Pm800 Manual de Usuario

Central de medida PowerLogic™ de la serie 800PM810, PM820, PM850 y PM870

Manuel del usuario

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© 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos.

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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.

NOTA: Proporciona información adicional 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.

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

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

PRECAUCIÓNPRECAUCIÓN indica una situación de riesgo potencial que, si no se evita, puede ocasionar lesiones moderadas o leves.

PRECAUCIÓNPRECAUCIÓN sin el símbolo de alerta de seguridad indica una situación de riesgo potencial que, si no se evita, puede ocasionar daños materiales.


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Índice

Capítulo 1: Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1Temas que no se tratan en este manual - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1¿Qué es una central de medida? - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1Hardware de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2Contenido de la caja - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 6Funciones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 7Firmware - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 7

Capítulo 2: Precauciones de seguridad - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 9

Capítulo 3: Funcionamiento - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11Pantalla de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11Funcionamiento de los botones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11Cambio de valores - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11Descripción general de los menús - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 11Cómo configurar la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 13Restablecimientos de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 23Diagnósticos de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 25

Capítulo 4: Funciones de medición - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 27Lecturas en tiempo real - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 27Convenciones de los valores mínimos y máximos del factor de potencia - - - - - - - - 28Convenciones de signos del factor de potencia - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 29Lecturas de la demanda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 30Lecturas de energía - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 35Energía por turno (modelo PM810 con módulo PM810LOG) - - - - - - - - - - - - - - - - - 36Valores de análisis de la energía - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 37

Capítulo 5: Funciones de entrada/salida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 39Entradas digitales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 39Entrada de impulso de sincronización de demanda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 40Modos de funcionamiento de salida de relé - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 40Salida de impulsos KY de estado sólido - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 42Salida de impulso fijo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 43Cálculo del valor del kilovatio-hora por impulso - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 43Entradas analógicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 44Salidas analógicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 44

Capítulo 6: Alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45Alarmas básicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45

Grupos de alarmas básicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45Alarmas accionadas por umbrales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 46Prioridades - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47Visualización del registro histórico y actividad de alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47Tipos de funciones controladas por umbrales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 47Factores de escala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 49Escalado de umbrales de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 50Estados de alarma y números de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 50

Alarmas avanzadas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 53Grupos de alarmas avanzadas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 53Niveles de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 54Visualización del registro histórico y actividad de alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 54Estados de alarma y números de alarma - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 55

Capítulo 7: Registro - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 57Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 57Asignación de memoria para archivos de registro - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 58Registro de alarmas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 58Registro de mantenimiento - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 58Registros cronológicos de datos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 60Registro de facturación - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 61


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Capítulo 8: Captura de formas de onda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -63Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -63Captura de formas de onda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -63Almacenamiento de formas de onda - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -64Cómo captura eventos la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -64Selección de canal con el software de PowerLogic - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -64

Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870) - - - - - - - - - - - - - - - - -65Acerca de la supervisión de perturbaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -65Funciones del modelo PM870 durante un evento - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -67

Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -69Introducción - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -69Memoria de la central de medida - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -69Identificación de la versión de firmware, el modelo y el número de serie - - - - - - - - -70Visualización de la pantalla en diferentes idiomas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -70Soporte técnico - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -70Resolución de problemas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -71

Apéndice A: Cableado de los transformadores de instrumentos: Tablas de resolución de problemas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 73

Uso de este apéndice - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -73Sección I: Problemas corrientes en sistemas de 3 hilos y 4 hilos - - - - - - - - - - - - - -74Sección II: Resolución de problemas de sistemas de 3 hilos - - - - - - - - - - - - - - - - -75Sección III: Resolución de problemas de sistemas de 4 hilos - - - - - - - - - - - - - - - - -76Ejemplo de campo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -78

Apéndice B: Lista de registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 79Acceso a la lista de registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -79Acerca de los registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -79Cómo se almacenan la fecha y la hora en los registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -80Cómo se almacena el factor de potencia con signo en el registro - - - - - - - - - - - - - -80Comandos Modbus admitidos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -81Restablecimiento de los registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -81

Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 83Descripción general de la interfaz de comandos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -83Activación de salidas desde la interfaz de comandos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -86Uso de la interfaz de comandos para cambiar registros de configuración - - - - - - - -87Energía condicional - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -87Energía incremental - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -88Configuración de cálculos de armónicos individuales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -90Cambio de los factores de escala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -91Activación de los registros de coma flotante - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -91

Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada - - - - - - - - - - - - - - - - - 93Estándares de calidad de energía - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -93Especificación SEMI-F47/ITI (CBEMA) - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -93Especificación EN50160:2000 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -95Cómo se informa sobre los resultados de las evaluaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - -95Posibles configuraciones mediante escrituras en registros - - - - - - - - - - - - - - - - - - -96Evaluación en condiciones de funcionamiento normales - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -96Evaluaciones en condiciones de funcionamiento anómalas - - - - - - - - - - - - - - - - - -97Funcionamiento con CE avanzada activada - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -99Registros de configuración y de estado del sistema de evaluación de calidad de energía avanzada (EN50160 y SEMI-F47/ITI [CBEMA]) - - - - - - - - - - - - - - - - - -99Datos de la evaluación según la norma EN50160 disponibles a través de enlaces de comunicaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 101Configuración de la evaluación de CE avanzada desde la pantalla - - - - - - - - - - - - 104

Glosario - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 105Términos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 105Abreviaturas y símbolos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 107

Índice - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 109


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 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 manualAlgunas 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 63➀. 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

• 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

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


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 1: Introducción 3/2011

2

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

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

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

5 Puerto 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 Pantalla integradaInterfaz visual para configurar y hacer funcionar la central de medida.

12

3

5

6

7

4

8

Vista inferior

Vista posterior



3

Central de medida sin pantalla

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

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


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

5 Puerto 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.

1

23

5

6

7

4Vista inferior

Vista posterior



4

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

Tabla 1–4: Componentes de la pantalla remota


1Adaptador de pantalla remota (PM8RDA)

Proporciona la conexión entre la pantalla remota y la central de medida. También proporciona una conexión RS232/RS485 adicional (2 o 4 hilos).

2 Cable CAB12 Conecta la pantalla remota al adaptador de pantalla remota.

3 Pantalla remota (PM8D)Interfaz visual para configurar y hacer funcionar la central de medida.

4 Botón del modo de comunicacionesSirve para seleccionar el modo de comunicaciones (RS232 o RS485).

5 LED del modo de comunicacionesCuando está encendido, este LED indica que el puerto de comunicaciones está en el modo RS232.

6 Puerto RS232/RS485Este 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 actividad Tx/RxEl LED parpadea para indicar que hay actividad de comunicaciones.

8 Puerto CAB12Puerto correspondiente al cable CAB12 para conectar la pantalla remota con el adaptador de pantalla remota.

2

3

1

TX/RX

4 5 6 87

Vista superior del PM8RDA



5

Componentes y accesorios de la central de medida

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

DescripciónNúmero del modelo

Square D Schneider Electric

Centrales de medida


PM810➀

PM820➁

PM850➂

PM870➃

PM810MG➀

PM820MG➁

PM850MG➂

PM870MG➃


PM810U➀

PM820U➁

PM850U➂

PM870U➃

PM810UMG➀

PM820UMG➁

PM850UMG➂

PM870UMG➃


PM810RD➀

PM820RD➁

PM850RD➂

PM870RD➃

PM810RDMG➀

PM820RDMG➁

PM850RDMG➂

PM870RDMG➃

Accesorios

Pantalla remota con adaptador de pantalla remota

PM8RD PM8RDMG

Adaptador de pantalla remota PM8RDA

Módulos de entrada/salida PM8M22, PM8M26, PM8M2222

Módulo de registro PM810 PM810LOG

Kit prolongador de cable (3,66 m) para pantallas

RJ11EXT

Junta de readaptación (para montaje en orificios redondos de 101,6 mm)

PM8G

Adaptador de montaje de readaptación CM2000

PM8MA

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

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

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

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



6

Contenido de la cajaTabla 1–6: Contenido de la caja según el modelo

Descripción del modelo Contenido de la caja


• 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:


— Plantilla

— Control deslizante DIN (instalado en fábrica)






• Central de medida sin pantalla• Pantalla remota (PM8D)• Adaptador de pantalla remota (PM8RDA)• Complementos de instalación (63230-500-16) que incluyen:


— Plantilla

— Control deslizante DIN (instalado en fábrica)



• 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





7

Funciones

FirmwareEste 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”.

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 (2 o 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) 80 KB 800 KB 800 KB

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

—

—

—

—

—

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 partir 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.



8

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.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 2: Precauciones de seguridad

9

Capítulo 2: Precauciones de seguridad

PELIGRORIESGO 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.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 2: Precauciones de seguridad 3/2011

10


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 3: Funcionamiento

11

Capítulo 3: FuncionamientoEn 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 medidaLa 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.

Funcionamiento de los botonesLos 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 valoresCuando se selecciona cualquier valor, este parpadea para indicar que se puede modificar. Los valores se cambian de la siguiente 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 menúsLa 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.

Figura 3–1: Pantalla de la central de medida

A. Tipo de medida

B. Título de la pantalla

C. Indicador de alarmas

D. Icono de mantenimiento

E. Gráfico de barras (%)

F. Unidades (A, V, etc.)

G. Mostrar más elementos de menú

H. Elemento de menú

I. Indicador de menú seleccionado

J. Botón

K. Volver al menú anterior

L. Valores

M. Fase

A B C D

E

G

H I K

L

M

J

F

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Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 3: Funcionamiento 3/2011

12

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

➀ Disponible en el modelo PM810 sólo cuando haya instalado un módulo opcional de registro de la central de medida (PM810LOG). 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 etiquetas 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 (PM810LOG) y los demás modelos de la serie PM800 tienen un reloj no volátil.

FASE DEM DESEQ

U V

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AMPS (I)

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THD

MINMX

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VOLTS (U-V)

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2

4 4

4

1

SAL D [salida digital KY]

ENT D [entrada digital]

SAL A [salida analógica]

ENT A [entrada analógica]

PM8M2222

PM8M2222, PM8M26 y PM8M22

NIVEL 1 NIVEL 2



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Cómo configurar la central de medidaLa 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.schneider-electric.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 CONFIGURACIÓN1. Pulse ###: para desplazarse por el menú de nivel 1 hasta que aparezca MANT.

2. Pulse MANT.

3. Pulse CONF.

4. 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. 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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14

Configuración de HORA

Configuración de IDIOM (idioma)


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.


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 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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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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15

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.

Este mismo procedimiento sirve para configurar las opciones COM, COM1 y COM2.

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

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


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.


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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.


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16

Configuración de los TT

Configuración de HZ (frecuencia del sistema)

Configuración de SIST. (tipo de sistema)


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).

10. Pulse OK.



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3. Pulse MEDID.

4. Pulse ###: hasta que aparezca HZ (frecuencia del sistema).

5. Pulse HZ.

6. Seleccione la frecuencia.

7. Pulse OK.



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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.



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17

Configuración de ALARM (alarmas)

Hay una extensa lista de estados de error que se pueden supervisar y que pueden provocar una alarma.


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.



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18

Configuración de E/S (entradas/salidas)

Configuración de CONTR (contraseñas)


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.



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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.

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

11. Pulse OK.



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19

Configuración de TIEMP (umbral del tiempo de funcionamiento)

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)


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.



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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.



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20

Configuración de E-INC (intervalo de energía incremental)

Configuración del cálculo de THD

Configuración de la convención de signos VAR/FP



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.



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3. Pulse AVANZ.

4. Pulse ###: hasta que aparezca THD.

5. Pulse THD.

6. Seleccione el cálculo de THD: FUND o RMS.

7. Pulse OK.



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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.



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21

Configuración de los restablecimientos de bloqueo

Configuración de la retroiluminación de las alarmas

Configuración de gráfico de barras



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.



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3. Pulse AVANZ.

4. Pulse ###: hasta que aparezca BLINK (retroiluminación).

5. Pulse BLINK.

6. Introduzca ON (activada) u OFF (desactivada).

7. Pulse OK.



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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.



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22

Configuración de la evaluación de CE avanzada

Configuración de la demanda de potencia



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).



11. Pulse SÍ para guardar los cambios y restablecer la central de medida.

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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.



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23

Restablecimientos de la central de medidaEl 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

Restablecimiento de lecturas de energía acumulada

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.


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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1028

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2. Pulse MANT.

3. Pulse RESET.

4. Pulse ###: hasta que aparezca E (energía).

5. Pulse E.


7. Pulse SÍ para restablecer las mediciones de energía acumulada y regresar a la pantalla MODO RESET.

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24

Restablecimiento de las lecturas de demanda acumulada

Restablecimiento de los valores mínimos y máximos

Cambio del modo de la pantalla


2. Pulse MANT.

3. Pulse RESET.

4. Pulse ###: hasta que aparezca DEM.

5. Pulse DEM.


7. Pulse SÍ para restablecer las lecturas de demanda acumulada y regresar a la pantalla MODO RESET.

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2. Pulse MANT.

3. Pulse RESET.

4. Pulse ###: hasta que aparezca MINMX.

5. Pulse MINMX.


7. Pulse SÍ para restablecer los valores mínimos/máximos y regresar a la pantalla MODO RESET.

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D11

0282


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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PLS

D1

1028

3



25

Restablecimiento del tiempo de funcionamiento acumulado

Diagnósticos de la central de medidaPara 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.


2. Pulse MANT.

3. Pulse RESET.

4. Pulse ###: hasta que aparezca TIEMP.

5. Pulse TIEMP.


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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D1

1028

4Pantalla 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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019

1



26

Visualización de la información de la central de medida

Lectura y escritura de registros

Visualización de la fecha y la hora del medidor


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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2. Pulse MANT.


4. En la pantalla SALUD DEL MEDIDOR, pulse REG. (registro).


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).


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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D11

019

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2. Pulse MANT.


4. En la pantalla SALUD DEL MEDIDOR, pulse RELOJ (fecha y hora actuales).

5. Vea la fecha y la hora.


PLS

D1

1032

7


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 4: Funciones de medición

27

Capítulo 4: Funciones de medición

Lecturas en tiempo realLa 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

Por fase

Total trifásico

De 0 a ± 3276,70 MVAR

De 0 a ± 3276,70 MVAR

Potencia aparente

Por fase

Total trifásico

De 0 a ± 3276,70 MVA

De 0 a ± 3276,70 MVA

Factor de potencia (real)

Por fase

Total trifásico

De −0,002 a 1,000 a +0,002

De −0,002 a 1,000 a +0,002

Factor de potencia (desplazamiento)

Por fase

Total trifásico

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


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 4: Funciones de medición 3/2011

28

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 se 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:

NOTA: Los valores mín/máx de Vng e In no están disponibles en la pantalla. Para leer registros utilice la pantalla (consulte la sección Apéndice C: Lectura y escritura de registros de la página 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:

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: 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 potenciaTodos 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.

• Mín/máx tensión L-L • Mín/máx potencia reactiva total• Mín/máx tensión L-N • Mín/máx potencia aparente total• Mín/máx intensidad • Mín/máx tensión de THD/thd L-L• Mín/máx tensión L-L, desequilibrio • Mín/máx tensión de THD/thd L-N• Mín/máx tensión L-N, desequilibrio • Mín/máx intensidad de THD/thd• Mín/máx factor total de factor de

potencia real• 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)

• Mín/máx factor total de potencia de desplazamiento

• Mín/máx potencia activa total

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



29

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 de comandos de la página 83 para obtener información acerca de los registros aplicables.

Convenciones de signos del factor de potenciaLa 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 C: Configuración de AVANZ (funciones avanzadas de la central de medida) de la página 19.

Figura 4–1: Ejemplo de valores mín/máx del factor de potencia

1,00

0,4 0,4

0,6

0,8

0,6

0,8

+0

0,2

-0

0,2LS

D1

1016

5

Factor de potencia mínimo −0,7 (retraso)

Rango de valores del factor de

potencia

Unidad

Factor de potencia máximo

0,8 (avance)

Avance (+)

Retraso (−)

NOTA: Se presupone un flujo de potencia positivo.

Figura 4–2: Convención de signos del factor de potencia

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

Potencia activa consumida

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

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

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

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

Convención de signos del factor de potencia IEC

Flujo de potencia inversa

Flujo de potencianormal

Potencia reactiva consumida

Cuadrante2

Cuadrante1

Cuadrante3

Cuadrante4

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

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

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

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



Convención de signos del factor de potencia IEEE


Flujo de potencianormal

Cuadrante2

Cuadrante1

Cuadrante3

Cuadrante4

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



30

Lecturas de la demandaLa central de medida ofrece diversas lecturas de demanda, incluidas lecturas coincidentes y demandas pronosticadas. En la Tabla 4–2 se relacionan las lecturas de demanda disponibles con sus rangos aceptables.

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.

Tabla 4–2: Lecturas de demanda

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


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


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


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


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



31

Demanda de intervalos de bloquesEn 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

15 30 45

15 30 45

60 . . .

15 30 4520 35 4025

PL

SD

1101

31

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



Tiempo(s)

Tiempo(min)

Tiempo(min)

El cálculo se actualiza cada 15 o 60 segundos.

El cálculo se actualiza al final del intervalo.

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

Bloque deslizante

Bloque fijo

Bloque basculante

Intervalo de 15 minutos


Intervalo de 15 minutos 15 min




32

Demanda sincronizadaLos 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 un 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 térmicaEl 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.

Demanda de intensidadLa 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.

Figura 4–5: Ejemplo de demanda térmica


Próximo intervalo de 15 minutos

Tiempo (minutos)

Los cálculos se actualizan al final de cada intervalo.

Un intervalo es un período de tiempo que transcurre en la línea de tiempo.

Último intervalo de demanda completado

99%

90%

% d

e ca

rga

0%



33

Demanda pronosticadaLa 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.

Demanda puntaLa 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 genéricaLa 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)

Figura 4–6: Ejemplo de demanda pronosticada

1:00 1:06 1:15

PL

SD

110

137


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

Demanda pronosticada si no se añade carga

Tiempo

Cambio en la carga

Demanda del último intervalo completado

Comienzo del intervalo

La predicción de la demanda se actualiza cada segundo.

Demanda de intervalo parcial



34

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 un 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 resultante 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:

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.

vatios vatios-hora

impulso----------------------------- 3600 segundos

hora----------------------------------------- impulso

segundo-----------------------=



35

Lecturas de energíaLa 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.

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 sin 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.

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 9.999.999.999.999.999 VARh

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

De 0000,000 kWh a 99.999,99 MWh

y

de 0000,000 a 99.999,99 MVARh

Energía acumulada, condicional

Activa (consumida)

Activa (generada)


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.

Energía acumulada, incremental

Activa (consumida)

Activa (generada)


Reactiva (generada)

Aparente

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


Energía reactiva

Cuadrante 1

Cuadrante 2

Cuadrante 3

Cuadrante 4

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


➀ No se muestra en la pantalla de la central de medida.



36

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.

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.

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.

Figura 4–7: La energía reactiva se acumula en cuatro cuadrantes

PLS

D1

1017

1vatios negativos (−)var positivos (+)

vatios positivos (+)var positivos (+)

vatios negativos (−)var negativos (−)

vatios positivos (+)var negativos (−)




Flujo de potencia normal

Cuadrante 2

Cuadrante 1

Cuadrante 3

Cuadrante 4

Tabla 4–4: Valores registrados de energía por turno

Categoría Valores registrados

Escalas temporales

• Hoy• Ayer• Esta semana• Última semana• Este mes• Último mes

Energía• Activa• Aparente

Costes de energía

• Hoy• Ayer• Esta semana• Última 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



37

Valores de análisis de la energíaLa 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 Tabla 4–6 de la página 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 fundamental. Ofrece una 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:

• 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:

• 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 de orden 31 (modelos PM810 con PM810LOG y PM820);

— o bien hasta el armónico de orden 63 (modelos PM850 y 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 C: Funcionamiento con CE avanzada activada de la página 99 para obtener información sobre cómo configurar cálculos de armónicos.

Tabla 4–5: Valores registrados de energía por turno

Variable Número(s) de registro Descripción

Hora de inicio de turno• Primer turno: 16171• Segundo turno: 16172• Tercer turno: 16173

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 a.m.)

Tercer turno = 1380 minutos (11:00 p.m.)

Coste por kWh• Primer turno: 16174• Segundo turno: 16175• Tercer turno: 16176

Especifique el coste por kWh de cada turno.

Factor de escala de coste 16177

Factor de escala que, multiplicado por las unidades monetarias, determina el coste de la energía.

Valores: de −3 a 3

Predeterminado: 0

+ +H22

H32

H42

+x 100%THD =

H1

+ +H2

2H

3

2H

4

2

Total de rms

+x 100%thd =



38

Tabla 4–6: Valores de análisis de la 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) ➀ De 0,0 a 100,0%

Magnitudes de tensión e intensidad de armónicos individuales ➁ De 0 a 327,67%

Ángulos de tensión e intensidad de armónicos individuales ➁ De 0,0° a 359,9°

➀ Las lecturas sólo se obtienen a través del enlace de comunicaciones.

➁ Las 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.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 5: Funciones de entrada/salida

39

Capítulo 5: Funciones de entrada/salida

Entradas digitalesLa 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 al segundo. La central de medida cuenta las transiciones de 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.

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 acumula en cuatro cuadrantes” en la página 36 del Capítulo 4: Funciones de medición para obtener más información sobre la energía condicional).

NOTA: Como opción predeterminada, la entrada digital recibe el 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.

Figura 5–1: Pantalla Entradas 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 a todas las centrales de medida y representa la entrada digital estándar.

C. A-S1 y A-S2 representan números de puntos de E/S del primer módulo (A).

D. Utilice los 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.

$�/5&-&.#- !"

#'( ��^

��

_________

9�O'#

&�O3

`'

_________

_________

'L####OL###'LL

'L####OL###'LL

'L####OL###'LL

D

B

A

��^

C

PL

SD

1102

33


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 5: Funciones de entrada/salida 3/2011

40

Entrada de impulso de sincronización de demandaSe 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.

Modos de funcionamiento de salida de reléAunque 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.

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

PLS

D11

014

0

Modo de demanda normal Temporización de demanda de impulso de sincronización externo

Temporización de demanda del medidor de facturación

Temporización de demanda de la central de medida

Temporización de demanda del medidor de facturación

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

Impulso de sincronización del medidor de compañía eléctrica



41

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 potenciaEste 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 absolutoEste 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 enlace).

• Impulso kVARh absolutoEste 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 kVAhEste 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 consumidosEste 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.



42

• 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 disponen 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 controlar 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 sólidoEn 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.



43

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 fijoEl 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

Cálculo del valor del kilovatio-hora por impulsoEl 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.

Figura 5–3: Tren de impulsos de dos hilos

KY

Y

K

1 2

ΔT

3

PLS

D1

1012

2

0,02 kW 0,04 kW 0,06 kW 0,08 kW 0,1 kW 0,12 kW 0,14 kW 0,16 kW

Longitud de impulso = 0,02 kWh/impulso

Modo TRANS:

Modo PULSO (100 ms): 100 ms

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

Recuentos = 4

Recuentos = 8

Modo TRANS y PULSO

(1600 kWh)1 hora

------------------------------- X kWh1 segundo----------------------------=

(1600 kWh)3600 segundos----------------------------------------- X kWh

1 segundo----------------------------=

X 1600/3600 0,444 kWh/segundo= =

(1600 kW)(1 h) 1600 kWh=



44

Paso 2: Calcule los kWh requeridos por impulso.

Paso 3: Ajuste para el iniciador KY (el KY dará un impulso por cada dos transiciones del relé).

Paso 4: Redondee a la centésima más próxima, ya que la central de medida sólo acepta incrementos de 0,01 kWh.

Entradas analógicasCon 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 analógicasEn 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.

0,444 kWh/segundo2 impulsos/segundo----------------------------------------------------- 0,222 kWh/impulso=

0,222 kWh/segundo2

----------------------------------------------------- 0,1111 kWh/impulso=

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


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 6: Alarmas

45

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 básicasLa 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.

Grupos de alarmas básicasTanto 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.

Tabla 6–1: Funciones de alarma básica por modelo

Función de alarma básica PM810PM810 con PM810LOG

PM820 PM850 PM870

Alarmas estándar 33 33 33 33 33

Ranuras abiertas para alarmasestándar adicionales

7 ➀ 7 ➀ 7 7 7

Digitales 12 ➁ 12 ➁ 12 ➁ 12 ➁ 12 ➁

Alarmas personalizadas No No Sí Sí Sí

➀ Disponible cuando está instalado un módulo de E/S con entrada/salida analógica.

➁ Requiere un módulo opcional de entrada/salida (PM8M22, PM8M26 o PM8M2222).


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 6: Alarmas 3/2011

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Alarmas accionadas por umbralesMuchos 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 desactivaciónNOTA: 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.

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).

Figura 6–1: Ejemplo de entrada del registro de alarmas

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

PL

SD

1102

19

(EV1) (Max1)

(EV2) (Max2)

PLS

D1

1014

3

EV2

Max1

EV1

Max2

Umbral de activación

Umbral de des-activación

Retardo de activación

Período de alarma

Retardo de desactivación



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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.

PrioridadesCada 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

Tipos de funciones controladas por umbralesEn 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.

1. Pulse ###: hasta que aparezca ALARM.

2. Pulse ALARM.

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).

��

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'( ��R &�/ @

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I

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% ./"

c#

PLS

D1

1025

8



48

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 VL-L, mientras que para sistemas de cuatro hilos son valores VL-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



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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 escalaTodo 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 101 = 10; un multiplicador de 100 se representa como un factor de escala de 2, ya que 102 = 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 subtensión 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 Factor de escala

Grupo de escala A: Intensidad de fase

Amperios

0-327,67 A −2

0-3276,7 A −1

0-32 767 A 0 (predeterminado)

0-327,67 kA 1

Grupo de escala B: Intensidad de neutro

Amperios

0-327,67 A −2

0-3276,7 A −1

0-32 767 A 0 (predeterminado)

0-327,67 kA 1

Grupo de escala D: Tensión

Tensión

0-3276,7 V −1

0-32 767 V 0 (predeterminado)

0-327,67 kV 1

0-3276,7 kV 2

Grupo de escala F: Potencia kW, kVAR, kVA

Potencia

0-32 767 kW, kVAR, kVA −3

0-327,67 kW, kVAR, kVA −2

0-3276,7 kW, kVAR, kVA −1

0-32 767 kW, kVAR, kVA 0 (predeterminado)

0-327,67 MW, MVAR, MVA 1

0-3276,7 MW, MVAR, MVA 2

0-32 767 MW, MVAR, MVA 3



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Escalado de umbrales de alarmaEsta 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 (101 = 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.

Estados de alarma y números de alarmaEsta 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 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 6–3: 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

Tabla 6–4: Configuración de alarma predeterminada: alarmas activadas en fábrica

Núm. de alarma

Alarma estándarLímite de activación

Retardo de límite de

activación

Límite de desactivación

Retardo de límite de

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

53Fin del intervalo de energía incremental

0 0 0 0

55 Restablecimiento del encendido 0 0 0 0



51

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

N.º de alarma

Descripción de alarmaNombre

abreviadoRegistro

de pruebaUnidades

Grupo de escala➀

Tipo de 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

19Desequilibrio de tensión L-N, Máx

V Unbal L-N Max 1136 Décimas % — 010

20Desequilibrio de tensión L-L, Máx

V Unbal L-L Max 1132 Décimas % — 010

21Pérdida de tensión (pérdida de 1, 2, 3, pero no de todas)

Voltage Loss 3262 Voltios D 052

22 Inversión de fase Phase Rev 3228 — — 051

23 Sobredemanda de kW Over kW Dmd 2151 kW F 011

24Retraso del factor de potencia real

Lag True PF 1163 Milésimas — 055

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

34-40Reservado para alarmas analógicas adicionales ➂

— — — — —

34-40Reservado para alarmas personalizadas

— — — — —

Digitales

01Fin de intervalo de energía incremental

End Inc Enr Int No procede — — 070

02Fin de intervalo de demanda de potencia

End Dmd Int No procede — — 070

03 Encendido/restablecimiento Pwr Up/Reset No procede — — 070

04Entrada digital DESACTIVADO/ACTIVADO

DIG IN S02 2 — — 060

05-12Reservado para alarmas digitales adicionales ➂

— — — — —

05-12Reservado para alarmas 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 Tabla 6–6 de la página 52.

➂ Las alarmas analógicas y digitales adicionales requieren que se instale el módulo de E/S correspondiente.



52

Tabla 6–6: Tipos de alarmas

Tipo Descripción Funcionamiento

Velocidad estándar

010Alarma de sobrevalor

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 cumplirá. Cuando el valor del registro de prueba se encuentra por debajo del 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.

011Alarma de sobrepotencia

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 absoluto del registro de prueba se encuentra por debajo del 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.

012Alarma desobrepotencia inversa

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 absoluto del registro de prueba se encuentra por debajo del umbral de desactivación durante el tiempo suficiente para cumplir el retardo de desactivación, la alarma se desactivará. Esta 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.

020Alarma de subvalor

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 del registro de prueba se encuentra por encima del 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.

021Alarma de subpotencia

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 cumplirá. Cuando el valor absoluto del registro de prueba se encuentra por encima del 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.

051Inversión de fase

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 fases 123 es normal. Si una rotación de fases 321 es normal, el usuario debe reprogramar 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.

052Pérdida de fase, tensión

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 especificado. Cuando todas las fases permanezcan en el valor de desactivación o por 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.

053Pérdida de fase, intensidad

La alarma de intensidad de pérdida de fase se producirá cuando una o dos intensidades 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 especificado. Cuando todas las fases permanezcan en el valor de desactivación o por 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.

054Avance del 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.

055Retraso del 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

060Entrada digital activada

Las alarmas de transición de entrada digital se producirán cuando la entrada digital cambie de desconectada a conectada. La alarma se desactivará cuando la entrada digital vuelva a pasar de desconectada a conectada. Los umbrales y retardos de activación y desactivación no se aplican.

061Entrada digital desactivada

Las alarmas de transición de la entrada digital se producirán cuando la entrada digital cambie de desconectada a conectada. La alarma se desactivará cuando la entrada digital vuelva a pasar de conectada a desconectada. Los umbrales y retardos de activación y desactivación no se aplican.

070 UnarioSe trata de una señal interna de la central de medida y sirve, por ejemplo, para activar una alarma al final de un intervalo o cuando se restablece la central de medida. No se aplican ni los retardos ni los umbrales de activación y desactivación.



53

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.

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.

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



54

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

100

120

130

140

150

PLS

D1

1015

6

Demanda de kW

Activación de la alarma núm. 43

Desactivación de la alarma núm. 43

Desactivación de la alarma núm. 26

Activación de la alarma núm. 26

Demanda correcta

Aproximación a demanda punta

Superior a demanda punta

Inferior a demanda punta

Demanda correcta

Demanda de kW (predeterminada)Alarma núm. 26: Demanda de kW con activación en 120 kWd, prioridad media

Demanda de kW 150 kW (personalizada)Alarma núm. 43: Demanda de kW con activación en 150 kWd, alta prioridad

Tiempo



55

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.

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.

Tabla 6–8: Lista de alarmas de perturbación predeterminadas por número de alarma

N.º de alarma

Descripción de alarmaNombre

abreviadoRegistro

de pruebaUnidades

Grupo de escala➀

Tipo de alarma ➁

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

41 Subida de tensión 1 Swell Van Voltios D 080

42 Subida de tensión 2 Swell Vbn Voltios D 080

43 Subida de tensión 3 Swell Vcn Voltios D 080

44 Subida de tensión 1-2 Swell Vab Voltios D 080

45 Subida de tensión 2-3 Swell Vbc Voltios D 080

46 Subida de tensión 3-1 Swell Vca Voltios D 080

47 Bajada de tensión 1-N Sag Van Voltios D 080

48 Bajada de tensión 2-N Sag Vbn Voltios D 080

49 Bajada de tensión 3-N Sag Vcn Voltios D 080

50 Bajada de tensión 1-2 Sag Vab Voltios D 080

51 Bajada de tensión 2-3 Sag Vbc Voltios D 080

52 Bajada de tensión 3-1 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.



56

Tabla 6–9: Tipos de alarmas avanzadas

Tipo Descripción Funcionamiento

Booleanas

100

AND 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.

101

NAND lógico

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.

102

OR lógico 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.

103

NOR lógico 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.

104

XOR lógico

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 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.

080 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.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 7: Registro

57

Capítulo 7: Registro

IntroducciónEn 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.

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.

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.

Tabla 7–1: Número de registros admitidos por el modelo

Tipo de registro

Número de registros por modelo

PM810PM810 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

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


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 7: Registro 3/2011

58

Asignación de memoria para archivos de registroTodos 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:

Registro de alarmasDe 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 mantenimientoLa 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 hora 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.

Tabla 7–3: Asignación de memoria para cada registro

Tipo de registro

Máx. lecturas almacenadas

Máx. valores de registro grabados

Almacenamiento (bytes)

Modelo decentral 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 216PM850

PM870


5000 96 + 3 F/H 393 216PM850

PM870


32 000 96 + 3 F/H 393 216PM850

PM870



59

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

Número de entradas de

registroValor almacenado

1 Hora del último cambio

2 Fecha y hora del último corte de alimentación eléctrica

3 Fecha y hora de la última descarga de firmware

4 Fecha y hora del último cambio de módulo opcional

5Fecha y hora de la actualización más reciente de LVC debida a errores de configuración detectados durante la inicialización del medidor

6-11 Reservado

12Fecha y hora del último restablecimiento de valores mín/máx del mes actual

13Fecha y hora del último restablecimiento de valores mín/máx del mes anterior

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

15Fecha y hora del último restablecimiento de valores mín/máx de demanda de potencia

16Fecha y hora del último restablecimiento de valores mín/máx de demanda de intensidad

17Fecha y hora del último restablecimiento de valores mín/máx de demanda genérica

18Fecha y hora del último restablecimiento de valores mín/máx de demanda de entrada

19 Reservado

20Fecha y hora del último restablecimiento del valor de energía acumulada

21Fecha y hora del último restablecimiento del valor de energía condicional

22Fecha 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








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








➀ Las salidas adicionales requieren módulos opcionales y están basadas en la

configuración de E/S del módulo concreto.



60

Registros cronológicos de datosLos 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.

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.

Tabla 7–5: Lista de registros predeterminados para el registro cronológico de datos 1

DescripciónNúmero de registros

Tipo de datos➀Número de

registro

Fecha/hora de inicio 3 Fecha y hora Fecha y hora actuales

Intensidad, fase 1 1 Número entero 1100



Intensidad, neutro 1 Número entero 1103

Tensión 1-2 1 Número entero 1120



Tensión 1-N 1 Número entero 1124



Factor de potencia real, fase 1 1 Número entero con signo 1160



Factor de potencia real, total 1 Número entero con signo 1163

Última demanda, intensidad, media trifásica

1 Número entero 2000

Última demanda, potencia activa, media trifásica


Última demanda, potencia reactiva, media trifásica


Última demanda, potencia aparente, media trifásica


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



61

Entradas de registros cronológicos de datos originadas por alarmasEl 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 software 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:

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

Registro de facturaciónLa 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

Registro cronológico de datos 1:

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 un estado de alarma. Consulte el tema anterior, “Entradas de registros cronológicos de datos originadas por alarmas”, para obtener más información.



62

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

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 registro en el registro 3085 (consulte la sección “Lectura y escritura de registros” en la página 26).

Tabla 7–6: Lista de registros del registro de facturación

DescripciónNúmero de registros

Tipo de datos➀

Número de registro

Fecha/hora de inicio 3 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 información sobre los tipos de datos.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 8: Captura de formas de onda

63

Capítulo 8: Captura de formas de onda

IntroducciónEn 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.

Captura de formas de ondaToda 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.

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).

Tabla 8–1: Resumen de captura de formas de onda por modelo

Función de captura de formas de onda PM850 PM870

Número de capturas de formas de onda 5 5

Forma de onda iniciada:

Manualmente

Por una alarma

Muestras por ciclo 128 Configurable*

Canales (de 1 a 6) Configurable Configurable*

Ciclos 3 Configurable*

Preciclos 1 Configurable*

* Consulte la Figura 8–1.

Figura 8–1: Número de ciclos capturados en el modelo PM870

6

5

4

3

2

1

30

35

45

60

90

185

15

15

20

30

45

90

16 32 64 128

7

9

10

15

20

45

3

4

5

7

10

20

Número de canales

Número de muestras por ciclo

PLS

D11

033

3


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 8: Captura de formas de onda 3/2011

64

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.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870)

65

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 perturbacionesLas 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.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870) 3/2011

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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 distribución. 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.

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

Figura 9–1: Un fallo puede ocasionar una bajada de tensión en todo el sistema

Figura 9–2: Forma de onda que muestra una bajada de tensión causada por un fallo remoto y con una duración de cinco ciclos

X

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.

Interruptores automáticos de la compañía eléctrica con

reconexiones

Transformador de compañía eléctrica

1 Planta A

2 Planta B

3 Planta C

4 Planta D

Fallo

Tensión fase 2-N


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 9: Supervisión de perturbaciones (modelo PM870)

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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 eventoEl 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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63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas

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Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas

IntroducciónEste 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.

Memoria de la central de medidaLa 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.


• 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.

PRECAUCIÓNRIESGO 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 la 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.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas 3/2011

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Identificación de la versión de firmware, el modelo y el número de serie

Visualización de la pantalla en diferentes idiomasLa 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:

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

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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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;


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63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas

71

Resolución de problemasLa 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.

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.


• 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.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Capítulo 10: Mantenimiento y resolución de problemas 3/2011

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Tabla 10–1: Resolución de problemas

Problema Causa probable Posible solución

El icono de mantenimiento se ilumina en la pantalla de la central de medida.

Posible problema de hardware o firmware de la central de medida.

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.

La pantalla muestra el código de error 3.

Pérdida de alimentación o la configuración del medidor ha cambiado.

Establezca la fecha y la hora.

La pantalla está en blanco después de aplicar la alimentación a la central de medida.

Puede que la central de medida no esté recibiendo la alimentación eléctrica adecuada.

• 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.

Los datos que se visualizan no son exactos o no son los esperados.

La central de medida está conectada a tierra incorrectamente.

Compruebe que la central de medida tiene la conexión a tierra que se describe en el apartado “Conexión a tierra de la central de medida” de la guía de instalación.

Valores de configuración incorrectos.

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 sistema, frecuencia nominal, etc.). Consulte la sección “Cómo configurar la central de medida” en la página 13 para obtener instrucciones de configuración.

Entradas de tensión incorrectas.

Compruebe los terminales L (8, 9, 10, 11) de entrada de tensión de la central de medida para verificar que existe la tensión adecuada.

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.

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

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.

63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Apéndice A: Cableado de los transformadores de instrumentos: Tablas de resolución de problemas

© 2011 Schneider Electric Reservados todos los derechos 73

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 apéndiceLas 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:

• 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

¿Qué es normal? 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 =

• Valores kVAR negativos =

• Valores kVA (siempre positivos) =

• = 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.

3 V12 I3Prom FP3Prom 1000

kVA 2 kW 2– 1000

3 V12 I3Prom 1000

FP3Prom

Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Apéndice A: Cableado de los transformadores de instrumentos: Tablas de resolución de problemas 3/2011

© 2011 Schneider Electric Reservados todos los derechos74

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

Sección I: Caso A

Síntomas: 3 hilos y 4 hilos Causas posibles

• Cero amperios

• Cero kW, kVAR, kVA

• 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


• Valores kW negativos de la magnitud esperada

• Valores kVAR positivos

• Retraso del factor de potencia normal

• 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


• La frecuencia tiene un valor anormal; puede ser o no un múltiplo de 50/60 Hz.

• 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).

• Problema de conexión del sistema a tierra en el transformador de distribución de potencia (por ejemplo, en el transformador de la central de la compañía eléctrica), aunque esto es poco probable.



Sección II: Resolución de problemas de sistemas de 3 hilos

Sección II: Caso A

Síntomas: 3 hilos Causas posibles

• Intensidades y tensiones aproximadamente equilibradas.

• Valores kW = casi 0.

• Valores kVAR = casi 0.

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

• 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


• La intensidad de la fase 2 es 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 aproximadamente 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 TI está invertida.

3

Sección II: Caso C


• es mayor que y .

• Valores kVA = aproximadamente la mitad de la magnitud esperada.

• Valores kW y kVAR pueden ser positivos o negativos, con valor inferior aproximadamente 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.

V31 3 V12 V23

Sección II: Caso D


• 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 alta o intensidad de la fase 2 = 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.

V31 3= 3



Sección III: Resolución de problemas de sistemas de 4 hilos

Sección II: Caso E


• 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: Caso A


• Valores kW = aproximadamente 1/3 del valor esperado.

• Valores kVAR = aproximadamente 1/3 del valor esperado.

• Factor de potencia = 1/3 del valor esperado.

• Todo lo demás es normal.

• Una polaridad del TI está invertida.

NOTA: Normalmente, la única manera de detectar este problema es mediante el procedimiento de comprobación rápida. Es muy importante calcular siempre valores kW. En este caso, es el único síntoma, 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




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

• Factor de potencia = 1/3 del valor esperado.


• Una polaridad del TT está invertida.

NOTA: La lectura de la tensión de fase a fase que no esté referida al TT con polaridad invertida será la única lectura correcta.

Ejemplo: , ,

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

3V12 277= V23 480= V31 277=

V23V1

Sección III: Caso C


• Una tensión de fase a neutro es cero:

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



• Valores kVA = aproximadamente 2/3 del valor esperado.

• El factor de potencia puede parecer anormal.

• 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.

Ejemplo: , ,

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

3

V12 277= V23 277= V31 480=

V31V2



Sección III: Caso D


• 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.


• 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


• Valores kW = casi 0.

• Valores kVA = casi 0.

• Factor de potencia trifásico oscilando entre avance y retraso.

• Las tensiones, intensidades y valores kVA son normales.

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

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

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


• 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


• 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.



Ejemplo de campo

Lecturas de un sistema de 4 hilos

•••••••••••••• retraso a 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 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 = = =

• 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 centrales 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.

kW 25=

kVAR 15–=

kVA 27=

I1 904 A=

I2 910 A=

I3 931 A=

I3Prom 908 A=

V12 495 V=

V23 491 V=

V31 491 V=

V1N 287 V=

V2N 287 V=

V3N 284 V=

FP3Prom 0.75= 0.22

3 V12 I3Prom 10001.732 495 908 1000

778 kVA

63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Apéndice B: Lista de registros


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.

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.

Figura B–1: Bits en un registro

010203040506070809101112131415

00 0 0 0 0 01 0 101 0 0 0 0

Núm. de bit00

Byte alto Byte bajo

Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Apéndice B: Lista de registros 3/2011


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.

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:

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.

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 aplicar 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

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)

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

Figura B–2: Formato del registro del factor de potencia

1 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 12 13 14 15

0 0 0 0 0

Bit del signo0 = Avance1 = Retraso

Bits no utilizados establecidos en 0

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

63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Apéndice B: Lista de registros


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.

Restablecimiento de los registrosLa 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–3: Comandos Modbus

Comando Descripción

0x03 Leer los registros de retención

0x04 Leer los registros de entrada

0x06 Preestablecer registros individuales

0x10 Preestablecer registros múltiples

0x11

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

0x2B

Leer identificación del dispositivo, implementación BASIC (datos 0x00, 0x01, 0x02), nivel de conformidad 1

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”.

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 queaparecerá en el registro

Valores de energía predeterminados

7016 4000

7017 4001

7018 4002

7019 4003

7020 4004

7021 4005

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.)

Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Apéndice B: Lista de registros 3/2011



63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 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.

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.

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.

Tabla C–1: Ubicación de la interfaz de comandos

Registro Descripción

8000 Este es el registro donde se escriben los comandos.

8001-8015Estos son los registros donde se escriben los parámetros de un comando. Los comandos pueden tener hasta 15 parámetros asociados.

8017Puntero de comandos. Este registro contiene el número de registro en el que se almacena el último comando introducido.

8018Puntero de resultados. Este registro contiene el número de registro en el que se almacenan los resultados del último comando introducido.

8019Puntero 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 fin, intervalos de registro, etc.

De manera predeterminada, los datos devueltos comenzarán en 8020 a menos que especifique lo contrario.

Figura C–1: Registros de puntero de la interfaz de comandos

8020

1 (estado del último comando)

Registro 8017

Registro 8020

8021

51 (código de error provocado por el último comando)

Registro 8018

Registro 8021

8022

0 (datos devueltos por el último comando)

Registro 8019

Registro 8022


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Apéndice C: Uso de la interfaz de comandos 3/2011

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Ejecución de comandosPara 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

Código de comando

Registro de parámetro

de comandoParámetros Descripción

1110 Ninguno NingunoHace que la unidad se restablezca por software (reinicia la central de medida).

1210 Ninguno Ninguno Borra los contadores de comunicaciones.

1310800180028003800480058006

MesDía Año Hora

MinutoSegundo

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)

1410 Ninguno Ninguno Desactiva el interruptor del precinto de seguridad.

1411 Ninguno Ninguno Activa el interruptor del precinto de seguridad.

Salidas de relés

3310 8001 Número de salida de relé ➀ Configura el relé para control externo.

3311 8001 Número de salida de relé ➀ Configura el relé para control interno.

3320 8001 Número de salida de relé ➀ Desactiva el relé designado.

3321 8001 Número de salida de relé ➀ Activa el relé designado.

3330 8001 Número de salida de relé ➀ Libera el relé especificado del estado de enclavado.

3340 8001 Número de salida de relé ➀ Libera el relé especificado del control de anulación.

3341 8001 Número de salida de relé ➀ Sitúa el relé especificado bajo control de anulación.

3350 8001 9999 Desactiva todos los relés.

3351 8001 9999 Activa todos los relés.

3361 8001 Número de salida de relé ➀ Restablece el contador de funcionamiento correspondiente al relé especificado.

3362 8001 Número de salida de relé ➀ Restablece el tiempo de activación del relé especificado.

3363 8001 NingunoRestablece el contador de funcionamiento de todos los relés.

3364 8001 Ninguno Restablece el tiempo de activación de todos los relés.

3365 8001 Número de entrada ➀ Restablece el contador de funcionamiento correspondiente a la entrada especificada.

3366 8001 Número de entrada ➀ Restablece el tiempo de activación de la entrada especificada.

3367 8001 NingunoRestablece el contador de funcionamiento de todas las entradas.

3368 8001 NingunoRestablece el tiempo de activación de todas las entradas.

3369 8001 NingunoRestablece todos los contadores y temporizadores correspondientes a todas las E/S.

3370 8001Número de salida

analógica ➀ Desactiva la salida analógica especificada.

3371 8001Número de salida

analógica ➀ Activa la salida analógica especificada.

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 utilizar. 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.




85

Restablecimientos

1522 Ninguno Ninguno Restablece el registro histórico de alarmas.

4110 8001

0 = Mes actual y anteriores

1 = Mes actual

2 = Mes anterior

Restablece los valores mínimos y máximos.

5110 Ninguno Ninguno Restablece todos los registros de demanda.

5111 Ninguno Ninguno Restablece la demanda de intensidad.

5113 Ninguno Ninguno Restablece la demanda de potencia.

5114 Ninguno Ninguno Restablece la demanda de entrada.

5115 Ninguno NingunoRestablece la demanda genérica correspondiente al primer grupo de 10 variables.

5210 Ninguno NingunoRestablece todos los valores mínimos y máximos de la demanda.

5211 Ninguno NingunoRestablece los valores mínimos y máximos de la demanda de intensidad.

5213 Ninguno NingunoRestablece los valores mínimos y máximos de la demanda de potencia.

5214 Ninguno NingunoRestablece los valores mínimos y máximos de la demanda de entrada.

5215 Ninguno NingunoRestablece los valores mínimos y máximos de la demanda genérica 1.

5910 8001 Mapa de bits

Inicia un nuevo intervalo de demanda.

Bit 0 = Demanda de potencia

1 = Demanda de intensidad

2 = Demanda de medidas de entrada

3 = Perfil de demanda genérico

6209 8019 Puntero de datos de E/S ➁

Energías acumuladas predefinidas

Requiere que el puntero de datos de E/S apunte a 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.

6210 Ninguno Ninguno Borra todas las energías.

6211 Ninguno Ninguno Borra todos los valores de energía acumulada.

6212 Ninguno Ninguno Borra los valores de energía condicional.

6213 Ninguno Ninguno Borra los valores de energía incremental.

6214 Ninguno Ninguno Borra la acumulación de mediciones de entrada.

6215 Ninguno1 = IEEE

2 = IEC

Restablece los siguientes parámetros a los valores predeterminados de IEEE o IEC:

1. Etiquetas de fases2. Etiquetas de menús3. Unidades de armónicos4. Signo FP5. Denominador THD6. Formato de fecha

6320 Ninguno Ninguno Desactiva la acumulación de energía condicional.

6321 Ninguno Ninguno Activa la acumulación de energía condicional.

6910 Ninguno Ninguno Inicia un nuevo intervalo de energía incremental.

Archivos

7510 8001 1-3

Desencadena la entrada de registro cronológico de datos. Mapa de bits, donde bit 0 = Registro de datos 1, bit 1 = Registro de datos 2, bit 2 = Registro de datos 3, etcétera.

7511 8001 Número de archivoDesencadena una sola entrada de registro cronológico de datos.


Código de comando








86

Números de puntos de E/STodas las entradas y salidas de 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.

Activación de salidas desde la interfaz de comandosPara 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.


Configuración

9020 Ninguno Ninguno Pasa al modo de configuración.

9021 80011 = Guardar

2 = No guardarSale del modo de configuración y guarda todos los cambios.


Código de comando






Tabla C–3: Números de puntos de E/S

Módulo E/S estándar PM8M22 PM8M26 PM8M2222 Número de punto de E/S

—KYS1

— — —12

A —

A-R1A-R2A-S1A-S2

A-R1A-R2A-S1A-S2A-S3A-S4A-S5A-S6

A-R1A-R2A-S1A-S2A-AI1A-AI2A-AO1A-AO2

345678910

B —

B-R1B-R2B-S1B-S2

B-R1B-R2B-S1B-S2B-S3B-S4B-S5B-S6

B-R1B-R2B-S1B-S2B-AI1B-AI2B-AO1B-AO2

1112131415161718



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Uso de la interfaz de comandos para cambiar registros de configuraciónLa 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 este 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 condicionalLos 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.



88

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 incrementalLa 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:

• 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 último intervalo finalizado (reg. 1941-1943)

• Valores punta de demanda de kVAR durante el último intervalo finalizado (reg. 1945)

• Fecha/hora de valores punta de 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)



89

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 incrementalLa 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.

• 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.

Figura C–2: Ejemplo de energía incremental

6

12

9 3

2

1

10

11

5

4

7

8 Hora de inicio

1.er intervalo

3.er in

tervalo

2.º intervalo

Hora de finalización

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.

PLS

D11

014

9



90

Configuración de cálculos de armónicos individualesEl 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. Valor Descripción

3240 0, 1, 2

Procesamiento de armónicos:

0 = Desactivado

1 = Sólo magnitudes

2 = Magnitudes y ángulos

3241 0, 1, 2

Formato de la magnitud de armónicos para tensión:

0 = % de fundamental (predeterminado)

1 = % de rms

2 = rms

3242 0, 1, 2

Formato de la magnitud de armónicos para intensidad:

0 = % de fundamental (predeterminado)

1 = % de rms

2 = rms

3243 10-60 segundosEste registro muestra el intervalo de actualización de los armónicos (el valor predeterminado es de 30 segundos).

3244 0-60 segundosEste registro muestra el tiempo que queda para la siguiente actualización de los datos de los armónicos.

3245 0,1

Este registro indica si ha finalizado el procesamiento de los datos de armónicos.

0 = Procesamiento no finalizado

1 = Procesamiento finalizado



91

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 101 = 10; un multiplicador de 100 se representa como un factor de escala de 2, ya que 102 = 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 101 = 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.





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.




92


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada

93

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 energíaLa 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


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Apéndice D: Evaluaciones de calidad de energía avanzada 3/2011

94

Figura D–1: Curva ITI (CBEMA)

Figura D–2: Capacidad de ride-through de la caída de tensión

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

500

400

300

200

100

140 120

80 70

40

0

110 90

10 s 0,5 s20 ms

Zona sin daños

Zona prohibida

Zona de no interrupción del funcionamiento

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

Por

cent

aje

de la

tens

ión

nom

inal

(rm

s o

punt

a eq

uiva

lent

e)

Duración en segundos (s)Estadoestable

Curva ITI (CBEMA)

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

0,05 0,10 0,20 0,50 1,00

Duración de la bajada de tensión en segundos

Por

cent

aje

de la

tens

ión

nom

inal

del

equ

ipo



95

Especificación EN50160:2000El 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:

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 evaluacionesEn 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.

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.

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

Interrupciones largas de la tensión suministrada 3➁ 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 partir 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.

Tabla D–6: Entradas de registros

Número de registro Descripción

3910 Mapa de bits de resumen de las evaluaciones activas que indica las áreas de evaluación que están activas en los modelos PM850 y PM870.

3911Mapa de bits de resumen del estado de evaluación que indica el estado de cumplimiento/incumplimiento de cada área de evaluación.

Registros de portal

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.



96

• 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 registrosEsta 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 normales1 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 potenciaLa 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 suministradaLa 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 Un +10% a −15%.

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



97

Desequilibrio de tensión suministradaLa 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 armónicaLa 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%.

Evaluaciones en condiciones de funcionamiento anómalas

Recuento de la magnitud de las variaciones rápidas de tensiónLa 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 semana.

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 tensiónDe 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 hasta 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.

Tabla D–7: Valores de tensiones armónicas individuales en los terminales de alimentación para órdenes de hasta 25, en % de la tensión nominal

Armónicos imparesArmónicos pares

No múltiplos de 3 Múltiplos de 3

Orden Tensión relativa Orden Tensión

relativa 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.



98

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 suministradaLa 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.

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 frecuenciaComo 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–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

Tabla D–9: Interrupciones de tensión


t < 1 1 t < 2 2 t < 55 t <

1010 t <

2020 t <

6060 t <

180180 t < 600

600 t < 1200

1200 t

Total

Tabla D–10: Sobretensiones


Magnitud (M), % de la nominal

1 t < 3 3 t < 10 10 t < 20 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



99

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 activadaEsta 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 estadísticasLas 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 armónicosCuando está activada la evaluación de CE avanzada, los cálculos de 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 tiempoLos 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 Descripción

3900 1Activar/desactivar la evaluación de CE avanzada0 = Deshabilitar (predeterminado)1 = Habilitar

3901 1Tensión nominal (copiada del registro 3234 a modo indicativo)Valor predeterminado = 230

3902 1Selección de tensión para sistemas de 4 hilos0 = Fase a neutro (predeterminado)1 = Fase a fase

3903 1Frecuencia nominal, Hz (copiada del registro 3208 a modo indicativo)Valor predeterminado = 60

3904 1Configuración de la frecuencia 0 = Sistema con conexión síncrona a sistema interconectado (predeterminado)1 = Sistema sin conexión síncrona a sistema interconectado

3905 1

Primer día de la semana (sólo EN50160)1 = domingo2 = lunes (predeterminado)3 = martes4 = miércoles5 = jueves6 = viernes7 = sábado



100

3906 1Definición de interrupción (sólo EN50160)

0-10% de la nominal (predeterminado = 1)

3907 1Rango admisible de variaciones lentas de tensión (sólo EN50160)

1-20% de la nominal (predeterminado = 10)

3908 1 Reservado

3909 1 Reservado

3910 1

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 variaciones rápidas de tensión

Bit 04: No utilizado

Bit 05: Huecos de tensión

Bit 06: Interrupciones breves de la tensión suministrada

Bit 07: Interrupciones largas de la tensión suministrada

Bit 08: Sobretensiones temporales de frecuencia


Bit 10: Desequilibrio de la tensión suministrada

Bit 11: Tensión armónica

Bit 12: THD




3911 1

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 12: THD




3912 2 Recuento de intervalos de 10 segundos en el año actual

3914 2 Recuento de intervalos de 10 segundos en esta semana

3916 1 Recuento de intervalos de 10 minutos en esta semana

3917 1Número admisible de variaciones rápidas de tensión por semana

Predeterminado = −32 768 = evaluación de cumplimiento/incumplimiento desactivada

3918 1Número admisible de interrupciones breves por año


3919 1Número admisible de interrupciones largas por año


3920 8Número admisible de huecos de tensión por semana para cada rango de profundidad


3930 8Número de sobretensiones admisible por semana para cada rango de magnitud


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

Registro Número Descripción



101

Datos de la evaluación según la norma EN50160 disponibles a través de enlaces de comunicaciones

Registros de portalLos datos de la evaluación son accesibles mediante enlaces de comunicaciones a través de lecturas de registros de “portal”. A cada elemento de datos se 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 Datos

53432- 53434

Resumen de las evaluaciones de datos del medidor por elemento

33

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 último 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 registros)

53435- 53437

Resumen de variaciones rápidas de tensión por fase

12

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)


53438-53440

Resumen de huecos de tensión por fase en esta semana

104

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)


53441-53443

Resumen de huecos de tensión por fase en la última semana

104

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)


53444-53447

Resumen de interrupciones de la tensión suministrada, trifásicas y por fase

34

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)




102

53448-53449

Sobretensiones temporales de frecuencia por fase en esta semana

104

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)


53450-53452

Sobretensiones temporales de frecuencia por fase la semana pasada

104

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)


53312

Mapa de bits del resumen de evaluaciones

18

Registro 1: Mapa de bits de evaluaciones activas (igual que el registro 3910)

Bit establecido cuando la evaluación está activada

Bit 00: Bit de resumen: hay activa al menos una evaluación según la norma EN50160

Bit 01: Frecuencia











Bit 12: THD




Registro 2: Mapa de bits de resumen de estado de las evaluaciones (igual que el registro 3911)

Bit establecido cuando falla la evaluación

Bit 00: Bit de resumen: ha fallado al menos una evaluación según la norma EN50160

Bit 01: Frecuencia











Bit 12: THD




Registro 3 (rango 1)/registro 11 (rango 2): Mapa de bits del estado de evaluación de las evaluaciones individuales

Bit 00: Frecuencia

Bit 01: V1

Bit 02: V2

Bit 03: V3




Bit 07: Desequilibrio de la tensión

Bit 08: THD V1

Bit 09: THD V2

Bit 10: THD V3

Bit 11: V1 H2

Bit 12: V1 H3

Bit 13: V1 H4

Bit 14: V1 H5

Bit 15: V1 H6


Bit 00: V1 H7

Bit 01: V1 H8

Bit 02: V1 H9

Bit 03: V1 H10

Bit 04: V1 H11

Bit 05: V1 H12

Bit 06: V1 H13

Bit 07: V1 H14

Bit 08: V1 H15

Bit 09: V1 H16

Bit 10: V1 H17

Bit 11: V1 H18

Bit 12: V1 H19

Bit 13: V1 H20

Bit 14: V1 H21

Bit 15: V1 H22





103


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


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


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


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


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


Bit 00: Reservado

Bit 01: Reservado

Bit 02: Reservado

Bit 03: Reservado

Bit 04: Reservado

Bit 05: Reservado

Bit 06: Reservado

Bit 07: Reservado













104

Alarmas asignadas para evaluaciones de CE avanzadaCon 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 pantallaPara 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.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Glosario

105

Glosario

Términosalarma 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.

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.


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Glosario 3/2011

106

distorsión armónica total (THD o thd): Indica el grado de distorsión de la tensión o la intensidad de un circuito.

energía acumulada: La energía se puede acumular en los modos con signo o sin signo (absoluto). En el modo con signo se tiene en cuenta la dirección del flujo de la potencia, y la magnitud de la energía acumulada puede aumentar y disminuir. En el modo absoluto la energía se acumula como positiva, independientemente de la dirección del flujo de potencia.

enlace de comunicaciones: Cadena de dispositivos conectados por un cable de comunicaciones a un puerto de comunicaciones.

evento: Suceso de un estado de alarma, como Subtensión en fase 1, configurado en la central de medida.

factor de escala: Multiplicadores que la central de medida usa para hacer que los valores encajen en el registro en el que se almacena la información.

factor de potencia (FP): El factor de potencia real es la relación entre la potencia activa y la potencia aparente usando el contenido completo de armónicos de potencia activa y aparente. Se calcula dividiendo vatios entre voltamperios. El factor de potencia es la diferencia existente entre la potencia total que la compañía eléctrica proporciona y la parte de la potencia total que realiza un trabajo útil. Se trata del grado de desfase de la tensión y la intensidad de una carga.

factor de potencia real: Véase factor de potencia.

factor de potencia total: Véase factor de potencia.

firmware: Sistema operativo interno de la central de medida.

flotador: Valor de coma flotante de 32 bits devuelto por un registro (consulte la sección Lista de registros en la página 79). Los 16 bits superiores están en el par de registros de número más bajo. Por ejemplo, en el registro 4010/11, 4010 contiene los 16 bits superiores y 4011 contiene los 16 bits inferiores.

frecuencia: Número de ciclos en un segundo.

intensidad de fase (rms): Medición en amperios de la intensidad rms de cada una de las tres fases del circuito. Véase también valor máximo.

nominal: Típico o medio.

número entero corto: Entero de 16 bits con signo (consulte la sección Lista de registros en la página 79).

número entero largo sin signo: Valor de 32 bits sin signo devuelto por un registro (consulte la sección Acceso a la lista de registros en la página 79). Los 16 bits superiores están en el par de registros de número más bajo. Por ejemplo, en el par de registros 4010 y 4011, 4010 contiene los 16 bits superiores, mientras que 4011 contiene los 16 bits inferiores.

número entero sin signo: Entero de 16 bits sin signo (consulte la sección Acceso a la lista de registros en la página 79).

paridad: Se refiere a los números binarios enviados a través del enlace de comunicaciones. Se añade un bit adicional de manera que el número de unos del número binario sea par o impar, dependiendo de la configuración. Sirve para detectar errores en la transmisión de datos.

potencia activa: Cálculo de la potencia activa (calculados el total de las 3 fases y la potencia activa por fase) para obtener kilovatios.

potencia activa de demanda punta: Potencia activa de la demanda más elevada medida desde el último restablecimiento de la demanda.

rms: Media cuadrática (valor eficaz). Las centrales de medida son dispositivos sensibles a la rms real.

rotación de fases: Las rotaciones de fases se refieren al orden en el que los valores instantáneos de las tensiones o las intensidades del sistema alcanzan sus valores positivos máximos. Pueden darse dos rotaciones de fase: 1-2-3 o 1-3-2.


63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Glosario

107

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.

tipo de sistema: Código exclusivo asignado a cada tipo de configuración de cableado de sistema de la central de medida.

transformador de intensidad (TI): Transformador de intensidad para entradas de intensidad.

transformador de potencial (TT): También llamado transformador de tensión.

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.

VAR: Voltamperio reactivo.

velocidad en baudios: Especifica la rapidez con que se transmiten los datos a través de un puerto de red.

Abreviaturas y símbolos

A: Amperio

ABILI.: Habilitado

ABSOL: Valor absoluto

ACCUM: Acumulado

ACTIV: Activo

AMPS: Amperios

ARMON: Armónicos

AVANZ: Pantalla Avanzada

COINC.: Valores de demanda que suceden al mismo tiempo que el valor de demanda punta

COM: Comunicaciones

COND.: Control de energía condicional

CONTR: Contraseña

CONTR: Contraste

DEC.: Decimal

DEM: Demanda

DESAB.: Desactivado

DESEQ: Desequilibrio

DIAGN: Diagnóstico

DIREC.: Dirección de la central de medida

DO: Límite de desactivación

E/S: Entrada/salida

ENERG.: Energía

ENT A: Entrada analógica

ENT D: Entrada digital

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

F: Frecuencia

FINDE: Fin del intervalo de demanda

FP: Factor de potencia

FP D: Desplazamiento

GRAF: Gráfico de barras

HEX: Hexadecimal

HIST: Histórico

HZ: Hercio

I: Intensidad

I MAX.: Demanda máxima de intensidad

IDIOM: Idioma

INFER.: Límite inferior

kVA: Kilovoltamperio

kVAD: Demanda de kilovoltamperio

kVAR: Kilovoltamperio reactivo

kVARD: Demanda de kilovoltamperio reactivo


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Glosario 3/2011

108

kVARH: Kilovoltamperio reactivo-hora

kW: Kilovatio

kWD: Demanda de kilovatio

kWH: Kilovatios hora

kWH/P: Kilovatios hora por impulso

kWMAX: Demanda máxima de kilovatio

MAG.: Magnitud

MAMP: Miliamperios

MANT: Pantalla de mantenimiento

MB. A.7: MODBUS ASCII 7 bits

MB. A.8: MODBUS ASCII 8 bits

MBRTU: MODBUS RTU

MIN.: Mínimo

MIN: Minutos

MINMX: Valores mínimos y máximos

MSEG: Milisegundos

MVAh: Megavoltamperio-hora

MVARh: Megavoltamperio reactivo--hora

MWh: Megavatio-hora

N.SER.: Número de serie de la central de medida

NORM: Modo Normal

P: Potencia activa

PAR: Paridad

Pd: Demanda de potencia activa

Ph: Energía activa

PM: Central de Medida

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

R.S.: Versión del sistema de restablecimiento del firmware

REG: Número de registro

RELAT: Valor relativo en %

S: Potencia aparente

SAL A: Salida analógica

SAL D: Salida digital

Sd: Demanda de potencia aparente

SEC: Segundos

SECUN.: Secundario

Sh: Energía aparente

SIS.OP: Sistema operativo (versión de firmware)

SUB-I: Subintervalo

SUPER.: Límite superior

TA: Transformador de alimentación

THD: Distorsión armónica total

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

V MAX.: Tensión máxima

V MIN.: Tensión mínima

V: Tensión

VAh: Voltamperio-hora

VARh: Voltamperio reactivo-hora

Wh: Vatio-hora

© 2011 Schneider Electric. Reservados todos los derechos. 109

63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Índice

Índice

Aactivaciones y desactivaciones

factores de escala 49umbrales 46

alarma incorporada 96alarmas

alarmas personalizadas 45, 53booleanas 53

puertas lógicas 56configuración 17creación de entradas de registro cronológico de datos 61de alta prioridad 47de diagnóstico

evaluación según EN50160 95de perturbación 53de prioridad baja 47de prioridad media 47definición de nombres abreviados 51, 55digitales 45escalado de umbrales de alarma 49, 50estados de alarma 45, 50, 55estándar 45evaluación según EN50160

posiciones 104grupos de alarmas 45introducción 45niveles 54números de alarma 51, 55prioridades 47registros de prueba 51, 55sin prioridad 47tipos de alarmas 48, 50, 51, 52, 55, 56umbrales 46varias alarmas 54

armónicoscálculos

evaluación según EN50160 99configuración de cálculos individuales 90valores 37

armónicos estables 63Bbajada de tensión 65, 66

funciones de la central de medida durante 67uso de capturas de formas de onda para detectar 66

bajada/subidadescripción 65

bloque basculante 31bloque deslizante 31bloque fijo 31Ccableado

resolución de problemas 72cálculo

de demanda de intensidad 32de demanda genérica 33de demanda pronosticada 33de demanda punta 33

duración de un evento 47vatios-hora por impulso 43

capturas de formas de ondaalmacenamiento de formas de onda 64memoria de la central de medida 63, 64uso para detectar bajada de tensión 66

central de medidaaccesorios 5con pantalla

componentes 2, 4configuración 13descripción 1firmware 7hardware 2inicialización 23modelos 5restablecimiento 23resumen de la instrumentación 1

comunicacionesconfiguración 15problemas con las comunicaciones del PC 72

configuración 13alarmas 17alarmas personalizadas 45, 53cálculo de THD 20cálculos de armónicos individuales 90comunicaciones 15configuración de la demanda de potencia 22contraseña 18convención de signos VAR/FP 20entradas/salidas 18fecha 13gráfico de barras 21hora 14idioma 14intervalo de energía incremental 20restablecimientos de bloqueo 21retroiluminación de alarma 21rotación de fases 19salidas analógicas 44TI 15tipo de sistema 16TT 16

configuración de la demanda de potencia 22contenido de la caja 6contraseña

configuración 18diagnósticos 18energía 18mínimo/máximo 18predeterminada 13

control de relés 40convención de signos VAR/FP

configuración 20


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Índice 3/2011

110

Ddemanda

de intensidad 32de potencia

cálculo 30genérica 33pronosticada 33sincronizada

por comandos 32por entradas 32por reloj 32

térmica 32descripción del factor de potencia de desplazamiento 37diagnósticos

contraseña 18dirección de dispositivo 72distorsión armónica total 37, 63Eejecución de comandos 84energía

acumuladamodo con signo o sin signo 35

condicionalcontrol desde la interfaz

de comandos 87registros 87

contraseña 18incremental 88

intervalo 33uso con la interfaz de comandos 89

registros de energía condicional 87entrada analógica

configuración 44entradas

aceptación de impulsos de otro medidor 32

entradas digitales 39alarmas de entrada digital 45modos de funcionamiento 39recepción de impulsos de sincronización 32

entradas/salidasconfiguración 18números de posición 86

escritura de registros 26estado de evaluación 95etiquetas

de entradas y salidas 86evaluación según EN50160 96

acumulaciónintervalo 97

alarmas de diagnóstico 95cálculos de armónicos 99ciclo de medidor 97configuración del sistema

registros 99configurar 104configurar el día de la semana 96datos medidos 96definir interrupción de tensión 96escrituras en registros 96estadísticas

restablecimiento 99

estado de evaluación 95evaluación de cumplimiento/incumplimiento 97, 98evaluaciones activas 95eventos admisibles 99frecuencia de potencia 96frecuencia nominal 96, 104habilitar 22huecos de tensión 97indicador de fecha y hora 99intervalos de tiempo 99lectura de bloque 101parte previa 98posiciones de alarma 104profundidad

en los registros 98rango de tensión lenta 96registros de portal 101sistemas de 3 hilos 104tamaño del bloque 101tendencias y pronósticos 99tensión nominal 98, 104

sistemas de 4 hilos 104tensión suministrada 97

desequilibrio 97huecos 97variaciones 96

valores eficaces medios 97valores eficaces mínimos 97

evaluaciones activas 95Ffactor de potencia 37

almacenamiento de 80convenciones de los valores mín/máx 28

factores de escala 49cambio de factores de escala 91escalado de umbrales de alarma 50grupos de escala 49

fechaconfiguración 13visualizar 26

firmware 7frecuencia nominal

evaluación según EN50160 104funcionamiento 11

problemas de la central de medida 72uso de la interfaz de comandos 83

funciones 7Ggráfico de barras

configuración 21grupos de escala 49Hhora

configuración 14visualizar 26

Iidioma

configuración 14información de la central de medida 26inicializar

central de medida 23instrucción de ruta 72

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63230-500-226A2 Central de medida PowerLogicTM de la serie 8003/2011 Índice

interfaz de comandosactivar salidas 86cambio de registros de configuración 87descripción general 83ejecución de comandos 84factores de escala 91registros 83

intervalo de energía incrementalconfiguración 20

intervalos de tiempoevaluación según EN50160 99

KKY 42

cálculo de vatios-hora por impulso 43Llectura de registros 26lecturas de demanda 30

demanda de intensidad 32demanda pronosticada 33demanda punta 33métodos de cálculo de la demanda de potencia 30restablecimiento 24

lecturas de energía 35, 36reactiva acumulada 36restablecimiento 23

lecturas en tiempo real 27valores mín/máx 28

lista de registros 79Mmantenimiento

icono de mantenimiento 72registros 58valores de registro almacenados 59

memoriade la central de medida 69no volátil 69, 99

menú 11método de demanda de intervalos de bloques 31método de demanda térmica 32método de impulso de sincronización de demanda 40métodos de cálculo de demanda de potencia 32modificación

factores de escala 49modo

restablecimiento 24modos de funcionamiento de relé

enclavado 41fin de intervalo de demanda 41impulso kVAh 41impulso kVAR generados 42impulso kVARh absoluto 41impulso kVARh consumidos 42impulso kWh absoluto 41impulso kWh consumidos 41impulso kWh generados 42normal 41temporizado 41

Nniveles de alarma

con distintas activaciones y desactivaciones 54

número de secuencia correlativo 47Ppantalla

descripción general de los menús 11funcionamiento 11

pantalla Entradas digit. 39pérdida de fase

tipo de alarma para intensidad 48tipo de alarma para tensión 48

PLCsincronización de demanda 32

problemasconsultar resolución de problemas 71

problemas de calidad de energía 65protocolos

convención de direcciones de registro 79prueba

de megóhmetro 69de rigidez 69

puertas lógicas para alarmas booleanas 56Rregistro cronológico de datos 60

almacenamiento en la central de medida 69eliminación de registros 60forzado de entradas del registro cronológico de datos 67organización de archivos de registro 61

registro de alarmas 58descripción 58

registro de eventosalmacenamiento de datos 58cálculo de la duración del evento 47número de secuencia correlativo 47

registro de facturación 61, 62cálculo de datos 61configurar intervalo de registro 62lista de registros 62

registros 57coma flotante 79, 80

habilitar 79, 80convenciones de direcciones 79datos en registros 60de energía condicional 87de mantenimiento 58eliminación de registros cronológicos de datos 60escritura 26evaluación según EN50160 95

configuración 99portal 101

eventos en el registro de eventos 67formato del factor de potencia 80incorporados 57lectura 26organización de archivos de registro cronológico de datos 61uso de la interfaz de comandos 87


Central de medida PowerLogicTM de la serie 800 63230-500-226A2Índice 3/2011

112

reléscontrol interno o externo de 40funcionamiento con la interfaz de comandos 84

relojvisualizar 26

resolución de problemascableado de los transformador de instrumentos 73

restablecimientocentral de medida 23lecturas de demanda 24lecturas de energía 23modo 24tiempo de funcionamiento acumulado 25valores mínimos/máximos 24

restablecimientosde bloqueo

configuración 21de valores de demanda punta 33valores en perfil de demanda genérica 34

retroiluminación de alarmaconfiguración 21

rotación de fasesconfiguración 19

Ssalidas

analógicas 44impulso fijo 43

selección de canal 64sensibilidad del equipo

supervisión de perturbaciones para 66sincronización

con un comando de PLC 32intervalo de demanda con múltiples medidores 32intervalo de demanda con reloj interno 32

sistemas de 3 hilos 104subida de tensión

funciones de la central de medida durante 67

supervisión de perturbacionesde tensión 65descripción general 65y compañía eléctrica 67

Ttendencias y pronósticos

evaluación según EN50160 99tensión nominal

evaluación según EN50160 98, 104sistemas de 4 hilos 104

THD 63configuración 20método de cálculo thd 37

TIconfiguración 15

tiempo de funcionamientorestablecimiento 25

tipo de alarmade desequilibrio de intensidad 48de desequilibrio de tensión 48de inversión de fase 49de potencia inversa 48

de sobretensión 48de subtensión 48

tipo de sistemaconfiguración 16

tipos de alarmas 52, 56transitorios 65TT

configuración 16Uumbral del tiempo de funcionamiento

configuración 19umbrales de activación y desactivación 46Vvalores de análisis de la energía 37, 38valores medidos

lecturas de demanda 30lecturas de energía 35lecturas en tiempo real 27

valores mínimos/máximoscontraseña 18restablecimiento 24

VARconvenciones de signos 29

variablesutilizadas en niveles de alarma 54

vatios-horacálculo de vatios-hora por impulso KYZ 43

velocidad en baudios 72visualizar fecha y hora 26visualizar la información de la central de medida 26visualizar reloj 26

PowerLogic es una marca comercial de Schneider Electric. Las restantes marcas comerciales son propiedad de sus respectivos propietarios.

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.

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Manual del usuario de la central de medida PowerLogic™ de la serie 800

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