 73 - Alteração do intervalo da memória de massa Comando 77 - Segmentos horários sábados/domingos/feriados Comando 78 - Alteração do tipo de tarifa Comando 79 - Condição de visualização dos códigos do mostrador Comando 80 - Leitura dos parâmetros de medição Comando 81 - Alteração da condição da serial do consumidor estendida Comando 87 - Alteração ou leitura do código da instalação/consumidor Comando 90 - Alteração do modo de apresentação das grandezas no display Comando 95 - Alteração de constantes TP, TC e Ke usuário Comando 98 - Comando estendido cmd 98[12] - Comando de cadastro de senha de usuário cmd 98[30] - Micro ajuste de relógio cmd 98[32] - Feriados estendidos

X X

X X*

NOTA: 1 - Presente na leitura da tarifa plana, mas é respondido com zeros para que possam ser realizados os comandos de verificação, recuperação e fatura nas leitoras. 2 - Alteração de constante de multiplicação permitida na medição indireta. A medição direta é fixa. 3 - Aceita comando estendido 98 apenas com o sub-comando 30. (micro ajuste de relógio)

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CÓDIGOS DE ERRO •

SAGA2000 Tarifa Plana Código Err 01 incomp

•

Significado Erro no Check do programa alterável (Flash interna) Versão do programa alterável incompatível com o programa fixo.

SAGA2000 Multi-tarifa

Código de Erro Significado Er PA Erro no Check do programa alterável (Flash interna). Versão do programa alterável incompatível com o programa Er PF fixo. Er E2P Problema no componente memória EEPROM. Er rtc Problema no componente do relógio RTC. Er FE Problema no componente memória flash externa.


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CARACTERÍSTICAS DO PROTOCOLO MODBUS RTU A interface de comunicação é padrão RS485, a dois fios, half-duplex, com os seguintes parâmetros: - Baud Rate - Parity - Stop Bit - Data Bit - Número de bits por caractere - Error Checking - Ordem de transmissão - Fim da mensagem

= 9600 bps = sem paridade =1 =8 = 10 bits (1 start + 8 dados + 1 stop) = CRC-16 = LSB primeiro = silêncio no período de 3,5 caracteres

Apenas o master pode começar um diálogo com os slaves, sendo este diálogo do tipo question/reply (endereço de apenas um slave) ou endereçando a mensagem para todos os slaves (endereço 0xA5 = broadcast) sem obter um reply. No protocolo MODBUS o equipamento sai de fábrica com o endereço 01 programado, ficando a cargo do usuário, definir um endereço na rede para o dispositivo que vai de 1 a 255. Exemplo de diagrama unifilar de rede RS485.

NOTA

Orientações para montagem da rede, ver item 4.2.10.

Algoritmo Uma mensagem é iniciada com um intervalo de silêncio de no mínimo 3,5 vezes a velocidade de comunicação de um caractere. Por exemplo, a 9600bps, um caractere leva 1,05 ms para ser transmitido (8N1 = 10bits), portanto deve haver um silêncio na rede de pelo menos 3,6 ms antes de uma mensagem a ser transmitida.


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MANUAL DO USUÁRIO

A rede é monitorada continuamente pelo slave (escravo), inclusive durante o intervalo de silêncio. Quando o 1°caractere é rece bido, cada dispositivo na rede decodifica-o para verificar se é seu endereço. Se não for, o dispositivo deve aguardar que a rede fique em silêncio (sem transmissão) por 3,5 vezes a velocidade de comunicação de um caractere. Se o endereço for o do dispositivo, o mesmo deve receber todo o resto do frame e decodificá-lo. O fim do frame é indicado pelo intervalo de silêncio. Uma mensagem deve ser transmitida como uma cadeia contínua de bytes. Procedimento para cálculo do CRC No modo RTU, é incluído na mensagem um error-checking baseado no método CRC que verifica se a mensagem recebida está correta. O CRC contém dois bytes e é calculado pelo dispositivo transmissor, que o anexa a mensagem. O dispositivo receptor recalcula o CRC após a recepção da mensagem e compara o valor calculado com o valor recebido. Se os valores não forem iguais, a mensagem é descartada. Algoritmo para cálculo do CRC 1. 2. 3. 4.

Preencha um registro de 16 bits com 1s (0xFFFF) Faça um OR EXCLUSIVE entre o registro LSB e o byte de transmissão Desloque o registro obtido 1 bit à direita Se o bit menos significativo do registro for igual a 1, faça um OR EXCLUSIVE com o valor 0xA001 5. Repita os passos 3 e 4 oito vezes 6. Repita os passos 2 a 5 para todos os bytes da mensagem 7. O conteúdo final do registro é o valor do CRC que é transmitido no final da mensagem começando com o byte menos significativo CRC:

A seguir segue um exemplo de uma função escrita em C para o cálculo do void calc_crc (unsigned char data) { unsigned int rbit, b; crc ^= (unsigned char) data; for (b=0; b < 8; b++) { rbit = crc & 1; crc >>= 1; if (rbit) crc ^= 0xa001; } }

12.1 Funções MODBUS As funções MODBUS para o SAGA2000 são:


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MANUAL DO USUÁRIO

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- Read Input Registers (3 ou 4): o código de função 3 ou 4 é utilizado para ler 1 ou mais registros nos quais as medições estão armazenadas. O seu formato de transmissão é o seguinte: Endereço do Slave

Código da Registro Função inicial High

Registro inicial Low

Total de Total de CRC Low registros registros High Low

CRC High

A recepção terá o seguinte formato para essa função: Endereço do Slave

Código da Número de Registro Função bytes (reg inicial High x 2)

Registro Inicial Low

_ _ _

CRC Low

CRC High

* o registro número de bytes será igual ao número total de registros para ler vezes 2, pois cada registro possui 2 bytes. Os registros para leitura disponíveis no SAGA2000 estão listados nas tabelas a seguir: 12.1.1 Registros de leituras para o SAGA2000 tarifa plana e multi-tarifa Endereço 40001 40002 40003 40004 40008,40009 40012 40013 40014 40015 40016 40017 40018,40019 40020,40021 40022,40023 40024,40025 40026,40027 40028,40029 40030,40031 40032,40033 40034,40035 40039 40040 40041 40042,40043 40044,40045 40046,40047 40048,40049 40050,40051 40052,40053

Reg. Mod Ver Ke/Kh NR NS V1 V2 V3 I1 I2 I3 P1 P2 P3 Q1 Q2 Q3 S1 S2 S3 FP1 FP2 FP3 EA ERI ERC DMA DMI DMC

Grandeza Modelo do equipamento Versão do prog. Alterável Constantes do eqpto. Endereço na rede Número de série (Hi/Lo) Tensão fase A Tensão fase B Tensão fase C Corrente fase A Corrente fase B Corrente fase C Potência ativa fase A Potência ativa fase B Potência ativa fase C Potência reativa fase A Potência reativa fase B Potência reativa fase C Potência aparente fase A Potência aparente fase B Potência aparente fase C Fator de potência fase A Fator de potência fase B Fator de potência fase C Energia ativa Energia reativa ind. Energia reativa cap. Dem. max. energia ativa Dem. max. energia reativa ind. Dem. máx. energia reativa cap.


UNID. MULT.

Volts Volts Volts Amp. Amp. Amp. Watts Watts Watts var var var VA VA VA

Wh VArh VArh

(x16) (x16) (x16) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x256) (x100) (x100) (x100)

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SAGA 2000


12.1.2 Registros de leituras exclusivos do SAGA2000 multi-tarifa Endereço 40005 40006 40007 40054,40055 40056,40057 40058,40059 40060,40061 40062,40063 40064,40065 40066,40067 40068,40069 40070,40071 40072,40073 40074,40075 40076,40077 40078,40079 40080,40081 40082,40083 40084,40085 40086,40087 40088, 40089

Reg. Data Hor Min EAP ERIP ERCP DMAP DMIP DMCP EAFP ERIFP ERCFP DMAFP DMIFP DMCFP EAR ERIR ERCR DMAR DMIR DMCR

Grandeza Dia / Mês Ano / Hora Minuto / Segundo Energia ativa ponta Energia reativa ind. ponta Energia reativa cap. ponta Dem. máx. energia ativa ponta Dem. máx. reativa ind. Ponta Dem. máx. reativa cap. Ponta Energia ativa fora de ponta Energia reativa ind. fora de ponta Energia reativa cap. fora de ponta Dem. máx. ativa fora de ponta Dem. máx. reativa ind. Fora de ponta Dem. máx. reativa cap. Fora de ponta Energia ativa reservado Energia reativa ind. hor. reservado Energia reativa cap. hor. reservado Dem. máx. ativa reservado Dem. máx. reativa ind. hor. reservado Dem. máx. reativa cap. hor. reservado

UNID. MULT.

Wh VArh VArh

Wh VArh VArh

Wh VArh VArh

Exemplos de buffers A seguir temos um exemplo de leitura das tensões nas 3 fases: 0x01 | 0x04 | 0x00 | 0x0B | 0x00 | 0x03 | CRC | CRC 0x01 = endereço do medidor 0x04 = código da função 0x000B = código do registro inicial menos 1 (12 – 1) = 11d = 0Bh 0x0003 = número de registros para ler CRC = CRC calculado (16 bits) Um exemplo de resposta para esse comando é o seguinte: 0x01 | 0x04 | 0x06 | 0x06 | 0x7B | 0x06 | 0x7D | 0x06 | 0x78 | CRC | CRC 0x01 = endereço do medidor 0x04 = código da função 0x06 = número de bytes da resposta (3 regs. x 2 bytes) = 6 0x067B = 1659d = 103,68V x 16 (tensão fase A x multiplicador 16) 0x067D = 1661d = 103,81V x 16 (tensão fase B x multiplicador 16) 0x0678 = 1656d = 103,50V x 16 (tensão fase C x multiplicador 16) CRC = CRC calculado (16 bits) Nesse exemplo o master pediu uma leitura das tensões nas 3 fases e como resposta recebeu os valores 103,68V, 103,81V e 103,50V respectivamente. Note que no buffer de resposta esses valores vêm multiplicados pelo fator correspondente Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda

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na última coluna da tabela (para o caso da tensão fator = 16). Cabe ao master fazer a divisão do valor lido pelo fator de multiplicação para obter o valor correto da grandeza. Veremos agora um exemplo de leitura do fator de potência da fase A: 0x01 | 0x04 | 0x00 | 0x26 | 0x00 | 0x01 | CRC | CRC 0x01 = endereço do medidor 0x04 = código da função 0x0026 = código do registro inicial menos 1 (39 – 1) = 38d = 26h 0x0001 = 1 registro para ler Resposta: 0x01 | 0x04 | 0x02 | 0x00 | 0x46 | CRC | CRC 0x01 = endereço do medidor 0x04 = código da função 0x02 = número de bytes (1 reg. x 2 bytes) = 2 0x0046 = 70d = 0,70 x 100 (FP = 0,70 multiplicador = 100) No caso de fator de potência, temos que considerar também o sinal, dado pelo bit mais significativo (BIT15). Se esse bit estiver setado significa que o sinal é negativo (capacitivo) e se for zero significa que o sinal é positivo (indutivo). No exemplo acima, se o FP fosse capacitivo teríamos o valor 0x8046 (32838d) = 1000000001000110b. Abaixo temos um buffer de leitura de potência reativa da fase A: 0x01 | 0x04 | 0x00 | 0x17 | 0x00 | 0x02 | CRC | CRC 0x01 = endereço do medidor 0x04 = código da função 0x0017 = código do registro (24 – 1) = 23d = 17h 0x0002 = número de registros para ler (potência são 2 registros por fase) Supondo uma potência reativa capacitiva de 13175,82VAr, teríamos como resposta: 0x01 | 0x04 | 0x04 | 0x80 | 0x33 | 0x77 | 0xD2 | CRC | CRC 0x01 = endereço do medidor 0x04 = código da função 0x04 = número de bytes (2 regs. X 2 bytes) = 4 0x80 = 10000000b – BIT31 setado indicando sinal negativo (capacitivo) 0x3377D2 = 3373010d (dividindo-se pelo fator 256 temos 13175,82) Observando-se os exemplos dados acima podemos concluir que ao fazer uma leitura o master deve sempre verificar o sinal da grandeza (através do bit mais significativo) e o fator de multiplicação. Landis+Gyr Equipamentos de Medição Ltda

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- Exception Response (ERROR): caso o slave detecte algum erro no formato dos dados, endereço inválido ou CRC incorreto, ele ignorará a mensagem não gerando uma resposta.

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DESLIGAMENTO E DESCARTE Desconectando os Medidores CUIDADO Os fios de conexão não devem estar energizados quando da retirada do medidor. Tocar partes energizadas pode ser fatal. O medidor deve ser retirado como segue: a) Remova o selo da tampa do bloco de terminais. b) Solte e remova o parafuso da tampa do bloco de terminais. c) Verifique se as fases não estão energizadas usando um multímetro. Se estiverem ligados, certifique-se de que eles sejam e permaneçam desligados durante todo o período de desligamento. d) Solte os parafusos de conexão das fases e retire os fios dos terminais. e) Coloque o medidor substituto como descrito na seção “Instalação” deste manual ou isole os fios. Descarte Em cumprimento as legislações ambientais locais e a ISO 14001, os componentes usados em medidores são separáveis e devem ser encaminhados para centros de descarte e coleta para posterior reciclagem. NOTA Para o descarte de medidores obsoletos observe, sem falha, às leis locais quanto à regulamentação de proteção ambiental. Componentes Placas de circuito impresso, mostrador LCD Partes Metálicas Componentes Plásticos Pilhas, baterias ou materiais perigosos segundo classificação da NBR 10.004/2004:

Descarte "Sucata Eletrônica" descartada de acordo com regulamentação local, verificar a possibilidade de reciclagem. Separado e classificado como "sucata metálica", possibilidade de reciclagem ou reaproveitamento. Separados e enviados para reciclagem. Deverão ser encaminhados às empresas devidamente licenciadas junto ao órgão ambiental competente.


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SAGA2000_1640 - Manual Do Usuário Rev3

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