Tesis mantenimiento ET

Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
PROYECTO FIN DE GRADO
GRADO EN INGENIERÍA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS
MANUAL DE MANTENIMIENTO Y SUPERVISIÓN GENERAL DE UNA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA.
MAINTENANCE MANUAL AND GENERAL SUPERVISION OF AN ELECTRICAL
SUBSTATION.
ALUMNO:
BELÉN AGUIRRE SAIZ
TUTOR:
RAMÓN LECUNA TOLOSA
ESCUELA:
ESCUELA POLITÉCNICA DE INGENIERÍA DE MINAS Y
ENERGÍA
FECHA:
SEPTIEMBRE 2014
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
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INDICE GENERAL
1 MEMORIA ........................................................................................................... 2
1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA ............................................................................... 3
1.2 MEMORIA JUSTIFICATIVA ........................................................................... 29
2 PLANOS ......................................................................................................... 239
3 FICHAS DE MANTENIMIENTO ...................................................................... 240
4 ANEXOS ......................................................................................................... 241
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1 MEMORIA
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1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA
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INDICE MEMORIA DESCRIPTIVA
1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 5
2.
ANTECEDENTES.................................................................................................. 6
3.
OBJETO DE MANUAL ........................................................................................... 7
4.
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN ............................................... 8
5.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA SUBESTACIÓN OBJETO DE MANUAL ..... 14
6.
MANTENIMIENTO DE UNA SUBESTACIÓN ...................................................... 20
7.
MANUAL DE MANTENIMIENTO ......................................................................... 22
8.
CALIDAD Y GESTIÓN DE LA ENERGÍA ............................................................. 25
9.
CRONOGRAMA .................................................................................................. 28
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1. INTRODUCCIÓN
El concepto de mantenimiento, consiste en el control constante de las instalaciones y/o
componentes, así como del conjunto de trabajos de reparación y revisión necesarios
para garantizar el funcionamiento regular y el buen estado de conservación de un
sistema, en nuestro caso de una subestación eléctrica.
Los objetivos y métodos de gestión del mantenimiento de una subestación eléctrica
han evolucionado a la vez que los procesos industriales. Desde la primera generación,
en la que la gestión del mantenimiento se basa en medidas correctiva hasta nuestros
días, donde las técnicas de gestión de mantenimiento son avanzadas. Estas técnicas
pueden ser muy variadas, pero todas tienen la misma finalidad que es, optimizar la
eficiencia del mantenimiento.
En la actualidad un modelo importante de mantenimiento es, el mantenimiento
contratado, que ofrece varias ventajas. Este mantenimiento consiste en la
externalización de las actividades de mantenimiento hacia empresas especialistas en
este sector. Una de las principales ventajas es la disminución de costes.
Este manual consiste en aplicar un mantenimiento general, basado en inspecciones
visuales de los elementos más importantes. También se realizar mantenimientos
preventivos y predictivos, de los cuales se encargara una empresa externa
especializada en ese sector. Las razones principales de esta decisión con la
disminución de costes y la inexistencia de personal cualificado propio de la empresa.
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2. ANTECEDENTES
La falta de un mantenimiento general por parte de la empresa es la razón de este
manual.
Como hemos mencionado anteriormente, el mantenimiento actualmente en la empresa
es un mantenimiento contratado, del que se encarga una empresa externa especialista
en el mantenimiento de subestaciones eléctricas.
Este mantenimiento contratado consiste en la revisión anual de la instalación. Para ello
se aplica un mantenimiento preventivo y predictivo. Se realizan pruebas y ensayos a
los elementos con el fin de detectar algún problema. Este mantenimiento es de
carácter anual, coincidiendo con el parón que se produce en el mes de Agosto.
Los resultados de este mantenimiento se plasman en unos documentos, donde se
observa las acciones realizadas, el estado de las partes del elemento y los resultados
de los diferentes ensayos.
Estas revisiones constan de una inspección general de los distintos elementos basada
en una inspección visual, una termografía anual como parte de esta inspección
general, la inspección de cada elemento atendiendo a unas fichas de mantenimiento
con los diferentes parámetros y componentes que se han de revisar, la realización de
ensayos requeridos por cada elemento y la sustitución de aquellos en mal estado.
En cuanto al mantenimiento realizado por el personal propio de la empresa, se quiere
implantar la realización de una inspección visual que pueda aplicarse en tensión y
permita detectar algún fallo.
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3. OBJETO DE MANUAL
El objeto de este manual es la realización de unas hojas de mantenimiento rutinario,
que consisten en una inspección visual, la cual podrá ser realizada por personal propio
de la empresa. Esta inspección tendrá lugar en la subestación principal de
132KV/30KV, y se aplicara a los elementos más importantes de la instalación.
Hay que tener en cuenta el hecho de que mientras se realizan estas inspecciones, la
instalación se mantendrá en tensión.
La inspección visual es una técnica que se realiza normalmente en tensión para
comprobar la condición de los equipos durante su funcionamiento normal, es muy
importante tomar las medidas de protección adecuadas. Es aconsejable realizar una
inspección periódica y regular.
Como consecuencia de estas inspecciones se encontraran desperfectos en la
instalación que, o bien se han de corregir inmediatamente o pueden ser subsanados
posteriormente. Esto otorgara una planificación de ese mantenimiento reduciendo
costes y manteniendo la productividad.
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4. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN
Una subestación eléctrica comprende el conjunto de equipos utilizados para distribuir y
transformar la energía eléctrica, además de garantizar la seguridad del sistema por
medio de dispositivos automáticos de control y protección.
La aparamenta de una subestación es el conjunto de elemento de maniobra, medida,
control y protección de la propia subestación.
En cuanto a la clasificación de las subestaciones eléctricas, existen varias
clasificaciones en función de varios aspectos de esta.
-
-
-
Por su importancia en el sistema eléctrico:
o
Subcentrales
o
Estaciones de interconexión
o
Subestaciones o estaciones principales
o
Estaciones de distribución
o
Casetas transformadoras
Según la transformación que realizan:
o
Estaciones elevadoras
o
Estaciones reductoras
Según su forma de montaje:
o
Estaciones interiores
o
Estaciones de intemperie
Las subestaciones comprenden una estructura básica que consta de elementos de
maniobra, elementos de medida, transformadores de potencia y sistemas de
protección, control y conducción.
Dentro de cada una de estas subdivisiones se encuentra la paramente y elementos
propios de la subestación. Algunos de ellos son:
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-
-
Sistema de maniobra
o
Seccionador
o
Interruptor
o
Disyuntor
Sistema de medida
o
Aparatos indicadores
o
Aparatos de medida para la conexión en paralelo
o
Aparatos registradores
o
Aparatos contadores
o
Transformadores de medida

Transformador de intensidad

Transformador de tensión
-
Transformador de potencia
-
Sistemas de protección, control y conducción
o
Relés de protección
o
Pararrayos
o
Sistema de distribución y mando

o
o
Cuadros de mando
Sistema de conducción

Conductores

Aisladores

Barras de conexión
Puestas a tierra
En cuanto a los seccionadores, su función es separar o unir de forma visible,
diferentes elementos componentes de una instalación, de forma que no se interrumpa
el funcionamiento del resto de la instalación. De esta forma se pueden realizar
trabajos de o reparaciones en elementos de la instalación, dejándolos previamente sin
tensión, por medio de los seccionadores.
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Existen varios tipos de seccionadores en función de la forma de accionamiento de los
contactos:
1. Seccionadores de cuchillas giratorias.
2. Seccionadores de cuchillas deslizantes.
3. Seccionadores de columnas giratorias.
4. Seccionadores de pantógrafo.
5. Seccionadores de semipantógrafo o tipo rodilla.
En cuanto a las funciones que debe realizar un disyuntor se pueden apreciar dos
fundamentales. Una de ellas es la capacidad del disyuntor para disipar la energía
producida por el arco sin que dañe el equipo. La otra función es restablecer muy
rápidamente la rigidez dieléctrica del medio comprendido entre los contactos una vez
extinguido el arco, es decir, la rigidez del medio ha de quedar en todo momento por
encima del voltaje de recuperación.
Los disyuntores se pueden clasificar atendiendo al medio eléctrico en el cual se
encuentren los contactos, y pueden ser:
1. Con soplo de aire.
2. En aceite.
3. En pequeño volumen de aceite.
4. En SF6 (hexafluoruro de azufre).
5. De soplado magnético.
Los interruptores se diferencian de los disyuntores, o interruptores de potencia, en que
sus contactos están previstos para abrir y cerras circuitos eléctricos con intensidades
nominales y con sobrecargas pero no están preparados para abrir y cerrar sus
contactos sobre cortocircuitos, ya que su capacidad de ruptura es menor que la de los
disyuntores; por lo general, esta capacidad de ruptura es de dos a tres veces mayor
que la correspondiente a la intensidad nominal del interruptor.
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El interruptor es un aparato mecánico de conexión, capaz de establecer, soportar e
interrumpir la corriente en las condiciones normales de circuito y circunstancialmente
las condiciones específicas de sobrecarga en servicio, así como soportar durante un
tiempo determinado, en general fracciones de segundo, intensidades anormales
especificas del circuito, tales como las de cortocircuito.
Se distinguen, entre otros, los siguientes tipos de interruptores:
1. Interruptores generales, destinados al corte en carga y sobrecarga de las redes y
transformadores, así como al corte en vacío de transformadores.
2. Interruptores de corte en vacío.
3. Interruptores de corte de baterías de condensadores.
4. Interruptores de motores, destinados a abrir y cerrar los circuitos de alimentación
de los motores de alta tensión.
5. Interruptores-seccionadores, para uso general y cuya principal característica es
que tienen el mismo poder de corte que los interruptores, pero las posiciones de
contactos abiertos o cerrados son visibles a simple vista, como sucede con los
seccionadores, por lo que es posible conocer fácilmente si una línea o una
derivación están o no conectadas.
6. Interruptores con fusibles, es decir aparatos de corte combinados, en los que el
interruptor está encargado de la apertura y cierre del circuito en condiciones de
sobrecarga, mientras los fusibles protegen la instalación contra cortocircuitos.
En relación a los aparatos de medida se utilizan para realizar todas estas mediciones,
se dispone de diversos aparatos de medida, divididos en tres grandes grupos:
a) Aparatos indicadores, en los que la aguja señala, sobre una escala apropiada,
la magnitud eléctrica a medir.
b) Aparatos registradores, en los que se anota gráficamente el curso temporal de
la magnitud eléctrica correspondiente.
c) Aparatos totalizadores, que indican la energía total suministrada durante cierto
tiempo.
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Otro elemento de la subestación es el transformador de potencia que se utilizan para
transformar la energía eléctrica de una tensión determinada en energía eléctrica de
otra tensión distinta a la anterior.
En los sistemas eléctricos se utilizan tres clases de transformadores:
1. Transformadores de central, utilizados en las centrales eléctricas y destinadas a
elevar la tensión de los generadores hasta una tensión muy alta, necesaria para el
transporte de la energía eléctrica hasta los centros de distribución de esta energía.
2. Transformadores de distribución para la reducción de las altas tensiones hasta la
media tensión, necesaria para la alimentación de las redes de media tensión y
para el suministro directo a consumidores de corrientes de media tensión.
3. Transformadores de red, para la alimentación de las redes de baja tensión a partir
de las redes de media tensión.
En un transformador las entradas corresponden a la tensión y la potencia, teniendo en
cuenta que a la salida la tensión será diferente y la potencia en un transformador ideal,
es decir, sin perdidas seria la misma. Dado que el transformador es un elemento que
libera una pequeña parte de la energía en calor, es decir posee perdidas, la potencia
de salida no será la misma sino algo menor.
En cuanto a los sistemas de protección, control y conducción, en primer lugar
definiremos el relé de protección.
Los elementos denominados como órgano convertidor, órgano de medida y órgano de
salida generalmente están englobados en un solo aparato, denominado relé de
protección.
En el órgano de conversión se convierten las señales procedentes del órgano de
entrada, de tal forma que pueden medirse por el órgano que sigue. Algunas veces, no
existe este órgano de conversión y las señales pasan directamente desde el órgano de
medida.
El órgano de medida es la parte más importante del dispositivo de protección; es
donde se miden las señales procedentes de los órganos anteriores, previamente
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adaptadas por dichos órganos, y se decide de acuerdo con el valor de la medida,
cuando debe entrar en funcionamiento el correspondiente dispositivo de protección.
El órgano de salida es el elemento intermediario entre el dispositivo de protección y los
órganos accionados por este dispositivo. Amplifica las señales procedentes del órgano
de medida y engloba también los elementos necesarios para aumentar el número de
señales de salida. Los órganos clásicos de salida son los contadores de mando y,
modernamente los elementos lógicos con sus correspondientes dispositivos de
amplificación.
Se denominan pararrayos a los dispositivos destinados a descargar las sobretensiones
producidas por descargas atmosféricas, por maniobras o por otras causas, que en otro
caso, se descargarían sobre los aisladores o perforando el aislamiento, ocasionando
interrupciones en el sistema eléctrico y, en muchos casos, desperfectos en los
generadores, transformadores…
Para que su funcionamiento sea eficaz, los pararrayos han de estar permanentemente
conectados a las líneas pero solamente han de entrar en funcionamiento en el caso de
que la tensión sobrepase la tensión de servicio.
El servicio de las instalaciones eléctricas de transformación y de distribución debe
estar siempre asegurado. Con este objeto se reúnen los dispositivos de maniobra, los
aparatos de medida y los de protección en paneles o cuadros de mando, que permiten
el accionamiento y la vigilancia de los elementos que constituyen la instalación.
En las grandes instalaciones los aparatos de mando, maniobra y medida no pueden
montarse directamente sobre los cuadros de distribución, por razones técnicas y de
seguridad personal. Lo que se hace en estos casos, es mandar a distancia los
aparatos de corte, desde un puesto de mando central.
La denominación de puesta a tierra comprende cualquier ligazón metálica directa, sin
fusible ni protección alguna, de sección suficiente, entre una parte de una instalación y
un electrodo o placa metálica, de dimensiones y situación tales que en todo momento,
pueda asegurarse que el conjunto está prácticamente al mismo potencial de la tierra.
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5. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA SUBESTACIÓN OBJETO DE MANUAL
La subestación objeto del manual se define como una subestación o estación principal
que transforma la tensión de entrada de la línea de 132KV a la tensión de transporte
de 30KV. La línea de transporte de 30KV alimenta los distintos talleres de la empresa,
en los cuales se transforma la tensión de 30KV a 3KV para su posterior uso en las
distintas máquinas, servicios, etc… necesarios en la empresa.
Esta subestación es de tipo reductora, dado que la tensión de salida es menor que la
de entrada.
Según su forma de montaje, se considera una subestación de intemperie, ya que los
elementos constituyentes se encuentran instalados al aire libre.
La subestación objeto de manual se localiza en la comunidad autónoma de Cantabria,
en el municipio y ciudad de Reinosa. Es la subestación principal de la unidad
productora de acero de Gerdau en Reinosa.
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Esta subestación transforma la electricidad de la línea de entrada, que se encuentra a
una tensión de 132 KV, a una tensión de 30KV, la cual se transporta a los distintos
talleres de la fábrica, donde se produce la reducción de la tensión a 3KV que alimenta
los distintos servicios y máquinas.
Estos elementos y aparamenta se disponen en dos pórticos, como se puede observar
en el plano en planta de la subestación, adjuntado en el anejo de planos. Estos dos
pórticos corresponden con la línea de 132KV y la línea de 30KV.
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La línea de 132KV, corresponde con la línea de entrada de la subestación, y en ella
podemos distinguir:
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-
1 pararrayos general
-
1 seccionador general
-
1 interruptor general
-
1 transformador de tensión
-
Transformador de intensidad
En el segundo pórtico encontramos la línea de 30KV. Previamente se sitúan los
transformadores de potencia, cuya tarea es reducir la tensión de 132KV a 30KV. Estas
líneas intermedias están constituidas por los siguientes elementos:
-
En la parte de entrada al transformador (132KV):
o
o
1 seccionador
o
1 interruptor
1 transformador de intensidad
o
1 pararrayos
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-
En la salida del transformador (30KV):
o
1 transformador de intensidad
o
1 transformador de tensión
o
1 interruptor
o
1 seccionador
Tras la salida del transformador de potencia podemos observar el pórtico de 30KV, en
el que se encuentran tres seccionadores, que otorgan la posibilidad a la subestación
de trabajar con algunas partes desconectadas. Este aspecto es importante, dado que
permite dar servicio a los distintos talleres aislando algunas partes de la línea de
30KV.
El pórtico de 30KV alimenta a las distintas líneas que transportan la electricidad a los
distintos talleres. Existen seis líneas, de las cuales, cada una de ellas, transporta la
electricidad a un taller. Además, en este pórtico se conectan las dos baterías de
condensadores, una de 14MVAR y la otra de 24MVAR.
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Las diferentes líneas de alimentación llevan a los siguientes talleres:
-
Taller de aceros: Horno nº1
-
Taller de afino: Afino nº1 (VAD)
-
Taller de afino: Afino nº2 (LF)
-
Taller de forja: Gran forja
-
Tren 21 blooming
-
Servicios auxiliares de la nueva acería
Cada una de estas líneas contiene el mismo esquema en cuanto a elementos
constituyentes:
-
1 seccionador
-
1 interruptor
-
1 transformador de intensidad
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6. MANTENIMIENTO DE UNA SUBESTACIÓN
El mantenimiento se define como control constante de las instalaciones y/o
componentes, así como del conjunto de trabajos de reparación y revisión necesarios
para garantizar el funcionamiento regular y el buen estado de conservación de un
sistema.
Los objetivos del mantenimiento son los siguientes:
-
Evitar, reducir y, en su caso, reparar los fallos
-
Disminuir la gravedad de los fallos que no se puedan evitar
-
Evitar detenciones inútiles o paros de máquina
-
Evitar accidentes
-
Conservar los bienes productivos en condiciones seguras de operación
-
Reducir costes
-
Prolongar la vida útil de los bienes
Existen varios tipos de mantenimiento entre los que se encuentran los siguientes:
-
Mantenimiento correctivo: Se define el mantenimiento correctivo como un
mantenimiento, no programado, originado por una avería que afecta al normal
funcionamiento de la instalación,
con lo que se deberá reparar el equipo
afectado.
-
Mantenimiento preventivo: Se define el mantenimiento preventivo como un
mantenimiento programado efectuado sobre la instalación para verificar que
existen las condiciones para garantizar el servicio, con lo que se deberá revisar
y adecuar el equipo.
-
Mantenimiento predictivo: Este método de mantenimiento se define como, las
técnicas de diagnóstico aplicadas sobre un componente orientado a realizar el
seguimiento y control de las características funcionales del equipo de forma
que se pueda detectar o prever un posible fallo y por tanto planificar las
acciones correctivas.
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El mantenimiento contratado no es un tipo de mantenimiento, sino un sistema de
gestión del mantenimiento.
El mantenimiento es una actividad con una tendencia creciente a la contratación
externa, esto se define como, externalizarían del mantenimiento o “outsourcing”.
En la industria europea el mantenimiento se encuentra en manos de empresas
especializadas, siendo este uno de los aspectos clave para conseguir objetivos de
producción y beneficio.
En las subestaciones eléctricas se realizan técnicas de mantenimiento general como
son la inspección visual y la termografía.
La inspección visual es una técnica que se realiza normalmente en tensión para
comprobar la condición de los equipos durante su funcionamiento normal, es muy
importante tomar las medidas de protección adecuadas.
La termografía es un método de inspección de equipos eléctricos y mecánicos
mediante la obtención de imágenes de su distribución de temperatura. Este método de
inspección se basa en que la mayoría de los componentes de un sistema muestran un
incremento de temperatura en mal funcionamiento.
También se aplican métodos específicos de mantenimiento a cada uno de los
elementos. Estos métodos consisten en una inspección general previa, un
mantenimiento preventivo y un mantenimiento predictivo. Cada elemento conlleva
unas acciones a realizar descritas en la memoria justificativa.
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7. MANUAL DE MANTENIMIENTO
El mantenimiento realizado por personal de la propia empresa será una inspección
visual que ofrece periódicamente un panorama del estado general de la subestación,
el objetivo de este mantenimiento es programar la corrección de fallos potenciales,
mantener la seguridad y detectar anomalías en los distintos elementos.
La inspección visual de la subestación se debe de realizar mensualmente para la
correcta aplicación de este mantenimiento rutinario.
Para efectuar las inspecciones se deben de seguir unas recomendaciones que
consisten en:
1. El personal que realice las inspecciones debe estar capacitado para realizarlas.
2. Debe de contar con el equipo de seguridad personal.
La empresa tiene contratado el mantenimiento preventivo y predictivo de la
subestación, por lo que es una forma de reducir gastos
En el trabajo se debe usar ropa considerada como segura siguiendo para esto algunas
recomendaciones básicas como las siguientes:
a) Usar zapatos con suelas del grueso apropiado para protección contra objetos con
punta, como son los clavos. Si los zapatos están expuestos a ambientes con aceite, se
debe asegurar que estos sean resistentes al aceite.
b) En lugares húmedos, se recomienda el uso de botas de huele.
c) Cuando se desarrollan trabajos por encima de la cabeza, usar casco para la
protección de la cabeza de los trabajadores electricistas.
d) No usar reloj metálico o joyas como cadenas, anillos, pulseras, etc., ya que el oro y
la plata son excelentes conductores de la electricidad.
e) No usar corbata, cabello largo, zapatos de calle.
f) La ropa de trabajo debe ser confortable y cuando sea necesario se deben usar
guantes cuando sea necesario.
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El mantenimiento objeto de este manual consiste en la inspección visual de los
elementos principales de la subestación por parte del personal cualificado, con objeto
de conocer el estado general de la subestación y detectar anomalías en los distintos
elementos.
Para este objetivo se han diseñado unas fichas de inspección visual que cumplen con
el objetivo de detectar anomalías. Estas fichas contienen los principales elementos de
la subestación y consideran las partes de estos que se pueden visualizar, es decir,
solo contemplan las partes que en esta subestación especifica se van a inspeccionar.
Las fichas de inspección constan de:
-
Una foto o croquis del elemento
-
Una tabla de control visual en la que se diferencia la frecuencia de inspección,
el elemento o parte a inspeccionar, y la tarea que se ha de realizar.
-
Una tabla de registro de parámetros, en el caso de ser necesario, dependiendo
del objeto o elemento de la subestación que se vaya a inspeccionar.
-
Una tabla en la que aparecen los resultados obtenidos de la inspección visual
con una columna de observaciones.
-
Una tabla de identificación del elemento con las especificaciones técnicas.
En relación a los tiempos de aplicación de este mantenimiento se ha realizado un
cronograma. El cronograma es un calendario de trabajo o de actividades, cuya
finalidad es gestionar el tiempo en un determinado proyecto.
En este caso el cronograma se refiere a las actividades que se han de realizar en una
fecha concreta. Nuestro cronograma es anual y se compone de los diferentes meses y
semanas del año, indicando en cada caso la actividad que se ha de realizar.
También se ha introducido un esquema de colores diferenciando el estado de la
actividad, es decir, si se encuentra planificada, realizada o retrasada.
La empresa utiliza el mantenimiento contratado como forma de gestión de los diversos
tipos de mantenimiento, el cual se realiza por parte de una empresa externa
especialista en este ámbito.
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Este mantenimiento consta de mantenimiento preventivo, predictivo y todas las
acciones requeridas en la instalación. También proporcionara unos documentos en los
que se plasmaras los resultados de estos mantenimientos, así como una termografía y
un análisis del aceite de los transformadores.
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8. CALIDAD Y GESTIÓN DE LA ENERGÍA
Tanto las empresas suministradoras de energía eléctrica como los usuarios finales del
servicio de energía eléctrica, han estado insistiendo cada vez más en el concepto de
calidad de la energía. Esto se inició en la década de los 80 y se ha convertido en una
especie de concepto general, alrededor del cual se puede ubicar una multitud de
distintos tipos de disturbios y problemas que se pueden presentar en un sistema
eléctrico.
Las principales razones por las que es necesario estudiar los conceptos relacionados
con la calidad en el suministro de la energía eléctrica y la gestión de esta, son las
siguientes:
-
Las cargas cada día son más sensibles a las variaciones de ciertos parámetros
o cantidades en los sistemas de suministro de energía eléctrica, en la
actualidad se encuentran cargas tanto industriales como residenciales y
comerciales, que hacen un uso intensivo de controles basados en
microprocesadores, como es el caso de aplicaciones en robótica, los
ordenadores personales, aparatos del hogar, etc. También existe cada vez
mayor presencia de la llamada electrónica de potencia, usada en distintas
aplicaciones, como es el caso de los controladores para motores eléctricos,
que han sustituido en muchos casos a los controles electromagnéticos y que
son sensibles a muchos tipos de disturbios.
-
Se ha incrementado el concepto de mayor eficiencia en los sistemas eléctricos,
lo cual ha traído como resultado un incremento continuo en la aplicación de
dispositivos de alta eficiencia, tales como: los controladores de velocidad en
motores eléctricos, el uso de capacitadores en paralelo para la corrección del
factor de potencia y para reducir perdidas; esto trae como consecuencia un
incremento en los niveles de armónicos en los sistemas eléctricos, problema
que ha preocupado a los técnicos, por el impacto que actualmente tienen y por
las condiciones futuras que se pueden presentar.
-
Una mayor atención por parte de los usuarios finales a problemas con la
calidad del suministro de la energía eléctrica, que pueden afectar a las cargas,
25
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como son: las interrupciones deservicio, los transitorios por maniobras, las
depresiones y elevaciones de voltaje, etc.
-
La cada vez más creciente tendencia a la interconexión de los sistemas
eléctricos al nivel de sistemas de potencia y de instalaciones industriales, trae
como resultado una mayor cantidad de procesos integrados, lo cual significa
que una falla en cualquier componente tiene consecuencias más importantes.
El principal factor que se encuentra detrás de los conceptos de la calidad en el
suministro de la energía eléctrica es el incremento en la productividad para los clientes
de las empresas eléctricas. Lo anterior, plantea la necesidad de identificar estos
problemas entre suministradores y usuarios de energía eléctrica en forma grupal, para
que en la medida de lo posible se planteen soluciones conjuntas.
La calidad de la energía se mide en distintos puntos de la red y en especial en los
puntos comunes de conexión entre Generación-Transformación-Distribución y con los
distintos tipos de clientes para identificar problemas específicos de regulación de
voltaje, variaciones en la forma de onda, armónicos, etc.
En cuanto al suministro de energía al sector de la industria, es importante definir la
calidad del voltaje, dada su importancia en este sector. La calidad del voltaje está
relacionada con las desviaciones del voltaje con respecto al ideal. El voltaje ideal es
una onda senoidal de una frecuencia constante con una magnitud constante también.
Una definición complementaria es la calidad de la corriente, que está relacionada con
las desviaciones de la corriente con respecto a la ideal, esta corriente ideal es aquella
de una sola frecuencia, de tipo senoidal y con frecuencia y magnitud constante. Un
requerimiento adicional es que la onda de corriente esté en fase con la onda de voltaje.
La calidad de la energía es la combinación entre la calidad del voltaje y la calidad de la
corriente. Y la calidad del suministro incluye una parte técnica, que es la calidad del
voltaje, más una no técnica que es la calidad del servicio.
La empresa utiliza un sistema Scada para la gestión de la energía, el cual se puede
controlar y manejar desde diversos ordenadores. Este sistema es muy útil a la hora de
gestionar los consumos de las diferentes energías de la empresa.
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De este sistema hemos obtenido los distintos consumos de la empresa. El consumo
anual de electricidad de la empresa se obtiene en la siguiente pantalla.
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9. CRONOGRAMA
El cronograma es un calendario de trabajo o de actividades, cuya finalidad es
gestionar el tiempo en un determinado proyecto.
En este caso el cronograma se refiere a las actividades que se han de realizar en una
fecha concreta. Nuestro cronograma es anual y se compone de los diferentes meses y
semanas del año, indicando en cada caso la actividad que se ha de realizar.
También se ha introducido un esquema de colores diferenciando el estado de la
actividad, es decir, si se encuentra planificada, realizada o retrasada.
El documento del cronograma se adjuntara en la memoria justificativa.
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1.2 MEMORIA JUSTIFICATIVA
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INDICE MEMORIA JUSTIFICATIVA
ANEJO 1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 31
ANEJO 2. ANTECEDENTES ...................................................................................... 35
ANEJO 3. OBJETO DEL MANUAL ............................................................................. 38
ANEJO 4. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACIÓN ................................... 40
ANEJO 5. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA SUBESTACION OBJETO DE
MANUAL ................................................................................................................... 118
ANEJO 6. MANTENIMIENTO DE UNA SUBESTACIÓN .......................................... 134
ANEJO 7. MANUAL DE MANTENIMIENTO.............................................................. 212
ANEJO 8. CALIDAD Y GESTIÓN DE LA ENERGÍA ................................................. 230
ANEJO 9. CRONOGRAMA ....................................................................................... 238
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ANEJO 1. INTRODUCCIÓN
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1. INTRODUCCIÓN
Comenzaremos esta introducción con el concepto de mantenimiento, que consiste en
el control constante de las instalaciones y/o componentes, así como del conjunto de
trabajos de reparación y revisión necesarios para garantizar el funcionamiento regular
y el buen estado de conservación de un sistema, en nuestro caso de una subestación
eléctrica.
Los objetivos y métodos de gestión del mantenimiento de una subestación eléctrica
han evolucionado a la vez que los procesos industriales.
Hubo una primera generación hasta 1930´s, en la cual la gestión del mantenimiento
se basa en acciones correctivas tras ocurrencia de fallos. No existen mediciones de la
indisponibilidad ni se planifica el mantenimiento de los equipos.
Durante esta generación en el proceso productivo el uso de
maquinaria se implanta gradualmente en la industria, es
simple de reparar y está muy sobredimensionada. En cuanto
al personal, no se requiere de personal especializado. Durante
esta época se producen muchos accidentes de gravedad.
La segunda generación, que ocupa desde 1930´s hasta
1970´s, está basada en el mantenimiento preventivo. Se
define un plan de mantenimiento preventivo basado en
acciones preventivas. Se comienza a medir la eficacia de las
medidas adoptadas y se producen mayores costes de
mantenimiento.
El proceso productivo también ha evolucionado en esta
generación, se enfoca a mejorar la productividad. La maquinaria es más compleja y
menos fiable. Es necesaria la creación de departamentos de mantenimiento para la
planificación de trabajos.
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Actualmente nos encontramos en la tercera generación en la cual las técnicas de
gestión de mantenimiento son avanzadas. Se pretende optimizar la eficacia del
mantenimiento utilizando inventarios “just in time”, mantenimiento basado en la
condición (CBM),
mantenimiento basado en el tiempo (TBM)….
Se realizan
mediciones y seguimientos de las variables de mantenimiento.
En esta tercera generación el proceso productivo persigue aumentar la fiabilidad y
eficiencia del sistema así como aspectos de calidad, seguridad y medio ambiente. Se
produce la externalización de actividades de mantenimiento especializadas.
La externalización lleva al mantenimiento contratado que consiste en poner el
mantenimiento en manos de empresas especialistas en este sector. Este modelo de
mantenimiento se debe a varias razones y persigue los objetivos de producción y
beneficio.
De las razones que observamos en la figura, se pueden destacar dos importantes.
Una de ellas es la disminución de costes, dado que el personal encargado del
mantenimiento es contratado por la empresa de mantenimiento. Esto significa un
personal más barato y más efectivo.
Otra razón importante es la falta de conocimientos o medios técnicos de la empresa
contratista. Es más rentable la opción de contratar una empresa que ya tiene la
tecnología y el conocimiento que mantener un departamento en la empresa que se
ocupe de este mantenimiento.
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El mantenimiento industrial, como cualquier otro, se divide en muchos modelos o tipos
de mantenimiento. Estos tipos de mantenimiento tienen unas características, objetivos
y tiempos de aplicación que más tarde se describirán.
Para hacernos una idea, los tipos de mantenimiento existentes son los siguientes:
-
Mantenimiento correctivo: Conjunto de actividades de reparación y sustitución
de elementos deteriorados, que se realiza cuando aparece el fallo.
-
Mantenimiento preventivo: Conjunto de actividades programadas de antemano
encaminadas a reducir la frecuencia y el impacto de los fallos.
-
Mantenimiento
predictivo:
Conjunto
de
actividades
de
seguimiento
y
diagnostico continuo que permiten una intervención correctora inmediata como
consecuencia de la detección de algún síntoma de fallo.
-
Mantenimiento basado en el tiempo (TBM)
-
Mantenimiento basado en la condición (CBM)
-
Mantenimiento centrado en la fiabilidad (RCM): Este mantenimiento está
centrado en la fiabilidad y su objetivo es determinar la estrategia de
mantenimiento más efectiva para cada equipo de la subestación.
-
Mantenimiento reglamentario: Consiste en la inspección de los aspectos
reglamentarios de la inspección para la cumplimentación de los boletines
oficiales exigidos por la administración.
-
Mantenimiento productivo total (TPM): Este mantenimiento establece un
sistema de administración de planta el cual previene pérdidas y logra la
reducción de metas a cero, tales como: cero accidente, cero defectos y cero
fallas en los equipos involucrados en el sistema de producción.
En este proyecto se realizará el manual de mantenimiento general de una subestación
eléctrica principal 132/30/3 KV, situada en la empresa GERDAU de Reinosa
(Cantabria).
En primer lugar se describe una subestación eléctrica, sus principales componentes y
su funcionamiento. Después esta descripción se llevará a cabo de la subestación
objeto de manual. También se detallan los consumos y suministros de la subestación.
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ANEJO 2. ANTECEDENTES
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2. ANTECEDENTES
La idea de este manual de instrucción de mantenimiento general de la subestación
eléctrica surgió por la inexistencia del mismo en la empresa mencionada anteriormente.
Actualmente en la empresa el mantenimiento de la subestación está contratado a una
empresa externa especialista en ese ámbito. Esta empresa lleva a cabo todo el
mantenimiento de la subestación que se realiza una vez al año, durante el mes de
agosto, en el cual se produce un parón de los distintos departamentos de producción
de la empresa.
En la empresa no existe un seguimiento de las distintas actividades de mantenimiento,
ni un programa de actividad de las distintas acciones a realizar.
El mantenimiento se basa en la revisión anual de la subestación por parte de la
empresa contratada. Esta empresa lleva a cabo las distintas inspecciones, ensayos y
reparaciones necesarias en la subestación.
La empresa contratada para el mantenimiento genera unos documentos anuales con
todas las actividades realizadas y las reparaciones o sustituciones de equipos
realizadas en cada revisión anual.
Estas revisiones constan de una inspección general de los distintos elementos basada
en una inspección visual, una termografía anual como parte de esta inspección
general, la inspección de cada elemento atendiendo a unas fichas de mantenimiento
con los diferentes parámetros y componentes que se han de revisar, la realización de
ensayos requeridos por cada elemento y la sustitución de aquellos en mal estado.
La empresa Gerdau no lleva a cabo ningún mantenimiento de la subestación realizado
por su personal, todo el mantenimiento está contratado.
Durante el parón que sufre los distintos departamentos en el mes de agosto se
aprovecha para realizar el mantenimiento, que requiere de una interrupción en el
suministro de unos días. En esos días se realizan las sustituciones de equipos en mal
estado. Mientras que las actividades de mantenimiento se realizan aislando cada parte
de la subestación objeto de mantenimiento del resto, es decir, se impide el paso de
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electricidad a ese grupo de elementos mediante los seccionadores que están
dispuestos a lo largo de la línea de alta tensión.
En relación a la monitorización de la subestación, se encuentra en una sala en el
edificio de al lado de la subestación. En esta sala podemos la unidad de control de la
subestación.
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ANEJO 3. OBJETO DEL MANUAL
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3. OBJETO DEL MANUAL.
El objeto de este manual es la realización de unas hojas de mantenimiento rutinario,
que consisten en una inspección visual, la cual podrá ser realizada por personal propio
de la empresa. Esta inspección tendrá lugar en la subestación principal de
132KV/30KV, y se aplicara a los elementos más importantes de la instalación.
Hay que tener en cuenta el hecho de que mientras se realizan estas inspecciones, la
instalación se mantendrá en tensión.
La inspección visual es una técnica que se realiza normalmente en tensión para
comprobar la condición de los equipos durante su funcionamiento normal, es muy
importante tomar las medidas de protección adecuadas. Es aconsejable realizar una
inspección periódica y regular.
Como consecuencia de estas inspecciones se encontraran desperfectos en la
instalación que, o bien se han de corregir inmediatamente o pueden ser subsanados
posteriormente. Esto otorgara una planificación de ese mantenimiento reduciendo
costes y manteniendo la productividad.
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ANEJO 4. DESCRIPCIÓN GENERAL
DE LA SUBESTACIÓN
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4. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACION, APARAMENTA Y SU
FUNCIONAMIENTO. .................................................................................................. 45
4.1.
Definición........................................................................................................ 45
4.2.
Clasificación. .................................................................................................. 45
4.3.
Estructura básica ........................................................................................... 47
4.3.1.
Elementos de maniobra. ............................................................................ 47
4.3.1.1.
Seccionadores......................................................................................... 47
4.3.1.1.1.
Clasificación ........................................................................................ 48
4.3.1.1.1.1.
En función de la forma de accionamiento ...................................... 48
4.3.1.1.1.1.1.
Seccionadores de cuchillas giratorias ........................................... 48
4.3.1.1.1.1.2.
Seccionadores de cuchillas deslizantes ........................................ 51
4.3.1.1.1.1.3.
Seccionadores de columnas giratorias .......................................... 51
4.3.1.1.1.1.4.
Seccionadores de pantógrafo ......................................................... 54
4.3.1.1.1.1.5.
Seccionadores de semipantógrafo o tipo rodilla ........................... 58
4.3.1.1.1.2.
Según su ubicación ......................................................................... 59
4.3.1.1.2.
Mando de seccionadores .................................................................... 60
4.3.1.1.2.1.
Clasificación ..................................................................................... 61
4.3.1.1.2.1.1.
Mando de pértigas ........................................................................... 61
4.3.1.1.2.1.2.
Mando mecánico a distancia ........................................................... 62
4.3.1.1.2.1.3.
Mando por servomotor .................................................................... 62
4.3.1.2.
4.3.1.2.1.
Interruptores. ........................................................................................... 63
Clasificación ........................................................................................ 64
4.3.1.2.1.1.
Interruptores aéreos ........................................................................ 65
4.3.1.2.1.2.
Interruptores autoneumáticos ......................................................... 66
4.3.1.2.1.3.
Interruptores con autoformación de gases .................................... 68
4.3.1.2.1.4.
Interruptores de soplado magnético............................................... 68
4.3.1.3.
Disyuntores ............................................................................................. 69
4.3.1.3.1.
Generalidades sobre los arcos eléctricos ......................................... 69
4.3.1.3.2.
Tipos de disyuntores ........................................................................... 71
4.3.1.3.2.1.
Disyuntores con soplo de aire ........................................................ 72
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4.3.1.3.2.2.
Disyuntores en baño de aceite ........................................................ 73
4.3.1.3.2.3.
Disyuntores en pequeño volumen de aceite .................................. 75
4.3.1.3.2.4.
Disyuntores de soplado magnético ................................................ 76
4.3.1.3.2.5.
Disyuntores de hexafluoruro de azufre (SF6) ................................. 76
4.3.2.
Elementos de medida ................................................................................. 79
4.3.2.1.
Clasificación de los sistemas de medida .............................................. 80
4.3.2.1.1.
Sistema de medida de bobina móvil o de bobina giratoria ............... 80
4.3.2.1.2.
Sistema de medida de hierro móvil o de hierro giratorio. ................. 80
4.3.2.1.3.
Sistema de medida electrodinámico .................................................. 80
4.3.2.1.4.
Sistema de medida de inducción. ...................................................... 80
4.3.2.1.5.
Sistema de medida térmico o bimetálico. .......................................... 81
4.3.2.1.6.
Sistema de medida electroestático .................................................... 81
4.3.2.1.7.
Sistema de medida de vibración. ....................................................... 81
4.3.2.1.8.
Sistemas de medida de cocientes ...................................................... 81
4.3.2.1.9.
Sistema de medida diferencial o estático. ......................................... 81
4.3.2.1.10.
Sistema de medida apantallado o blindado. ...................................... 82
4.3.2.1.11.
Sistema de medida con rectificador. .................................................. 82
4.3.2.1.12.
Sistema de medida con termoeléctrico incorporado. ....................... 82
4.3.2.2.
Clasificación de los aparatos de medida ............................................... 82
4.3.2.2.1.
Aparatos indicadores para cuadros de distribución ......................... 82
4.3.2.2.2.
Aparatos de medida para la conexión en paralelo ............................ 83
4.3.2.2.3.
Aparatos registradores para cuadros de distribución ...................... 84
4.3.2.2.4.
Aparatos contadores para cuadros de distribución.......................... 84
4.3.2.3.
Transformadores de medida .................................................................. 85
4.3.2.3.1.
Transformadores de intensidad ......................................................... 85
4.3.2.3.2.
Transformadores de tensión............................................................... 86
4.3.3.
Transformadores de potencia. ................................................................... 87
4.3.3.1.
Clasificación de los transformadores .................................................... 87
4.3.3.2.
Características de funcionamiento de los transformadores ................ 88
4.3.3.3.
Perdidas y rendimiento de los transformadores................................... 90
4.3.3.4.
Grupos de conexión de los transformadores........................................ 90
4.3.3.5.
Autotransformadores.............................................................................. 92
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4.3.3.6.
Acoplamiento en paralelo de transformadores ..................................... 92
4.3.3.7.
Subdivisión de la potencia total ............................................................. 94
4.3.3.8.
Refrigeración de los transformadores ................................................... 95
4.3.4.
Sistemas de protección, control, conducción y conexión........................ 96
4.3.4.1.
Sistemas de protección .......................................................................... 96
4.3.4.1.1.
Relés de protección ............................................................................. 96
4.3.4.1.1.1.
Perturbaciones ......................................................................................... 96
4.3.4.1.1.2.
Componentes de los dispositivos de protección contra las
perturbaciones 98
4.3.4.1.1.3.
Características de los relés de protección...................................... 99
4.3.4.1.1.4.
Clasificación de los relés de protección ....................................... 103
4.3.4.1.1.4.1.
Clasificación por las características constructivas...................... 104
4.3.4.1.1.4.2. Clasificación de los relés de protección por la magnitud eléctrica
que controlan o miden ............................................................................................ 105
4.3.4.1.1.4.3. Clasificación de los relés de protección por el tiempo de
funcionamiento ................................................................................................................. 107
4.3.4.1.1.4.4. Clasificación de los relés de protección por la forma de
funcionamiento ................................................................................................................. 108
4.3.4.1.1.4.5.
desconexión
Clasificación de los relés de protección por la forma de
108
4.3.4.1.1.4.6.
Clasificación de los relés de protección por la forma de conexión
109
4.3.4.1.2.
Tipos de protección ........................................................................... 109
4.3.4.1.2.1.
Protección de sobrecargas ............................................................ 109
4.3.4.1.2.2.
Protección de máxima intensidad ................................................. 110
4.3.4.1.2.3.
Protección direccional ................................................................... 110
4.3.4.1.2.4.
Protección diferencial longitudinal ............................................... 110
4.3.4.1.2.5.
Protección diferencial compensada .............................................. 111
4.3.4.1.2.6.
Protección diferencial direccional ................................................. 111
4.3.4.1.2.7.
Protección diferencial transversal................................................. 111
4.3.4.1.2.8.
Protección de distancia ................................................................. 111
4.3.4.1.2.9.
Protección direccional de tierra .................................................... 111
4.3.4.1.3.
4.3.4.2.
Pararrayos .................................................................................................. 112
Sistemas de distribución y demando ................................................... 114
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4.3.4.2.1.
4.3.4.3.
Clasificación de los cuadros de mando y de distribución .............. 115
Sistemas de conducción y conexión ................................................... 116
4.3.4.3.1.
Conductores ...................................................................................... 116
4.3.4.3.2.
Aisladores .......................................................................................... 116
4.3.4.3.3.
Bornes de conexión .......................................................................... 116
4.3.4.4.
Puestas a tierra de protección y de servicio ....................................... 116
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4. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA SUBESTACION, APARAMENTA Y SU
FUNCIONAMIENTO.
4.1. Definición.
Conjunto de equipos utilizados para distribuir y transformar la energía eléctrica,
además de garantizar la seguridad del sistema por medio de dispositivos automáticos
de control y protección.
4.2. Clasificación.
La clasificación se puede realizar teniendo en cuenta varios aspectos.
En primer lugar, podemos clasificar las estaciones de transformación y distribución en
cuanto a su importancia dentro del sistema eléctrico:
-
Subcentrales, o conjunto de aparatos de transformación y de distribución
instalados en un edificio o al aire libre, y destinados a transformar la tensión de
una o varias centrales eléctricas en la tensión de transporte y a distribuir la
energía eléctrica correspondiente.
-
Estaciones de interconexión, que aseguran la unión entre las diferentes líneas
de transporte a muy alta tensión, directamente, si estas tienen la misma tensión
de servicio o por medio de transformadores de potencia elevadores o
reductores de tensión, si las líneas de transporte tienen distintas tensiones de
servicio.
-
Subestaciones o estaciones principales, en las que se realiza la transformación
intermedia de la tensión de transporte a la tensión de la red distribuidora, lado
de alta tensión, cuya energía transformada se envía al sistema eléctrico
correspondiente por medio de varias líneas de alimentación que salen de las
barras situadas en el lado secundario de los transformadores de la estación.
-
Estaciones de distribución o estaciones de seccionamiento en las que la
energía recibida se distribuye a los puntos de consumo por medio de líneas de
alimentación que trabajan a la misma tensión que la alimentadora; la energía
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transformada corresponde, en este caso, solamente la necesaria para
alimentación de los servicios auxiliares.
-
Casetas transformadoras o cabinas transformadoras, que alimentan las redes
de baja tensión de los abonados.
A su vez las estaciones transformadoras pueden ser:
-
Estaciones elevadoras; si la tensión de salida es más elevada que la tensión de
entrada.
-
Estaciones reductoras; si la tensión de salida es menor que la tensión de
entrada.
Usualmente las subcentrales son estaciones elevadoras, siendo las casetas o cabinas
transformadoras son estaciones reductoras.
También las estaciones transformadoras y de distribución se pueden clasificar por su
forma de montaje:
-
Estaciones interiores; los elementos que las constituyen están instalados en el
interior de edificios apropiados-.
-
Estaciones exteriores o de intemperie; los elementos constituyentes están
situados al aire libre.
46
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4.3. Estructura básica.
4.3.1. Elementos de maniobra.
4.3.1.1.
Seccionadores
También conocidos como desconectadores y separadores.
Su función es separar o unir de forma visible, diferentes elementos componentes de
una instalación, de forma que no se interrumpa el funcionamiento del resto de la
instalación. De esta forma se pueden realizar trabajos de o reparaciones en
elementos de la instalación, dejándolos previamente sin tensión, por medio de los
seccionadores.
La diferencia con los interruptores y disyuntores, es que sus maniobras de conexión y
desconexión a la red, deben de hacerse en vacío, es decir, sin que haya carga en la
instalación.
Los seccionadores deben de tener un poder aislante suficiente para lo que, como
veremos, se montan generalmente sobre aisladores de apoyo adecuados a la tensión
de servicio. También sus contactos deben estar construidos de tal forma que la parte
móvil o cuchilla tengan tendencia a cerrarse aun bajo la acción de los esfuerzos
electrodinámicos producidos por la acción de las corrientes de cortocircuito.
De forma genérica en los seccionadores de alta tensión podemos encontrar los
siguientes componentes:
1. Terminales.
2. Contacto fijo. Pinzas de
contacto.
3. Contacto móvil.
4. Brazo de conexión.
5. Aislador soporte.
6. Contacto móvil de P.a.t
7. Transmisiones.
8. Mando de seccionador.
9. Mando seccionados PaT.
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4.3.1.1.1.
Clasificación
4.3.1.1.1.1.
En función de la forma de accionamiento
Existen varios tipos de seccionadores en función de la forma de accionamiento de los
contactos:
6. Seccionadores de cuchillas giratorias.
7. Seccionadores de cuchillas deslizantes.
8. Seccionadores de columnas giratorias.
9. Seccionadores de pantógrafo.
10.
Seccionadores de semipantógrafo o tipo rodilla.
4.3.1.1.1.1.1. Seccionadores de cuchillas giratorias.
Este tipo de seccionadores se emplea en tensiones medias, tanto para montaje interior
como exterior. Consisten en dos aisladores de soporte, provistos de muelle de
contacto, y una cuchilla de contacto que puede girar alrededor de un eje. La altura de
los aisladores se regula por la tensión de servicio y su constitución más o menos
robusta, por los esfuerzos electromagnéticos que deben soportar.
Constitución de un seccionador unipolar de cuchillas giratorias, para montaje en
interior:
1. Aislador soporte de porcelana.
2. Armazón de plancha laminada
perfectamente rígido.
3. Contactos auxiliares (eventuales).
4. Pinzas de contacto autocompensadas.
5. Cuchilla sobre electrolito.
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Constitución de un seccionador tripolar de cuchillas giratorias, para montaje interior y
elevadas intensidades nominales:
1. Lamina de resorte.
2. Cuchillas constituidas por 2 laminas de cobre electrolítico.
3. Borne de conexión.
4. Aislador soporte de porcelana.
5. Contactos auxiliares (eventuales).
6. Eje de maniobra.
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La maniobra de los seccionadores unipolares provoca siempre desequilibrio entre las
fases de la instalación, por lo que resultan preferibles, aunque sean más caros, los
seccionadores tripolares acoplados entre si por un eje común que permite el
accionamiento conjunto por cualquiera de los procedimientos que estudiaremos más
adelante.
Los seccionadores descritos son para montaje interior; también se construyen para
montaje a la intemperie, variando las dimensiones generales y los aisladores que son
de campana y diseñados para trabajar en las más adversas condiciones que se
pueden presentar a la intemperie; por esto, posee gran resistencia mecánica, gran
resistencia a la perforación y elevada tensión de contorneamiento bajo la lluvia.
Constitución de un seccionador tripolar de cuchillas giratorias, para montaje a la
intemperie:
1. Armazón rígido.
2. Aisladores soporte de porcelana.
3. Palancas de ataque del seccionador.
4. Pinzas de contacto autocompensadas.
5. Cuchillas de cobre electrolítico.
6. Borne de conexión.
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En algunos casos pueden resultar más adecuados los seccionadores de cuchillas
horizontales. Este seccionador presenta la particularidad de ir provisto de cuernos de
soplado que deslizan uno sobre otro, permitiendo el paso de la corriente después de la
separación de los contactos principales.
Es conveniente poner a tierra las instalaciones cuando se ha de trabajar en ellas y
para ello se construyen seccionadores con cuchillas de puesta a tierra accionadas por
medio de una palanca auxiliar maniobrada con la pértiga de accionamiento.
Estos seccionadores están construidos de forma que cuando están las cuchillas del
seccionador conectadas resulte imposible conectar las cuchillas de puesta a tierra y,
recíprocamente, resulte imposible conectar las cuchillas del seccionador mientras esté
conectado en dispositivo de puesta a tierra.
4.3.1.1.1.1.2. Seccionadores de cuchillas deslizantes
En lugares reducidos, donde el desplazamiento lateral de las cuchillas no es posible,
se utilizan los seccionadores de cuchillas deslizantes. Las cuchillas de estos
seccionadores no giran lateralmente, sino que se desplazan longitudinalmente. Estos
seccionadores poseen una capacidad de desconexión menor que los de cuchillas
giratorias.
4.3.1.1.1.1.3. Seccionadores de columnas giratorias
Estos seccionadores de columnas giratorias se utilizan en instalaciones de distribución
a la intemperie y para tensiones de servicio a partir de 30 kV.
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Componentes de un seccionador unipolar, de una columna giratoria, para tensiones de
servicion comprendidas entre 45 kV y 220 kV, y corrientes nominales comprendidas
entre 630A y 1250 A:
1. Brazo soporte de los contactos móviles, fijado sobre la columna central.
2. Contactos móviles.
3. Contactos oscilantes.
4. Zócalo de perfiles laminados que soporta las columnas aislantes.
5. Eje de mando del seccionador.
6. Bornes de conexión.
7. Caperuza de protección.
8. Columna aislante móvil.
9. Fijación mecánica entre aisladores.
10. Columnas aislantes fijas.
En este seccionador la cuchilla está fijada sobre una columna aislante central que es
giratoria; de esta forma, se obtiene una interrupción doble, de forma que cada punto
de interrupción solamente requiere una distancia en el aire igual a la mitad de la total.
Las dos columnas exteriores están montadas rígidamente sobre un soporte metálico
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de perfiles laminados, y soportan los contactos fijos, que están protegidos por una
caperuza que soporta el borne de conexión, el cual está constituido por un vástago
cilíndrico vertical, plateado electrolíticamente, que puede recibir los terminales
exteriores más usuales.
La columna central lleva los contactos móviles, está fijada sobre una plataforma
giratoria sobre cojinetes solidarios al soporte. En la parte inferior de este soporte está
situado el eje de mando que acciona la columna giratoria central.
El dispositivo se presenta como tres seccionadores unipolares con mando
independiente o con los tres polos montados en un soporte común y acoplados entre
sí por medio de un mando común constituido por un conjunto de palancas.
Cada dedo de contacto lleva sus propios resortes que aseguran la presión sobre el
contacto móvil. Los contactos están proyectados de tal
forma que los esfuerzos
electrodinámicos debidos a las corrientes de cortocircuito tienden a aumentar la
presión de contacto.
Este seccionador puede montarse también con cuchilla de puesta a tierra, lo que
impide cualquier falsa maniobra por medio de un enclavamiento inapropiado.
El aislador central de los seccionadores de una columna giratoria, puede ahorrarse si
las otras dos columnas se hacen giratorias, en este caso, los brazos de contacto giran
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hacia el mismo costado. Las uniones entre los brazos de contacto giratorios y las
líneas se efectúan por medio de contactos de presión.
4.3.1.1.1.1.4. Seccionadores de pantógrafo
Este tipo de seccionadores han llevado a simplificar la concepción y la realización de
las instalaciones de distribución de alta tensión, a la intemperie, ya que se disminuye
de forma sensible la superficie habitualmente requerida para la instalación de
seccionadores.
Con relación a los seccionadores clásicos de dos o tres columnas giratorias, se
caracterizan por la supresión de uno de los bornes de conexión que es reemplazado
por un contacto que se efectúa directamente sobre la línea.
Son seccionadores de un solo poste aislante sobre el cual se soporta la parte móvil.
La parte móvil está formada por un sistema mecánico de barras conductoras que
tiene la forma de los pantógrafos que se utilizan en las locomotoras eléctricas. La parte
fija, llamada trapecio, está colgada de un cable o de un tubo que constituyen las barras,
exactamente sobre el pantógrafo de tal manera que al elevarse el contacto móvil, éste
se conecta con la mordaza fija cerrando el circuito.
A modo de ejemplo vamos a describir un modelo de seccionador de pantógrafo:
seccionador de pantógrafo ACEC para una tensión nominal de 150kV, e intensidades
nominales de 500 a 1250 A.
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Partes constituyentes del seccionador con el pantógrafo abierto:
1. Contactos móviles.
2. Bornes de conexión.
3. Columna soporte aislante.
4. Armazón inferior.
5. Conexiones flexibles.
6. Pantógrafo simétrico de brazos cruzados.
7. Armazón superior.
8. Fijación mecánica entre aisladores.
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En la figura se observa el contacto de línea de un seccionador unipolar de pantógrafo.
En la figura siguiente se observa el seccionador con las cuchillas cerradas sobre el
contacto de línea.
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Este seccionador de pantógrafo abierto está constituido por tres polos separados;
cada uno de estos polos comprende:
1. El soporte inferior, donde se sitúan los resortes que aseguran la presión de
contacto y el eje de mando.
2. La columna soporte, compuesta por dos aisladores superpuestos y acoplados
por fijación mecánica. Esta columna contiene el eje aislante de resina sintética
que asegura el enlace entre el pantógrafo y el eje de mando.
3. El soporte superior, en cuyo interior está fijado el mecanismo que ataca los
brazos inferiores del pantógrafo. De este soporte salen dos bornes de
conexión, que permite efectuar el conexionado a derecha o a izquierda, según
sea necesario. Los bornes están compuestos por vástagos cilíndricos lisos.
4. El pantógrafo propiamente dicho está constituido por los $ brazos horizontales,
cruzados dos a dos, por los 4 brazos verticales y por los contactos móviles;
estos llevan varios dedos de contacto en forma de largas pinzas de cobre duro
y plateado electrolíticamente. El paso de la corriente al las articulaciones está
asegurado por medio de conexiones flexibles.
5. El contacto de línea que está fijado por una derivación en T.
La presión del contacto es totalmente independiente de la posición final de los
elementos de mando, debido a la cinemática del pantógrafo que permite que la ultima
parte de la carrera de cierre se efectué sin ayuda del mando.
El diseño de los dedos de contacto esta realizado de tal manera que los esfuerzos
electrodinámicos debidos a las corrientes de cortocircuito, tienden a aumentar la
presión del contacto.
Este seccionador se puede equipar también con cuchillas de puesta a tierra.
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4.3.1.1.1.1.5. Seccionadores
de
semipantógrafo
o
tipo
rodilla
Estos seccionadores se utilizan para muy altas tensiones de servicio.
Componentes de un seccionador de semipantógrafo:
1. Contacto móvil.
2. Guía.
3. Mecanismo de giro.
4. Contacto fijo.
5. Aisladores soporte.
6. Aislador rotativo.
7. Barra deslizadora.
8. Tubo de acople (eje de mando).
9. Caja de mando.
10. Estructura de soporte.
El brazo del seccionador, que constituye el contacto móvil, se mueve en un plano
vertical y abierto genera un espacio del aislamiento horizontal. En la siguiente figura se
observan las partes del brazo articulado:
1. Vástago desplazable.
2. Leva.
3. Rampa.
4. Resorte de transmisión de movimiento de la leva.
5. Gancho.
6. Resorte de cierre del brazo articulado.
7. Resorte de equilibrado.
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Las cuchillas de puesta a tierra se pueden instalar en ambos lados del seccionador
tipo rodilla.
Este tipo de seccionador presenta ventajas en cuanto a las reducidas dimensiones y a
la creciente seguridad.
4.3.1.1.1.2.
Según su ubicación
Según su ubicación los seccionadores se pueden clasificar en:
-
Seccionador de línea.
-
Seccionador de barra.
-
Seccionador de puesta a tierra.
-
Seccionador de derivación.
-
Seccionador de medio diámetro.
El seccionador de línea se usa para aislar la línea de transmisión de los interruptores
para que de esta manera no haya presencia de tensión en la línea.
En cuanto al seccionador de barra, este e ubica entre la barra y el interruptor de barra.
Su función es aislar eléctricamente al interruptor de la barra.
El seccionador de derivación se usa en el esquema de barra partida con interruptor de
reserva y es el encargado de la transferencia de disparos de las protecciones, dado
que el seccionador es común a todos los módulos de la subestación.
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El seccionador de puesta a tierra generalmente forma parte del seccionador de línea y
su función es no permitir que la línea tenga presencia de tensión por inducción una vez
que la línea está aislada.
4.3.1.1.2.
Mando de seccionadores.
De forma genérica los componentes de mando de seccionadores de alta tensión son
los siguientes:
1. Termostato.
2. Selector local remoto.
3. Pulsadores cierre-apertura.
4. Protección motor.
5. Aislador soporte.
6. Protección resistencia calefacción.
7. Accionamiento manual.
8. Resistencia de calefacción.
9. Bornas.
10. Motor eléctrico.
11. Contactos auxiliares posición.
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4.3.1.1.2.1.
Clasificación
Los mandos para los seccionadores de alta tensión son muy variados. Los podemos
clasificar de la siguiente forma:
-
Mando por pértiga.
-
Mando mecánico a distancia:
-
o
Mecanismos de biela y manivela.
o
Mecanismos por árbol y transmisión.
o
Mecanismos por cadena y piñones.
Mando por servomotor.
o
Motor eléctrico con reducción.
o
Grupo motor-bomba y transmisión hidráulica.
o
Grupo motor-compresor y transmisión neumática.
Los mandos más utilizados en instalaciones de media tensión son los mandos por
pértiga y mando mecánico a distancia.
Los mandos por servomotor se utilizan en los seccionadores de columnas giratorias y
en los de pantógrafo. Estos seccionadores deben tener contactos auxiliares para
indicar la posición del seccionador y también dispositivos de interrupción de fin de
carrera.
4.3.1.1.2.1.1. Mando de pértigas
Estas pértigas de maniobra están constituidas por unos tubos aislantes de pales
baquelizado, enchufados y solidarios entre sí. En su extremo superior, de menor
diámetro, llevan un gancho de bronce fundido que se aplica a la anilla del seccionador,
para efectuar la maniobra de cierre o apertura.
En el tubo inferior, por el que se agarra la pértiga, se dispone una grapa con el cable y
la mordaza para la puesta a tierra, que protege al operario contra la puesta a tierra.
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Las pértigas para intemperie están constituidas de forma parecida, pero van provistas
con un aislador en forma de campana situado delante de la empuñadura, para mayor
protección del operario.
Antes de actuar sobre el seccionador, debe ponerse la pértiga a tierra mediante
mordaza. Además y en previsión de que la pértiga no estuviera en buenas condiciones
o que el conductor de puesta a tierra estuviera deteriorado, es conveniente operar
sobre un banquillo aislante.
4.3.1.1.2.1.2. Mando mecánico a distancia
Este accionamiento está constituido por 3 tirantes aislantes de porcelana, que llevan
en uno de los extremos, horquillas acopladas directamente a las cuchillas de los
seccionadores. En el extremo opuesto van provistos de un tubo roscado ajustable que
permite regular la longitud total del tirante de accionamiento, hasta las tres cuchillas
del seccionador entren y salgan de los contactos al mismo tiempo.
De los tubos roscados salen unas palancas que se acoplan a un eje de
acero
formando el acoplamiento tripolar del sistema, que permite la maniobra simultanea de
los tres seccionadores unipolares. En sus extremos, este eje se apoya en unos
soportes cojinetes adosados a la estructura.
4.3.1.1.2.1.3. Mando por servomotor
Los mandos por servomotor se utilizan en los seccionadores de columnas giratorias y
en los de pantógrafo. Estos seccionadores deben tener contactos auxiliares para
indicar la posición del seccionador y también dispositivos de interrupción de fin de
carrera.
Este mando esta accionado por un motor eléctrico de corriente continua a 110 V ó a
220 V, con una potencia absorbida de unos 1000 W; el tiempo de accionamiento es de
4 segundos (seccionadores de pantógrafo), o de 2 segundos (seccionadores de
columnas giratorias).
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4.3.1.2.
Interruptores.
El interruptor es un aparato mecánico de conexión, capaz de establecer, soportar e
interrumpir la corriente en las condiciones normales de circuito y circunstancialmente
las condiciones específicas de sobrecarga en servicio, así como soportar durante un
tiempo determinado, en general fracciones de segundo, intensidades anormales
especificas del circuito, tales como las de cortocircuito.
Se utiliza en la conmutación de líneas de transmisión, transformadores, barras ,
bancos de condensadores y bancos de reactancias, en la apertura de circuitos
eléctricos, en los ciclos de reenganche con cierres, recierres y aperturas de circuitos
eléctricos, y por supuesto lo más importante en el despeje de faltas para la protección
de equipamiento y vidas humanas.
La ruptura del arco eléctrico se produce cuando el interruptor pasa del estado
conductor al estado aislante, con una cierta tensión de rigidez creciente con el tiempo.
El reencendido o la extinción definitiva del arco, depende de la velocidad de
crecimiento de la tensión transitoria de restablecimiento y de la rigidez dieléctrica. La
velocidad de restablecimiento de la rigidez dieléctrica es una característica del
interruptor.
Si la tensión transitoria de restablecimiento no alcanza la tensión de rigidez eléctrica,
la ruptura es definitiva.
La temperatura del arco eléctrico puede superar los 5000ºC, y presiones superiores a
los 100 MPa.
Para disipar la energía del arco eléctrico se ha utilizado agua, aceite, gases inertes,
aire comprimido. El diseño del cuerpo influye en la disipación del calor y en el
direccionamiento del flujo de gases calientes.
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El aumento de la intensidad incrementa la temperatura y la ionización del aire,
aumentando la tensión entre los electrodos.
4.3.1.2.1.
Clasificación
Se distinguen, entre otros, los siguientes tipos de interruptores:
7. Interruptores generales, destinados al corte en carga y sobrecarga de las redes y
transformadores, así como al corte en vacio de transformadores.
8. Interruptores de corte en vacío.
9. Interruptores de corte de baterías de condensadores.
10. Interruptores de motores, destinados a abrir y cerrar los circuitos de alimentación
de los motores de alta tensión.
11. Interruptores-seccionadores, para uso general y cuya principal característica es
que tienen el mismo poder de corte que los interruptores, pero las posiciones de
contactos abiertos o cerrados son visibles a simple vista, como sucede con los
seccionadores, por lo que es posible conocer fácilmente si una línea o una
derivación están o no conectadas.
12. Interruptores con fusibles, es decir aparatos de corte combinados, en los que el
interruptor está encargado de la apertura y cierre del circuito en condiciones de
sobrecarga, mientras los fusibles protegen la instalación contra cortocircuitos.
Dada la multiplicidad de funciones que tienen los interruptores es conveniente elegir,
para cada caso, el tipo más adecuado ya que las características técnicas de estos
aparatos son diferentes según la misión que deban cumplir.
Los interruptores de acuerdo con su disposición constructiva se dividen en los
siguientes tipos:
-
Interruptores aéreos.
-
Interruptores de soplado magnético.
-
Interruptores autoneumáticos.
-
Interruptores con autoformación de gases.
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4.3.1.2.1.1.
Interruptores aéreos
Estos interruptores de emplean para instalaciones exteriores y utilizan aire atmosférico
para la extinción del arco. Son del tipo denominado “de cuernos” o “de antenas”; al
desconectar el interruptor salta el arco eléctrico entre los dos contactos en forma de
cuerno y el calor producido calienta el aire circulante, que tiende a elevarse,
impulsando el arco hacia arriba hasta que, debido a la distancia, progresivamente
mayor de los contactos, la descarga se extingue por ruptura del arco.
Componentes de un interruptor aéreo tipo:
1. Contactos móviles.
2. Pinza charnela.
3. Aisladores móviles.
4. Bastidor.
5. Cuernos de ruptura.
6. Contactos fijos.
7. Aisladores de amarre de líneas.
8. Aisladores soporte.
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4.3.1.2.1.2.
Interruptores autoneumáticos
En estos aparatos de corte, el soplado del arco se produce por medio de aire que
comprime el propio interruptor durante maniobra de apertura.
Como ejemplo de interruptor automático tenemos los siguientes; uno construido solo y
otro combinado con fusibles. En ambos la ruptura es visible en el aire, por lo que se
trata de un interruptor-seccionador.
Componentes del modelo de interruptor sin fusibles:
1. Bornes de conexión.
2. Toberas de soplado.
3. Contactos fijos principales.
4. Contactos móviles principales.
5. Contactos móviles apagachispas.
6. Eje para palanca amovible de mando.
7. Relés térmicos de sobrecarga.
8. Eje de desconexión.
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Componentes del modelo de interruptor que esta combinado con fusibles:
1. Bornes de conexión.
2. Toberas de soplado.
3. Contactos fijos principales.
4. Contactos móviles principales.
5. Contactos móviles apagachispas.
6. Eje para palanca amovible de mando.
7. Relés térmicos de sobrecarga.
8. Fusibles de alto poder de ruptura.
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4.3.1.2.1.3.
Interruptores con autoformación de gases
El interruptor con autoformación de gases es similar al interruptor autoneumático, con
la diferencia de que el agente extintor del arco es gas. El gas se acumula de forma
densa en la cámara de extinción, produciéndose este gas en cada interrupción, por
acción térmica y en cantidad suficiente para el soplado y posterior extinción del arco.
4.3.1.2.1.4.
Interruptores de soplado magnético
El principio de soplado de este interruptor se explica en el siguiente párrafo.
En serie con los contactos del interruptor, se conecta una bobina de soplado,
constituida por un núcleo de hierro y varias vueltas de hilo o de pletina de cobre.
Mientras está cerrado el interruptor o mientras exista un arco entre sus contactos, la
corriente circula por esta bobina; esta corriente produce un flujo magnético que circula
por el núcleo, por las piezas polares de la bobina de soplado y por los contactos
principales del interruptor. Por otra parte cuando se forma un campo eléctrico, este
produce un campo magnético a su alrededor. Ambos campos magnéticos (el de la
bobina de soplado y el del arco eléctrico) se repelen y, como consecuencia, el arco
sufre un empuje hacia arriba; de esta forma se hace cada vez más largo, hasta que se
corta.
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4.3.1.3.
Disyuntores
Los interruptores se diferencian de los disyuntores, o interruptores de potencia, en que
sus contactos están previstos para abrir y cerras circuitos eléctricos con intensidades
nominales y con sobrecargas pero no están preparados para abrir y cerrar sus
contactos sobre cortocircuitos, ya que su capacidad de ruptura es menor que la de los
disyuntores; por lo general, esta capacidad de ruptura es de dos a tres veces mayor
que la correspondiente a la intensidad nominal del interruptor.
En cuanto a las funciones que debe realizar un disyuntor se pueden apreciar dos
fundamentales. Una de ellas es la capacidad del disyuntor para disipar la energía
producida por el arco sin que dañe el equipo. La otra función es restablecer muy
rápidamente la rigidez dieléctrica del medio comprendido entre los contactos una vez
extinguido el arco, es decir, la rigidez del medio ha de quedar en todo momento por
encima del voltaje de recuperación.
4.3.1.3.1.
Generalidades sobre los arcos eléctricos
Durante la ruptura de un aparato de corte por el que circula una corriente, se
comprueba la producción de una chispa o un arco entre las piezas en contacto.
Si la potencia cortada es pequeña se obtiene una chispa, es decir un destello o
resplandor azulado extremadamente brillante que no daña las piezas en contacto. Si la
potencia alcanza cierta importancia se produce un arco, es decir una llama de un color
netamente diferente del de la chispa; además, después de la ruptura, se observa que
los contactos están desgastados en las zonas en que se originó el arco.
Según el Vocabulario Electrotécnico Internacional, se define el arco como el fenómeno
de la descarga de un gas, caracterizado por una concentración de la columna positiva
y una mancha catódica de gran efecto emisivo fotoeléctrico y termoiónico; demás, la
característica tensión-corriente es decreciente, o sea que la resistencia eléctrica del
arco es negativa.
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Se manifiesta como una columna gaseosa incandescente y está constituido por un
flujo, de sección dada, compuesto de electrones e iones que provocan una
temperatura muy elevada (del orden de los 5000ºC ). Dicho flujo constituye el núcleo
del arco, y está rodeado por una envoltura cuya naturaleza, a causa de la elevada
temperatura, puede ser muy diferente de la del medio inicial en el cual se desarrolló el
arco.
Para asegurar el movimiento de los electrones hace falta un campo eléctrico. Este
campo eléctrico está constituido por dos partes, una de ellas localizada en la vecindad
inmediata de los electrodos, y otra parte sensiblemente proporcional a la longitud del
arco.
Por lo tanto, en un dominio muy limitado y para arcos estables, se puede expresar la
caída de tensión U en un arco de longitud ó tensión de arco, por la formula:
α= caídas de tensión anódica y catódica
β= caída de tensión por unidad de longitud de la columna de arco
Los valores de α y β para contactos de una naturaleza determinada, para condiciones
de medio y de presión idénticas y para temperaturas dadas, son independientes de la
corriente en el arco, es decir, que un arco no puede considerarse como una resistencia,
sino más bien como un conductor cuya sección se ajusta automáticamente a la
corriente que debe atravesarlo, de tal manera que una diferencia de potencial fija
basta para asegurar el paso de cualquier corriente.
La potencia desarrollada en un arco es igual, en cada instante, al producto de la
corriente en el arco por la tensión de arco; por lo cual no debe ser confundido con la
potencia del circuito que se corta, que esta expresada por el producto de la corriente
por la tensión que se restablece en los bornes del circuito después de la ruptura.
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La energía absorbida por el arco durante la ruptura está dada por la siguiente ecuación:
∫
U= tensión de arco
I= corriente
T= tiempo de duración del arco
Esta energía se disipa por convección, por radiación y por conducción caloríficas, así
como también por descomposición del medio ambiente, tal es el caso de los
interruptores en baño de aceite.
De la cantidad de calor que se produce en el arco durante la ruptura dependen los
esfuerzos principales, a que quedan sometidos muchos aparatos de ruptura. Si la
energía desarrollada por el arco no es eliminada, la temperatura del medio ambiente
aumentara y si se trata de un medio de capacidad fija crecerá igualmente la presión en
el, lo que puede producir fenómenos de descomposición del medio ambiente, con
formación de gases, que pueden llegar a provocar la explosión de la cámara de
ruptura.
4.3.1.3.2.
Tipos de disyuntores
Los disyuntores se pueden clasificar atendiendo al medio eléctrico en el cual se
encuentren los contactos, y pueden ser:
6. Con soplo de aire.
7. En aceite.
8. En pequeño volumen de aceite.
9. En SF6 (hexanofluoruro de azufre).
10. De soplado magnético.
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4.3.1.3.2.1.
Disyuntores con soplo de aire
Estos disyuntores utilizan, la propiedad que tiene el aire a presión de extinguir el arco,
al expansionarse. El principio de corte por soplado de aire consiste en enviar una
fuerte corriente de aire al centro del arco que, por esta causa, se desioniza, después
del paso de la corriente por cero; por lo general, esta corriente de aire es provocada
por la expansión de cierta cantidad de aire, que previamente se ha comprimido en un
deposito independiente.es decir que en los disyuntores neumáticos, el aire comprimido
se emplea, no solamente para el mando de estos disyuntores, sino también para el
apagado directo del arco que se forma al abrirse los contactos del disyuntor.
El corte del arco por aire comprimido puede realizarse para todas las tensiones y para
todas las potencias de ruptura, tanto para disyuntores de montaje exterior como de
montaje interior. Por otro lado, presenta muchas menos posibilidades de peligro de
incendio que los disyuntores que utilizan el aceite como medio de extinción del arco.
Entre los inconvenientes de este tipo de disyuntor pueden enumerarse:
-
La necesidad de una instalación de aire comprimido, con los correspondientes
compresores, depósitos y tuberías, lo cual, en los casos de instalaciones con
pequeña potencia de ruptura, implica unos importantes gastos de primera
instalación.
-
Los inconvenientes inherentes al propio aire comprimido, es decir, el
mantenimiento que llevan consigo los compresores, las canalizaciones y,
especialmente, las válvulas, así como la necesidad de disponer, en cada
momento, de aire suficientemente seco y limpio.
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4.3.1.3.2.2.
Disyuntores en baño de aceite
En estos disyuntores, el corte de la corriente se realiza en el interior de unos depósitos
cerrados y llenos de aceite aislante.
La inmersión de los contactos de ruptura de un disyuntor en el aceite o en otro liquido,
no evita la formación del arco durante la separación de los contactos pero, en cambio,
se consigue que la energía absorbida para la vaporización y descomposición del
aceite, pueda utilizarse para enfriar enérgicamente la columna del arco y los propios
contactos.
Para una misma separación entre los contactos, la tensión necesaria para que se
establezca el arco es mucho mayor en el aceite que en el aires. Por lo tanto, la tensión
de extinción y sobre, todo, la tensión de reencendido al formarse el arco en el seno del
aceite son varias veces superiores a las tensiones correspondientes en el aire y, como
consecuencia, los disyuntores en baño de aceite resultan adecuados para la
interrupción de circuitos de corriente alterna de alta tensión.
El mismo proceso de la ruptura en el aire, puede ser aplicado en la ruptura bajo aceite.
Sin embargo, ahora aparecen fenómenos adicionales, característicos de los
disyuntores en baño de aceite, que determinan su mayor eficacia. La alta temperatura
(6000ºC a 8000ºC) del arco producido al separarse los contactos, provoca en el aceite
una disociación en hidrogeno (70%), metano (10%), etileno (20%), etcétera…y carbón
libre. Estos gases están fuertemente ionizados.
Podemos decir que la ruptura bajo aceite presenta las siguientes ventajas respecto a
la ruptura al aire:
-
Menor longitud del arco.
-
Mejor aislamiento entre piezas en tensión y entre estas piezas y masa.
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Por el contrario existen varios inconvenientes importantes.
-
Inflamabilidad del aceite. En el caso de un fallo de ruptura el aceite puede
inflamarse y provocar grandes incendios.
-
La mezcla de aire y gases puede resultar explosiva y, en caso de inflamarse el
aceite, provocar la explosión del disyuntor.
-
La polución del aceite por el carbón producido por el arco. Aunque no afecta a
sus cualidades desde el punto de vista de la extinción del arco, si reduce sus
propiedades dieléctricas, ensucia los contactos y los diferentes órganos y
aislantes sumergidos en el aceite y obliga, por lo tanto, a periódicas visitas de
inspección y limpieza de los contactos.
-
No son adecuados para la ruptura de corrientes continuas.
Podemos clasificar los disyuntores en baño de aceite en dos grades grupo:
1. Disyuntores de ruptura libre.
2. Disyuntores con cámara de explosión.
Los disyuntores de ruptura libre solamente pueden utilizarse para interrumpir circuitos
con potencias e ruptura hasta 400 MVA. En estos disyuntores el arco salta entre los
contactos apagachispas sumergidos en aceite y la desionización del canal del arco se
produce de forma aleatoria, relacionada solamente con la separación entre los
contactos y la presión que sobre la bolsa de gases crea la masa de aceite y la propia
sobrepresión de los gases formados en la ruptura.
Según la sobrepresión de los gases producidos durante la ruptura, se distinguen dos
tipos de disyuntores: los de baja presión, con gran cámara de aire y los de alta presión
con una cámara de aire relativamente pequeña.
Los disyuntores con cámara de explosión se utilizan para interrumpir circuitos con
potencias de ruptura superiores a los 400 MVA. En estas cámaras de explosión, el
arco produce también una formación muy intensa de gas, pero el aceite no puede
escapar debido a la pared de la cámara que rodea el punto de ruptura, por lo que se
producen fuertes torbellinos
que
lanzan el aceite a presión sobre el arco,
contribuyendo de esta forma al enfriamiento del mismo y a su rápida extinción.
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4.3.1.3.2.3.
Disyuntores en pequeño volumen de aceite
El dispositivo de corte de este disyuntor consiste en prescindir del aceite como aislante,
sustituyéndolo por un recipiente por fase de material aislante y se limita el volumen del
aceite al justamente preciso para llenar la cámara de ruptura, mas una reserva para ir
renovando el que se consuma.
Esencialmente, el disyuntor de pequeño volumen de aceite consta, por cada polo, de
un vástago móvil de contacto que introduce en el eje del contacto fijo; ambos
contact6os están contenidos en una cámara de ruptura, de material aislante que,
muchas veces esta subdividida en varias cámaras.
El arco se desarrolla en los gases comprimidos que, posteriormente se refrigeran lo
suficiente para desionizarlos e impedir de esta forma el reencendido del arco después
del paso de la corriente por su valor nulo. Estos gases comprimidos están producidos
por el mismo arco y no por un compresor exterior, como en el caso de los disyuntores
de aire comprimido; son en este caso, productos de descomposición del aceite bajo el
efecto del calor producido por la proximidad del arco.
Por lo tanto, resulta esencial que la presión sea elevada en la cámara para asegurar
las cualidades dieléctricas del espacio de corte. Pero también es esencial que el arco
no se mantenga en el mismo gas y que los gases producidos puedan ceder el sitio a
otros nuevos; todo ello, deformando el arco, fraccionándolo, refrigerándolo y,
finalmente desionizandolo. Este efecto se obtiene disponiendo orificios de escape para
los gases, orificios calibrados para que se produzca el soplado en cuestión,
manteniendo la presión en la cámara a un valor conveniente y durante suficiente
tiempo.
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4.3.1.3.2.4.
Disyuntores de soplado magnético
En estos disyuntores primeramente se conduce la corriente hasta una bobina de pocas
espiras de núcleo de hierro y, posteriormente, al aparato de corte, que está situado en
el campo magnético que engendra la corriente en el núcleo del hierro. Si al abrir los
contactos se produce un arco eléctrico, este resulta estirado por la fuerza que sobre el
ejerce el campo magnético, siempre que las líneas de fuerza estén convenientemente
dirigidas. A causa de esta acción, el arco eléctrico se alarga hasta romperse y
apagarse.
4.3.1.3.2.5.
Disyuntores de hexafluoruro de azufre (SF6)
Con la idea de poder hacer frente, más adecuadamente a los requisitos presentes y
futuros, los constructores han buscado un nuevo fluido extintor que posea las ventajas
de los existentes y que, al mismo tiempo, no tenga ninguno de sus inconvenientes.
El hexafluoruro de azufre (SF6) presenta las siguientes propiedades químicas:
-
Gas sintético.
-
Fuertes enlaces covalentes. Gran estabilidad química térmica (hasta 500ºC).
-
Incoloro, inodoro, insípido, no tóxico, no inflamable, muy estable e inerte.
-
Altamente electronegativo.
Este gas sintético también posee propiedades físicas y eléctricas, las cuales son:
-
Densidad: 6,139 g/l. Más de 5 veces más pesado que el aire.
-
Elevada electronegatividad: tendencia a formar iones.
-
Elevada constante dieléctrica.
Un aspecto importante de este fluido extintor son las propiedades ambientales, que
consisten en:
-
No tóxico, por lo que no daña los ecosistemas.
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-
Poco soluble en agua.
-
No contribuye a la destrucción de la capa de ozono (tampoco sus subproductos)
-
En cuanto al efecto invernadero: este gas tiene alto GWP (Global-warming
potential) pero baja concentración en la atmosfera.
En relación con estas propiedades ambientales se han adoptado unas medidas, con el
fin de producir el menor impacto posible:
-
En el diseño de equipos:
o
Utilizar la menos cantidad de SF6 posible.
o
Mejorar la hermeticidad.
-
Mejorar los procesos y equipos de manipulación del gas.
-
Concienciación y formación del personal manipulador.
Este gas tiene diversos efectos sobre la salud, así como los subproductos formados a
partir de la descomposición del SF6 durante el arco eléctrico:
-
Efectos de SF6 sobre la salud:
o
Desplazamiento del oxigeno por densidad.
o
Riesgos mecánicos derivados del almacenamiento a presión.
o
Quemaduras por congelación cuando se descomprime el gas de forma
rápida.
o
-
Exposición a los productos tóxicos de descomposición del SF6.
Efectos de los subproductos del SF6 en la salud:
o
Riesgos únicamente si el gas ha sufrido los efectos del arco eléctrico y
se ha liberado accidentalmente al medio donde puede contactar con las
personas.
o
La toxicidad de los subproductos del SF6 está dominada por el SOF2
(fluoruro de tionilo).
o
Los principales efectos son:

Irritación en piel, ojos, mucosas y tracto intestinal.

En altas concentraciones puedes causar edema pulmonar.
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
El SF6 con subproductos tiene un fuerte olor desagradable
asociado con un efecto irritante.
-
En
base
a
diversos
estudios
puede
concluirse
que
siguiendo
los
procedimientos de seguridad habituales existe un mínimo riesgo para la salud
asociado al uso del SF6.
-
En
situaciones
de
arco
interno
siempre
existen
vapores
tóxicos
(independientemente de que haya SF6). Las sustancias no procedentes del SF6
son las que determinan la toxicidad total.
-
El uso del SF6 en los equipos eléctricos no incrementa sustancialmente el
riesgo para la salud de un arco interno.
El uso de hexafluoruro de azufre (SF6) aporta diferentes ventajas, en cuanto al uso de
este en la interrupción de arcos eléctricos:
-
Una constante de tiempo, de la columna del arco, muy pequeña.
-
Alta rigidez dieléctrica y una rápida recuperación del poder aislante
después de la extinción del arco.
-
El circuito es cortado con una velocidad de aumento de la tensión de
recuperación excepcionalmente alta.
-
Muy alta capacidad de ruptura.
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4.3.2. Elementos de medida
En las estaciones de transformación y distribución es necesario conocer las siguientes
magnitudes eléctricas:
1. Intensidad de corriente que circula por las líneas de distribución y de mando.
2. Tensiones de servicio en las diferentes partes de la instalación.
3. Frecuencias de servicio.
4. Factor de potencia a que trabajan los diferentes circuitos.
5. Potencia recibida de las centrales o de las estaciones, y potencia distribuida a
las diferentes líneas.
6. Energía eléctrica recibida y energía eléctrica distribuida.
Para realizar todas estas mediciones, se dispone de diversos aparatos de medida,
divididos en tres grandes grupos:
d) Aparatos indicadores, en los que la aguja señala, sobre una escala apropiada,
la magnitud eléctrica a medir.
e) Aparatos registradores, en los que se anota gráficamente el curso temporal de
la magnitud eléctrica correspondiente.
f)
Aparatos totalizadores, que indican la energía total suministrada durante cierto
tiempo.
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4.3.2.1.
Clasificación de los sistemas de medida
Las distintas clases de sistemas de medida se diferencian por su estructura y modo de
funcionamiento; éste se basa en el efecto electromagnético, electrodinámico o
electroestático. Las clases de sistemas de medida más usuales son:
4.3.2.1.1.
Sistema de medida de bobina móvil o de bobina
giratoria.
Consta de un imán permanente fijo y una o varias bobinas giratorias que son
desviadas por efecto electromagnético durante el paso de la corriente. Solo se utilizan
para corriente continua. Aplicación: amperímetro, voltímetro, ohmímetro.
4.3.2.1.2.
Sistema de medida de hierro móvil o de hierro
giratorio.
Está constituido por uno o varios órganos giratorios de hierro, en el interior de
una bobina de campo fija y que son desviados por efecto electromagnético al pasar la
corriente por la bobina.se utilizan para corriente continua y alterna. Aplicaciones:
amperímetro, voltímetro.
4.3.2.1.3.
Sistema de medida electrodinámico.
Consta de una o más bobinas fijas, con núcleo de aire, y una o más bobinas
giratorias, que son desviadas por efecto electrodinámico, al pasar la corriente por las
bobinas fijas. Una variante de este es el sistema de medida ferrodinámico, en el que el
campo magnético se halla principalmente en el hierro. Se utilizan para corriente
continua y alterna. Aplicaciones: vatímetros.
4.3.2.1.4.
Sistema de medida de inducción.
Consta de bobinas fijas, por las cuales circula la corriente y
conductores
móviles en forma de tambor o de disco que son derivados por corrientes inducidas
electromagnéticamente.
Solamente
pueden
utilizarse
Aplicaciones: preferentemente como contador de inducción.
80
para
corriente
alterna.
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4.3.2.1.5.
Sistema de medida térmico o bimetálico.
Consta, esencialmente, de un órgano bimetálico, que es calentado por la
corriente a medir. La deformación que experimenta dicho órgano, se aprovecha para la
medición. Se pueden utilizar para corriente continua y alterna. Aplicaciones:
preferentemente como amperímetro.
4.3.2.1.6.
Sistema de medida electroestático.
Consta de electrodos fijos y uno o más contraelectrodos móviles que, al aplicar
la tensión son desviados electroestáticamente. Pueden utilizarse para corriente
continua y para corriente alterna. Aplicaciones: como voltímetro.
4.3.2.1.7.
Sistema de medida de vibración.
Tiene órganos vibratorios que, por efecto electromagnético o, en otros casos,
electroestático, producen vibraciones de resonancia. Solamente pueden utilizarse con
corriente alterna. Aplicaciones: preferentemente como frecuencímetro.
4.3.2.1.8.
Sistemas de medida de cocientes.
Consta de dos vías de corriente o de tensión, permitiendo obtener la relación
entre dos magnitudes eléctricas. Se pueden utilizar para corriente continua y para
corriente alterna. Aplicaciones: como ohmímetro y como fasímetro.
4.3.2.1.9.
Sistema de medida diferencial o estático.
Está constituido por dos mitades que actúan en el mismo sentido, pero por las
que la corriente pasa en sentido opuesto, con objeto de compensar la influencia de
campos magnéticos exteriores. Utilizables para corriente continua y para corriente
alterna. Aplicaciones: prácticamente, solo para vatímetros electrodinámicos.
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4.3.2.1.10.
Sistema de medida apantallado o blindado.
Cualquiera de los sistemas de medida mencionados puede estar blindado, es
decir, dotado de una pantalla contra la influencia de campos magnéticos o eléctricos.
4.3.2.1.11.
Sistema de medida con rectificador.
Consta de un sistema de medida móvil al que se ha añadido un dispositivo
rectificador para la rectificación de la corriente alterna que se ha de medir. Utilizable
solamente para corriente alterna. Aplicación: como amperímetro y como voltímetro.
4.3.2.1.12.
Sistema de medida con termoeléctrico incorporado.
No debe confundirse con el sistema de medida térmico. Se trata de un sistema
de bobina móvil al que se ha incorporado un par termoeléctrico para convertir la
corriente alterna a medir en corriente continua. Puede utilizarse para corriente continua
y para corriente alterna. Aplicaciones. Como amperímetro y como voltímetro, incluso
en medidas para la alta frecuencia.
4.3.2.2.
Clasificación de los aparatos de medida
4.3.2.2.1.
Aparatos indicadores para cuadros de distribución
En la actualidad, los aparatos indicadores para cuadros de distribución son, casi
siempre, de montaje empotrado. Se utiliza el modelo cuadrado con preferencia al
modelo circular por el mejor aprovechamiento del espacio; las agujas de cuadrante
admiten una escala más larga. Los aparatos rectangulares o de perfil son
particularmente ventajosos cuando han de indicar conjuntamente varias magnitudes
de medida.
Para los amperímetros se emplean aparatos de hiero móvil, tanto para corriente
continua como para corriente alterna, porque son robustos y económicos.
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En los voltímetros se utilizan mayoritariamente los aparatos de hierro móvil. La lectura
de tensiones entre fases requiere de la instalación de tres voltímetros, pero esto puede
evitarse mediante la instalación de un conmutador de tres posiciones, denominado
conmutador de voltímetro.
Los vatímetros empleados en los cuadros de distribución están constituidos por un
sistema de medida ferrodinámico. Estos aparatos pueden medir potencias activas y
reactivas.
En la determinación del factor de potencia de la instalación, se utilizan tres
procedimientos:
1. Por medio de amperímetro, voltímetro y vatímetro.
2. Por indicación directa (fasímetros).
3. Por medio de vatímetros de potencia activa y de vatímetros de potencia reactiva.
El fasímetro se construye con un sistema de medida de cocientes, electrodinámico en
caja de hierro.
Para medir la frecuencia de los sistemas eléctricos, se utilizan frecuencímetros; los
mas empleados son los denominados frecuencímetros de lengüeta, que constan de un
sistema de medida de vibración constituido por una serie de lengüetas de acero
tensadas, excitadas por un electroimán.
4.3.2.2.2.
Aparatos de medida para la conexión en paralelo
Los aparatos para la conexión en paralelo han de ser visibles para efectuar las
maniobras necesarias, se agrupan en brazos murales que sobresalen del cuadro
general de distribución.
El voltímetro doble tiene dos sistemas de medida de hierro móvil, independientes entre
sí, los cuales están conectados por medio de resistencias adicionales a las tensiones
que han de compararse.
El sincronoscopio se puede realizar un rápido acoplamiento en paralelo.
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4.3.2.2.3.
Aparatos registradores para cuadros de distribución
Los aparatos de medida con dispositivo registrador, llamadas abreviadamente
aparatos registradores, se utilizan para anotar gráficamente el curso temporal de las
magnitudes de medida. Los aparatos registradores para cuadros de distribución, se
emplean para el control de redes de distribución y demás instalaciones eléctricas,
permitiendo la posterior comprobación de los procesos del servicio y de las
perturbaciones.
Se utilizan principalmente, dos formas de inscripción:
1. a tinta, mediante una plumilla de tinta solidaria con la aguja del dispositivo de
medida, que escribe sobre una cinta de papel en movimiento.
2. mediante procedimiento eléctrico; entre el electrodo fijado a la aguja y la cinta de
papel sobre la que se adhiere una finísima capa metálica, circula una corriente
continua, al formarse un pequeño arco eléctrico, se va trazando una línea sobre la
capa metálica de la cinta de papel.
En su constitución fundamental, los aparatos registradores coinciden con los aparatos
indicadores; pero requieren un par de giro mucho mayor por lo que, generalmente, se
utilizan sistemas de medida de bobina móvil.
Las inscripciones de los aparatos registradores de perturbaciones permiten reconocer
la clase y el curso de las perturbaciones que se producen en los sistemas eléctricos.
4.3.2.2.4.
Aparatos contadores para cuadros de distribución
Los aparatos contadores o totalizadores denominados generalmente contadores
eléctricos se emplean para medir la energía eléctrica suministrada a los usuarios. En
instalaciones de corriente alterna se utilizan casi exclusivamente los contadores de
inducción.
En la placa de características de un contador se indica la intensidad para la que ha
sido construido y, además, la intensidad límite, es decir, la intensidad de corriente
permanente térmica hasta la que puede ser cargado el contador y hasta la que
conserva las prescripciones de la técnica de medida.
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4.3.2.3.
Transformadores de medida
Los aparatos de medida y los relés de protección no están, por lo general, construidos
para resistir altas tensiones ni elevadas intensidades de corriente. Además, han de
estar protegidos contra las altas tensiones, para evitar desgracias entre el personal
encargado de la vigilancia de los aparatos citados. Por estas razones, los aparatos de
medida y los de protección se conectan a las instalaciones a través de los
denominados transformadores de medida. Como, tanto las mediciones como las
condiciones que provocan el accionamiento de los aparatos de protección están
referidas, en último lugar, ala apreciación de corrientes y de tensiones, los
transformadores de medida serán de dos clases:
1. Transformadores de intensidad.
2. Transformadores de tensión.
4.3.2.3.1.
Transformadores de intensidad
Los transformadores de intensidad son transformadores de medida cuya corriente
secundaria es, en las condiciones normales de empleo, prácticamente proporcional a
la corriente primaria y desfasada respecto a esta en un ángulo próximo a 0º.
Para la alimentación de los aparatos de medida y los relés de protección, presentan
las siguientes ventajas:
1. Permiten realizar medidas y protecciones amperimétricas, o medidas vatimétricas,
en este último caso asociados a transformadores de tensión.
2. Como aparatos de medida y los relés no están conectados sobre el circuito
principal sino sobre un circuito secundario perfectamente aislado de la alta tensión,
resultan accesibles sin peligro para la seguridad del personal; por lo tanto, estos
aparatos pueden agruparse en un mismo cuadro y situados a distancia de los
puntos de medida y de protección, lo que permite un fácil control de las
instalaciones.
3. La normalización de la corriente secundaria ha permitido una considerable
reducción del número de tipos de aparatos de medida y de protección, al mismo
tiempo que su intercambiabilidad.
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4. Finalmente, en ciertos casos, estos transformadores permiten que la relación de
transformación sea variable con objeto, por ejemplo, de limitar la corriente
secundaria en caso de una sobreintensidad primaria, lo que permite proteger los
instrumentos delicados.
La precisión de un transformador de intensidad está caracterizada, por una parte, por
el error de la intensidad para diferentes cargas y, por otra parte, por el ángulo de
desfasado entre las intensidades primaria y secundaria que, teóricamente, habría de
ser nulo.
Los transformadores de intensidad de las diferentes clases de precisión se emplean de
la siguiente forma:
1. Clase 0,1: como patrón para contrastaciones por medio de puentes de medida de
gran precisión, en laboratorios y plataformas de pruebas.
2. Clase 0,2: para medidas de precisión en laboratorios y plataformas de pruebas,
especialmente con grandes desfases, así como para conexión de contadores de
precisión en servicio.
3. Clase 0,5: para medidas ordinarias en laboratorios y plataformas de pruebas, así
como para conexión de contadores y vatímetros en servicio.
4. Clase 1: para medidas ordinarias de intensidad, tensión y potencia en servicio.
5. Clase 3: para conexión de instrumentos de vigilancia y control de menos precisión,
y para conexión de relés en servicio.
6. Clase 10: para conexión de relés poco exactos, sobre barras con pequeña
corriente nominal.
4.3.2.3.2.
Transformadores de tensión
Los transformadores de tensión se utilizan para rebajar las altas tensiones de los
sistemas eléctricos, con fines de medida o para funcionamiento de bobinas
voltimétricas de relés, a tensiones más bajas.
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4.3.3. Transformadores de potencia.
Los transformadores se utilizan para transformar la energía eléctrica de una tensión
determinada en energía eléctrica de otra tensión distinta a la anterior.
En los sistemas eléctricos se utilizan tres clases de transformadores:
4. Transformadores de central, utilizados en las centrales eléctricas y destinadas a
elevar la tensión de los generadores hasta una tensión muy alta, necesaria para el
transporte de la energía eléctrica hasta los centros de distribución de esta energía.
5. Transformadores de distribución para la reducción de las altas tensiones hasta la
media tensión, necesaria para la alimentación de las redes de media tensión y
para el suministro directo a consumidores de corrientes de media tensión.
6. Transformadores de red, para la alimentación de las redes de baja tensión a partir
de las redes de media tensión.
En un transformador las entradas corresponden a la tensión y la potencia, teniendo en
cuenta que a la salida la tensión será diferente y la potencia en un transformador ideal,
es decir, sin perdidas seria la misma. Dado que el transformador es un elemento que
libera una pequeña parte de la energía en calor, es decir posee perdidas, la potencia
de salida no será la misma sino algo menor.
4.3.3.1.
Clasificación de los transformadores
Podemos clasificar los transformadores utilizados en los sistemas eléctricos de
acuerdo a diferentes criterios.
En primer lugar podemos clasificarlos en cuanto a la forma de la instalación:
-
Transformadores para instalaciones exteriores
-
Transformadores para instalaciones interiores
87
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En cuanto a la clase de aislamiento utilizado podemos clasificarlos en:
-
Transformadores de aire
-
Transformadores de aceite
-
Transformadores de pyralene
-
Transformadores de silicona
Podemos clasificarlos en cuanto la clase de refrigeración:
-
Transformadores autorefrigerados
-
Transformadores con refrigeración independiente
Por el ajuste de la tensión:
-
Transformadores con ajuste de tensión en vacío
-
Transformadores con ajuste de tensión bajo carga
Atendiendo a las características de funcionamiento, se clasifican en:
-
Transformadores de potencia
-
Transformadores adicionales
4.3.3.2.
Características de funcionamiento de los transformadores
En cuanto a las características de funcionamiento de los transformadores es
importante definir algunos valores característicos de estos.
En primer lugar la potencia nominal; es la potencia aparente en los bornes del
secundario, expresada en KVA. Se obtiene multiplicando la tensión nominal
secundaria a plena carga, por la intensidad nominal secundaria y por el factor de fase.
Se llama tensión nominal primaria a aquella para la cual se ha calculado el
arrollamiento primario. Se indica en la placa de características anteponiendo la palabra
“nominal”. En los transformadores de varias tomas, la tensión nominal es la
correspondiente a la toma principal.
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La tensión nominal secundaria es la que aparece en los bornes del arrollamiento
secundario, al alimentar el arrollamiento primario con su tensión nominal, durante la
marcha en vacío del transformador.
La intensidad nominal secundaria es la intensidad de plena carga para la cual se ha
dimensionado el arrollamiento secundario.
Se llama intensidad nominal primaria a la obtenida multiplicando el valor de la
intensidad nominal secundaria, por la relación que existe entre las tensiones
secundaria y primaria nominales.
La relación de transformación nominal es la relación que existe entre las tensiones de
vacío (de alta a baja tensión).
Una característica muy importante de los transformadores es la tensión de
cortocircuito, conocida como la tensión medida en los bornes del arrollamiento de alta
tensión, cuando el arrollamiento de baja tensión, esta cortocircuitado y recorrido por
una corriente de intensidad igual a la intensidad nominal. La tensión de cortocircuito
está normalizada para distintas potencias y tensiones, si no se cumple, esta debe
ajustarse a la exigida para el acoplamiento en paralelo con otros transformadores, o a
condiciones especiales de la red.
La intensidad de cortocircuito nominal es la intensidad que absorbe el arrollamiento
primario, al aplicarles la tensión nominal, estando el arrollamiento secundario cerrado
en cortocircuito y suponiendo que ambos arrollamientos están a la temperatura de
régimen del transformador.
Los valores de la tensión secundaria de un transformador son distintos en la marcha
en vacío de los de plena carga. Esta diferencia se define como la variación de tensión,
valor expresado en tanto por ciento y determinada por la diferencia entre las tensiones
que existe al pasar de la marcha en vacío a la marcha en plena carga.
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4.3.3.3.
Perdidas y rendimiento de los transformadores
Las pérdidas de potencia de un transformador se pueden clasificar en:
1. Pérdidas en vacío.
Las pérdidas en vacío son las producidas en el transformador al ser excitado con la
tensión y frecuencia nominales, uno cualquiera de los arrollamientos del transformador,
permaneciendo abierto el otro arrollamiento.
Las pérdidas en vacío incluyen las pérdidas en el núcleo por histéresis y corrientes de
Foucault (pérdidas en el hierro), las pérdidas dieléctricas y las perdidas en el cobre de
los devanados, debidas a la corriente de excitación.
2. Pérdidas en carga.
Las pérdidas en carga corresponden a la potencia disipada en calor debido a la
circulación de las intensidades nominales por los arrollamientos del transformador.
Las pérdidas totales de un transformador
están constituidas por la suma de las
perdidas en carga.
Un valor importante de los transformadores es el rendimiento, definido por la relación
entre la potencia suministrada y la potencia absorbida.
4.3.3.4.
Grupos de conexión de los transformadores
En un sistema polifásico, la conexión es la forma de enlazar entre sí los arrollamientos
de las distintas fases. En los sistemas trifásicos los arrollamientos pueden estar
montados en conexión abierta (III), conexión en triangulo (D), conexión en estrella (Y)
y conexión en zigzag (Z).
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Las conexiones en triangulo y en estrella son de uso general, mientras que la conexión
zigzag se emplea en baja tensión. La conexión de tipo abierto se emplea en el caso de
transformadores suplementarios o adicionales.
Las conexiones utilizadas en la práctica están normalizadas en grupos de conexión. El
grupo de conexión caracteriza las conexiones de los dos arrollamientos (alta y baja
tensión) y la fase de las tensiones correspondientes a dichos arrollamientos. Cada
grupo se identifica con una cifra, que multiplicada por 30º, da como resultado el
desfase δ, en retraso, que existe entre las tensiones del mismo género (simples o
compuestas), del secundario, respecto al primario del transformador.
La designación de los diversos tipos de conexiones se hace tomando letras
mayúsculas (D, Y, Z) para el lado de alta tensión, y letras minúsculas para el lado de
baja tensión (d, y, z) para el lado de baja tensión.
91
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4.3.3.5.
Autotransformadores
En estos transformadores, ambos arrollamientos, el de alta y el de baja tensión, están
conectados eléctricamente, uno de ellos en serie a la alta y baja tensión. El
arrollamiento en serie se llama arrollamiento suplementario y sirve para elevar o
reducir la tensión para introducir una tensión de distinto ángulo de fase; el
arrollamiento en paralelo se llama también arrollamiento común, ya que es común a la
parte de alta y de baja tensión.
El tamaño del autotransformador viene dado por la potencia propia, que es la
transmitida inductivamente, mientras que la potencia secundaria se denomina potencia
de paso.
El empleo del autotransformador es limitado debido, sobre todo, a la circunstancia de
que una parte de los arrollamientos de alta y de baja son comunes. En estas
condiciones, la puesta a tierra de un conductor en la red de alta tensión puede
provocar una tensión peligrosa respecto a tierra, en dos de las fases de la red de baja
tensión.
4.3.3.6.
Acoplamiento en paralelo de transformadores
En las instalaciones de distribución de las centrales eléctricas y en las estaciones de
transformación es muy normal encontrar los transformadores conectados en paralelo.
La forma de conectar en paralelo los transformadores puede ser por el sus
secundarios, por los primarios o por los primarios y secundarios a la vez.
El sistema de acoplamiento en paralelo tiene una gran ventaja, cuando la carga es
pequeña se puede desconectar una parte de la instalación, funcionando el resto; o en
caso de avería se desacopla el transformador, cuyo funcionamiento es incorrecto, y el
resto de la instalación puede funcionar.
En cuanto a las unidades de reserva, el sistema de acoplamiento en paralelo permite
que estas unidades sean de menor potencia, lo que influye en el coste de las mismas.
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El trabajo en paralelo de los transformadores puede hacerse de dos formas diferentes:
1. Eléctricamente inmediatos.
En este caso los transformadores se encuentran en el mismo lugar unido a las
mismas barras colectoras, en cuyo caso, las impedancias que hay entre los
transformadores son despreciables.
2. Eléctricamente distanciados.
Al trabajar en paralelo sobre redes los transformadores se pueden encontrar en
distintos lugares, en ocasiones con grandes distancias entra sí, por lo que deben
tenerse en cuenta las impedancias de las líneas que unen estos transformadores.
Las condiciones que se deben cumplir para un buen trabajo de los transformadores en
paralelo son:
1. Igual relación de transformación en vacío.
2. Igual frecuencia.
3. Conexión del mismo grupo, es decir, que los desfases entre el primario y
secundario sean iguales.
4. En el caso de utilizar barras colectoras para el trabajo en paralelo, la tensión de
cortocircuito de los transformadores que van a trabajar en paralelo no debe
diferir más de un ±10%.
5. La relación de potencias de los transformadores destinados a trabajar en
paralelo no debe pasar en lo posible de 3:1.
En cuanto a la relación de transformación en vacío, esta debe de ser la misma, sino se
produciría el paso de una corriente de compensación por los transformadores. Su valor
se obtendría de la división de la diferencia de tensión de los transformadores por la
impedancia de estos. Esta diferencia de tensión en carga nula permitiría el
funcionamiento del transformador, y en el caso de carga produce unas pérdidas que
afectan negativamente al rendimiento del sistema instalado.
Cuando los transformadores están acoplados eléctricamente distanciados, no es
preciso que la igualdad de relación de transformación en vacío se cumpla exactamente,
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ya que las impedancias de las líneas ya nos modifican las tensiones. En este caso
esta diferencia entre las relaciones de transformación puede ser favorable, dado que
proporciona un reparto más equitativo de la carga y se evitarían las corrientes
circulatorias de compensación porque la compensación la originan las impedancias.
La segunda condición que corresponde con la frecuencia se explica por la
imposibilidad de unir circuitos senoidales de diferente frecuencia, dado que el
resultado no sería senoidal.
La conexión en paralelo se ha de realizar entre transformadores que posean el mismo
desfase entre el primario y el secundario. En caso contrario, sería imposible conectar
los hilos correspondientes a la misma polaridad, dado que, solamente se pueden unir
puntos de diferentes circuitos cuando están a la misma tensión.
En cuanto a la condición de la tensión de cortocircuito, si queremos que los índices de
carga de los transformadores, es indispensable. En ese caso los transformadores se
cargan en igual proporción.
4.3.3.7.
Subdivisión de la potencia total
En las instalaciones transformadoras se encuentra un problema importante, que es el
de subdividir la potencia total en varias unidades. En instalaciones que sirven a
núcleos pequeños y aislados de pequeña potencia, únicamente se instala un
transformador.
En estas instalaciones una avería no tiene una importante repercusión económica, y la
sustitución del transformador por uno en buen estado no conlleva demasiado tiempo.
En cambio, en las grandes instalaciones esto no ocurriría así, por lo que lo
conveniente sería fraccionar la potencia en varias unidades y hacerlas trabajar según
el índice de carga de la estación. Con este método se mejora el rendimiento de la
instalación pero también la colocación de muchos transformadores de potencia menor
encarece la instalación, no solo por el aumento de transformadores sino también por el
consiguiente aumento de material accesorio.
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Para determinar la mejor solución para cada instalación, ya que estas pueden
presentar distintos problemas y no se les puede aplicar las mismas soluciones, se
debería de realizar un estudio económico entre los gastos de instalación,
mantenimiento, pérdidas y amortizaciones y resolviendo el estudio en consecuencia a
estas variables.
4.3.3.8.
Refrigeración de los transformadores
Las pérdidas de energía de los transformadores se convierten en calor, el cual es
necesario evacuar al medio exterior con el objetivo de que la temperatura interna no
alcance valores superiores al calentamiento admisible por los distintos elementos que
constituyen un transformador.
Los límites de calentamiento tienen gran importancia, dado que el envejecimiento del
transformador es función de la temperatura del punto más caliente del arrollamiento.
La mayoría de los transformadores están refrigerados por aceite, el cual sirve para que
el calor producido por perdidas de energía eléctrica en los arrollamientos se traspase
al agente refrigerante exterior, generalmente aire o agua, y al material aislante. La
construcción de aceite se rige por la clase de refrigeración elegida.
En cuanto a la clasificación de los tipos de refrigeración podemos distinguir los
siguientes:
-
ONAN (Oil Natural circulation Air Natural circulation). Refrigeración mediante
circulación natural del aceite y del aire en los radiadores.
-
ONAF (Oil Natural circulation Air Forced circulation). Refrigeración mediante
circulación natural del aceite y circulación forzada de aire a través de los
radiadores.
-
OFAF (Oil Forced circulation Air Forced circulation). Refrigeración mediante
circulación forzada del aceite (bombas de aceite hacia los radiadores) y
circulación forzada de aire a través de los radiadores.
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-
ODAF (Oil forced circulation Directed Air Forced). Circulación forzada y dirigida
del aceite (bombas de aceite hacia los radiadores y elementos de
direccionamiento en el interior del transformador hacia los canales de aceite) y
circulación forzada de aire a través de los radiadores.
4.3.4. Sistemas de protección, control, conducción y conexión.
4.3.4.1.
Sistemas de protección
4.3.4.1.1.
Relés de protección
4.3.4.1.1.1.
Existen muchas
causas
Perturbaciones
que pueden
perturbar
el servicio normal
de
los
transformadores, barras y redes eléctricas. Todas estas perturbaciones se dividen en
cinco grupos principales:
1. Cortocircuito
2. Sobrecarga
3. Retorno de corriente
4. Subtensión
5. Sobretensión
El cortocircuito se produce cuando hay conexión directa entre dos o más conductores
de distinta fase, en una conducción eléctrica. Los cortocircuitos aumentan la intensidad
que atraviesa un circuito eléctrico y tienen efectos desastrosos sobre las máquinas y
líneas eléctricas. Estos cortocircuitos han de corregirse de forma rápida o pueden dar
como resultado problemas importantes, como deteriorar las líneas eléctricas, fundir los
conductores o destruir las máquinas eléctricas.
Un circuito se encuentra sobrecargado cuando está trabajando con mayor intensidad
de corriente de aquella para la que está diseñado.
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Entre cortocircuito y sobrecarga existen diferencias que hay que tener en cuenta para
no confundirlos. En el caso de cortocircuito el aumento de la intensidad es instantáneo
y mucho mayor de la intensidad de corriente que pasa por un circuito, en cambio la
sobrecarga se produce durante un periodo de cierta duración y algo mayor de la
intensidad de corriente.
Los efectos causados por cortocircuito son mayores que los producidos por
sobrecarga, aunque los efectos de las sobrecargas pueden producir sobre todo
calentamientos, que a largo plazo, pueden producir perforaciones en los
aislantes y cortocircuitos, además una sobrecarga en las máquinas eléctricas
producen una disminución del rendimiento de las mismas.
El retorno de corriente, se produce, sobre todo en los circuitos de corriente
continua, en el momento en que la intensidad de corriente disminuye hasta
valores por debajo de cero. En ese momento, como el valor de la intensidad en
negativo, el sentido de la corriente se invierte.
La subtensión aparece cuando la tensión en la central es inferior a la nominal.
La subtensión puede ser perjudicial porque la carga conectada a la red no
puede disminuir su potencia y al ser la tensión menor de la prevista, compensa
este efecto con una mayor intensidad absorbida, es decir, con una
sobreintensidad.
La sobretención es lo contrario a la subtensión, es decir, una tensión mayor
que la nominal, con el correspondiente riesgo de perforación de los aislantes,
peligro para el personal…
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4.3.4.1.1.2.
Componentes
de
los
dispositivos
de
protección contra las perturbaciones
Para evitar o al menos disminuir los efectos de las perturbaciones anteriormente
definidas, son necesarios dispositivos de protección apropiados.
Los componentes de cualquier dispositivo de protección son los siguientes:
1. Un órgano de entrada, que detecta las señales procedentes de una
perturbación (corrientes, tensiones…) y las convierte en señales aptas para ser
recogidas por el relé de protección es decir, de débil potencia y de baja tensión.
Por lo general los órganos de entrada de los dispositivos de protección son
transformadores de intensidad y transformadores de tensión los cuales,
además de órganos de entrada, sirven de aislamiento eléctrico entre las partes
de alta y de baja tensión de la instalación.
2. En el órgano de conversión se convierten las señales procedentes del órgano
de entrada, de tal forma que pueden medirse por el órgano que sigue. Algunas
veces, no existe este órgano de conversión y las señales pasan directamente
desde el órgano de medida.
3. El órgano de medida es la parte más importante del dispositivo de protección;
es donde se miden las señales procedentes de los órganos anteriores,
previamente adaptadas por dichos órganos, y se decide de acuerdo con el
valor de la medida, cuando debe entrar en funcionamiento el correspondiente
dispositivo de protección.
4. El órgano de salida es el elemento intermediario entre el dispositivo de
protección y los órganos accionados por este dispositivo. Amplifica las señales
procedentes del órgano de medida y engloba también los elementos
necesarios para aumentar el número de señales de salida. Los órganos
clásicos de salida son los contadores de mando y, modernamente los
elementos lógicos con sus correspondientes dispositivos de amplificación.
5. El órgano accionado es la bobina de mando de los disyuntores, que producen
la desconexión de estos en caso de perturbaciones.
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6. La fuente auxiliar de tensión que actúa como órgano de alimentación del
dispositivo de protección. Esta fuente auxiliar puede ser una batería de
acumuladores a baja tensión, un dispositivo de tensión nula, o bien, la propia
red, a través de los correspondientes transformadores de tensión y de
intensidad.
Los elementos denominados como órgano convertidor, órgano de medida y órgano de
salida generalmente están englobados en un solo aparato, denominado relé de
protección.
4.3.4.1.1.3.
Características de los relés de protección
Los relés de protección han de cubrir un grupo de exigencias para cumplir con las
condiciones que les han sido asignadas. Las exigencias más importantes son las
siguientes:
-
Fiabilidad
-
Sensibilidad
-
Rapidez
-
Selectividad
-
Automaticidad
La fiabilidad es la seguridad de funcionamiento del relé de protección y, dado que
estos relés protegen máquinas y dispositivos cuyo valor es más elevado que el del relé,
la fiabilidad del relé ha de ser mucho mayor que la del aparato o parte de intalacion
protegida.
Los relés de protección han de ser sensibles, es decir, que su funcionamiento ha de
ser correcto para el valor mínimo de la perturbación que pueda aparecer en el lugar
del defecto.
Para una protección eficiente, el relé ha de separar la parte afectada lo más
rápidamente posible. Esto ha de ser así, dada la proporcionalidad entre la duración del
arco eléctrico, que calienta y destruye los aislantes y conductores y la duración en el
tiempo del arco eléctrico.
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En cuanto a la selectividad, las características y los valores de funcionamiento de los
relés han de elegirse de tal forma que, aún para las condiciones más desfavorables,
solamente queda desconectada la parte de la red o de la máquina que esté afectada
por el defecto. De esta forma, se reducirá al mínimo el sector falto de suministro de
energía eléctrica mientras se efectúa la reparación de la parte averiada.
Otras de las exigencias que un relé ha de cumplir son:
-
Su funcionamiento debe permanecer inalterado para las variaciones de
configuración de la red, tales como puestas en paralelo, modificaciones de la
alimentación, etc…
-
El funcionamiento debe producirse cualesquiera que sean la intensidad de
cortocircuito, la naturaleza y situación de los defectos, etc…
-
El relé debe de ser insensible a las sobrecargas y sobretensiones
momentáneas.
-
El relé debe de ser insensible también a las oscilaciones de la tensión,
corriente, etc…
-
El relé ha de tener un consumo propio muy pequeño.
Los criterios más empleados a la hora de detectar un defecto son los que se citan a
continuación:
1. Aumento de la intensidad de corriente.
2. Disminución de la tensión.
3. Disminución de la impedancia aparente.
4. Comparación de la fase o de la amplitud de las corrientes de entrada y salida.
5. Inversión del sentido de la potencia entre la entrada y la salida.
Las características de funcionamiento más importantes de los relés de protección son
las siguientes:
-
Características de corriente
o
Corriente nominal: corriente para la que ha sido calibrado el relé.
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o
Corriente de funcionamiento: denominada también corriente de
desbloqueo, es el límite inferior del valor de la corriente que provoca el
funcionamiento del relé.
o
Corriente permanente admisible: también conocida en ocasiones como
corriente de calentamiento, es el valor máximo de la intensidad que
puede soportar permanentemente la bobina del relé, o los contactos del
mismo.
o
Corriente máxima admisible: llamada también valor de sobreintensidad,
es el valor máximo de la intensidad que puede soportar la bobina del
relé o los contactos del mismo durante un tiempo especificado.
o
Corriente a la apertura: es el valor máximo de la intensidad que pueden
cortar los contactos del relé, en el momento de la apertura de los
mismos. Se llama también corriente al corte.
o
Corriente al cierre: valor máximo de la intensidad que puede atravesar
los contactos del relé en el momento del cierre de los mismos.
o
Corriente de retorno: valor de la corriente para que el relé vuelva a su
posición de reposo.
-
Características de tensión
o
Tensión de servicio: es la tensión para la que ha sido calibrado el relé.
o
Tensión de funcionamiento: denominada otras veces tensión de
desbloqueo, es el límite inferior del valor de la tensión que provoca el
funcionamiento del relé.
o
Tensión permanente admisible: es el valor máximo de la tensión que
puede soportar permanentemente la bobina del relé, o los contactos del
mismo.
o
Tensión
máxima
admisible:
también
conocida
como
valor
de
sobretensión, es el valor máximo de la tensión que puede soportar la
bobina del relé, o los contactos del mismo, en un tiempo especificado.
o
Tensión de retorno: valor de la tensión para la que el relé vuelve a su
posición de retorno.
-
Características de potencia:
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o
Potencia de consumo: llamada también consumo, es la potencia
absorbida por los circuitos del relé para la tensión de servicio y la
intensidad nominal. Se expresa en vatios o en voltamperios.
o
Potencia de funcionamiento: conocida también como potencia de
desbloqueo, es el límite inferior del valor de la potencia, que provoca el
funcionamiento del relé.
o
Potencia permanente admisible: es el valor máximo de la potencia que
pueden soportar los circuitos del relé.
o
Potencia a la apertura: es el valor máximo de la potencia que pueden
cortar los contactos del relé, en el momento de la apertura de los
mismos. Se llama también capacidad de corte.
o
Potencia al cierre: potencia que pueden soportar los contactos del relé,
en el momento del cierre de los mismos. También se conoce como
capacidad al cierre.
o
Potencia de retorno: valor de la potencia para la que el relé vuelve a su
posición de reposo.
-
Características de tiempo
o
Instante de excitación: instante en el que la magnitud eléctrica (corriente,
tensión o potencia), alcanza el valor de funcionamiento.
o
Tiempo de funcionamiento: es el intervalo de tiempo comprendido entre
el instante de excitación y el accionamiento de los contactos del relé.
o
Temporización: retardo introducido voluntariamente en el tiempo de
funcionamiento de un relé.
o
Relé de acción instantánea: relé sin dispositivo de retardo. Entra en
acción en el mismo instante en que la magnitud eléctrica llega a su
valor de funcionamiento. Se llama también relé instantáneo.
o
Relé de acción diferida: se conoce también como relé temporizado,
tiene un dispositivo de temporización de tal forma, que entra en acción
después de cierto tiempo de haber alcanzado la magnitud eléctrica su
valor de funcionamiento.
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o
Relé de retardo independiente: es el relé de acción diferida cuyo retardo
siempre es el mismo cualquiera que sea el valor de la magnitud
eléctrica que provoca el funcionamiento del relé.
o
Relé de retardo dependiente: es el relé de acción diferida cuyo retardo
varía con el valor de la magnitud eléctrica que provoca el
funcionamiento del relé.
-
Otras características
o
Calibrado: valor de las magnitudes eléctricas (corriente, tensión,
potencia, etc…) marcados sobre la placa de características, para los
cuales se dimensionan las bobinas y los contactos del relé.
o
Relación de retorno: relación en tanto por ciento entre el valor de
retorno de una magnitud eléctrica (corriente, tensión, etc…) y el valor de
funcionamiento.
4.3.4.1.1.4.
Clasificación de los relés de protección
Dada la amplia variedad de tipos de relés existentes en el mercado es difícil una
clasificación de los mismos. Vamos a clasificarlos atendiendo a varios criterios:
-
Por las características constructivas.
-
Por la magnitud eléctrica que controlan o miden.
-
Por las características del tiempo de funcionamiento.
-
Por la forma de funcionamiento.
-
Por la forma de desconexión.
-
Por la forma de conexión.
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4.3.4.1.1.4.1. Clasificación
por
las
características
constructivas
Teniendo en cuenta las características constructivas, los relés de protección pueden
ser:
1. Relés electromagnéticos: estos están basados en la fuerza de atracción
ejercida entre piezas del material magnético. Esta fuerza mueve una pieza
móvil en el sentido de disminución de la reluctancia del circuito magnético.
Cuando la corriente que circula por los bobinados alcanza un valor suficiente, el
elemento móvil se desvía de forma que cierre el circuito magnético, lo que
provoca el cierre de los contactos.
Las principales ventajas de los relés electromagnéticos están en su simplicidad,
su
robustez
y
su
economía.
Estas
ventajas
hacen
que
electromagnéticos sean universalmente empleados como relés de
los
relés
tensión,
relés de intensidad, etc…
2. Relés de inducción: también conocidos como relés Ferraris, son muy
empleados en la actualidad por las muchas aplicaciones y combinaciones que
admiten.
3. Relés electrodinámicos: el funcionamiento de los relés electrodinámicos está
basado en la acción de una bobina fija sobre una bobina móvil, lo mismo que
en los aparatos electrodinámicos de medida; frecuentemente incluyen también
un circuito magnético de hierro u otro material magnético y, en este caso, se
denominan relés ferrodinámicos.
En los relés ferrodinámicos, la sección de hierro del circuito magnético y el
valor del entrehierro, se eligen de forma que eviten cualquier riesgo de
saturación dentro del campo de medida del relé. La sensibilidad de estos relés
es muy grande, aunque no permiten obtener una temporización larga en su
funcionamiento, debido al débil desplazamiento angular de la bobina móvil.
Tienen el inconveniente de su elevado coste de construcción.
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4. Relés electrónicos: estos recurren para su funcionamiento a dispositivos
electrónicos tales como válvulas, diodos, tiristores, transitores, etc… Estos
relés se emplean en la técnica de la protección desde hace poco tiempo y aun
no se han cubierto todas las posibilidades que los dispositivos electrónicos
pueden proporcionar en la protección de máquinas y redes.
5. Relés térmicos: estos se emplean, sobre todo, contra las sobrecargas. Estos
relés desconectan la máquina cuando sus devanados, por causa de una
sobrecarga, alcanzan una temperatura capaz de dañar los aislantes. Constan
de una imagen térmica del objeto que han de proteger, es decir, de un
dispositivo cuya ley de calentamiento sea análoga a la del objeto protegido.
4.3.4.1.1.4.2. Clasificación de los relés de protección por la
magnitud eléctrica que controlan o miden
Por la magnitud eléctrica que controlan los relés de protección pueden ser:
1. Relés de intensidad: actúan por la acción de la intensidad de corriente que
atraviesa el relé; por esta razón se les conoce también como relés de corriente
y relés amperímetros.
Estos
relés
pueden
ser
de
máxima
intensidad,
cuando
entran
en
funcionamiento si la intensidad del órgano protegido sobrepasa un cierto valor
previamente de terminado o relés de mínima intensidad, si el funcionamiento
tiene lugar cuando la intensidad disminuye por debajo de un valor previamente
fijado. Por lo general estos relés son electromagnéticos y en alguna ocasión
térmicos.
2. Relés de tensión: también se llaman relés voltimétricos y actúan por las
variaciones de la tensión a que está sometido el relé. Se llaman relés de
máxima tensión y también relés de sobretensión, si actúan al sobrepasar la
tensión el valor previamente fijado, y relés de mínima tensión o relés de
subtensión, si entran en funcionamiento cuando la tensión baja por debajo del
valor prefijado.
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Un caso particular es el relé de tensión nula que actúa cuando la tensión ha
llegado a su valor cero.
Generalmente los relés de tensión son electromagnéticos.
3. Relés de producto: estos actúan por la acción del producto de dos magnitudes
eléctricas. Los más conocidos son los relés de potencia, denominados también
relés vatimétricos y relés dinamométricos, los cuales entran en funcionamiento
por la acción del producto de la corriente que atraviesa el relé por la tensión a
la que están sometidos los bornes de este mismo relé.
Normalmente los relés de producto son ferrodinámicos.
4. Relés de cociente: estos entran el funcionamiento cuando el cociente de dos
magnitudes eléctricas llega a cierto valor prefijado. Los más conocidos son los
relés de mínima impedancia, que actúan cuando la impedancia del relé
disminuye por debajo del valor prefijado.
Los relés de cociente son, normalmente, electrodinámicos o ferrodinámicos.
5. Relés diferenciales: estos relés entran en funcionamiento cuando la diferencia
de dos o más magnitudes eléctricas del mismo tipo (dos o más intensidades,
dos o más tensiones…) sobrepasa un valor prefijado.
Los relés diferenciales se caracterizan por su sensibilidad y por su selectividad;
generalmente, se construyen del tipo electromagnético o del tipo de inducción.
6. Relés de frecuencia: funcionan cuando la frecuencia se aparta del valor de
consigna previamente establecido.
Por lo general este tipo de relés son del tipo de inducción.
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4.3.4.1.1.4.3. Clasificación de los relés de protección por el
tiempo de funcionamiento
En cuanto al tiempo de funcionamiento, los relés de protección se pueden clasificar en:
1. Relés de acción instantánea
2. Relés de acción deferida
Los relés de acción instantánea no tienen dispositivo de retardo. Por lo que entran en
funcionamiento en el mismo instante en que la magnitud eléctrica controlada (corriente,
tensión,etc…) sobrepasan el valor previamente ajustado.
También se les conoce como relés instantáneos.
Los relés de acción diferida, también se conocen como relés temporizados. Estos
entran en funcionamiento después de cierto tiempo de haber alcanzado la magnitud
eléctrica controlada su valor de funcionamiento.
Los relés de acción diferida se subdividen en:
-
Relés de retardo independiente: en estos la temporización es la misma
independientemente de la magnitud eléctrica que provoca el funcionamiento
del relé.
-
Relés de retardo dependiente: estos relés no tienen una temporización fija, sino
que varía con el valor de la magnitud eléctrica que controla el relé. La mayoría
son de tiempo inverso, es decir, la temporización es inversamente proporcional
al valor de la magnitud controlada.
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4.3.4.1.1.4.4. Clasificación de los relés de protección por la
forma de funcionamiento
Según la forma de funcionamiento, es decir, la forma de actuación sobre el dispositivo
de disparo del disyuntor, los relés de protección se clasifican en:
-
Relés directos
-
Relés indirectos
Los relés directos, también conocidos como relés primarios, actúan directamente
sobre el dispositivo de disparo del disyuntor principal.
Los relés indirectos se conocen también como relés secundarios, no actúan
directamente sobre el dispositivo de desenganche del disyuntor, sino a través de
contactos de cierre o de apertura.
4.3.4.1.1.4.5. Clasificación de los relés de protección por la
forma de desconexión
Los relés de protección según la forma de desconexión del disyuntor en caso de
perturbación se clasifican en:
-
Relés de desconexión mecánica
-
Relés de desconexión eléctrica
Los relés de desconexión mecánica son siempre relés directos y desconectan el
interruptor utilizando medios mecánicos como excéntricas, resortes, juegos de
palancas, etc…
Los relés de desconexión eléctrica son, en la mayoría de las ocasiones, relés
indirectos. Cuando el relés se encuentra en funcionamiento, cierra o abre un circuito
auxiliar en el que se encuentra la bobina de desenganche del disyuntor.
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4.3.4.1.1.4.6. Clasificación de los relés de protección por la
forma de conexión
Después de haber estado en funcionamiento, una vez que han cesado las causas de
perturbación, los relés de protección deben permitir que los elementos protegidos
vuelvan a su funcionamiento normal. Esto se consigue reenganchando el disyuntor
correspondiente. Según esa forma de conexión los relés de protección se pueden
clasificar en:
-
Relés de reenganche automático
-
Relés de bloqueo
El circuito protegido por los relés de reenganche automático vuelve automáticamente a
las condiciones iniciales de funcionamiento, una vez terminada la perturbación que
provoco su accionamiento. Esto quiere decir que, el relé se rearma por si solo y queda
en condiciones de funcionar nuevamente en el momento en el que sea necesario.
En cuanto al relé de bloque, es necesario rearmarlo manualmente, disponiendo los
contactos para que pueda volver a funcionar. Si esto no re realiza el circuito protegido
por el relé quedaría bloqueado permanentemente.
4.3.4.1.2.
Tipos de protección
En este apartado vamos a describir las clases de protección necesarias en un sistema
de protección eficiente.
4.3.4.1.2.1.
Protección de sobrecargas
Su función es la protección contra cualquier sobreelevación peligrosa de la
temperatura que es la consecuencia más directa de las sobrecargas.
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Se trata de una protección térmica basada en la medición, tanto directa como indirecta,
de la temperatura del objeto que se ha de proteger. La medida directa se realiza
mediante termómetros adecuados situados en los devanados de las máquinas o en el
aceite de los transformadores.
La medida indirecta, tiene mayor aplicación, y se realiza a través de una imagen
térmica o de un relé térmico. Esa medida reproduce de manera aproximada las
condiciones de carga y de calentamiento del objeto que se ha de proteger.
Dada la dependencia que posee el calentamiento con el tiempo y la intensidad, los
relés térmicos serán relés con retardo dependiente de la intensidad.
Este tipo de relés tienen las siguientes consideraciones:
-
Tienen en cuenta, no solo las corrientes superiores a las corrientes de plena
carga, sino que también reproducen y miden el calentamiento debido a la
corriente de servicio, independientemente de su valor.
-
Su inercia térmica está adaptada a al del objeto que deben proteger.
4.3.4.1.2.2.
Protección de máxima intensidad
Se emplean relés de máxima intensidad, que desbloquean cuando la corriente
sobrepasa el valor previamente fijado. Estos relés están temporizados y sus retardos
son creciente.
4.3.4.1.2.3.
Protección direccional
El objeto de esta protección es reconocer en qué dirección se encuentra un defecto.
Generalmente, constituye uno de los elementos de una protección compuesta. Se
emplean relés de potencia, que miden una potencia monofásica o trifásica, activa,
reactiva o compuesta. Estos relés direccionales solamente cierran sus contactos
cuando la energía circula en un sentido determinado.
4.3.4.1.2.4.
Protección diferencial longitudinal
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Está basada en la comparación delas intensidades en los dos extremos del conductor
que se debe proteger. Si no existe defecto en este conductor, las intensidades son
iguales. Si hay defecto en el conductor hay una diferencia de intensidades.
4.3.4.1.2.5.
Protección diferencial compensada
La protección diferencial compensada es insensible a los errores y a las diferencias
entre las relaciones de transformación de los transformadores de intensidad.
El relé diferencial compensado lleva dos arrollamientos; uno de ellos esta recorrido por
la diferencia de las corrientes medidas, es decir, por la corriente diferencial y el otro
arrollamiento esta recorrido por las mismas corrientes medidas, o sea, por la corriente
que atraviesa el órgano que se debe proteger.
4.3.4.1.2.6.
Protección diferencial direccional
En lugar de comparar las intensidades en los extremos de la línea, se pueden
comparar las indicaciones de los dos relés diferenciales situados en estos mismos
extremos. En este caso, los hilos pilotos solamente se utilizan para transmitir una
orden.
4.3.4.1.2.7.
Protección diferencial transversal
La protección diferencial transversal, llamada también protección equilibrada, compara
las intensidades de dos o más circuitos en paralelo; está basada e que tratándose de
dos o más circuitos en paralelo de iguales características debe circular por todos ellos
la misma intensidad, de forma que no pasará corriente por el relé mientras no exista
un desequilibrio, que será indicio de avería.
4.3.4.1.2.8.
Protección de distancia
El tiempo de funcionamiento de los relés de distancia es proporcional a la distancia en
que ha ocurrido el defecto; de esta forma, al producirse una avería en un puesto
cualquiera de la red, los relés más próximos disparan antes que los relés mas alejados.
4.3.4.1.2.9.
Protección direccional de tierra
111
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La protección direccional de tierra tiene por objeto señalar, y en ocasiones,
desconectar selectivamente el ramal puesto a tierra. Tienen como función constatar la
dirección de la corriente óhmica en lugar del defecto.
4.3.4.1.3.
Pararrayos
Se denominan pararrayos a los dispositivos destinados a descargar las sobretensiones
producidas por descargas atmosféricas, por maniobras o por otras causas, que en otro
caso, se descargarían sobre los aisladores o perforando el aislamiento, ocasionando
interrupciones en el sistema eléctrico y, en muchos casos, desperfectos en los
generadores, transformadores…
Para que su funcionamiento sea eficaz, los pararrayos han de estar permanentemente
conectados a las líneas pero solamente han de entrar en funcionamiento en el caso de
que la tensión sobrepase la tensión de servicio.
El pararrayos autovalvular se compone de:
-
El explosor de un pararrayos tiene una doble misión: debe cebarse en caso de
aparición de la sobretensión y, después, debe suprimir la corriente de fuga a su
paso por cero, después del amortiguamiento de la onda de sobretensión. En
los pararrayos más modernos esta doble misión está encomendada a dos
explosores conectados en serie y denominados, respectivamente, explosor de
cebado y explosor de extinción. En los modelos más antiguos, el explosor de
cebado estaba constituido por dos semiesferas, cuya distancia disruptiva era
ajustable y dependía de la tensión de cebado; en estos modelos como
elementos de extinción se utilizaban electrodos planos, con interposición de
discos aislantes. El gran inconveniente de este sistema era el valor
relativamente pequeño de la capacidad entre las dos semiesferas, con relación
a la de los electrodos planos, de lo que resulta un defectuoso reparto de
tensión, ya que el explosor de cebado recibía la mayor parte de la tensión. Por
esta razón, esta disposición fue abandonada y sustituida por el sistema de
electrodos planos apilados sin dispositivo de cebado separado.
112
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-
Explosor de cebado. Este explosor aísla de la línea los elementos del
pararrayos para las tensiones normales de servicio, pero se ceba cuando
aparece una sobretensión que sobrepasa cierto nivel; la firma fabricante lo
denomina explosor de aislamiento. La superficie de uno de los electrodos está
provista de dientes de aristas vivas; estas aristas están en contacto con el
anillo de cerámica que separa los electrodos; este dispositivo presioniza el
explosor antes de que la tensión alcance el valor de cebado y asegura la
constancia de la tensión de cebado.
-
Explosor de extinción. Una serie de explosores, cuya separación entre
electrodos está mantenida por anillos aislantes, tiene como misión interrumpir
la corriente de fuga a su primer paso por cero (esta corriente de fuga es la
corriente a frecuencia industrial que tiende a mantenerse después del paso de
la corriente de descarga), cerrando el camino conductor abierto por la corriente
de descarga.
-
Bloque autovalvular. Este bloque tiene una característica tensión -corriente, no
lineal y se comporta como una resistencia de pequeño valor cuando es
recorrido por corrientes elevadas, limitando de esta forma la caída óhmica en
los bornes del pararrayos durante el curso de la descarga. Por el contrario, esta
resistencia es más elevada para la corriente de fuga, que es mucho más
pequeña, cuyo valor limita a un valor moderado, fácilmente cortado por el
explosor de extinción.
-
Conexión de tierra eyectable. Una de las particularidades de este modelo de
pararrayos es el dispositivo de eyección de la conexión de tierra. Cuando se
avería un pararrayos a causa de una sobrecarga térmica (caso de
funcionamiento sobre una red con tensión de línea demasiado elevada),
funciona el dispositivo de eyección, desconectando el cable de conexión a
tierra, y poniendo de esta forma el pararrayos fuera de servicio, lo que evita un
defecto línea − tierra en la red. Este dispositivo suprime el peligro de explosión
del pararrayos y da la indicación de avería a los equipos de vigilancia.
113
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En cuanto al funcionamiento del pararrayos autovalvular; para comprender mejor el
funcionamiento de un pararrayos valvular, vamos a recurrir a un símil hidráulico.
Supongamos un embalse constituido por el río A, la presa B, y una derivación C,
compuesta ésta por una válvula de compuerta y un conducto de evacuación.
Admitamos que existen 4 niveles posibles de agua: el nivel normal, el nivel de cebado
durante el cual empieza a abrirse la válvula, el nivel de protección o de seguridad y el
nivel máximo. Si se produce una crecida en un tiempo muy corto pueden ocurrir dos
cosas:
-
Primera: que la altura del agua no sobrepase el nivel de cebado de la
compuerta; por lo tanto, ésta no se abre porque la crecida no amenaza la
seguridad de la presa.
-
Segunda: que la altura del agua sobrepase el nivel de cebado de la compuerta;
en este caso, la compuerta se abre y deja escapar cierta cantidad de agua que
depende de la presión sobre la compuerta, es decir, de la altura de la crecida.
La apertura rápida de la válvula y la sección del conducto de evacuación,
deben calcularse de forma que, en caso de crecida repentina cuya altura sea
superior al nivel de seguridad, el agua se evacúe por el conducto en un tiempo
suficiente-mente corto para que el agua vuelva a su nivel de protección, sin
peligro para la integridad de la presa.
En un sistema eléctrico, el pararrayos realiza la misión protectora encomendada a la
compuerta y al conducto de evacuación, en nuestro símil hidráulico. Por esta razón, se
denominan pararrayos autovalvulares o, también pararrayos de efecto valvular.
4.3.4.2.
Sistemas de distribución y demando
El servicio de las instalaciones eléctricas de transformación y de distribución debe
estar siempre asegurado. Con este objeto se reúnen los dispositivos de maniobra, los
aparatos de medida y los de protección en paneles o cuadros de mando, que permiten
el accionamiento y la vigilancia de los elementos que constituyen la instalación.
En las grandes instalaciones los aparatos de mando, maniobra y medida no pueden
montarse directamente sobre los cuadros de distribución, por razones técnicas y de
114
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seguridad personal. Lo que se hace en estos casos, es mandar a distancia los
aparatos de corte, desde un puesto de mando central.
4.3.4.2.1.
Clasificación
de
los
cuadros
de
mando
y de
distribución
Podemos clasificar estos cuadros de acuerdo con el sistema de mando empleado, en
las siguientes clases:
1. Cuadros de mando directo.
2. Cuadros de mando a distancia por medios mecánicos.
3. Cuadros de mando a distancia por medios eléctricos.
Los cuadros de mando directo se utilizan en instalaciones de pequeña importancia
donde resulta fundamental el bajo costo y donde solamente son necesarios pocos
paneles. Se instala para la maniobra de líneas de entrada, generadores, alimentadores,
distribución de alumbrado…
Los cuadros de mando a distancia por medios mecánicos se emplean generalmente
para corriente alterna. Pueden emplearse para tensiones superiores y mayores
potencias que los cuadros de mando directo, y además, con mayor seguridad para el
personal de servicio, ya que los aparatos de corte con sus barras y conexiones están
montados aparte.
Los cuadros de mando a distancias por medios eléctricos se utilizan en las grandes
instalaciones. La disposición de los puestos de mando y vigilancia debe permitir una
visibilidad lo más amplia posible del estado de servicio de toda la instalación y facilitar
además la maniobra rápida de los aparatos de corte y de los dispositivos de regulación.
Por estas razones, actualmente, en instalaciones de cierta importancia , se reúnen
todos los aparatos de mando, medición y control en un puesto de mando central y
alejado de las partes de la instalación sometidas a alta tensión.
115
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4.3.4.3.
Sistemas de conducción y conexión
4.3.4.3.1.
Conductores
Los conductores son los elementos que se emplean para unir eléctricamente los
diversos aparatos y dispositivos que constituyen las estaciones de transformación y de
distribución. Los conductores forman los circuitos a través de los cuales circulara la
corriente; el sistema de circuitos podemos dividirlo en dos partes principales:
1. Circuitos de potencia
2. Circuitos de mando, medida y protección
Los circuitos de potencia incluyen todos los circuitos de la instalación, excepto los de
los cuadros de distribución, y por ellos circula la corriente principal de la instalacion.
Los circuitos de mando, medida y protección, tal como su nombre indica, están
destinados a alimentar los aparatos y dispositivos de medida, control y protección de la
instalación.
4.3.4.3.2.
Aisladores
Los aisladores se utilizan en la estaciones de transformación y de distribución como
elementos de montaje.
4.3.4.3.3.
Bornes de conexión
Son elementos de montaje característicos de las instalaciones de mando, medida y
señalización.
4.3.4.4.
Puestas a tierra de protección y de servicio
La denominación de puesta a tierra comprende cualquier ligazón metálica directa, sin
fusible ni protección alguna, de sección suficiente, entre una parte de una instalación y
116
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un electrodo o placa metálica, de dimensiones y situación tales que en todo momento,
pueda asegurarse que el conjunto está prácticamente al mismo potencial de la tierra.
Las puestas a tierra se pueden clasificar en puestas a tierra de protección y puestas a
tierra de servicio.
Las primeras se instalan para prevenir accidentes personales. Todas las partes
metálicas de una instalación que no pertenezcan al circuito de corriente de trabajo
tienen que estar puestas a tierra cuando el producirse averías puedan entrar en
contacto con piezas bajo tensión.
La puesta a tierra de servicio es la que pertenece al circuito de corriente de trabajo.
También están incluidos en este grupo, los circuitos de tierra de los pararrayos y otros
dispositivos de protección contra sobreintensidades.
Un circuito de puesta a tierra comprende las siguientes partes:
1. Circuito de conductores de unión
2. Electrodo o toma de tierra
3. Tierra propiamente dicha
117
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ANEJO 5. DESCRIPCIÓN
DETALLADA DE LA SUBESTACION
OBJETO DE MANUAL
118
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5.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA SUBESTACIÓN OBEJETO DEL MANUAL.
120
5.1.
Definición...................................................................................................... 120
5.2.
Localización. ................................................................................................. 120
5.3.
Funcionamiento. .......................................................................................... 121
5.4.
Listado de elementos y aparamenta. .......................................................... 123
5.6.
Esquema de la instalación. .......................................................................... 129
119
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5. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA SUBESTACIÓN OBEJETO DEL MANUAL.
5.1. Definición.
La subestación objeto del manual se define como una subestación o estación principal
que transforma la tensión de entrada de la línea de 132KV a la tensión de transporte
de 30KV. La línea de transporte de 30KV alimenta los distintos talleres de la empresa,
en los cuales se transforma la tensión de 30KV a 3KV para su posterior uso en las
distintas máquinas, servicios, etc… necesarios en la empresa.
Esta subestación es de tipo reductora, dado que la tensión de salida es menor que la
de entrada.
Según su forma de montaje, se considera una subestación de intemperie, ya que los
elementos constituyentes se encuentran instalados al aire libre.
La planta de Reinosa forma parte del grupo brasileño Gerdau, uno de los líderes
mundiales del sector del acero y el segundo productor de alambrón del mundo.
La planta de Reinosa fabrica grandes piezas forjadas y fundidas, e ingenierías de todo
el mundo confían en esta entidad para la ejecución de piezas complicadas de gran
tamaño destinadas a la construcción naval, civil y militar.
5.2. Localización.
La subestación objeto de manual se localiza en la comunidad autónoma de Cantabria,
en el municipio y ciudad de Reinosa. Es la subestación principal de la unidad
productora de acero de Gerdau en Reinosa.
120
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Su localización GPS es la siguiente:
-
Latitud: 42.988955
-
Longitud: -4.142732
5.3. Funcionamiento.
Esta subestación transforma la electricidad de la línea de entrada, que se encuentra a
una tensión de 132 KV, a una tensión de 30KV, la cual se transporta a los distintos
talleres de la fábrica, donde se produce la reducción de la tensión a 3KV que alimenta
los distintos servicios y máquinas.
La línea de entrada de la subestación se encuentra a una tensión de 132KV, en esta
línea de entrada se encuentran los elementos de maniobra, medida y protección
generales de la subestación.
121
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Estos elementos son:
-
1 pararrayos
-
1 seccionador
-
1 interruptor
-
1 transformador de tensión
-
1 transformador de intensidad
Después del pórtico principal, que engloba los elementos principales mencionados
anteriormente, se encuentran los elementos de protección, maniobra, y medida de los
cuatro transformadores de potencia de los que consta la instalación.
Cada una de las líneas, de los cuatro transformadores que consta la subestación,
sigue el mismo esquema en cuanto a elementos constituyentes:
-
1 seccionador
-
1 interruptor
-
1 transformador de intensidad
-
1 pararrayos
Después de estos elementos, que son anteriores al transformador, se localiza el
transformador de potencia de cada línea.
A la salida del transformador, donde la tensión ha cambiado de valor a 30KV, se
encuentra:
-
1 transformador de intensidad
-
1 transformador de tensión
-
1 interruptor
-
1 seccionador
El grupo de elementos anterior al transformador de potencia, junto con dicho
transformador y los elementos de la salida de este forman el pórtico de media tensión,
del cual salen las distintas líneas de distribución.
122
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Las líneas de distribución de media tensión también se componen de elementos de
maniobra, medida y protección, que se sitúan en dicha subestación.
Estos elementos se componen de:
-
1 seccionador
-
1 interruptor
-
1 transformador de intensidad
El transporte posterior a los distintos talleres se produce de forma subterránea.
5.4. Listado de elementos y aparamenta.
En esta subestación se diferencian varios elementos componentes de la misma. En el
apartado anterior hemos podido observar la disposición que tienen los distintos
elementos.
En la totalidad de la instalación objeto del manual podemos observar los siguientes
componentes principales, los cuales serán objeto de inspección visual. Estos
elementos son:
ELEMENTO
CANTIDAD
transformador de potencia
5
pararrayos
5
interruptor
17
seccionador
20
transformador de intensidad
17
transformador de tensión
5
batería de condensadores
2
123
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Estos elementos y aparamenta se disponen en dos pórticos, como se puede observar
en el plano en planta de la subestación, adjuntado en el anejo de planos. Estos dos
pórticos corresponden con la línea de 132KV y la línea de 30KV.
La línea de 132KV, corresponde con la línea de entrada de la subestación, y en ella
podemos distinguir:
-
1 pararrayos general
-
1 seccionador general
-
1 interruptor general
-
1 transformador de tensión
-
Transformador de intensidad
124
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En el segundo pórtico encontramos la línea de 30KV. Previamente se sitúan los
transformadores de potencia, cuya tarea es reducir la tensión de 132KV a 30KV. Estas
líneas intermedias están constituidas por los siguientes elementos:
-
En la parte de entrada al transformador (132KV):
o
1 seccionador
o
1 interruptor
o
1 transformador de intensidad
o
1 pararrayos
125
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-
En la salida del transformador (30KV):
o
1 transformador de intensidad
o
1 transformador de tensión
o
1 interruptor
o
1 seccionador
Tras la salida del transformador de potencia podemos observar el pórtico de 30KV, en
el que se encuentran tres seccionadores, que otorgan la posibilidad a la subestación
de trabajar con algunas partes desconectadas. Este aspecto es importante, dado que
permite dar servicio a los distintos talleres aislando algunas partes de la línea de
30KV.
El pórtico de 30KV alimenta a las distintas líneas que transportan la electricidad a los
distintos talleres. Existen seis líneas, de las cuales, cada una de ellas, transporta la
electricidad a un taller. Además, en este pórtico se conectan las dos baterías de
condensadores, una de 14MVAR y la otra de 24MVAR.
126
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Las diferentes líneas de alimentación llevan a los siguientes talleres:
-
Taller de aceros: Horno nº1
-
Taller de afino: Afino nº1 (VAD)
-
Taller de afino: Afino nº2 (LF)
-
Taller de forja: Gran forja
-
Tren 21 blooming
-
Servicios auxiliares de la nueva acería
Cada una de estas líneas contiene el mismo esquema en cuanto a elementos
constituyentes:
-
1 seccionador
-
1 interruptor
-
1 transformador de intensidad
127
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5.5. Características de los elementos y aparamenta.
Los elementos constituyentes de la instalación poseen distintas especificaciones
técnicas recogidas en las siguientes hojas de especificaciones técnicas.
Estas especificaciones las encontramos en el anexo de hojas especificaciones
técnicas.
128
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INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
SUB 132/30KV
Elemento
HERRAJES GENERAL
SECCIONADORES Y MANDOS 132KV
TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD Y TENSIÓN 132KV
AUTOVALVULAS 132KV
INTERRUPTORES 132KV
CUBA TRAFOS; TR1, TR2, TR3, TR4 132KV
SECCIONADORES Y MANDOS 30KV
TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD Y TENSIÓN 30KV
INTERRUPTORES 30KV
CABLES AT 30KV
BATERIA DE CONDENSADORES 24MVAR 30KV
BATERIA DE CONDENSADORES 14MVAR 30KV
CUBA NEUTRO ARTIFICIAL 30KV
VERJA CIERRE SUB- 132/30KV
PUERTAS ACCESO SUB-132/30KV
CUADRO CONTROL Y PROTECCIONES
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INTERRUPTORES
Instalación
Posición
Fabricante
Mando
Interruptor
Especificaciones técnicas
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Linea general 132KV
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
4066
Tensión Control
110
(Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HPF-512-2F
Número
412
Tensión nominal
132/145
(KV)
Intensidad nominal
1250
(A)
Poder de corte
(MVA)
7200
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-1- 132KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
84/916
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HPF-512-2F
Número
84/916
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KV)
145
2000
31,5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-2- 132KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
84/917
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HPF-512-2F
Número
84/1962
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
145
2000
31,5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
TR-3- 132KV
Posición
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
3520
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HPF-512-2F
Número
193
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (MVA)
145
1250
7200
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
TR-4- 132KV
Posición
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
3519
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HPF-512-2F
Número
192
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (MVA)
145
1250
7200
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-1- 30KV
Fabricante
ASEA
Modelo
BLH-54
Número
7687689
Mando
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HLC-36-52/1250
Número
137687689
Tensión
Interruptor nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (kA)
36/52
1250
16
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-2- 30KV
Fabricante
ASEA
Modelo
BLH-54
Número
7687688
Mando
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HLC-36-52/1250
Número
137687688
Tensión
Interruptor nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (kA)
36/52
1250
16
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-3- 30KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
5892
Mando
Interruptor
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (MVA)
110
RESORTES
HPF-307H
77/745
30/36
1250
1500
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-4- 30KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
3520
Mando
Interruptor
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (MVA)
110
RESORTES
HPF-307-H
77/749
30/36
1250
1500
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-6- 30KV
Fabricante
CEMESA
Modelo
DHS
Número
1786
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
SOLENOIDE
Modelo
MFS-35-E
Número
1547
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
35
600
13,2
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
TR-7- 30KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-301
Número
3582
Mando
Interruptor
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
110
RESORTES
HPF-307-F
76/1119
30/36
800
28,8
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Bateria condensadoresPosición
14MVAR-30KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-107
Número
61/9
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
RESORTES
Modelo
HPF-309-2E
Número
77/1291
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (MVA)
72,5
2000
3000
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Bateria condensadoresPosición
24MVAR-30KV
Fabricante
ALSTOM
Modelo
FKF-3-1
Número
481230/6-03
Mando
Interruptor
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
110
RESORTES
GL-309-F1
20/9882-1
72,5
3150
40
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30KV
Horno-1-aceros-30KV
Fabricante
Modelo
Número
Mando
Interruptor
ISODEL
FKF-301
13/066.01
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
110
RESORTES
HPF-308-L
13/066.01
52
2000
40
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
Afino-1-V.A.D-30KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-103
Número
220
Mando
Interruptor
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
110
RESORTES
HPF-307H
71
30/36
1250
28,9
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
Afino-2-L.F-30KV
Fabricante
ISODEL
Modelo
FKF-301
Número
4096
Mando
Interruptor
Tensión
Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (MVA)
110
RESORTES
HPF-307G
77/794
30/36
1250
1000
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
Gran forja-30KV
Fabricante
CENEMESA
Modelo
HDS
Número
1796
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
SOLENOIDE
Modelo
HFS-35-E
Número
1552
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
35
600
34,8
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
Equipo tren 21-30KV
Fabricante
CENEMESA
Modelo
DHS
Número
1785
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
SOLENOIDE
Modelo
HFS-35-E
Número
1546
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
35
600
34,8
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
Servicios acería-30KV
Fabricante
CENEMESA
Modelo
DHS
Número
1795
Mando
Interruptor
Tensión
110
Control (Vcc)
Sistema
SOLENOIDE
Modelo
HFS-35-E
Número
1551
Tensión
nominal (KV)
Intensidad
nominal (A)
Poder de
corte (KA)
35
600
34,8
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
PARARRAYOS
Especificaciones técnicas
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30 KV
Posición
TR-1-132 KV
Fabricante
A.S.E.A
Modelo
XAD-120
Tensión nominal (KVn)
120 D
In (KA)
Corriente de choque
Is (KA)
Instalación
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30 KV
Fabricante
A.S.E.A
Modelo
XAD-120
Tensión nominal (KVn)
120 D
In (KA)
Corriente de choque
Is (KA)
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30 KV
Fabricante
TRIDELTA
Modelo
VARISIL-H1-132
Tensión nominal (KVn)
132
In (KA)
10
Corriente de choque
63
Is (KA)
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30 KV
Fabricante
ASEA
Modelo
XAD-120 D
Tensión nominal (KVn)
120
In (KA)
Corriente de choque
Is (KA)
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
SECCIONADORES
Especificaciones técnicas
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
Linea general 132KV
Fabricante
MESA
Modelo
SG3CPT-145-1250
Tensión nominal (KVn)
145
Intensidad nominal (In)(A)
1250
Nº Fabricación
00853
En vacío
X
Maniobra
En carga
Exterior
X
Ubicación
Interior
Con pértiga
Mando mecánico
X
Accionamiento
Motorizado
X
Mando neumático
Otros
Mecánico
X
Eléctrico
X
Enclavamiento
Cerradura
X
Candado
Otros
Instalación
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
General-TR1- 132KV
Fabricante
MESA
Modelo
SG3CPT-145-1250
Tensión nominal (KVn)
145
Intensidad nominal (In)(A)
1250
Nº Fabricación
00855
En vacío
X
Maniobra
En carga
Exterior
X
Ubicación
Interior
Con pértiga
Mando mecánico
X
Accionamiento
Motorizado
X
Mando neumático
Otros
Mecánico
X
Eléctrico
X
Enclavamiento
Cerradura
X
Candado
Otros
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
general-TR-2- 132KV
Fabricante
MESA
Modelo
SG3CPT-145-1250
Tensión nominal (KVn)
145
Intensidad nominal (In)(A)
1250
Nº Fabricación
00852
En vacío
X
Maniobra
En carga
Exterior
X
Ubicación
Interior
Con pértiga
Mando mecánico
X
Accionamiento
Motorizado
X
Mando neumático
Otros
Mecánico
X
Eléctrico
X
Enclavamiento
Cerradura
X
Candado
Otros
Especificaciones técnicas
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
general-TR-3- 132KV
Fabricante
MESA
Modelo
SG3CPT-145-1250
Tensión nominal (KVn)
145
Intensidad nominal (In)(A)
1250
Nº Fabricación
00854
En vacío
X
Maniobra
En carga
Exterior
X
Ubicación
Interior
Con pértiga
Mando mecánico
X
Accionamiento
Motorizado
X
Mando neumático
Otros
Mecánico
X
Eléctrico
X
Enclavamiento
Cerradura
X
Candado
Otros
Instalación
Especificaciones técnicas
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Posición
general-TR-4- 132KV
Fabricante
MESA
Modelo
SG3CPT-145-1250
Tensión nominal (KVn)
145
Intensidad nominal (In)(A)
1250
Nº Fabricación
00856
En vacío
X
Maniobra
En carga
Exterior
X
Ubicación
Interior
Con pértiga
Mando mecánico
X
Accionamiento
Motorizado
X
Mando neumático
Otros
Mecánico
X
Eléctrico
X
Enclavamiento
Cerradura
X
Candado
X
Otros
Instalación
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
General-132KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CA-145
Relación
200-400-800/5-5-5-5
Potencias (VA)
10-20-30-30
Índices de clase
0,25-0,5-5P-5P
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR1-132KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CTE-145
Relación
150/5-5-5
Potencias (VA)
30-30-30
Índices de clase
1-5P10-5P10
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR2-132KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CTE-145
Relación
150/5-5-5
Potencias (VA)
30-30-30
Índices de clase
1-5P10-5P10
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR3-132KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SEV-138
Relación
150-300/5-5-5
Potencias (VA)
15-30-30
Índices de clase
1-1-1n5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR4-132KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SEV-138
Relación
150-300/5-5-5
Potencias (VA)
15-15-30
Índices de clase
0,2-0,5-1n>5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR1-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SEG-52
Relación
600/5-5-5
Potencias (VA)
15-30-40
Índices de clase
1-1n5-1s10
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR2-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SFE-30
Relación
650/5-5
Potencias (VA)
30-30
Índices de clase
1-1s10
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR3-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SEG-52
Relación
600/5-5-5
Potencias (VA)
15-30-40
Índices de clase
1-1n>5-1s10
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
TR4-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SDC-30
Relación
300/600/5-5
Potencias (VA)
30-30
Índices de clase
0,5-1n>5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Horno-1-aceros-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CXE-52
Relación
800/5-5
Potencias (VA)
30-30
Índices de clase
0,5-10P5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Afino-1-V.A.D-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SDE-30
Relación
300/5-5
Potencias (VA)
15-30
Índices de clase
0,5-1n>5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Afino-2-L.F-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CXE-36
Relación
300/5-5
Potencias (VA)
15-30
Índices de clase
0,5-5P20
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Salida tren 21-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SDE-30
Relación
600/5-5
Potencias (VA)
15-30
Índices de clase
0,5-1n>5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Salida servicios acería-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SFC-45
Relación
300/5-5
Potencias (VA)
15-30
Índices de clase
1-1n>5
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Salida gran forja-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
SFC-45
Relación
300/5-5
Potencias (VA)
15-30
Índices de clase
1-1n>5
Especificaciones técnicas
Gerdau-Reinosa
SUB-132/30KV
Bateria condensadores
Posición
24MVAR-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CXE-36
Relación
600/5-5
Potencias (VA)
30-15
Índices de clase
5P10-0,5
Instalación
Centro
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Bateria condensadores
Posición
14MVAR-30KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
CXE-36
Relación
600/5-5
Potencias (VA)
30-30
Índices de clase
0,5-5P5
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
TRANSFORMADORES DE TENSIOÓ N
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Trafo-1-30 KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
VE-36
Relación
30000/110V
Potencias (VA)
100VA
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Trafo-2-30 KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
VE-36
Relación
30000/110V
Potencias (VA)
100VA
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Trafo-3-30 KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
VE-36
Relación
30000/110V
Potencias (VA)
100VA
Especificaciones técnicas
Instalación
Gerdau-Reinosa
Centro
SUB-132/30KV
Posición
Trafo-4-30 KV
Fabricante
ARTECHE
Modelo
VE-36
Relación
30000/110V
Potencias (VA)
100VA
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Especificaciones técnicas
Número
1
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30KV
TR1
Centro
Parque intemperie
Fabricante
Westnghouse
Tipo/Norma
A.S.A
Nº fabricante
61901
Refrigerante (kg)
ACEITE
24000
Potencia (KVA)
25000/34000
V. Primario (KV)
130
V. Secundario (KV)
32,2
A. Primario (A)
111/148
A. Secundario (A)
448/598
Vcc (%)
11,24
Grupo de conexión
Yd11
Especificaciones técnicas
Número
2
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30KV
TR2
Centro
Parque intemperie
Fabricante
CEMESA
Tipo/Norma
A.S.A
Nº fabricante
61738
Refrigerante (kg)
ACEITE
21700
Potencia (KVA)
25000/34000
V. Primario (KV)
130
V. Secundario (KV)
32,2
A. Primario (A)
111/148
A. Secundario (A)
448/598
Vcc (%)
11,19
Grupo de conexión
Yd11
Especificaciones técnicas
Número
3
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30KV
TR3
Centro
Parque intemperie
Fabricante
CEMESA
Tipo/Norma
A.S.A
Nº fabricante
61737
Refrigerante (kg)
ACEITE
21700
Potencia (KVA)
25000/34000
V. Primario (KV)
130
V. Secundario (KV)
32,2
A. Primario (A)
111/148
A. Secundario (A)
448/598
Vcc (%)
11,21
Grupo de conexión
Yd11
Especificaciones técnicas
Número
4
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30KV
TR4
Centro
Parque intemperie
Fabricante
G.E.E
Tipo/Norma
35000/132
Nº fabricante
78984
Refrigerante (kg)
ACEITE
23000
Potencia (KVA)
30000
V. Primario (KV)
132
V. Secundario (KV)
31,5
A. Primario (A)
131,5
A. Secundario (A)
550
Vcc (%)
7,78
Grupo de conexión
Yd11
Especificaciones técnicas
Número
Reserva
Instalación
Gerdau-Reinosa
Posición
SUB-132/30KV Reserva
Centro
Parque intemperie
Fabricante
G.E.E
Tipo/Norma
45000/32
Nº fabricante
83709
Refrigerante (kg)
ACEITE
23000
Potencia (KVA)
45000
V. Primario (KV)
132
V. Secundario (KV)
33,16
A. Primario (A)
196,8
A. Secundario (A)
Vcc (%)
10,11
Grupo de conexión
Ydn-11
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
5.6. Esquema de la instalación.
El esquema unifilar de la subestación se adjunta en el anejo de planos. Podemos ver
una imagen de este esquema, en el que se diferencian todos los elementos y partes
anteriormente citados. También se puede apreciar la posición que ocupan.
En primer lugar vemos la línea de entrada de 132KV, junto con los diferentes
elementos de maniobra, medida y protección. La línea que se encuentra en el inferior
de la imagen corresponde con la línea del pórtico de 132KV.
129
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
En la siguiente imagen podemos observar dos de los transformadores de potencia que
se encuentran en la subestación, juntos con los elementos de maniobra, medida y
protección correspondientes. Estas dos líneas parten de la línea de 132KV y terminan
en la de 30KV, después de salir del transformador de potencia. Esta imagen
corresponde a los dos primeros transformadores el TR-1 y el TR-2.
130
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
En esta segunda imagen observamos las líneas del TR-3 y el TR-4, que en forma son
iguales a las anteriores.
Después de los transformadores se encuentran las diferentes líneas de alimentación
que parten a cada taller.
131
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
En la imagen señaladas con un rectángulo rojo se observan las líneas de los talleres, y
señaladas con un rectángulo verde observamos las baterías de condensadores.
El esquema de las líneas de los talleres sigue la misma forma, en cuanto a elementos
constituyentes.
132
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
En cuanto a las baterías de condensadores, independientemente de su capacidad
siguen el mismo esquema.
133
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
ANEJO 6. MANTENIMIENTO DE UNA
SUBESTACIÓN
134
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
6.
Mantenimiento de una subestación................................................................ 137
6.1.
Descripción tipos de mantenimiento .......................................................... 141
6.1.1.
Mantenimiento correctivo ........................................................................ 141
6.1.2.
Mantenimiento preventivo........................................................................ 142
6.1.3.
Mantenimiento predictivo ........................................................................ 142
6.1.4.
Mantenimiento basado en el tiempo (TBM)............................................. 143
6.1.5.
Mantenimiento basado en la condición (CBM) ....................................... 143
6.1.6.
Mantenimiento centrado en la fiabilidad (RCM) ...................................... 143
6.1.7.
Mantenimiento reglamentario .................................................................. 146
6.1.8.
Mantenimiento productivo total ............................................................... 146
6.2.
Métrica para la gestión del mantenimiento ................................................ 147
6.3.
Riesgo de fallo.............................................................................................. 149
6.3.1.
Distribución del riesgo ............................................................................. 149
6.3.2.
Análisis de coste de ciclo de vida ........................................................... 150
6.4.
Metodologías de mitigación de riesgo........................................................ 151
6.5.
Mantenimiento contratado........................................................................... 153
6.6.
Mantenimiento se subestaciones eléctricas .............................................. 155
6.6.1.
Técnicas generales de mantenimiento.................................................... 155
6.6.1.1.
Inspección visual y termografía ........................................................... 155
6.6.1.1.1.
Inspección visual ............................................................................... 155
6.6.1.1.2.
Termografía ........................................................................................ 157
6.6.2.
Métodos específicos................................................................................. 159
6.6.2.1.
Seccionadores....................................................................................... 159
6.6.2.1.1.
Inspección de mantenimiento general ............................................. 159
6.6.2.1.2.
Mantenimiento preventivo ................................................................ 160
6.6.2.1.3.
Mantenimiento predictivo ................................................................. 161
6.6.2.2.
Pararrayos ............................................................................................. 164
6.6.2.2.1.
Inspección de mantenimiento general ............................................. 164
6.6.2.2.2.
Mantenimiento preventivo ................................................................ 164
6.6.2.2.3.
Mantenimiento predictivo ................................................................. 164
6.6.2.3.
Interruptor.............................................................................................. 166
135
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
6.6.2.3.1.
Generalidades de mantenimiento ..................................................... 166
6.6.2.3.2.
Inspección de mantenimiento general ............................................. 169
6.6.2.3.3.
Mantenimiento preventivo ................................................................ 172
6.6.2.3.4.
Mantenimiento predictivo ................................................................. 177
6.6.2.4.
Transformadores de potencia .............................................................. 183
6.6.2.4.1.
Inspección de mantenimiento general ............................................. 183
6.6.2.4.2.
Mantenimiento preventivo ................................................................ 184
6.6.2.4.4.
Mantenimiento predictivo ................................................................. 200
136
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
6. Mantenimiento de una subestación.
El mantenimiento se define como control constante de las instalaciones y/o
componentes, así como del conjunto de trabajos de reparación y revisión necesarios
para garantizar el funcionamiento regular y el buen estado de conservación de un
sistema.
A lo largo del proceso industrial vivido desde finales del siglo XIX, la función de
mantenimiento ha pasado diferentes etapas. En los inicios de la revolución industrial,
los propios operarios se encargaban de las reparaciones de los equipos.
Cuando las máquinas se fueron haciendo más complejas y la dedicación a tareas de
reparación aumentaba, empezaron a crear-se los primeros departamentos de
mantenimiento, con una actividad diferenciada de los operarios de producción. Las
tareas en estas dos épocas eran básicamente correctivas, dedicando todo su esfuerzo
a solucionar las fallas que se producían en los equipos.
A partir de la Primera Guerra Mundial, de la Segunda y sobre todo tras atravesar una
grave crisis energética en el 73, empieza a concebirse el concepto de fiabilidad. La
aviación y la industria automovilística lideran esta nueva corriente. Se desarrollan
nuevos métodos de trabajo que hacen avanzar las técnicas de mantenimiento en
varias vertientes:
•
En la robustez del diseño, a prueba de fallos y que minimice las actuaciones
de mantenimiento.
•
En el mantenimiento por condición, como alternativa al mantenimiento
sistemático. Aparece el mantenimiento predictivo.
137
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•
En el análisis de fallos, tanto los que han ocurrido como los que tienen una
probabilidad tangible de ocurrir (fallos potenciales). Se desarrolla en
Mantenimiento basado en Fiabilidad o RCM. El RCM como estilo de gestión de
mantenimiento, se basa en el estudio de los equipos, en análisis de los modos
de fallo y en la aplicación de técnicas estadísticas y tecnología de detección.
Se podría afirmar que RCM es una filosofía de mantenimiento básicamente
tecnológica.
•
En el uso de la informática para el manejo de todos los datos que se manejan
ahora en mantenimiento: órdenes de trabajo, gestión de las actividades
preventivas, gestión de materiales, control de costes, etc. Se busca tratar
todos estos datos y convertirlos en información útil para la toma de decisiones.
Aparece el concepto de GMAO (Gestión del Mantenimiento Asistido por
Ordenador), también denominado GMAC (Gestión del Mantenimiento Asistido
por Computa-dora) o CMMS (Computerised Management Maintenance
System).
•
En la implicación de toda la organización en el mantenimiento de las
instalaciones. Aparece el concepto de TPM, o Mantenimiento Productivo Total,
en el que algunas de las tareas normalmente realizadas por el personal de
mantenimiento son ahora realizadas por operarios de producción. Esas tareas
‘transferidas’ son trabajos de limpieza, lubricación, ajustes, reaprietes de
tornillos y pequeñas reparaciones. Se pretende conseguir con ello que el
operario de producción se implique más en el cuidado de la máquina, siendo el
objetivo último de TPM conseguir Cero Averías. Como filosofía de
mantenimiento, TPM se basa en la formación, motivación e implicación del
equipo humano, en lugar de la tecnología.
Por desgracia, muchas empresas todavía no han sufrido esta evolución en el
mantenimiento y siguen ancladas en la oscura prehistoria del mantenimiento moderno.
En muchas de ellas sigue siendo la reparación urgente de averías la que dirige la
actividad de mantenimiento, es la planta la que dicta lo que debe hacerse y no los
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profesionales a cargo de la instalación. El porcentaje de empresas que dedican todos
sus esfuerzos a mantenimiento correctivo es muy alto. Son muchos los responsables
de mantenimiento, tanto de empresas grandes como pequeñas, que creen que la
gestión del mantenimiento, la implantación de TPM o RCM, el análisis de fallos
potenciales o incluso la simple elaboración de un plan de mantenimiento programado
son conceptos muy interesantes en el campo teórico, pero que en la planta que dirigen
no son aplicables: parten de la idea de que la urgencia de las reparaciones es la que
marca y marcará siempre las pautas a seguir en el departamento de mantenimiento.
Existen una serie de razones por las que una instalación industrial debe plantearse
cuál es el mantenimiento óptimo a realizar en ella, es decir, razones por las que debe
gestionar su mantenimiento evitando que sea la propia instalación obligue a los
técnicos de mantenimiento a realizar intervenciones normalmente no programadas.
Estas razones son las siguientes:
•
El alto coste que supone en muchos casos la pérdida de producción. Este
importe es en muchas ocasiones muy superior al simple coste de reparación o
reposición de los elementos dañados.
•
Porque la mayoría de las instalación no solo deben estar disponibles mucho
tiempo, sino que además deben ser fiables. Eso supone que deben realizarse
previsiones sobre la producción y que dichas previsiones se deben cumplir. Es
el caso de las centrales eléctricas, de la industria del automóvil o de las
refinerías, donde los compromisos de producción pueden hacer incurrir a la
empresa en penalizaciones y sobrecostes realmente inasumibles.
•
Porque la seguridad, y las interrelaciones con el medio ambiente son aspectos
que han tomado una extraordinaria importancia en la ges-tión industrial. Es
necesario gestionar estos aspectos para incluirlos en las formas de trabajo de
los departamentos de mantenimiento.
139
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Por todas estas razones, es necesario definir políticas, formas de actuación, es
necesario definir objetivos y valorar su cumplimiento, e identificar oportunidades de
mejora. En definitiva, es necesario gestionar el mantenimiento, dirigir el departamento
con políticas que permitan pensar que se tiene el control de la instalación, y que no es
la propia instalación la que impone los resultados, sino que estos se ajustan a unos
valores previamente definidos por la dirección de la empresa y de la instalación.
OBJETIVOS
-
Evitar, reducir y, en su caso, reparar los fallos
-
Disminuir la gravedad de los fallos que no se puedan evitar
-
Evitar detenciones inútiles o paros de máquina
-
Evitar accidentes
-
Conservar los bienes productivos en condiciones seguras de operación
-
Reducir costes
-
Prolongar la vida útil de los bienes
140
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6.1. Descripción tipos de mantenimiento
6.1.1. Mantenimiento correctivo
Se define el mantenimiento correctivo como un mantenimiento, no programado,
originado por una avería que afecta al normal funcionamiento de la instalación, con lo
que se deberá reparar el equipo afectado.
Las acciones derivadas de la corrección de la avería pueden ser llevadas a cabo
inmediatamente (Mto correctivo urgente) o de forma planificada (Mto correctivo
diferido).
Tiene un coste muy variable, cuyo valor está íntimamente relacionado con la estrategia
de mantenimiento elegida.
Si no se conoce la causa de la avería se barajan una serie de hipótesis y se actúa
sobre cada una de ellas. Si se conoce, se realizaran acciones concretas.
Este mantenimiento es aplicable a sistemas complejos, por ejemplo electrónicos,
también a sistemas en los que es imposible predecir los fallos o en aquellos que
admiten ser interrumpidos en cualquier momento y con cualquier duración.
Los inconvenientes de este método son:
-
La posible aparición de un fallo en el momento más inoportuno.
-
Posibles daños irreparables en elementos debido a fallos no detectados a
tiempo.
-
Grandes costes en piezas de repuesto.
141
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6.1.2. Mantenimiento preventivo
Se define el mantenimiento preventivo como un mantenimiento programado efectuado
sobre la instalación para verificar que existen las condiciones para garantizar el
servicio, con lo que se deberá revisar y adecuar el equipo.
Este tipo de mantenimiento tiene un coste fijo para las revisiones y variable en las
adecuaciones, en condiciones normales será relativamente bajo y predecible.
Por definición, las técnicas de mantenimiento preventivo se basan en la observación,
comprobación y otras acciones encaminadas a determinar el estado del equipo de una
subestación. A partir de dicha revisión se encontraran una serie de defectos de distinto
rango de importancia que conllevaran unas adecuaciones, más o menos urgentes,
para recuperar las funciones normales.
La planificación de este método de mantenimiento consiste en:
-
Definir los elementos objeto de mantenimiento
-
Establecer su vida útil
-
Determinar los trabajos a realizar en cada caso
-
Agrupar temporalmente los trabajos
En cuanto a los inconvenientes de este método, se ha de tener en cuenta los cambios
innecesarios del propio elemento o de otros, los problemas iniciales de operación, el
coste de inventarios medio y la mano de obra.
6.1.3. Mantenimiento predictivo
Este método de mantenimiento se define como, las técnicas de diagnóstico aplicadas
sobre un
componente orientado a realizar
el seguimiento y control de
las
características funcionales del equipo de forma que se pueda detectar o prever un
posible fallo y por tanto planificar las acciones correctivas.
El coste de un mantenimiento predictivo planificado es predecible.
Este método tiene cuatro pasos importantes para su correcto funcionamiento. En
primer lugar una programación del método, seguid de una inspección que lleva a
realizar un informe para su posterior toma de decisión en la actuación.
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Este
mantenimiento
tiene
dos
ventajas
importantes, que son; el registro de la historia de
los análisis y la programación del mantenimiento
en el momento mas adecuado.
6.1.4. Mantenimiento
basado
en
el
tiempo (TBM)
Este método de mantenimiento no exige evaluar
aspectos específicos de los equipos para definir la programación. Tiene un alto coste
ya que se planean acciones de mantenimiento innecesarias y tiene una baja fiabilidad
por la ausencia de acciones específicas para el equipamiento crítico.
6.1.5. Mantenimiento basado en la condición (CBM)
En esta tipología de mantenimiento se evalúa la condición de los equipos, pero el
impacto de los posibles fallos no se considera en el desarrollo del plan de
mantenimiento.
Conlleva una baja efectividad, ya que se planean las condiciones de mantenimiento
sin evaluar los beneficios y riesgos asociados. En cuanto a la fiabilidad es limitada,
dado que, la configuración de la subestación, la importancia de los equipos y los
procesos en los que intervienen, no son evaluados.
6.1.6. Mantenimiento centrado en la fiabilidad (RCM)
El mantenimiento centrado en la fiabilidad (RCM) está orientado a determinar la
estrategia de mantenimiento más efectiva para cada equipo de la subestación.
Para ello, se determina el riesgo asociado a cada componente mediante la evaluación
de su condición de importancia.
143
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El riesgo de fallo de cada elemento se evalúa individualmente, atendiendo a dos
factores; la condición de cada componente y de la subestación como sistema y la
importancia del impacto debido a un mal funcionamiento. En la importancia del
impacto se analiza la configuración de la subestación para considerar posibles
redundancias o puntos críticos de fallo.
Los objetivos de este mantenimiento son:
-
Maximizar la efectividad de las acciones de mantenimiento planificadas.
-
Anticipar problemas potenciales para poder planificar acciones correctivas
-
Maximizar la fiabilidad de la instalación y optimizar la inversión en
mantenimiento
El mantenimiento centrado en la fiabilidad se basa tanto en la condición como en la
importancia. Estos dos aspectos dependen de varios
aspectos que se han de tener en cuenta:
-
La condición depende de:
o
Edad de los equipos
o
Disponibilidad de repuestos
o
Experiencia en servicio con el mismo tipo
de equipo
-
o
Feedback del personal
o
Coste del servicio anual y del mantenimiento
o
Nuevas leyes y reglamentos
La importancia depende de las consecuencias de un fallo:
o
Daños y perjuicios
o
Tipo de cliente
o
Coste de sustitución
o
Lesiones del personal y terceros
o
Impacto medio ambiental
o
Imagen de la compañía
144
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En este modelo de mantenimiento el objetivo principal en priorizar las acciones
basándose en el RCM, para lo que se realiza un análisis matricial que consiste en
considerar el riesgo tanto condición como importancia con el fin de determinar la
secuencia de acciones que se han de tomar.
De la primera figura, que muestra un mantenimiento basado en la condición, son los
niveles de condición los que determinan la secuencia de acciones:
1. Sustitución de 3
2. Sustitución de 2
3. Sustitución de 1
4. Mantenimiento de 4
5. Mantenimiento de 5
En la segunda figura se considera el nivel de riesgo, tanto condición como importancia,
para determinar la secuencia de acciones:
145
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1. Mantenimiento de 5
2. Sustitución de 3
3. Mantenimiento de 4
4. Sustitución de 2
5. Corrección de fallo de 1
6.1.7. Mantenimiento reglamentario
Este tipo de mantenimiento consiste em la inspeccion de los aspectos reglamentarios
de la instalacion para la cumplimentacion de los boletines oficiales exigidos por la
administracion.
Cabe destacar que la responsabilidad de que se realicen las inspecciones periodicas
en los plazos exigidos por las leyes o normas es de los titulares de las propias
instalaciones, y que, en caso de no llevarse a cabo, puedn ser objeto de expedientes
sancionadores, paralizacion de la actividad en caso de posible riesgo para las
personas, y responsabilidades legales.
Este mantenimiento tiene un coste fijo y conocido, y puede requerir de mediciones o
resultados de actuaciones previas.
6.1.8. Mantenimiento productivo total
El mantenimiento productivo total (TPM) es un sistema que garantiza la efectividad de
los sistemas productivos, cuya meta es tener cero perdidas a nivel de todos los
departamentos con la participación de todo el personal en pequeños grupos.
Este sistema de mantenimiento sigue las siguientes estrategias:
-
Maximizar la eficiencia global que cubra la vida entera del equipo
-
Establecer un sistema PM global que cubra la vida entera del equipo.
-
Involucrar a todos los departamentos que planifiquen, usen y mantengan
equipos
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6.2. Métrica para la gestión del mantenimiento
La creación de un sistema de gestión del mantenimiento basado en el seguimiento de
indicadores de rendimiento tiene como objetivo cuatro aspectos básicos.
Uno de ellos es la planificación, control y evaluación; que consiste en la planificación
de las acciones de mantenimiento de acuerdo al retorno de experiencia de la eficacia
de las acciones.
Otro de los objetivos es la mejora continua de proceso y gestión del cambio, con la
trazabilidad como pilar fundamental de una continua evaluación del plan de
mantenimiento.
La asignación de recursos consiste en la evaluación del riesgo inherente a cada
situación como base para la asignación eficiente de los recursos. Y, por último, el
enfoque a largo plazo influye en la toma de decisiones de inversión en mantenimiento.
Los indicadores de gestión del mantenimiento (KPI) son las mediciones de algunas
variables relevantes en el análisis de la efectividad del plan de mantenimiento:
Variable
Código
Descripción
Tiempo medio entre fallos
MTBF
Horas de operación/nº fallos
Tiempo medio entre fallos críticos
MTBCF
Horas de operación/nº disparos
Tiempo medio de reparación
MTTR
Promedio de los tiempos de reparación
Tiempo medio entre acciones de
mantenimiento planificadas
Tiempo medio de indisponibilidad
MTBPM
Promedio de los intervalos de tiempo entre
dos acciones planificadas
Promedio de los tiempos de reparación y
MDT
espera
147
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A continuación, indicaremos los cálculos de los indicadores clave para la evaluación
de la efectividad del plan de mantenimiento:
-
Disponibilidad inherente (Ai): es la probabilidad de que todos los equipos estén
disponibles.
MTBF= Tiempo medio entre fallos
MDT= Tiempo medio de indisponibilidad
-
Disponibilidad operativa (Ao): Probabilidad de que el sistema esté disponible.
MTBCF= Tiempo medio entre fallos críticos
MDT= Tiempo medio de indisponibilidad
-
% Coste mantenimiento correctivo: es la proporción de inversión en
mantenimiento correctivo.
CMc= Coste mto correctivo
CMt= Coste mto total
148
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6.3. Riesgo de fallo
6.3.1. Distribución del riesgo
La distribución del riesgo de fallo se identifica mediante la “curva representativa de la
distribución del riesgo de fallo”:
el riesgo de fallo como observamos en la figura es decreciente durante el periodo de
garantía del elemento y se mantiene constante durante la madurez de la instalación.
Mientras que en el periodo de gestión de fin de vida de la instalación el mantenimiento
y los fallos son contrarios, es decir, el riesgo de fallo aumenta mientras que el
mantenimiento efectivo con resultados disminuye.
149
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6.3.2. Análisis de coste de ciclo de vida
El cálculo del coste de ciclo de vida (LCC), es el coste de permanencia de la
instalación que puede considerarse como criterio para la planificación de las
inversiones en el mantenimiento:
[
] [
(
LCC= Coste de ciclo de vida
)
(
)
]
IC = Coste de inversión inicial
FC= Coste de operación y mantenimiento anual
VC= Coste de interrupción
n = Vida planificada de la inversión
p = tasa de interés
El criterio para la planificación de inversiones conlleva varios aspectos que han de ser
valorados:
-
-
Coste de ciclo de vida:
o
Capital de inversión inicial
o
Coste de implantación del sistema
o
Coste de operación y mantenimiento
Aspectos ambientales:
o
Impacto ecológico
o
Nivel de ruido/EMF
o
Estética
150
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-
Performance
o
Seguridad y salud
o
Flexibilidad de la solución técnica
o
Nivel de automatización
o
Integración de otros sistemas
o
Capacidad de monitorización
o
Necesidad de formación de recursos
6.4. Metodologías de mitigación de riesgo
El análisis de modo de fallos y efectos (FMEA) es una metodología sistemática de
trabajo diseñada para:
-
Identificar y analizar los diferentes modos de fallo potenciales de la instalación
así como sus posibles consecuencias.
-
Evaluación de los riesgos asociados con los modos de fallo identificados como
base de la priorización de acciones.
-
Identificación y puesta en marcha de acciones correctivas que permitan
eliminar o mitigar los riesgos identificados.
Esta metodología lleva un orden en su composición, que sigue el siguiente esquema
de acciones:
151
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En primer lugar se deben identificar y clasificar los diferentes componentes de la
subestación, realizando a su vez una trazabilidad de anomalías junto con un plan de
mantenimiento.
Estas primeras tareas llevan a determinar las diferentes funciones de cada elemento
identificado. Esta funcionalidad conlleva un modo de fallo, que es el siguiente paso a
desarrollar, teniendo en cuenta; el impacto en caso de fallo, las posibilidades de fallo y
una evaluación del riesgo en base a su condición e importancia.
La cuarta posición en este esquema la ocupa las causas del fallo, ¿por qué falló? Las
causas se determinan estudiando su raíz, la presencia de problemas recurrentes, el
histórico de anomalías y el “know how” del fabricante.
Por último y en consecuencia de los apartados anteriores, se describen las acciones a
tomar con un plan de control y seguimiento, un plan preventivo o una acción correctiva,
bien planificada o urgente.
Otra metodología de mitigación del riesgo consiste en la definición e implantación de
un procedimiento de respuesta ante urgencias que potencialmente pueda afectar a la
disponibilidad de la subestación. Todo el personal implicado en la subestación debe
conocer este procedimiento.
152
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6.5. Mantenimiento contratado
El mantenimiento es una actividad con una tendencia creciente a la contratación
externa, esto se define como, externalizarían del mantenimiento o “outsourcing”.
En la industria europea el mantenimiento se encuentra en manos de empresas
especializadas, siendo este uno de los aspectos clave para conseguir objetivos de
producción y beneficio.
Existen varias razones por las que una empresa decide contratar el mantenimiento a
una empresa especializada como podemos ver en la figura.
En primer lugar la disminución de costes mediante la externalización de una parte del
mantenimiento o del total de estas actividades.
Esta disminución del coste se debe a rebajas en los costes de mano de obra, dado
que el personal de una empresa contratista es menos costoso que el personal propio.
Además del menor coste en la mano de obra, esta empresa se encarga de gestionar el
mantenimiento, de optimizar el mantenimiento correctivo y el preventivo, de disminuir
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el consumo de repuestos y el gasto en consumibles y de aumentar la disponibilidad, y
por tanto, la producción.
Otra de las razones es la conversión de costes fijos en variables lo que proporciona a
la empresa disminuir su actividad en un determinado sector, eliminando unos gastos
fijos independientes de su producción. De esta manera puede ocurrir que la empresa
quiera fomentar el trabajo de calidad, permitiendo al contratista que se beneficie de
este aspecto. También se penaliza al contratista si la empresa se ve afectada por una
gestión inadecuada del contrato establecido.
Este tipo de contratos, los cuales ligan la producción con la facturación del contratista,
se denominan “contratos win-win”.
Puede ocurrir también que la producción sea variable porque el mercado también lo
sea. El cliente en estos casos prefiere huir de una plantilla propia que tendría que
mantener en momentos de baja demanda, y prefiere ponerlo en manos de un
contratista que le pueda ofrecer una flexibilidad que por sí mismo tiene dificultades
para afrontar, sobre todo en la gestión de la mano obra de mantenimiento.
Es muy extendida la falta de conocimientos y/o medios técnicos necesarios para
realizar el mantenimiento de un equipo concreto, de una parte de la instalación o de
toda la planta, por lo que la empresa se plantea esta externalización. Como ejemplo
tenemos el sector eléctrico que emplea contratos O&M (contratos de operación y
mantenimiento).
El “core-business” hace referencia a una competencia distintiva o clave, que es capaz
de dar una ventaja competitiva beneficiosa para la empresa. La atribución de una
competencia distintiva no es solo la disposición de una tecnología adecuada y unas
habilidades de producción, sino también el grado de conocimiento y aprendizaje de la
organización para conocer y manejar esta tecnología.
La decisión de contratar el mantenimiento también se basa en mejorar los resultados o
flexibilizar los recursos de mantenimiento.
154
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6.6. Mantenimiento se subestaciones eléctricas
6.6.1. Técnicas generales de mantenimiento
6.6.1.1.
Inspección visual y termografía
La inspección visual y la termografía constituyen las técnicas generales de
mantenimiento que se pueden aplicar a cualquier equipo eléctrico y nos permiten
conocer de una forma sencilla una primera evaluación del equipo.
6.6.1.1.1.
Inspección visual
La inspección visual es una técnica que se realiza normalmente en tensión para
comprobar la condición de los equipos durante su funcionamiento normal, es muy
importante tomar las medidas de protección adecuadas.
Es aconsejable realizar una inspección de manera periódica y regular, la frecuencia de
inspección recomendada dependerá de los siguientes factores:
-
Tipo de equipos
-
Condición
-
Importancia
-
Incidencias ocurridas
-
Años de servicio
Gracias a esta inspección podemos detectar de forma prematura problemas
incipientes que en un futuro pueden llevar a averías graves.
155
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Durante la inspección se comprobará lo siguiente:
-
Estado general de los equipos:
o
Identificación
o
Accesorios
o
Aisladores
o Limpieza
-
-
-
-
o
Cableados
o
Conexiones de tierras
o
Estado del silicagel
o
Resistencias de calefacción
o
Fugas
o
Estado de pinturas
o
Corrosión
Estado de armarios de control y operación:
o
Bornas
o
Cableado
o
Lámparas
o
Resistencias de calefacción
o
Señalizaciones
o
Signos de calentamiento
Niveles:
o
Aceite
o
SF6
Toma de datos de registros:
o
Operaciones
o
Número de maniobras
o
Temperaturas
o
Presiones
Equipos de alimentación ininterrumpida
o
Estado general de las baterías
o
Signos de sulfatación
156
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6.6.1.1.2.
Termografía
La termografía es un método de inspección de equipos eléctricos y mecánicos
mediante la obtención de imágenes de su distribución de temperatura. Este método de
inspección se basa en que la mayoría de los componentes de un sistema muestran un
incremento de temperatura en mal funcionamiento.
El incremento de temperatura en un equipo eléctrico puede deberse a varios factores:
-
Aumento del valor de la resistencia, por una mala conexión de terminales,
degradación de materiales, etc.
-
Fallos de aislamiento.
-
Funcionamiento anómalo del sistema de refrigeración.
-
Existencia de descargas parciales.
-
Mal estado de rodamientos o partes móviles.
Observando el comportamiento térmico de los componentes
pueden detectarse defectos y evaluar su severidad.
La
herramienta
de
inspección
utilizada
para
realizar
la
termografía es una cámara térmica. Son equipos que miden la
emisión natural de radiación infrarroja procedente de un objeto y
generan una imagen térmica.
157
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Las cámaras termográficas no necesitan contacto físico con el sistema de modo que
las
inspecciones
funcionamiento
pueden
sin
realizarse
pérdida
o
a
pleno
reducción
de
productividad.
La termografía se debe realizar cuando la instalación
se encuentre en condiciones de funcionamiento
nominal.
Durante la misma se analizaran de forma detallada
todos los elementos de la instalación, prestando especial atención a los puntos más
críticos:
-
Conexiones de potencia.
-
Bornas.
-
Transformadores de medida.
-
Etc.
Un punto caliente será aquel que presente una
temperatura anómala con respecto a unos puntos
similares, es importante señalar que también
habrá que prestar atención a las zonas que
presenten una temperatura inferior a la esperada,
como
por
ejemplo,
los
radiadores
de
los
transformadores sin circulación de aceite.
Consideraciones
La medida de la temperatura que nos presente la imagen vendrá definida por el
parámetro de emisividad que tenga configurado. Para conocer el valor exacto de la
temperatura se debe conocer la emisividad del material medido.
Si consideramos los gradientes de temperatura la emisividad no es un factor
importante.
158
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6.6.2. Métodos específicos
6.6.2.1.
Seccionadores
6.6.2.1.1.
Inspección de mantenimiento general
Dentro de la inspección general de mantenimiento del seccionador se dividen dos
zonas a inspeccionar: el seccionador y el armario de mando.
En el seccionador hay varios puntos que se deben visualizar con el fin de verificar su
buen estado:
-
Comprobar la correcta alineación de los contactos
-
Inspección
visual
de
aisladores
soporte;
comprobar
que
no
existen
deformaciones ni roturas.
-
Cables de control; búsqueda de posibles fisuras en la cubierta o zonas de
calentamiento.
-
Estado de prensaestopas
-
Cogidas de tierra
-
Soportes
-
Cimentación
Dentro del la inspección general del armario de mandon tenemos las siguientes
actividades:
-
Inspección de la estanqueidad del armario
-
Resistencia de calefacción y termostato
-
Contactos auxiliares, bornas y cableados
-
Indicación de la posición
-
Puestas a tierra
-
Estado de magneto-térmicos
159
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6.6.2.1.2.
Mantenimiento preventivo
Para llevar a cabo este tipo de mantenimiento se divide el seccionador en dos
conjuntos, para facilitar la aplicación de este. Estos dos conjuntos son: armario de
mando y elementos mecánicos, y contactos de potencia.
-
Armario de mando y elementos mecánicos:
o
Operar manualmente el seccionador, apertura y cierre; verificar el
funcionamiento del sistema mecánico y banderas de señalización.
o
Verificar la correcta actuación de los contactos auxiliares del
seccionador.
o
Verificar la correcta actuación del accionamiento manual, comprobar
que los engranajes funcionan con suavidad y no existen signos de
oxidación.
o
Proceder a la limpieza y engrase de engranajes, ejes, bielas, ruedas
dentadas, etc. Y comprobar que actúan con suavidad.
o
Verificar que el giro de las columnas se produce de forma uniforme y sin
trabones, si se detecta alguna anomalía proceder a la limpieza y
engrase del cojinete.
-
Contactos de potencia:
o
Comprobar que los conductores principales de cada fase no presente
signos de calentamiento.
o
Comprobar conexionado de racores, apriete, color, signos de
calentamiento.
o
Comprobar contactos del seccionador; penetración, presión, signos de
mal funcionamiento, etc.
o
Realizar maniobras de apertura y cierre lento de forma manual y
verificar que la penetración de los contactos se produce correctamente.
160
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o
Realizar maniobras de apertura y cierre verificando su recorrido y
sincronismo. Comprobar que llegan a los topes, finales de carrera y no
se produce una sobremaniobra.
o
En contactos fijos y móviles, verificar el estado de pletinas, pinzas y
dedos de conexión. Comprobar que se encuentren alineados y ejercen
una presión adecuada.
o
Verificar que no existen signos de calentamiento que se puedan
producir por falta de presión.
6.6.2.1.3.
Mantenimiento predictivo
Este mantenimiento consiste en realizar una batería de ensayos con el objeto de
diagnosticar el estado del sistema. Los ensayos a realizar son los siguientes:
1. Medida de aislamiento
2. Resistencia de contactos
3. Consumo del motor
4. Tiempos de operación
La medida del consumo del motor y los tiempos de operación del motor nos puede
indicar el estado del sistema de engranajes del seccionador.
Medida de aislamiento
El objeto de este ensayo es evaluar el nivel de aislamiento de los elementos de
tensión.
Las medidas que se pueden realizar son las siguientes:
-
Conexiones de potencia:
o
Seccionador cerrado

Medidas entre fases: R-S; S-T; T-R

Medidas fase-tierra: R-G; S-G; T-G
161
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o
Seccionador abierto

-
Medida fase-fase; R-R; S-S; T-T
Conexiones de control:
o
Fase-Tierra
El procedimiento de ensayo consta de los siguientes apartados:
-
El equipo de medida de aislamiento cuenta con tres conexiones:
o
Positivo (+). Conectar a un extremo a medir.
o
Negativo (-). Conectar al otro extremo.
o
Guarda. En caso de realizar la medida sin referencia a tierra, conectar
G a tierra.
-
Seleccionar el voltaje de prueba atendiendo a la tensión de servicio del
componente, para cables de control se recomienda no superar 500 Vcc.
la interpretación de los valores medidos consiste en que los resultados obtenidos
deben guardar una relación directa con los valores históricos. Se puede tomar como
criterio inicial Lectura>KV+1.
162
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Resistencia de contactos
El objetivo de este ensayo es proporcionar información sobre la condición del circuito
principal. Una resistencia de contacto elevada supone una disipación de potencia y
temperatura elevada. Esto puede llevar a un rápido
envejecimiento del contacto y en el peor de los casos a un
fallo, por ejemplo, que los contactos principales se suelden.
La medida se lleva a cabo con el seccionador fuera de
servicio.
Para realizar este ensayo se debe de cumplir que el
equipo debe estar en descargo y cerrado.
El procedimiento de ensayo consiste en lo siguiente.
Un ohmiómetro de baja resistencia usa dos circuitos
internos de medición.
La fuente inyecta una corriente en la muestra de prueba a
través de dos cables, usualmente identificados como C1 y
C2, y se mide la magnitud de la corriente.
Las dos puntas de prueba (denominadas normalmente P1 y P2), miden el potencial a
través de la muestra. El instrumento entonces hace cálculos internos para determinar
la resistencia de la muestra de prueba.
163
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6.6.2.2.
Pararrayos
6.6.2.2.1.
Inspección de mantenimiento general
En cuanto a la inspección de condición del pararrayos hemos de fijarnos en la
siguiente lista de componentes:
-
Estado general del pararrayos.
-
Conexión de puesta a tierra del pararrayos.
-
Contador de descargas.
-
Anotar el número de descargas, indicado en el contador de descargas.
-
Conexión de la línea al pararrayos.
-
Tapas de salida de gases. Comprobar que lós limitadores de presión no
presenten signos de descargas o la señalización este suelta o disparada. En
caso de presentar signos de descarga por sobrepresión, el pararrayos se debe
sustituir.
6.6.2.2.2.
Mantenimiento preventivo
En el mantenimiento preventivo en pararrayos hay dos cosas que se deben mirar.
Estos dos aspectos son: la limpieza de porcelanas y verificar el par de apriete y estado
de conexión de tierra y en tensión.
6.6.2.2.3.
Mantenimiento predictivo
Este tipo de mantenimiento consiste en dos ensayos; ensayo de corriente de fuga y
medida de la corriente resistiva del tercer armónico.
Corriente de fuga
El objetivo de este ensayo es determinar el estado del pararrayos que se fundamenta
en la existencia de una corriente de fuga, presente en el pararrayos, del orden de
micro amperios cuando se ve sometido a una tensión elevada.
Este ensayo se realiza con el equipo en descarga.
164
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El procedimiento del ensayo consiste en establecer una tensión (por ejemplo de 1012KV) entre el borne principal del pararrayos y la conexión de tierra. Si el pararrayos
tiene varios cuerpos, realizar la medida en cada cuerpo.
Los resultados obtenidos han de prestar el mismo orden de magnitud en todos los
cuerpos medidos y con los valores de referencia del fabricante.
Medida de la corriente resistiva del tercer armónico
Este tipo de ensayo se realiza con el pararrayos en servicio. Consiste básicamente en
analizar la corriente que se fuga a tierra por la puesta a tierra del pararrayos en
condiciones normales de funcionamiento.
En la figura se observa la representación eléctrica de óxido de metal pararrayos en la
región de la corriente de fuga.
165
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6.6.2.3.
Interruptor
6.6.2.3.1.
Generalidades de mantenimiento
Los intervalos entre inspecciones y la extensión del mantenimiento dependen de las
condiciones de funcionamiento (aplicación, maniobras, corriente de corte, condiciones
ambientales, etc.).
En los intervalos, los tiempos mas cortos son aplicables a interruptores que operan en
aplicaciones y en condiciones duras (reactancias, banco de condensadores, climas
tropicales, atmosferas polucionadas, mucha humedad, etc.) mientras que los tiempos
más largos son aplicables a interruptores que operan en aplicaciones, condiciones y
ambientes suaves.
Los intervalos típicamente establecidos pueden modificarse en función de los
resultados obtenidos en las inspecciones.
Independientemente del tipo de cámara de corte y de mando es importante realizar
inspecciones al menos cada 1-2 años.
Para asegurar el funcionamiento apropiado del interruptor es recomendable que actue
unas cuantas veces cada año.
Dependiendo del tipo de interruptor, las actividades y requisitos de mantenimiento
serán diferentes:
-
Interruptores de aire comprimido
Estos interruptores requieren frecuentes revisiones detalladas del sistema de
compresión.
La relativa complejidad de las cámaras de corte produce periodos moderadamente
largos fuera de servicio durante las revisiones. Estas revisiones son inferiores en
comparación a otros tipos desde el punto de vista de mantenimiento, aunque en
relación con su vida eléctrica son aceptables.
-
Interruptores de pequeño volumen de aceite
Este tipo de interruptores tiene un proceso de revisiones mayores; cada 10-15 años.
166
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El interruptor puede abrirse en su lugar de instalación y el aceite y piezas desgastadas
pueden cambiarse con facilidad.
En los interruptores de pequeño volumen de aceite tanto los contactos de arco como el
aceite determinan el tiempo de vida eléctrica.
-
Interruptores de gas SF6
En este tipo de interruptor la vida eléctrica viene determinada por el desgaste de los
contactos, la erosión de los materiales aislantes y la degradación del medio de
extinción. Debido a su baja tensión de arco, los interruptores de SF6 tienen una
elevada vida eléctrica.
Sólo debe desmontarse una cámara de corte si existen sospechas de un excesivo
deterioro de los contactos, fugas comprobadas o fallos mecánicos evidentes. Si es
necesario desmontar un interruptor o una cámara de corte deberá hacerse en
interiores con ambientes secos y limpios.
En la siguiente tabla podemos ver el intervalo entre inspecciones de los interruptores:
167
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En los interruptores de alta tensión existen varios factores que reducen el tiempo de
vida y otros que extienden el tiempo de vida. La siguiente figura representa claramente
estos factores y su implicación en el tiempo de vida.
Dentro de los factores desfavorables para el tiempo de vida se encuentra; el desgaste
eléctrico y mecánico, las condiciones ambientales como polución y temperatura, y la
disponibilidad y precio.
Entre los factores que alargan el tiempo de vida se encuentran; las inspecciones
visuales, ensayos de condición, mantenimiento, revisiones y puesta en servicio.
168
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6.6.2.3.2.
Inspección de mantenimiento general
En primer lugar vamos a diferenciar los componentes del interruptor;
-
Zonas de conexión
-
Cámaras de interrupción
-
Aisladores soporte
-
Densostatos
-
Transmisiones
-
Soporte y puestas a tierra
Una vez conocidos los elementos, la inspección requiere de la toma de algunos datos.
Los parámetros que se han de registrar son:
-
Registro del número de operaciones o maniobras.
-
Registro de presiones de gas y/o niveles de aceite.
-
Registro de la temperatura ambiente.
Los intervalos de revisión máximos de los componentes vendrán definidos por el
número de operaciones, el tiempo y las intensidades extinguidas.
169
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En la inspección de la condición del interruptor se deben de seguir las siguientes
instrucciones:
-
Comprobar la limpieza exterior.
-
Inspección visual de aisladores y soportes. Comprobar que no existen
deformaciones ni roturas.
-
Comprobar el estado del cementado. Buscar posibles marcas de corrientes de
fugas, grietas o cascarillados.
-
Inspección visual de densostatos.
-
Inspección de conexiones de fuerza. Buscar signos de corrosión y cambios de
color.
-
Inspección de los cables de control. Búsqueda de posibles fisuras en la
cubierta o zonas de calentamiento.
-
Estado de prensaestopas.
-
Cogidas de tierra.
-
Soportes.
-
Cimentación.
-
Comprobar la presión del SF6 en los compartimentos de interrupción.
-
Chequeo de fugas de SF6 . comprobar la posible existencia de fugas con un
detector de SF6, prestando especial atención a las zonas de sellado y
conexiones de unión.
-
En caso de que el interruptor sea de corte en aceite; se realizara una
inspección visual buscando fugas.
Otro aspecto importante en la inspección en interruptores de alta tensión es la
inspección general del armario de mando. Para ello, en primer lugar, veremos los
componentes del armario de mando y, a continuación, se enunciaran los puntos que
se deben inspeccionar.
Componentes del armario de mando:
-
Contactos auxiliares
-
Inserción manivela de carga
170
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-
Indicadores: carga de muelles-cierre apertura
-
Relés. Antibombeo y presión de gas.
-
Bobina de cierre
-
Bobina de apertura 2
-
Selectores: L-P-R y C-A
-
Protección motor
-
Protección resistencia y termostato
-
Borneros
-
Contactos auxiliares
Inspección general del armario de mando:
-
Inspección de la estanqueidad del armario.
-
Resistencia de calefacción y termostato.
-
Contactos auxiliares, bornas y cableados.
-
Indicación de la posición.
-
Puestas a tierra.
-
Estado de magneto-térmicos.
-
Enclavamientos eléctricos y posicionamiento.
171
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-
Maneta local/remoto cierre/apertura.
-
Accionamiento manual.
-
Indicios de fugas de aceite de amortiguadores.
-
Signos de falta de apriete.
6.6.2.3.3.
Mantenimiento preventivo
Este tipo de mantenimiento en interruptores conlleva unas condiciones de seguridad
que se han de respetar en todo momento:
1. Interruptor en descarga y condiciones seguras ante riesgo eléctrico (5 reglas de
oro).
2. Para realizar operaciones de mantenimiento en el mando del interruptor los
muelles deben de estar descargados.
Las 5 reglas de oro consisten en:
1. Desconectar todas las fuentes de tensión.
2. Prevenir cualquier posible realimentación, bloqueando los aparatos de corte.
3. Verificar la ausencia de tensión.
4. Poner a tierra y en cortocircuito todas las posibles fuentes de tensión.
5. Delimitar y señalizar la zona de trabajo.
172
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En el mantenimiento preventivo de interruptores se revisaran principalmente los
siguientes componentes:
-
Zonas de conexiones
-
Cámaras de interrupción
-
Aisladores soporte
-
Densostatos
-
Transmisiones
-
Soporte y puestas a tierra
El
proceso
de
mantenimiento
preventivo sigue las siguientes acciones:
-
Limpieza de aisladores soporte y porcelanas.
-
Control del par de apriete de las tuercas del sistema de transmisiones. Según
las instrucciones de montaje del interruptor.
-
-
Control de la densidad:
o
Comprobar la presión de SF6 en los compartimentos de interrupción.
o
Comprobar los densostatos y los circuitos señal/bloqueo.
Revisión de contactos de corte. Atendiendo a criterios de numero de maniobras,
años de servicio o resultados anómalos en pruebas diagnosticas, puede ser
recomendable realizar una revisión interna de los contactos de corte.
Para realizar la revisión interna de los contactos es necesario vaciar de la
cámara de corte el fluido extintor, aplicando el procedimiento especifico para
cada tecnología SF6 o aceite.
También se ha de revisar el mando de interruptores en el mantenimiento preventivo.
Primero diferenciaremos los componentes de este:
-
Contactos auxiliares
-
Inserción manivela de carga
-
Indicadores: carga de muelles-cierre apertura
-
Relés: antibombeo y presión de gas
173
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-
Bobina de cierre
-
Bobina de apertura 2
-
Selectores: L-P-R y C-A
-
Protección motor
-
Protección resistencia y termostato
-
Borneros
-
Contactos auxiliares
Dependiendo del tipo de mando del interruptor el fabricante recomienda unos plazos
máximos de revisión. Como ejemplo tenemos el fabricante ABB que recomienda los
siguientes plazos.
174
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A la hora de realizar el mantenimiento preventivo del mando se deben tener en cuenta
ciertas consideraciones:
-
No operar el mecanismo descargado. La operación solo debe realizarse
después de que el mecanismo haya sido conectado y ajustado al interruptor
debidamente presurizado.
-
Para realizar operaciones de mantenimiento en el mando del interruptor los
muelles deben estar descargados.
El mantenimiento preventivo consiste en comprobar una serie de características:
-
Limpieza del mando
o
Limpiar el dispositivo de control por dentro con una aspiradora.
o
Controlar que los filtros de las válvulas estén limpios. Cambiarlos si
están muy sucios.
-
Corrosión
o
A pesar del tratamiento anticorrosivo, pueden aparecer manchas de
corrosión pasados algunos años, especialmente si el interruptor se
encuentra en un medio muy corrosivo.
o
Cepillar las manchas de óxido y aplicar nuevo agente contra la
corrosión.
o
Controlar que no exista corrosión en las sujeciones, conectores o
puntos de tierra (mandos motorizados).
-
Lubricación
o
Los cojinetes de bola, rodillos y agujas del dispositivo de control tienen
lubricación permanente y no necesitan mantenimiento. Por ello, sólo se
deben lubricar los ejes del dispositivo de bloqueo y el tornillo sin fin de
la unidad propulsora.
o
Verificar las cadenas y lubricar si es necesario.
o
Las superficies de deslizamiento de la sujeción del resorte y el
dispositivo amortiguador deben lubricarse.
175
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-
Resistencia de calefacción
o
Medida de resistencia y consumo de la misma.
o
Actuar manualmente el termostato y comprobar que se activa y
desactiva en función de la temperatura.
-
Unidad propulsora; el motor debe poder tensar los muelles a 85% de la tensión
nominal.
o
Controlar y limpiar los ejes del dispositivo de bloqueo y del mecanismo
del tornillo sin fin.
o
Lubricar con grasa cada 3-6 años ó 2000 maniobras.
o
Medir la corriente del motor al final del tensado. Consultar valores de
funcionamiento en el manual de montaje del interruptor.
-
Conmutador de arranque
o
Controlar que la señal de caída de tensión funcione. Si no funciona
cambiar el conmutador de arranque.
-
Comprobar función anti-bombeo
o
Interruptor
abierto,
muelle
cargado,
impulso
“cerrar”
y
“abrir”
simultáneamente (mantener botón de cierre pulsado).
o
El interruptor hará una operación de C-A y puede no cerrar cuando el
muelle está cargado.
o
-
Se mide la mínima tensión de operación del relé ( 85% de la nominal).
Amortiguador
o
Controlar el nivel de aceite retirando el amortiguador o por medio de un
ensayo de ultrasonidos.
-
Bobinas de apertura y cierre
o
Las resistencias de bobinas y sus corrientes pueden variar hasta ± 10%
de los valores medidos en el ensayo de rutina.
-
Medición de la tensión mínima de maniobras
-
Contactos auxiliares
o
Los mandos están equipados de forma estándar con un contacto extra
de 12 polos formado por 12 contactos de apertura y 12 de cierre. Tres
de cierre y uno de apertura son para la función del dispositivo de control.
176
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o
El eje del contacto extra está en relación directa con el brazo de
maniobras del mando, por lo que sigue el movimiento de los contactos
de apertura.
o
Controlar el movimiento del contacto midiendo el tiempo y comparar con
los tiempos obtenidos en la puesta en funcionamiento.
o
-
Utilizar esta comparación como control de:

El movimiento del contacto.

La amortiguación del contacto.
Verificar apriete de terminales y conexiones eléctricas
Antes de realizar el mantenimiento de los elementos citados anteriormente, se han de
tomar una lista de consideraciones:
-
Llevar el interruptor a la posición abierto
-
Aislar y conectar a tierra
-
Cortar la corriente del motor
-
Realizar una maniobra de cierre-apertura para que la batería de muelles del
mando quede descargada
6.6.2.3.4.
Mantenimiento predictivo
Dentro del mantenimiento predictivo encontramos una serie de ensayos que se
pueden aplicar a los interruptores.
Los ensayos son los siguientes:
-
Resistencia de aislamiento
-
Resistencia de contactos
-
Parámetros durante operaciones de cierre-apertura
o
Tiempos de cierre-apertura
o
Discrepancia de fase
o
Recorrido y desplazamiento de contactos
o
Amortiguación de contacto
o
Estado de contactos auxiliares
177
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o
Resistencia dinámica
o
Tensiones de funcionamiento de bobinas
-
Medida de calidad de SF6
-
Rigidez dieléctrica de aceite
Medida de aislamiento
El objetivo del ensayo es evaluar el nivel de aislamiento de los elementos en tensión.
Las medidas que podemos realizar según las conexiones de potencia son las
siguientes:
-
-
Interruptor cerrado:
o
Medidas entre fases: R-S; S-T; T-R.
o
Medidas Fase-Tierra: R-G; S-G; T-G.
Interruptor abierto:
o
Medida fase-fase: R-R; S-S; T-T.
Las medidas que podemos realizar según las conexiones de control son las siguientes:
-
Fase-Tierra
Para realizar el ensayo se ha de tener en
cuenta que el equipo de medida de aislamiento
cuenta con tres conexiones:
-
Positivo (+).
-
Negativo (-).
-
Guarda.
Estas conexiones en el procedimiento de
ensayo se han de conectar de la siguiente forma:
-
Positivo (+). Conectar a un extremo a medir.
178
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-
Negativo (-). Conectar al otro extremo.
-
Guarda. En caso de realizar la medida sin referencia a tierra, conectar G a
tierra.
Después de tener las conexiones correctamente puestas se ha de seleccionar el
voltaje de prueba atendiendo a la tensión de servicio del componente, para cables de
control se recomienda no superar 500 Vcc.
Resistencia de contactos
El objetivo del ensayo es obtener información sobre la condición del circuito principal.
Una resistencia de contacto elevada supone una disipación de potencia y temperatura
elevada. Esto puede llevar a un rápido envejecimiento del contacto y en el peor de los
casos a un fallo, por ejemplo, que los contactos principales se suelden, o por causa de
la temperatura, de las juntas y elementos no metálicos se fundan y pierdan
estanqueidad. La medida se lleva a cabo con el interruptor fuera de servicio.
Las condiciones en las que se pueden realizar el ensayo son con el equipo en
descarga y cerrado.
Los contactos estacionarios o móviles de los interruptores, están hechos de materiales
resistentes al arco eléctrico que se originan durante la operación del interruptor bajo
carga nominal o bajo falla. Si estos contactos no son probados regularmente, no habrá
verificación del estado de su resistencia de contacto.
Los valores de resistencia han de respetar las instrucciones de
montaje del interruptor, aunque se admiten valores mayores
en las maniobras con corrientes pequeñas
(≤400 A):
[ ]
R= Aumento admisible de la resistencia.
Rn = Resistencia máxima según los valores de funcionamiento
179
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In =Corriente nominal (placa identificación)
I= Corriente para la que se calcula la resistencia máxima
Para realizar el ensayo seguimos el siguiente procedimiento.
Un ohmiómetro de baja resistencia usa dos circuitos internos de medición. La fuente
inyecta una corriente en la muestra de prueba a través de dos cables, usualmente
identificados como C1 y C2, y se mide la magnitud de la corriente.
Las dos puntas de prueba (denominadas normalmente P1 y P2), miden el potencial a
través de la muestra. El instrumento entonces hace cálculos internos para determinar
la resistencia de la muestra de prueba.
En las bobinas se debe de medir la tensión mínima de
maniobras de la bobina de cierre y la bobina de apertura.
La medición de la corriente del motor se debe realizar hacia el
final de la operación de carga. La corriente del motor máxima
permitida es el 110% del valor medido en el ensayo de rutina.
180
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El tiempo de carga puede variar hasta un 30% del valor medido en el ensayo de rutina.
El motor debe poder tensar los muelles a 85% de la tensión nominal.
La medida del SF6 ofrece información acerca de la condición del gas. Un alto contenido
en agua en el gas disminuye la capacidad de ruptura del interruptor. Se lleva a
cabo mediante un análisis del punto de condensación con el interruptor en servicio.
El analizador empleado registra: el % volumen de SF6, el punto de rocío y presión.
La medida de la rigidez dieléctrica se realiza para determinar el valor de la tensión de
ruptura que un aceite soporta, la resistencia momentánea de la muestra de aceite al
paso de la corriente y el grado de humedad, suciedad y sólidos conductores en
suspensión.
181
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Parámetros en operaciones de cierre-apertura
La medida de los tiempos de operación nos va ayudar a determinar la condición del
mando y transmisiones del interruptor.
La medida de la resistencia dinámica, desplazamientos y velocidades nos ayudara a
determinar el estado de los contactos, mecanismos de accionamiento y transmisiones.
El movimiento del contacto puede registrarse por uno de los siguientes métodos:
-
Transformación geométrica de la rotación del eje al movimiento del contacto.
-
Un mecanismo exterior (a escala de la transmisión interior) sobre el eje
conectado a un detector de resistencia lineal.
Se registraran oscilogramas que muestren el movimiento del contacto durante las
maniobras de cierre y apertura. Un ejemplo es el cierre-apertura del interruptor que se
puede ver en la siguiente figura.
Junto con la imagen se aportan dos tablas con la información sobre los tiempos de
contacto en ms y la duración del impulso de las bobinas.
182
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6.6.2.4.
Transformadores de potencia
6.6.2.4.1.
Inspección de mantenimiento general
Antes de realizar la inspección general del transformador se han de registrar unos
parámetros:
-
Comprobar y registrar la corriente de carga del transformador y observar el
valor máximo desde la lectura previa.
-
Comprobar y registrar la tensión de línea y observar cualquier variación del
valor medio desde la lectura anterior.
-
Comprobar y registrar la temperatura ambiente.
-
Comprobar y registrar la temperatura del líquido del transformador y observar
el valor máximo desde la última lectura.
-
Comprobar y registrar la temperatura de las bobinas y observar el valor
máximo desde la última lectura.
Una vez comprobados los parámetros se procede a una inspección general de
carácter visual, como forma de inspección rutinaria. Las actividades que se han de
realizar son las siguientes.
-
Placa de características: observar que su lectura sea posible y que las
características sean las correctas.
-
Puesta a tierra: comprobar el estado de los cables, conexiones, tubos,
estructura… Búsqueda de daños o grietas.
-
Niveles de aceite: comprobar los niveles de aceite y verificar su correcta lectura.
-
Bornas: comprobar si es posible el estado de las conexiones.
-
Oxidación: comprobar la ausencia de corrosión o deterioro de los componentes.
-
Silicagel: comprobar el estado del silicagel. En algunos transformadores el
estado del silicagel viene definido por una gama de colores que se observa en
una placa colocada al lado de donde se encuentra el silicagel.
-
Soportes elásticos: comprobar su estado y búsqueda de daños aparentes.
-
Cableado externo: comprobar que no existen daños y comprobar que las
sujeciones estén en correcta posición sin daños.
183
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-
Limpieza: comprobar la limpieza general del transformador.
-
Junta de estanqueidad: comprobar el apriete en aquellos transformadores que
sea posible esta actividad, si no es posibles, buscar fugas que evidencien que
el apriete no es correcto.
-
Pintura: comprobar el estado correcto de la pintura.
-
Fugas de aceite: búsqueda de evidencias de fuga de aceite.
-
Calentamiento: búsqueda de síntomas de calentamiento en terminales de
bornas en caso de que la posición o tamaño del transformador lo permita.
-
Ventiladores y radiadores: examinar la posible acumulación de polvo o
partículas externas que puedan impedir el flujo de aire.
En cuanto al armario de mando, en este también se realiza una inspección visual que
consta de los siguientes puntos:
-
Limpieza: comprobar la acumulación de suciedad en el armario.
-
Calentamientos: comprobar excesivos calentamientos de los componentes.
-
Estado de las partes móviles.
-
Corrosión de partes metálicas.
-
Evaluación del desgaste de contactos.
-
Conexiones sueltas
-
Estado de las derivaciones flexibles.
-
Funcionamiento de la resistencia de calefacción y termostato.
-
Formación de arco excesiva en circuitos abiertos.
6.6.2.4.2.
Mantenimiento preventivo
En el mantenimiento preventivo de los transformadores se revisaran principalmente los
siguientes componentes: bornas, radiadores, regulador, indicadores de nivel,
protecciones propias, motobombas, ventiladores, estado general y la cabina de control.
184
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1. Revisión general
Unidad de filtrado de aceite: El filtro de papel de la unidad debe cambiarse cuando la
pérdida de presión haya aumentado aproximadamente unos 4 bar sobre la presión
indicada.
Radiadores/Intercambiadores: Cepillado de las tuberías de agua o aspiración de
la parte expuesta al aire.
Depósito de expansión con sellado de caucho(COPS): Es recomendable que la bolsa
de caucho se compruebe cada dos años por posibles fugas. Se abre el acceso
superior de la bolsa y se frota el interior con un trapo de algodón situado en el extremo
de una barra. Si hay algo de aceite en el trapo, existe alguna fuga en la bolsa y
debería ser reemplazada. En cualquier caso, se recomienda sustitución de la bolsa
cada 10 años.
185
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Juntas de estanqueidad: Si existen fugas en las juntas, normalmente pueden
repararse apretando bien los pernos.
Protección de superficies:
Superficies pintadas. Las zonas para repintar deben limpiarse de óxido, suciedad y
grasa antes de aplicar una imprimación rica en cinc previa a la pintura de acabado. El
espesor del recubrimiento debería ser al menos igual que el original.
Superficies galvanizadas. Presentan características pasivantes de autorreparación, por
lo que pequeños daños como arañazos no necesitan reparación. Cuando el área
dañada es superior a 50 mm2 se limpia cuidadosamente y se aplica una pintura rica
en cinc con el mismo espesor que el recubrimiento original. En el limpiado no debe
retirarse nada de cinc original.
Líquido del transformador y aislamiento:
La mayor parte de la humedad se concentra en el papel de aislamiento. Cuando la
humedad supera un determinado nivel es recomendable un secado.
Se recomienda el secado de grandes transformadores de distribución y de
transformadores de potencia cuando esté justificado técnica y económicamente.
Durante el secado (1-2 semanas) el transformador debe permanecer fuera de servicio.
Después del proceso la humedad restante será menor al 1%.
Los ensayos de aceite en transformadores deberían de hacerse 12 meses después del
llenado o reposición y anualmente en grandes transformadores de distribución y
transformadores de potencia.
La recuperación del aceite requiere justificación técnica y económica. Implica filtrado,
desgasificación, eliminación de subproductos de envejecimiento y adición de inhibidor
si es necesario. Se lleva a cabo con el transformador en servicio.
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A menudo, es recomendable llevar a cabo secado y recuperación de aceite al mismo
tiempo. Si se hace en el momento adecuado puede alargarse varios años la vida del
transformador.
2. Cabina de control
-
Comprobar el encendido del grupo de refrigeración, tanto manual como
automáticamente.
-
Comprobar la unidad lógica.
-
Reapriete general de conexiones eléctricas.
-
Comprobación de la iluminación y resistencias de caldeo.
-
Comprobar alarmas y disparos de todos los elementos de la cabina
(interruptores, contactores, etc.)
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3. Motoventiladores
-
Arrancar los motores de los ventiladores y el equipo de refrigeración.
-
Comprobar el consumo de las fases del motor del ventilador.
-
Comprobar la medida de la resistencia de aislamiento.
-
Comprobar si existen ruidos anormales y/o vibraciones durante el arranque y el
funcionamiento de los ventiladores.
-
Realizar una inspección visual de la dirección de rotación de las aspas.
-
Reapriete general de las conexiones mecánicas y eléctricas.
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4. Elementos de protección del transformador
Termómetro e imágenes térmicas del transformador. Las envolventes son
desmontadas, se verifican visualmente el estado de los contactos. Estos se accionarán
manualmente para comprobar su correcto funcionamiento.
Termostatos. Se verifican visualmente los contactos. No serán accionados mediante
el uso de la rueda de ajuste, probándose la señalización del mismo en el panel,
mediante puente en bornas de contacto.
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Válvula de escape. Se verifican visualmente la caja de conexión. El correcto
funcionamiento de los contactos será comprobado mediante la actuación manual de su
fin de carrera.
Relé Buchholz. Se verifican visualmente la caja de conexión, realizando el reapriete si
fuese necesario. Se comprobará el correcto funcionamiento del contacto mediante la
actuación manual de los pulsadores.
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Inspección de los indicadores de flujo. Se verifican visualmente las juntas,
realizando el reapriete y una limpieza si fuesen necesarios. Se arrancará la bomba
para comprobar los contactos.
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5. Bornas
-
Inspección de fugas de aceite. Se debe llevar a cabo una inspección visual buscando fugas de aceite durante la supervisión de la instalación.
-
Inspección y limpieza de porcelanas. Los aisladores de porcelana de
las
bornas de los transformadores deberían limpiarse durante los descargos de
servicio con la frecuencia necesaria.
-
Conductores externos. El estado de conductores externos y las piezas de
conexión
de
las
bornas
del
transformador
deberían
comprobarse
rutinariamente, ya que una presión de contacto reducida puede producir el
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sobrecalentamiento de las bornas. Además puede provocar la destrucción por
calor de la junta de estanqueidad de dicha borna. Puede usarse termografía
para realizar esta inspección en servicio.
6. Regulador en carga
Consideraciones:
-
Sólo personal convenientemente formado según las instrucciones del
fabricante.
-
Requieren mantenimiento regular y los intervalos de mantenimiento y el tiempo
de vida esperado dependen del número de operaciones, corriente nominal,
existencia de unidades filtrantes, experiencia operativa, etc.
-
Durante la revisión del cuerpo insertable se recomienda sustituir el aceite del
regulador, para ello es necesario contar con una bomba de trasiego, aceite
dieléctrico de sustitución y un depósito vacío para aceite usado.
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Cambiado de tomas en vacío (DETC).
Normalmente no requieren un mantenimiento regular, pero se recomienda mover el
cambiador de una posición de un extremo hasta el otro unas cuantas veces durante el
descargo. Es especialmente necesario cuando la conmutación se realiza con poca
frecuencia.
En cualquier caso, y si se realiza este movimiento, es aconsejable realizar unas
medidas de resistencia de contacto antes y después del mismo para asegurar la
pisada correcta de los contactos.
Mantenimiento regular a cargo sólo de personal formado y experimentado. Intervalos y
tiempo de vida esperado dependen del número de operaciones.
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Cambiador de tomas en carga (OLTC). La revisión del regulador se debe realizar de
acuerdo a las recomendaciones del fabricante. El intervalo recomendado entre
revisiones se define según el número de operaciones y/o tiempo. La revisión consistirá
en:
-
Revisión del mando.
-
Revisión de cuerpo extraíble.
-
Inspección del depósito.
-
Revisión de protecciones propias
Revisión del cuerpo insertable.
-
Vaciado del depósito del regulador.
-
Inspección del depósito del regulador.
-
Extracción del cuerpo insertable.
-
Revisión del cuerpo insertable.
-
Montaje del cuerpo insertable.
-
Llenado de aceite dieléctrico.
-
Prueba funcional del regulador.
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Revisión del mando a motor.
-
Comprobación funcional del mando del regulador en carga.
-
Barrido ascendente (subir las posiciones desde la primera hasta la última).
-
Comprobación de finales de carrera en posiciones extremas (eléctrico y
mecánico).
-
Barrido descendente (posición mayor hasta menor).
-
Comprobación de finales de carrera en posiciones extremas (eléctrico y
mecánico).
-
Comprobación del paso a paso.
-
Comprobación del funcionamiento de la manguera.
-
Comprobación de protecciones de los elementos propios de la cabina de
mando.
-
Comprobación de salida de posiciones del regulador.
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Relé de protección regulador. Se verifican visualmente la caja de conexión,
realizando el reapriete si fuese necesario. Se comprueba el correcto funcionamiento el
contacto mediante la actuación manual de los pulsadores.
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6.6.2.4.4. Mantenimiento predictivo
Los transformadores de potencia son máquinas eléctricas indispensables en el
Sistema de Potencia para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica
de una manera eficiente.
Los trasformadores están constituidos por cobre, material ferromagnético, hierro,
madera, papel, cartón y aceite, conformando estos tres últimos el aislamiento principal
de la máquina.
200
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Tipos de faltas según el origen.
Faltas externas: Sobretensiones, descargas atmosféricas, faltas pasantes, condición
de operación sobreexcitado y/o sobrecargas.
Faltas internas: Cortocircuitos en los arrollamientos, cortocircuitos entre bobinas,
cortocircuitos a tierra, defectos en los circuitos magnéticos y/o defectos en la cuba y/o
en los circuitos de refrigeración asociados.
Causas de los fallos internos.
-
Fallos de aislamiento como consecuencia de cortocircuitos de gran magnitud.
-
Envejecimiento del aislamiento como consecuencia de sobrecalentamientos.
-
Defectos en la cuba y/o en los circuitos de refrigeración asociados.
-
Rotura de circuitos, desplazamientos mecánicos debidos a esfuerzos
dinámicos como consecuencia de cortocircuitos.
-
Contaminación/Degradación del aislamiento (Aceite).
-
Las faltas externas derivaran, tarde o temprano, en faltas internas.
-
Todas
las
faltas,
condiciones
de
operación
anómalas
y
eventuales
cortocircuitos irán poco a poco deteriorando el sistema de aislamiento del
transformador disminuyendo así su vida útil y a su vez representando una gran
pérdida económica para la propiedad.
-
Será de vital importancia para el propietario de un transformador el poder
conocer el estado actual de su máquina eléctrica para poder tomar las
acciones preventivas/ correctivas necesarias para disminuir la velocidad de
envejecimiento del aislamiento y así la reducción de su vida útil.
201
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Diagnóstico de transformadores.
Consideraciones de diseño.
-
-
Consideraciones dieléctricas.
o
Aislamiento del cobre: celulosa (papel y cartón) y aceite.
o
Condiciones de servicio y transitorios.
Consideraciones mecánicas.
o
Esfuerzos a soportar durante la operación y los cortocircuitos.
o
Presión estructural del sistema de aislamiento y de los elementos de
apoyo.
o
-
Geometría y disposición de las bobinas individuales.
Consideraciones térmicas.
o
Pérdidas.
o
Puntos calientes.
o
Equipo de refrigeración.
202
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Pruebas de diagnóstico de transformadores de potencia.
1. Relación de transformación.
2. Medida de la resistencia de bobinas.
3. Medida de las resistencias de aislamiento.
4. Corriente de excitación.
5. Corriente de cortocircuito.
6. Análisis de aceite.
1. Relación de Transformación.
El objetivo principal de este ensayo es el de medir la relación actual de espiras entre
los arrollados de la máquina, y esta a su vez, compararla con los datos de placa.
La relación de transformación es la relación entre el valor RMS de la tensión aplicada
en el primario entre el valor RMS medido en el secundario.
La máxima desviación permitida es del 0.5% (IEC60076-1), entre la relación teórica y
la medida. Las desviaciones superiores pueden indicar cortos entre espiras, circuitos
abiertos, problemas de conexión ó, incluso, fallos en el regulador de carga.
En un ensayo en tensión alterna, si se dispone de un LTC, se debe realizar el ensayo
en todas las posiciones. Este ensayo se basa en la siguiente ecuación:
203
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Medida de resistencia de devanados. Es una prueba auxiliar donde se mide la
resistencia de los conductores situados en las boninas del transformador. La idea es
detectar cambios en los valores obtenidos respecto a valores de fábrica o pruebas
previas, lo cual nos indicaría que se encuentran espiras cortocircuitadas, conexiones
internas sueltas o una elevada resistencia de contacto en el cambiador de tomas,
entre otras.
La corriente a emplear no debe exceder el 15% de la In de la máquina, ya que podrían
obtenerse valores erróneos debido al aumento de la temperatura en el devanado. La
resistencia se verá afectada si existiese alguno de los fallos comentados anteriormente.
El ensayo debe realizarse en todas las posiciones del cambiador de tomas. La medida
debe presentar una desviación máxima del 2% sobre el valor de referencia en el
protocolo de ensayo en fábrica.
La corrección de la resistencia por la temperatura viene dada por la siguiente
expresión:
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2. Corriente de excitación.
La corriente de excitación se define como la corriente consumida por la máquina
aplicando tensión a sus terminales primarios con los secundarios abiertos.
El ensayo de corriente de excitación tiene como principal objetivo detectar daños o
cambios en la geometría del núcleo y devanados; así como fallos en espiras y
conexiones internas. La corriente de excitación tiene una componente de
magnetización y una de pérdidas.
El conexionado para llevar a cabo dicha prueba es igual al de factor de potencia o Tgδ
y se puede usar el mismo equipo. Es muy importante realizar este ensayo antes que
cualquier ensayo en C.C. ya que esta última puede dejar magnetizado el núcleo con el
consiguiente efecto sobre la corriente de magnetización.
Si la corriente de excitación es menor a 50mA, no debe existir una diferencia mayor al
10% al comparar con otras fases del mismo transformador. Si el valor obtenido es
mayor a 50 mA, la diferencia entre fases debe ser menor a 5%. A continuación, se
muestra en la figura el conexionado.
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3. Corriente de cortocircuito.
Consiste en cortocircuitar el secundario del transformador y alimentar a través del
primario una tensión reducida, cuyo valor haga circular la corriente nominal del
transformador a través de ese mismo devanado.
Esta tensión que hace circular la In por el devanado, recibe el nombre de tensión de
cortocircuito y es un dato de placa del transformador, se puede comprar directamente
el valor obtenido con el de la placa característica.
Este ensayo nos proporcionará las pérdidas asociadas al cobre en el transformador de
potencia. Ya que en este ensayo se hace circular la In, las pérdidas obtenidas también
son nominales. Normalmente el valor de estas pérdidas viene expresado en % de la
tensión o impedancia del transformador. Ayuda a detectar fallos en espiras,
conexiones y LTC.
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4. Resistencia de aislamiento.
El ensayo de resistencia de aislamiento, también llamado ensayo Megger, determina
la resistencia del aislamiento a las fugas de corriente. Esta medida es una función de
la humedad y contaminación del aislamiento así como la temperatura del mismo.
Para la medida se emplea un medidor de aislamiento en CC. Es recomendable
asegurarse que la cuba y el núcleo están conectados a tierra. (2 dev, AT-BT/Tierra,
AT/Tierra-BT,AT/BT-Tierra). La medición dura 1 minuto. Las lecturas R15 Y R60 se
toman respectivamente 15 y 60 segundos después de conectar la tensión. Para
comparar con futuras medidas conviene registrar (además de las resistencias) la
temperatura, la tensión y el equipo de medida.
La resistencia del aislamiento depende de varios factores externos por lo que se
recomienda acompañar los resultados obtenidos con los valores de temperatura,
tensión aplicada así como las características del equipo usado.
La relación R15/R60 (relación de absorción) está normalmente en el rango 1.3-3. El
estado de aislamiento también puede determinarse comparando R60 con un valor
mínimo para el rango de tensión de la bobina. Para esto todos los valores han de
convertirse a su equivalente a 20ºC.
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El ensayo debe detenerse si el valor medido no se estabiliza. Nunca se debe realizar
el ensayo en condiciones de vacío, por ejemplo, sin aceite aislante dentro del
transformador. Es recomendable al terminar el ensayo conectar todos los terminales a
tierra con el fin de drenar cualquier tipo de energía remanente dentro del
transformador.
También se cuenta con el índice de polarización que se define como la relación
R10min/R1min. Es un indicador fiable y bastante simple. No requiere comparación con
valores previos ni conversión por temperatura ya que es una relación entre medidas de
resistencia de aislamiento. Si el índice de polarización es >2 el aislamiento es bueno.
Sin embargo, si el índice de polarización es <1 el aislamiento no es satisfactorio.
5. Análisis de aceite.
Los tres principales componentes sujetos a deterioro y contaminación en un
transformador son: el papel, el cartón prensado y el aceite aislante.
La presencia de agua, burbujas de aire o gases, partículas, oxígeno y/o de productos
de envejecimiento del aceite puede reducir la resistencia dieléctrica y acelerar el
deterioro del sistema de aislamiento.
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La detección de las posibles fuentes de contaminación en un transformador constituye
un punto crítico en la evaluación de su estado.
Se deberá tomar una muestra de aceite del fondo del transformador, tratando evitar la
contaminación de la muestra por residuos en la tubería, humedad y otros agentes
externos. La muestra de aceite deberá someterse a pruebas físico-químicas.
Evaluación de la calidad del aceite.
Tensión de ruptura dieléctrica: Medida de la tensión a la que sucede la ruptura
dieléctrica del aceite. Buena indicación de la cantidad de contaminantes. (métodos
ASTM D-877, ASTM D-1816., IEC 60156).
Tensión interfacial (IFT): Determina la tensión interfacial entre la muestra de aceite y
agua destilada. (ASTM D-971-99ª, ISO6295).
Índice de neutralización ácida: El índice de acidez es la cantidad en mg de hidróxido
de potasio (KOH) necesaria para neutralizar el ácido existente en 1 gramo de aceite.
Cuanto mayor sea este índice más ácido hay en el aceite. Los nuevos aceites casi no
contienen ácidos, pero con la oxidación del aislamiento y del aceite se forman ácidos
con el paso del tiempo. (ASTM D974, IEC 60221).
Factor de potencia: Indica la pérdida dieléctrica de la corriente de fugas del aceite. Un
elevado
factor
de
potencia
indica
deterioro
o
presencia
de
subproductos
contaminantes (ASTM D924, IEC60247).
Ensayo de oxígeno inhibidor: La humedad es destructiva para la celulosa y mucho
más en presencia de oxígeno. Es primordial mitigar los efectos de la presencia de
oxígeno en el aceite de un transformador. Inhibidores comunes: 2-6 terc-dibutil-para-
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cresol (DBPC), terc-dibutil-fenol (DBP). Así, el oxígeno oxida preferentemente las
moléculas inhibidoras que se deben reponer con el tiempo (IEC60666).
Análisis de furanos: La degradación del papel genera furanos. Elevado contenido en
furanos denota alto grado de degradación de papel.
Contenido PCB: La legislación ambiental requiere un tratamiento especial para el
aceite contaminado con PCB (IEC61619).
Azufre corrosivo: Existen fallos debidos a la formación de sulfuro de cobre en el
aislamiento celulósico. Ensayo de cinta de cobre (ASTM D1275 b, DIN51353).
Humedad: La presencia de humedad en un transformador deteriora el aislamiento
reduciendo la resistencia eléctrica y mecánica. Cabe destacar que el aceite es la
protección principal de la celulosa y que la celulosa contiene mucha más cantidad de
agua que la que existe en el aceite. Adicionalmente se ha demostrado que la
temperatura de generación de burbujas decrece exponencialmente con el aumento e
contenido de humedad. La velocidad de deterioro del papel aislante es proporcional al
contenido de humedad.
Análisis de Gases disueltos en el aceite.
Herramienta muy madura en el diagnóstico de transformadores empleada para
detectar faltas incipientes, supervisar transformadores sospechosos, ensayar hipótesis
de causa de faltas y para asegurarse del buen estado de transformadores nuevos.
Esta técnica es aplicable a reactancias, transformadores de medida y bornas.
El indicador más importante sobre la salud de la unidad es la velocidad de incremento
de los diferentes gases en un intervalo de tiempo. Con el paso del tiempo todos los
sistemas de aislamiento aceite/ celulosa generan gases de descomposición. La
cantidad y la distribución relativa de estos gases dependen del tipo y de la gravedad
del deterioro y los esfuerzos a los que se ha sometido al transformador.
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Para interpretar correctamente el análisis hay que determinar la velocidad de
producción de gas en el período considerado. La cantidad de aire (O2,N2) se usa para
chequear la toma de muestras.
El aceite comienza a degradarse a 80-100ºC y hierve a 320ºC. Así se van formando
diferentes hidrocarburos en función de su punto de ebullición y su estructura química.
Se pueden dar diferentes problemas causados por superficies metálicas a alta
temperatura. A temperaturas moderadas (<150ºC) se forman CO y CO2 a partir de la
celulosa.
Los fallos eléctricos (descargas) producen hidrógeno y acetileno. En descargas de
baja energía el hidrógeno es el gas más importante, con más energía también puede
encontrarse acetileno y otros hidrocarburos.
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ANEJO 7. MANUAL DE
MANTENIMIENTO
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7.
Manual de mantenimiento ............................................................................... 214
7.1.
Introducción ................................................................................................. 214
7.3.
Mantenimiento rutinario............................................................................... 218
7.3.1.
Introducción .............................................................................................. 218
7.3.2.
Fichas de inspección................................................................................ 219
7.3.2.1.
Foto/croquis .......................................................................................... 219
7.3.2.2.
Control visual ........................................................................................ 220
7.3.2.3.
Registro de parámetros ........................................................................ 220
7.3.2.4.
Inspección visual (resultados) ............................................................. 221
7.3.2.5.
Identificación ......................................................................................... 222
7.4.
Inspecciones criticas ................................................................................... 222
7.5.
Cronograma .................................................................................................. 222
7.6.
Mantenimiento correctivo ............................................................................ 223
7.7.
Mantenimiento contratado........................................................................... 224
7.7.1.
Gestión ...................................................................................................... 225
7.7.2.
Hojas de mantenimiento .......................................................................... 225
213
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7. Manual de mantenimiento
7.1. Introducción
El mantenimiento realizado por personal de la propia empresa será una inspección
visual que ofrece periódicamente un panorama del estado general de la subestación,
el objetivo de este mantenimiento es programar la corrección de fallos potenciales,
mantener la seguridad y detectar anomalías en los distintos elementos.
La inspección visual de la subestación se debe de realizar mensualmente para la
correcta aplicación de este mantenimiento rutinario.
Para efectuar las inspecciones se deben de seguir unas recomendaciones que
consisten en:
3. El personal que realice las inspecciones debe estar capacitado para realizarlas.
4. Debe de contar con el equipo de seguridad personal.
La empresa tiene contratado el mantenimiento preventivo y predictivo de la
subestación, por lo que es una forma de reducir gastos
7.2. Equipo de protección individual
En el trabajo se debe usar ropa considerada como segura siguiendo para esto algunas
recomendaciones básicas como las siguientes:
a) Usar zapatos con suelas del grueso apropiado para protección contra objetos con
punta, como son los clavos. Si los zapatos están expuestos a ambientes con aceite, se
debe asegurar que estos sean resistentes al aceite.
b) En lugares húmedos, se recomienda el uso de botas de huele.
214
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c) Cuando se desarrollan trabajos por encima de la cabeza, usar casco para la
protección de la cabeza de los trabajadores electricistas.
d) No usar reloj metálico o joyas como cadenas, anillos, pulseras, etc., ya que el oro y
la plata son excelentes conductores de la electricidad.
e) No usar corbata, cabello largo, zapatos de calle.
f) La ropa de trabajo debe ser confortable y cuando sea necesario se deben usar
guantes cuando sea necesario.
Los trabajadores deben estar protegidos usando ropa y equipo de protección para
los ojos y cara, siempre que estén en peligro de sufrir lesiones por arcos eléctricos,
flameos, objetos o partículas que vuelan o caen, o explosiones eléctricas.
Los cascos deben estar aprobados para los trabajadores eléctricos, no se aceptan
cascos metálicos y se requiere su uso en los siguientes casos:
a) Cuando se desarrollan trabajos por encima de la cabeza.
b) Cuando se desarrolla trabajo en partes elevadas.
c) Cuando se desarrolla trabajo en partes confinadas o debajo del nivel del suelo.
d) Para trabajos en subestaciones eléctricas o gabinetes de interruptores.
e) Para trabajos cercanos a equipo energizado.
Los cascos usados deben ser reglamentarios para trabajos eléctricos y son de dos
clases: Clase A para 2 200 V a tierra y Clase B para 20 000 V a tierra.
215
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Para la protección de los pies y piernas se deben utilizar zapatos dieléctricos cuando
se requiere usar zapatos aislados para evitar problemas de tensiones de paso y de
contacto, para esto es necesario usar zapatos y protectores de piernas apropiados.
Para la protección de manos y brazos, en los casos en que sea necesario el uso de
guantes de hule, estos se deben probar cada vez que se usen y deben estar cubiertos
por guantes de piel o cuero para que sean protegidos de daños mecánicos, de aceite o
grasa .En algunos casos, es necesario el uso de mangas de hule para protección
contra riesgos eléctricos cuando se trabaja en la proximidad de circuitos energizados o
en la cercanía de equipos eléctricos.
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Lentes o gafas de protección: hay dos tipos principales de lentes y gafas que se
encuentran disponibles en una variedad de estilos para proteger contra un amplio
rango de riesgos. El tipo espectáculo son lentes de seguridad para protección contra
riesgos de frente y solo se usan algunos modelos con protector lateral para casos de
exposición a objetos que nublan, las gafas están diseñadas para proporcionar
protección en todas direcciones.
La importancia del uso de tapones auditivos radica en que cuando se lleva a cabo un
mantenimiento preventivo a una subestación eléctrica esta debe de quedar fuera de
servicio y por lo tanto las empresas hacen uso de plantas de emergencia, las cuales
son de grandes dimensiones debido a que deben de tomar toda la carga que tenía la
subestación. Estas plantas de emergencia están constituidas por un motor de
combustión interna lo que genera un ruido excesivo creado por el proceso de
combustión de la máquina y su sistema de enfriamiento el cual es un ventilador de
grandes dimensiones puesto que debe de lograr el enfriamiento total de la máquina.
217
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En caso de que el ruido sea demasiado molesto se deberán de tomar medidas de
seguridad, dado a que la exposición al ruido excesivo puede causar:
a) Fatiga
b) Presión sanguínea elevada
c) Tensión y nerviosismo
d) Pérdida de la capacidad auditiva
7.3. Mantenimiento rutinario
7.3.1. Introducción
Este mantenimiento consiste en la inspección visual de los elementos principales de la
subestación por parte del personal cualificado, con objeto de conocer el
estado
general de la subestación y detectar anomalías en los distintos elementos.
Para este objetivo se han diseñado unas fichas de inspección visual que cumplen con
el objetivo de detectar anomalías. Estas fichas contienen los principales elementos de
la subestación y consideran las partes de estos que se pueden visualizar, es decir,
solo contemplan las partes que en esta subestación especifica se van a inspeccionar.
Las fichas de inspección constan de:
-
Una foto o croquis del elemento
-
Una tabla de control visual en la que se diferencia la frecuencia de inspección,
el elemento o parte a inspeccionar, y la tarea que se ha de realizar.
-
Una tabla de registro de parámetros, en el caso de ser necesario, dependiendo
del objeto o elemento de la subestación que se vaya a inspeccionar.
-
Una tabla en la que aparecen los resultados obtenidos de la inspección visual
con una columna de observaciones.
-
Una tabla de identificación del elemento con las especificaciones técnicas.
218
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La inspección visual se realizara según el cronograma de actividades que se expone
en el apartado 7.5 de este manual.
En cuanto a forma de aplicación del mantenimiento en función de estado de la
subestación, este se realizara en tensión, dadas las exigencias de la empresa.
7.3.2. Fichas de inspección
Las fichas de inspección visual utilizadas se diferencian según el elemento de la
subestación que se desea inspeccionar, es decir, se diferencian en:
1. Transformadores de potencia
2. Transformadores de tensión
3. Transformadores de intensidad
4. Seccionadores
5. Interruptores
6. Pararrayos
7. Embarrados
8. Batería de condensadores
9. Batería de corriente continua
Para cada uno de estos elementos se ha diseñado una ficha de inspección en la que
se encuentran las partes anteriormente citadas.
7.3.2.1.
Foto/croquis
En primer lugar, la foto o croquis proporcionado en cada ficha de inspección
corresponderá al elemento objeto de inspección. Ha de ser una imagen clara y de
carácter general, que permita identificar el elemento en cuestión.
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7.3.2.2.
Control visual
La tabla de control visual se divide en tres columnas:
1. Frecuencia: se refiere a la repetición en el tiempo de la inspección visual.
Esta columna se coloreara de distinto color atendiendo a las diferentes
frecuencias:
COLORES DE
FRECUENCIA
Diario
Semanal
Mensual Mensual
Anual
Como observamos en la tabla anterior cada frecuencia corresponde a un color.
Aunque la frecuencia más común sea la mensual, existen algunas inspecciones
de carácter diario que se describirán posteriormente.
2. Elemento: esta columna divide al elemento en las distintas partes que hemos
de observar. Cada uno de los elementos de la subestación se dividen en
distintas partes constituyentes, en estas fichas se han plasmado
aquellas
partes que se pueden ver cuando la instalación se encuentra en servicio, es
decir, en tensión.
3. Tarea: en esta columna de describen las actividades que se han de realizar en
cada parte del elemento. Consisten en la búsqueda de fallos, corrosión, etc…,
en la comprobación de la limpieza, uniones, estado, etc...
Las tareas plasmadas en estas columnas son únicas para esta subestación,
dado que son actividades posibles de realizar en tensión y teniendo en cuenta
las características estructurales de los elementos (posición, altura…).
7.3.2.3.
Registro de parámetros
El registro de parámetros no se encuentra en todas la fichas de inspección, solo en
aquellas cuyo elemento a inspeccionar lo requiere. Por ejemplo, en las fichas de
inspección de los transformadores de potencia si es necesario tomar nota de algunos
parámetros importantes para la detección de fallos.
220
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subestación eléctrica.
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La tabla consiste en una columna con la frecuencia con la que se han de tomar los
datos, en nuestro caso todos los datos que se han de tomar son de frecuencia
mensual, excepto el número de maniobras realizadas por el interruptor del afino nº1, el
cual es de frecuencia diaria. La columna de frecuencias sigue el mismo esquema de
colores que la frecuencia de la tabla de control visual.
Otra de las columnas hace referencia al parámetro que se ha de registrar, denominada
elemento.
Y la siguiente columna es la tarea que se ha de realizar, es decir, una descripción de
que parámetro y que valor se ha de plasmar en la tabla siguiente de los resultados
obtenidos.
7.3.2.4.
Inspección visual (resultados)
En este apartado se ha diseñado una hoja de inspección en la cual se han de plasmar
los distintos resultados del control. Consta de tres columnas:
1. Elemento
2. Estado
3. Observaciones
La columna de “elemento” se refiere a la parte que se ha de inspeccionar de cada uno
de los elementos de la subestación. El nombre de elemento, hace referencia la parte
constituyente del objeto.
En la siguiente columna se marcara el estado de cada elemento constituyente del
objeto inspeccionado. Esta columna se dividirá en “bien” o “mal”, y se marcara una de
las casillas dependiendo del estado general.
La última de las columnas de esta tabla corresponde a las observaciones, es decir,
aquellos aspectos de cada elemento que son susceptibles de mencionar por su
importancia o en algunos casos, por su inmediata corrección.
221
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7.3.2.5.
Identificación
Esta tabla es muy importante, ya que proporciona las especificaciones técnicas del
elemento de la subestación eléctrica objeto de la inspección.
Cada elemento tiene una tabla diferente, dependiendo de dichas especificaciones,
aunque si existen aspectos comunes que se han de mencionar en todos estos
elementos.
Estos aspectos son la instalación a la que pertenecen y el lugar que ocupan en dicha
instalación.
7.4. Inspecciones criticas
Dentro de las inspecciones que se han de realizar, hemos decidido añadir estas
inspecciones que consisten en el registro del número de maniobras del interruptor
correspondiente al afino nº1.
El carácter crítico se lo otorga el hecho de sobrepasar el número de maniobras
estimado para este interruptor. Y con el fin de llevar una inspección más exhaustiva de
este parámetro, se ha decidido registrarlo con una frecuencia diaria.
Una posible finalidad de esta inspección critica es poder determinar la causa de ese
elevado número de maniobras.
7.5. Cronograma
El cronograma es un calendario de trabajo o de actividades, cuya finalidad es
gestionar el tiempo en un determinado proyecto.
En este caso el cronograma se refiere a las actividades que se han de realizar en una
fecha concreta. Nuestro cronograma es anual y se compone de los diferentes meses y
semanas del año, indicando en cada caso la actividad que se ha de realizar.
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También se ha introducido un esquema de colores diferenciando el estado de la
actividad, es decir, si se encuentra planificada, realizada o retrasada.
Cada uno de estos estados tiene un formato condicional, en el cual dependiendo de la
letra asignada a cada estado, la casilla de la actividad se verá modificada en cuanto a
su color.
Estado de la actividad
Letra correspondiente
Planificada
Póp
Realizada
Fóf
Retrasada
Rór
Color
Dentro de este cronograma no se encuentran incluidas las inspecciones críticas, dada
su frecuencia diaria. Por este motivo se ha decidido no incluirlas en este cronograma,
además de ser una un único registro el objeto de esta inspección.
7.6. Mantenimiento correctivo
El mantenimiento correctivo se define el
mantenimiento correctivo como un
mantenimiento, no programado, originado por una avería que afecta al normal
funcionamiento de la instalación, con lo que se deberá reparar el equipo afectado.
El fallo originado por una avería conlleva un plan de actuación, el cual en nuestro caso
corresponde al siguiente diagrama de flujo de mantenimiento correctivo.
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El diagrama de flujo de mantenimiento correctivo se adjuntara en un documento
posterior donde se podrá observar de forma más clara las acciones que se han de
tomar en caso de avería.
7.7. Mantenimiento contratado
El mantenimiento contratado hace referencia al mantenimiento del que se encargan
empresas externas, especializadas en el mantenimiento de subestaciones eléctricas.
La subestación objeto de este manual, está sujeta a este tipo de mantenimiento
contratado, por parte de la contratación de una empresa externa. El motivo de esta
contratación es la disminución de costes y la imposibilidad de mantener el personal
adecuado para esta acción.
La empresa contratada se encarga del mantenimiento preventivo, predictivo,
termografías, reparaciones y sustituciones de elementos.
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7.7.1. Gestión
En cuanto a la gestión de este mantenimiento, la frecuencia de las distintas revisiones
y tipos de mantenimiento es anual, es decir, una vez al año se realizan todos los
mantenimientos subcontratados con esta empresa.
Este mantenimiento corresponde con la parada que se produce durante el mes de
Agosto en la empresa Gerdau de Reinosa. Durante este mes se produce el parón de
los distintos talleres de la empresa, por lo que es el momento ideal para proceder al
mantenimiento completo de la subestación eléctrica.
Durante este mes se aíslan las distintas partes de la subestación principal, sin dejar a
la empresa sin electricidad para los servicios y talleres que aún están en
funcionamiento. Sin embargo, durante dos días de este mes, que corresponden
habitualmente con los días de menor producción prevista, se produce la desconexión
total de la subestación. Durante esta desconexión se producen las sustituciones o
reparaciones de los elementos que lo necesitan.
7.7.2. Hojas de mantenimiento
El resultado, proporcionado por la empresa contratada para el mantenimiento, es un
dosier que contiene las hojas de mantenimiento empleadas, el resultado de los
distintos ensayos realizados y las reparaciones realizadas.
Otro archivo proporcionado por la empresa contratada son los resultados de las
termografías y los análisis de los aceites de los transformadores.
La empresa se encarga del mantenimiento preventivo y predictivo de los elementos de
la subestación como se observa en el ejemplo de hoja de mantenimiento adjuntada en
los anexos.
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ANEJO 8. CALIDAD Y GESTIÓN DE
LA ENERGÍA
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8.
Gestión y calidad de la electricidad................................................................ 232
8.1.
Introducción ................................................................................................. 232
8.2.
Gestión: Programa Scada............................................................................ 234
8.2.1.
8.3.
Consumo ................................................................................................... 236
Analizadores de calidad ............................................................................... 237
231
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8. Gestión y calidad de la electricidad
8.1.
Introducción
Tanto las empresas suministradoras de energía eléctrica como los usuarios finales del
servicio de energía eléctrica, han estado insistiendo cada vez más en el concepto de
calidad de la energía. Esto se inició en la década de los 80 y se ha convertido en una
especie de concepto general, alrededor del cual se puede ubicar una multitud de
distintos tipos de disturbios y problemas que se pueden presentar en un sistema
eléctrico.
Las principales razones por las que es necesario estudiar los conceptos relacionados
con la calidad en el suministro de la energía eléctrica y la gestión de esta, son las
siguientes:
-
Las cargas cada día son más sensibles a las variaciones de ciertos parámetros
o cantidades en los sistemas de suministro de energía eléctrica, en la
actualidad se encuentran cargas tanto industriales como residenciales y
comerciales, que hacen un uso intensivo de controles basados en
microprocesadores, como es el caso de aplicaciones en robótica, los
ordenadores personales, aparatos del hogar, etc. También existe cada vez
mayor presencia de la llamada electrónica de potencia, usada en distintas
aplicaciones, como es el caso de los controladores para motores eléctricos,
que han sustituido en muchos casos a los controles electromagnéticos y que
son sensibles a muchos tipos de disturbios.
-
Se ha incrementado el concepto de mayor eficiencia en los sistemas eléctricos,
lo cual ha traído como resultado un incremento continuo en la aplicación de
dispositivos de alta eficiencia, tales como: los controladores de velocidad en
motores eléctricos, el uso de capacitadores en paralelo para la corrección del
factor de potencia y para reducir perdidas; esto trae como consecuencia un
incremento en los niveles de armónicos en los sistemas eléctricos, problema
que ha preocupado a los técnicos, por el impacto que actualmente tienen y por
las condiciones futuras que se pueden presentar.
232
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-
Una mayor atención por parte de los usuarios finales a problemas con la
calidad del suministro de la energía eléctrica, que pueden afectar a las cargas,
como son: las interrupciones deservicio, los transitorios por maniobras, las
depresiones y elevaciones de voltaje, etc.
-
La cada vez más creciente tendencia a la interconexión de los sistemas
eléctricos al nivel de sistemas de potencia y de instalaciones industriales, trae
como resultado una mayor cantidad de procesos integrados, lo cual significa
que una falla en cualquier componente tiene consecuencias más importantes.
El principal factor que se encuentra detrás de los conceptos de la calidad en el
suministro de la energía eléctrica es el incremento en la productividad para los clientes
de las empresas eléctricas. Lo anterior, plantea la necesidad de identificar estos
problemas entre suministradores y usuarios de energía eléctrica en forma grupal, para
que en la medida de lo posible se planteen soluciones conjuntas.
La calidad de la energía se mide en distintos puntos de la red y en especial en los
puntos comunes de conexión entre Generación-Transformación-Distribución y con los
distintos tipos de clientes para identificar problemas específicos de regulación de
voltaje, variaciones en la forma de onda, armónicos, etc.
En cuanto al suministro de energía al sector de la industria, es importante definir la
calidad del voltaje, dada su importancia en este sector. La calidad del voltaje está
relacionada con las desviaciones del voltaje con respecto al ideal. El voltaje ideal es
una onda senoidal de una frecuencia constante con una magnitud constante también.
Una definición complementaria es la calidad de la corriente, que está relacionada con
las desviaciones de la corriente con respecto a la ideal, esta corriente ideal es aquella
de una sola frecuencia, de tipo senoidal y con frecuencia y magnitud constante. Un
requerimiento adicional es que la onda de corriente esté en fase con la onda de voltaje.
La calidad de la energía es la combinación entre la calidad del voltaje y la calidad de la
corriente. Y la calidad del suministro incluye una parte técnica, que es la calidad del
voltaje, más una no técnica que es la calidad del servicio.
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8.2.
Gestión: Programa Scada
En cuanto a la gestión de la electricidad por parte de la empresa, se ha optado por la
instalación de un programa Scada.
El sistema Scada consiste en, un sistema de control y adquisición de datos que se
comunica con los dispositivos de campo y controla el proceso de forma automática
desde la pantalla del ordenador.
El potencial de estos sistemas es muy amplio, siendo una herramienta para la gestión
de la energía y la visualización del consumo en varios niveles.
La información obtenida sobre el consumo en la empresa es muy amplia, dado que no
se centra solo en una única fuente de energía, sino que monitoriza el consumo de
todas las energías utilizadas en la fábrica. Después de este primer nivel se diferencian
las distintas energías utilizadas con sus propios consumos en función del taller
consumidor. Esto se plasma en pantallas sucesivas a las que se accede desde el
propio ordenador.
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Centrándonos en la energía eléctrica se puede observar cómo se han introducido
distintos niveles de consumo en un esquema que veremos a continuación. En este
esquema se puede intuir la disposición de la subestación, e indica el consumo por
líneas de alimentación hacia los distintos talleres que componen la empresa.
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8.2.1. Consumo
El consumo de la empresa se puede consultar en esta herramienta de información,
pudiendo obtener informes mensuales y diarios de los consumos de energía que se
desee consultar.
En nuestro caso nos interesa consultar el consumo de energía eléctrica, tanto de
forma general como desglosada por cada departamento. Esto es posible gracias al
sistema Scada instalado que nos proporciona esta información actualizada a tiempo
real.
En las siguientes imágenes se plasmaran los consumos de energía eléctrica divididos
por talleres, lo que nos dará una idea general del consumo total de la empresa a lo
largo del año. También obtendremos un documento con el consumo anual.
En esta pantalla podemos ver el consumo de las distintas energías por parte del taller.
Y centrándonos en el consumo de electricidad podemos ver el consumo diario a
tiempo real, el consumo mensual actual y el consumo mensual anterior.
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1. Consumo mensual acería
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2. Consumo mensual forja
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3. Consumo mensual laminación
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4. Consumo mensual talleres mecánicos
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Otra información que se puede obtener son las gráficas de consumos mensuales y diarios:
1. Gráfica de consumos diarios junto con su leyenda.
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2. Gráfica de consumos mensuales junto con su leyenda.
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8.3.
Analizadores de calidad
Los analizadores de la calidad de la energía eléctrica permiten detectar y registrar
todos los detalles de las perturbaciones eléctricas, realizar análisis de tendencias y
verificar la calidad del suministro eléctrico conforme los intervalos definidos por el
usuario.
En nuestro caso es importante analizar al calidad dada la complejidad y sensibilidad
de algunas de las maquinas utilizadas en la fábrica.
El analizador utilizado es de la marca Schneider electric, sus características se
encuentran en los anexos, donde se expone el manual de usuario.
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ANEJO 9. CRONOGRAMA
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Cronograma Análisis de Tareas MANTENIMIENTO
Diciembre
Noviembre
Octubre
Septiembre
Agosto
Julio
Junio
Responsable de realizar
el Análisis
Mayo
Inspección
Abril
Elemento
Marzo
Instalación
Enero
Sección
Febrero
2014
A la hora de planificar o rellenar el archivo, si escribimos una "r" (de estándar retrasado) en la tabla esa semana se pondrá roja, si escribimos una "p" (de estándar planificado) se pondrá gris y si escribimos una "f" (de estándar finalizado) se pondrá azul.
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
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SECCIONADORES
VISUAL
INTERRUPTORES
VISUAL
PARARRAYOS
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TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
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TRANSFORMADORES DE
INTENSIDAD
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RELÉ SOBREINTENSIDAD
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BATERIA CORRIENTE
CONTINÚA
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EMBARRADOS
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BATERIA DE
CONDENSADORES
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Análisis Planificados "p"
Análisis Realizados "f"
Análisis Retrasados "r"
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2 PLANOS
239
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B l::: OCER 0 -150 lSOKV-800 A 11'5KA
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B INTERRUPTORES
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D=
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E = AUTOVALVULAS
F = TRANSFORMADORES
1 A3 ::: GE.E.
130KV- 1.200A
IA4 ::: ELECTRO/TA S2KV- 800A 252 KVA
DIALT-50 C/B
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3000MVA
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82::: lSOOEL- HPF-512Mf2F
132/l45KV-t.2SOA 1200MVA
83::: ASEA-HLC-36-52/1250 8
36/52 KV-l 250A
84::: !SODEL- HPFC- 307-H
30 /36KV-1.2SO A
1
1.SOOMVA
C1: ARTECHE - UEV-l3S 145/264KV
Cl:O 'S-1
132 KV /100-100 V
¡ C2::: ARTECHE -VE-36
1
36/69186KV
3KV / 110 -110V
Ol:ARTECHE - SET- 138 U.5/ 275 KV
.1
Ct:o·s-1 200-iiOOA / 5 - SA
1
02 :AR TECHE -CTE- ti.5 14S/275/650KV
1
03::: ARTECHE-SEV -138 1451275KV
E l :WESTINGHOUSE-SV
36 KV
E2:: ASEA- X A0-120
120 KV
2S-33'J. MVA 32.200V C/OA fFA
F2:: G.E.E - TPA 35J.32
30MVA 31.SOOV
150A/5-S-SA
1
Fl = WESTJNGl-lOUSE 130.000+9 x1510V
lSOA/ 5-5-S A
lj Oii::: ARTECHE-SET-138 145f275KV
1S0-300A/ 5- 5 - S A
i 0 5: ARTEC HE-SEG-52
1
1
52 /l19 KV
600A/ 5-5-5A
06: ARTECHE-SFE - 30
36186KV
G SOA/ S-5-SA
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36!86KV
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X:65124
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H:54433
I:32144
J:45213
K:65246
L:33526
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C:33531
D:33531
E:22511
F:35226
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Y:33354
Z:33536
AB:31536
AC:31513
Hz
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CA-145
200-400-8005-5-5-5A
10-20-30-30VA
0,2S-0,5-5P30-5P30
NP800
IAC
3
3s1
50
51
400A
MW
Reg
MW
Cos
A
CA
4s1
P2
9
132kV
132kV
B
GARDY
C
GARDY
B
ISODEL
HPF512-2F
145kV
2000A
52-T1
52-T2
50
51
IAC
3T.I.ARTECHE
CTE-145
1505-5-5A
30-30-30VA
1-5P10-5P10
8
P1
150A
50
51
N
86
87
Ra
3s1
52-T2
132kV
P2
50
51
IAC
2s1
ASEA
XAD-120
RELEDE
ACOPLAMIENTO
P1
150A
50
51
IAC
3T.I.ARTECHE
CTE-145
1505-5-5A
30-30-30VA
1-5P10-5P10
N
M
150A
1s1
A
CA
P1
87
3T.I.ARTECHE
SEV-138
150-3005-5-5A
15-30-30VA
1-1-1n5
RELEDE
ACOPLAMIENTO
Ra
3s1
52-T1
132kV
P2
A
CA
AN ULAD O
IAC
86
150A
1s1
A
CA
AN ULAD O
2s1
52-T3
132kV
52-T4
M
2
1s1
A
CA
E
ISODEL
HPF512-2F
132145kV
1250A
52-T3
M
2
1s1
9
E
D
ISODEL
HPF512-2F
132145kV
1250A
M
P1
D
GARDY
C
ISODEL
HPF512-2F
145kV
2000A
GEE
RB-3
145kV-630A
52-T3
132kV
2
2s1
50
51
50
51
IAC
N
IAC
86
3s1
87
WESTING HOUSE
108kV
P2
3T.I.ARTECHE
SEV-138
150-3005-5-5A
15-15-30VA
0,2-0,5-1n5
Ra
52-T1
132kV
RELEDE
ACOPLAMIENTO
3
2s1
50
51
IAC
86
3s1
8
87
52-T2
132kV
P2
3
CD
63Ba
AN ULAD O
63Ba
TR-1
CENEMESA
CENEMESA
49a
2533,4MVA
13032,2kV
Yd11
Vcc=11,24
49a
CENEMESA
2533,4MVA
13032,2kV
63Bd
Yd11
Vcc=11,21
63Ba
TR-2
2533,4MVA
13032,2kV
Yd11
Vcc=11,19
63Bd
49d
63Bd
63Jd
63Jd
26d
P1
P1
26
VENTILADORES
3
P1
1000A
51
3T.I.ARTECHE
SEG-52
6005-5-5A
15-30-40VA
1-1n5-1s10
3T.I.ARTECHE
SFE-30
6505-5A
30-30VA
1-1s10
3s1
P2
ASEA
HLC36-52
3652kV
1250A
49d
26
A
3T.I.ARTECHE
2s1
A
CA
2s1
2T.T.ARTECHE
VE-36
30000110V
100VA-Cl0,5
1s1
2A
7
VENTILADORES
3
1s1
1000A
51
V
26
3
2s1
51
P1
3T.I.ARTECHE
SDE-30
300-6005-5A
30-30VA
3s1
A
CA
2T.T.ARTECHE
VE-36
30000110V
100VA-Cl0,5
2A
50kV
1s1
CV
V
ISODEL
HPFC307H
3036kV
1250A
N
ASEA
HLC36-52
3652kV
1250A
M
VEN TILADORES
P2
2A
52-T1
IAC
SEG-52
6005-5-5A
15-30-40VA
1-1n5-1s10
IAC
2T.T.ARTECHE
VE-36
30000110V
100VA-Cl0,5
50kV
CV
F
50kV
1s1
F
A
O
600A
2T.T.ARTECHE
VE-36
30000110V
100VA-Cl0,5
52-T3
M
A
SECC-3
(Cerrado)
M
2
A
2A
1s1
V
AN ULAD O
6
59
IAV
52-T4
2T.T.ARTECHE
VE-36
30000110V
100VA-Cl0,5
M
A
N
50kV
CV
Y
ISODEL
HPFC307H
3036kV
1250A
O
GARDY
IAC
CA
P2
GARDY
52-T2
51
1s1
V
CV
3
2s1
0,5-1n5
A
GARDY
63Bd
1000A
1s1
CA
P2
6
49a
63Jd
IAC
1s1
VENTILADORES
63Ba
TR-4
G.E.E.
30000KVA
13231,5kV
Yy0
Vcc=7,78
49d
7
26
AN ULAD O
3
CD
49a
49d
63Jd
ASEA
XAD-120
AN ULAD O
TR-3
Y
3T.T.ARTECHE
3000031: 103V :
30kV
30kV
DISPAROA132kV
52-T1,52-T2,52-T3
H
G
K
J
M
L
SECC-1
(Cerrado)
SECC-2
(Abierto)
P
GARDY
Q
GARDY
R
GARDY
GEE
S
U
W
V
X
AB
GARDY
Z
AC
63a
G
5
J
ALSTOM
ISODEL
HPF5092E
72,5kV
2000A
52
M
P1
3T.I.ARTECHE
CXE-36
6005-5A
30-30VA
0,5-5P5
2
2s1
50
51
50
51
IAC
1s1
P2
600A
3
A
M
P1
N
IAC
ASEA
HLC36-52
36-52kV
1250A
52
GL309F1
72,5kV
3150A
3T.I.ARTECHE
CXE-36
6005-5A
30-15VA
0,5-5P10
2s1
P2
750A
3
A
52
M
P1
50
51
RACID
1s1
GEE
BRZA571652
33kV
8,33A
Z:37ohm
L
3T.I.ARTECHE
CXE-52
8005-5A
30-30VA
0,5-10P5
2s1
63d
CA
A
CENEMESA
MFS35E
35kV
600A
60ohm
300seg
1s1
CV
P2
50kV
V
R
AB-1
4005A
15VA
1n5
64C
PJC
CENEMESA
MFS35E
35kV
600A
52
P1
ARTECHE
IAC
KWH
86
1600A
3
50
51
Q
P
3T.I.ARTECHE
SDE-30
3005-5A
15-30VA
0,5-1n5
2s1
500A
3
50
51
CA
A
IAC
1s1
KWH
P2
50kV
V
CENEMESA
MFS35E
35kV
600A
52
P1
3T.I.ARTECHE
(2)SDE-30
(1)CXE-36
3005-5A
15-30VA
(2)0,5-1n5
(1)0,5-1
P2
2s1
300A
3
50
51
S
R
CA
CENEMESA
MFS35E
52
P1
A
3T.I.ARTECHE
SFE-30
6505-5A
30-30VA
1-10P10
IAC
1s1
KWH
2s1
3
500A
1s1
KWH
CA
A
3T.I.ARTECHE
SFE-45
3005-5A
15-30VA
1-1n5
CENEMESA
MFS35E
35kV
600A
2s1
3
600A
1s1
KWH
CA
A
V
T
CENEMESA
MFS35E
35kV
600A
52
P1
86
50
51
IAC
P2
P2
U
52
P1
51
IAC
50kV
V
35kV
600A
T
3T.I.ARTECHE
SFE-45
3005-5A
15-30VA
1-1n5
2s1
3
500A
1s1
KWH
P2
CA
A
CENEMESA
MFS35E
35kV
600A
52
P1
86
50
51
IAC
X
3T.I.ARTECHE
SFE-45
3005-5A
15-30VA
1-1n5
2s1
3
P1
50
51
IAC
300A
1s1
KWH
P2
CA
A
3T.I.ARTECHE
SDE-30
6005-5A
15-30VA
0,5-1n5
35kV
600A
2s1
50
51
50
N
51
RACID
1s1
P2
AC
CENEMESA
MFS35E
52
5
52
P1
2s1
50
50
N
51
51
RACID
600A
1s
1
CA
KWH
A
3
T
.
I
.
A
R
T
E
C
H
E
5
0
0
A
K
W
H
CA
A
S
F
E
4
5
3
0
0
5
5
A
1
5
3
0
V
A
1
1
n
5
P2
H
CV
ARTECHE
AB-1
1505A
15VA
4
I
CV
ELECTROSLAG
50N
50kV
(FUERADESERVICIO)
4
50kV
V
V
PJC
1n5
C.T.11
SPIEZELECTRA
10,63mH
C.T.22
C.T.41
C.T.23
63Ba
63Ba
K
GRANFORJA30kV
C.T.42
C.T.44
TREN21
BATERIA9Mvar
BLOOMING30kV
CENEMESA
12000KVA
3015,7-3,18kV
YNd11
Vcc:12,68
E.E.
SPIEZELECTRA
14,9mH
49a
TR-6
CENEMESA
12000KVA
303,18kV
YNd11
Vcc:8,10
63Bd
49d
26
C.T.43
SERVICIOSAUXILIARES
NUEVAACERIA30kV
49a
TR-7
63Bd
49d
VENTILADORES
3
3
S
4x4
1TISADTEM
OCF-36-2
55A
15VA;10P10
4x4
NUR-36
6x4
1TIARTECHE
CXE-36
55A
15VA;10P10
1s1
M
ISODEL
HPF308E
52kV
800A
2
4x4
4x4
4x4
4x4
6x4
14,4Mvar
96Condensadores
6x4
1s1
51
52
6x4
6x4
U
NUR-32
ADISTRIBUCIONCD-6
51
ADISTRIBUCIONCD-6
6x4
24Mvar
144Condensadores
2
Hoja1de3
1
AB
DINA0841x1.189mm.
CD
EF
GHI
JK
LM
NE
FG
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
3 FICHAS DE MANTENIMIENTO
240
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
MANTENIMIENTO
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Comprobar que los datos de la placa de
características de diferencian claramente
Inspección visual en busca de elementos dañados,
objetos extraños…
Comprobar que no existen daños y comprobar su
estado
Comprobar que no existen síntomas de oxidación en
el elemento
Datos placa
Condición física
Conexiones /grapas
Oxidación
COLORES DE
FRECUENCIA
Conexiones a tierra
Comprobar el estado, las conexiones y los cables
Acometidas de cables
Comprobar el estado de los cables y sus sujeciones
Diario
Semanal
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
MANTENIMIENTO
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
Datos placa
Condición física
Conexiones/grapas
Oxidación
Conexiones a tierra
Acometidas de cables
BIEN
ESTADO
MAL
OBSERVACIONES
IDENTIFICACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE TENSIÓN
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Instalación
Centro
Posición
Fabricante
Modelo
Relación
Potencias (VA)
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
MANTENIMIENTO
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Datos placa
Comprobar que los datos de la placa de
características de diferencian claramente
Condición física
Inspección visual en busca de elementos dañados,
objetos extraños…
Conexiones /grapas
Comprobar que no existen daños y comprobar su
estado
Oxidación
Comprobar que no existen síntomas de oxidación en
el elemento
Conexiones a tierra
Comprobar el estado, las conexiones y los cables
Comprobar que la señal se encuentre entre las
marcas rojas
Búsqueda de señales de fuga
Comprobar el estado físico
Comprobar el estado de los cables y sus sujeciones
Nivel de aceite
Fugas
Caja de medida/protección
Acometidas de cables
COLORES DE
FRECUENCIA
Diario
Semanal
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
MANTENIMIENTO
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
Datos placa
Condición física
Conexiones/grapas
Oxidación
Conexiones a tierra
Nivel de aceite
Fugas
Caja de medida/protección
Acometidas de cables
ESTADO
BIEN
MAL
OBSERVACIONES
IDENTIFICACIÓN DEL TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Instalación
Centro
Posición
Fabricante
Modelo
Relación
Potencias (VA)
Índices de clase
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE SECCIONADORES
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Comprobar que no existen deformaciones ni
roturas
Búsqueda de posibles fisuras en la cubierta o zonas
Cables de control
de calentamiento y verificar que no se
desenganchen
Soportes/estructura
Búsqueda de daños o roturas y comprobar limpieza
P.a.t
Comprobar las conexiones, búsqueda de daños
Búsqueda de posibles marcas de corrientes de
Cimentación
fugas, grietas o cascarillados
Limpieza
Comprobar la limpieza general del seccionador
Engrase
Comprobar el estado de los puntos de engrase
Estanqueidad
Inspección de la humedad del armario
Resistencia de calefacción Comprobar sus conexiones, estado y limpieza
A
Comprobar el estado de las conexiones y la
Termostato
R
temperatura a la que esta tarado el termostato
M
Comprobar la limpieza, identificación y fijación
Contactos auxiliares
A
Bornas
Comprobar su estado
R
Cableados
Comprobar que no se desenganchen
I M
Comprobar limpieza y estado, además de la
Indicación de la posición
O A
posición en la que se encuentra
N
P.a.t
Comprobar que no existen daños
D D
Magneto-térmicos
Comprobar las conexiones y limpieza
E O
Enclavamientos mecánicos Comprobar el estado y limpieza
Aisladores soporte
COLORES DE FRECUENCIA
Diario
Semanal
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE SECCIONADORES
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
ESTADO
BIEN
MAL
OBSERVACIONES
ESTADO
BIEN
MAL
OBSERVACIONES
Aisladores soporte
Cables de control
Soportes/estructura
P.a.t
Cimentación
Limpieza
Engrase
ARMARIO DE MANDO
Estanqueidad
Resistencia de calefacción
Termostato
Contactos auxiliares
Bornas
Cableados
Indicación de la posición
P.a.t
Magneto-térmicos
Enclavamientos mecánicos
IDENTIFICACIÓN DE SECCIONADOR
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Instalación
Posición
Fabricante
Modelo
Tensión nominal (KVn)
Intensidad nominal (In)(A)
Nº Fabricación
Maniobra
Ubicación
Accionamiento
Enclavamiento
En vacío
En carga
Exterior
Interior
Con pértiga
Mando mecánico
Motorizado
Mando neumático
Otros
Mecánico
Eléctrico
Cerradura
Candado
Otros
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE PARARRAYOS
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Conductores
Comprobar la limpieza e inexistencia de daños
Tornillería
Piezas de empalme
P.a.t
Contador descargas
Comprobar estado y limpieza
Comprobar estado y limpieza
Comprobar limpieza y búsqueda de daños
Comprobar estado y limpieza
Comprobar limpieza y estado general del
pararrayos
Estado general
COLORES DE FRECUENCIA
Diario
Semanal
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE PARARRAYOS
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
ESTADO
BIEN
MAL
OBSERVACIONES
Conductores
Tornillería
Piezas de empalme
P.a.t
Contador descargas
Estado general
PARÁMETRO
Nº Descargas
REGISTRO DE PARÁMETROS
VALOR
OBSERVACIONES
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Instalación
Posición
Fabricante
Modelo
Tensión nominal (KVn)
Corriente de choque
In (KA)
Is (KA)
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE INTERRUPTORES
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Limpieza
I
N
T
E
R
R
U
P
T
O
R
A
R
M
A
R
I
O
D
E
M
A
N
D
O
FRECUENCIA
Comprobar la limpieza exterior
Comprobar que no existen deformaciones ni
Aisladores soporte
roturas
Búsqueda de posibles marcas de corrientes de
Cimentación
fugas, grietas o cascarillados
Buscar signos de corrosión y comprobar
Conexiones de fuerza
limpieza
Búsqueda de posibles fisuras en la cubierta o
Cables de control
zonas de calentamiento en los cables de
entrada
Soportes
Comprobar su estado
Fugas de aceite
Búsqueda de fugas de aceite
Engrase
Verificar su estado
Estanqueidad
Comprobar la humedad del armario
Resistencia de calefacción/
Comprobar el estado de las conexiones y la
termostato
temperatura a la que esta tarado el termostato
Contactos auxiliares
Comprobar que están bien sujetos
Comprobar que las conexiones están fijadas e
Bornas/regletero
identificación de estas
Cableado
Comprobar la fijación y su identificación
Posición
Comprobar estado de indicación de la posición
P.a.t
Comprobar que no existen daños
Comprobar las conexiones y limpieza.
Magneto-térmicos o fusibles Dependiendo del modelo de interruptor
encontramos fusibles o magneto-térmicos
Enclavamientos eléctricos
Comprobar sus conexiones, posición y limpieza
Enclavamientos mecánicos
Comprobar su limpieza y estado. Se refiere a
Comprobar el estado del conmutador que nos
Señalización local/remota
permite cambiar de local a remota. Comprobar
conexiones y limpieza
Búsqueda de indicios de fuga de aceite,
Fugas de aceite
goteos…
Comprobar el engrasado de los piñones o
Engrase
articulaciones
Comprobar el estado de las protecciones (tubo,
Cableado de entrada
estructura…)
REGISTRO DE PARÁMETROS
ELEMENTO
TAREA
Niveles de aceite
Nº de maniobras
COLORES DE
FRECUENCIA
Diario
Semanal
Comprobar el nivel
Registro del número de maniobras
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE INTERRUPTORES
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
ESTADO
BIEN
MAL
OBSERVACIONES
ESTADO
MAL
OBSERVACIONES
Limpieza
Aisladores soporte
Cimentación
Conexiones de fuerza
Cables de control
Soportes
Fugas de aceite
Engrase
ARMARIO DE MANDO
BIEN
Estanqueidad
Resistencia de calefacción/
termostato
Contactos auxiliares
Bornas/regletero
Cableado
Posición
P.a.t
Magneto-térmicos o
fusibles
Enclavamientos eléctricos
Enclavamientos mecánicos
Señalización local/remota
Fugas de aceite
Engrase
Cableado de entrada
PARÁMETRO
Nº Maniobras
Presión de gas
PARÁMETRO
Nivel de aceite polos
Nivel de aceite mando
UNIDADES
BIEN
REGISTRO DE PARÁMETROS
VALOR
ESTADO
MAL
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
IDENTIFICACIÓN DEL INTERRUPTOR
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Instalación
Posición
Fabricante
Modelo
Número
Mando
Tensión Control (Vcc)
Sistema
Modelo
Número
Interruptor Tensión nominal (KV)
Intensidad nominal (A)
Poder de corte (KA)
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE BATERÍA DE CONDENSADORES
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Aisladores
Terminales
Fugas
Conexiones
Oxidación
COLORES DE
FRECUENCIA
Diario
Comprobar limpieza y deterioros
Comprobar la limpieza
Búsqueda de fugas de líquido impregnante
Búsqueda de sobrecalentamientos
Verificación de la ausencia de oxidación en las partes metálicas
Semanal
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE BATERÍA DE CONDENSADORES
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
Aisladores
Terminales
Fugas
Fusibles
Conexiones
Oxidación
Desbalance
BIEN
ESTADO
MAL
OBSERVACIONES
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
FOTO/CROQUIS
CONTROL VISUAL
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Placa de características
P.a.t
Silicagel
Soportes elásticos
Comprobar su estado y su correcta lectura
Comprobar su estado y la inexistencia de daños
Buscar la ausencia de corrosión o deterioro de los
componentes
Comprobar su estado y el color que se observa
Comprobar su estado y buscar daños
Cableado externo
Comprobar que no existen daños y comprobar las sujeciones
Limpieza
Comprobar las condiciones de limpieza del transformador
Junta de estanqueidad/tapa principal
Comprobar que no existen signos de fugas
Pintura
Oxidación
Fugas de aceite
Ventiladores
Radiadores
Partes móviles
Comprobar estado de la pintura
Búsqueda de zonas que presenten oxidación
Búsqueda de signos de fuga de aceite
Posible acumulación de polvo o partículas externas que
puedan impedir el flujo de aire
Búsqueda de evidencias de goteo de agua o presencia de
líquidos
Búsqueda de acumulación de suciedad
Búsqueda de calentamientos excesivos de componentes;
cambios de color, olor,etc
Comprobar estado
M
M
A
A
R
N
I D
O
O
Corrosión
Búsqueda de signos de corrosión de las partes metálicas
Contactos
Conexiones
Comprobar el desgaste de contactos
Búsqueda de conexiones sueltas
Derivaciones flexibles
Comprobar estado
D
E
Partes mecánicas
Búsqueda de partes desgastadas o rotas
Resistencia de calefacción
Comprobación de funcionamiento
Corrosión
Presencia de líquidos
Limpieza
Calentamientos
A
R
Termostato
Comprobación de funcionamiento
REGISTRO DE PARÁMETROS
FRECUENCIA
COLORES DE
FRECUENCIA
ELEMENTO
TAREA
Cambiador
Temperatura
Registrar el número de maniobras
Registrar la temperatura
Diario
Semanal
Mensual
Anual
FECHA REVISIÓN:
FICHA INSPECCIÓN VISUAL
REALIZADO POR:
APROBADO POR:
FECHA DOCUMENTO:
MANTENIMIENTO
DENOMINACION: HOJA DE INSPECCIÓN DE SECCIONADORES
INSPECCIÓN VISUAL
ELEMENTOS
ESTADO
BIEN
MAL
OBSERVACIONES
Placa de características
P.a.t
Corrosión
Silicagel
Soportes elásticos
Cableado externo
Limpieza
Junta de estanqueidad/tapa
principal
Pintura
Oxidación
Fugas de aceite
Ventiladores
Radiadores
Presencia de líquidos
Calentamientos
A
Partes móviles
R
Corrosión
M
Contactos
M
A
Conexiones
A
R
Derivaciones
N
I D
flexibles
O
Partes mecánicas
O
Resistencia de
D
calefacción
E
Termostato
PARÁMETRO
Nº maniobras cambiador
Temperatura
UNIDADES
REGISTRO DE PARÁMETROS
VALOR
OBSERVACIONES
IDENTIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Número
Instalación
Posición
Centro
Fabricante
Tipo/Norma
Nº fabricante
Refrigerante (kg)
Potencia (KVA)
V. Primario (KV)
V. Secundario (KV)
A. Primario (A)
A. Secundario (A)
Vcc (%)
Grupo de conexión
Belén Aguirre Saiz
Manual de mantenimiento y supervisión general de una
subestación eléctrica.
Escuela Politécnica de Ingeniería de Minas y Energía.
4 ANEXOS
241
PowerLogic™ ION7550/ION7650
Power and energy meters
User guide
70002-0248-07
09/2010
Hazard Categories and Special Symbols
Read these instructions carefully and look at the equipment to become familiar with
the device before trying to install, operate, service or maintain it. The following
special messages may appear throughout this manual or on the equipment to warn
of potential hazards or to call attention to information that clarifies or simplifies a
procedure.
The addition of either symbol to a “Danger” or “Warning” safety label indicates that
an electrical hazard exists which will result in personal injury if the instructions are
not followed.
This is the safety alert symbol. It is used to alert you to potential personal injury
hazards. Obey all safety messages that follow this symbol to avoid possible injury
or death.
DANGER indicates an imminently hazardous situation which, if not avoided, will result
in death or serious injury.
WARNING indicates a potentially hazardous situation which, if not avoided, can result
in death or serious injury.
CAUTION indicates a potentially hazardous situation which, if not avoided, can result in
minor or moderate injury.
CAUTION
CAUTION used without the safety alert symbol, indicates a potentially hazardous
situation which, if not avoided, can result in property damage.
NOTE
Provides additional information to clarify or simplify a procedure.
Please Note
Electrical equipment should be installed, operated, serviced and maintained only
be qualified personnel. No responsibility is assumed by Schneider Electric for any
consequences arising out of the use of this material.
Notices
FCC Notice
This equipment has been tested and found to comply with the limits for a Class A
digital device, pursuant to Part 15 of the FCC Rules. These limits are designed to
provide reasonable protection against harmful interference when the equipment is
operated in a commercial environment. This equipment generates, uses, and can
radiate radio frequency energy and, if not installed and used in accordance with the
instruction manual, may cause harmful interference to radio communications.
Operation of this equipment in a residential area is likely to cause harmful
interference in which case the user will be required to correct the interference at his
own expense. The Ringer Equivalence Number (REN) for the ION7550/ION7650
optional internal modem is 0.6. Connection to the ION7550/ION7650 internal
modem should be made via an FCC Part 68 compliant telephone cord (not
supplied). The ION7550/ION7650 cannot be used on a public coin phone service
or party line services.
This Class A digital apparatus complies with Canadian ICES-003.
Network Compatibility Notice for the Internal Modem
The internal modem in meters equipped with this option is compatible with the
telephone systems of most countries in the world, with the exception of Australia
and New Zealand. Use in some countries may require modification of the internal
modem’s initialization strings. If problems using the modem on your phone system
occur, please contact Schneider Electric Technical Support.
Covered by one or more of the following patents:
U.S. Patent No's 7010438, 7006934, 6990395, 6988182, 6988025, 6983211,
6961641, 6957158, 6944555, 6871150, 6853978, 6825776, 6813571, 6798191,
6798190, 6792364, 6792337, 6751562, 6745138, 6737855, 6694270, 6687627,
6671654, 6671635, 6615147, 6611922, 6611773, 6563697, 6493644, 6397155,
6236949, 6186842, 6185508, 6000034, 5995911, 5828576, 5736847, 5650936,
D505087, D459259, D458863, D443541, D439535, D435471, D432934,
D429655, D427533.
Safety precautions
The meter must be installed in accordance with all local and national electrical
codes.
HAZARD OF ELECTRIC SHOCK, EXPLOSION OR ARC FLASH
• Apply appropriate personal protective equipment (PPE) and follow safe electrical work
practices.
• This equipment must only be installed and serviced by qualified electrical personnel.
• Turn off all power supplying this equipment before working on or inside equipment.
• Always use a properly rated voltage sensing device to confirm power is off.
• Replace all devices, doors and covers before turning on power to this equipment.
• Never short the secondary of a Power Transformer (PT).
• Never open circuit a Current Transformer (CT); use the shorting block to short circuit
the leads of the CT before removing the connection from the power meter.
• Ensure the meter base terminal strips cannot be accessed once the meter is installed.
• This meter can only be used as a permanently installed device with permanent
electrical connections including earth ground.
• Connect protective ground (earth) before turning on any power supplying this device.
• Do not use this meter for critical control or protection applications where human or
equipment safety relies on the operation of the control circuit.
• Incorrectly configured ION modules may render the meter non-functional. Do not
modify a module’s configuration without understanding the impact to the meter and any
associated devices.
Failure to follow these instructions will result in death or serious injury.
Chapter 1
Introduction ................................................................... 9
Chapter 2
Templates, Frameworks and Firmware...................... 21
Chapter 3
Front Panel .................................................................. 31
Chapter 4
Basic Setup ................................................................. 61
Chapter 5
Security........................................................................ 71
Chapter 6
Communications ......................................................... 83
Chapter 7
Third-party Protocols ............................................... 105
Chapter 8
Time ........................................................................... 133
Chapter 9
Demand ..................................................................... 139
Chapter 10
Inputs / Outputs ........................................................ 143
Chapter 11
Energy Pulsing ......................................................... 155
Chapter 12
Logging and Trending .............................................. 161
Chapter 13
Revenue
Chapter 14
Power Quality ............................................................ 185
Chapter 15
Test Mode .................................................................. 195
Chapter 16
Meter Resets ............................................................. 199
Chapter 17
Alerting ...................................................................... 205
Chapter 18
Setpoints ................................................................... 211
Chapter 19
Reporting
..................................................................... 177
................................................................... 223
Chapter 1
Introduction
This manual discusses features of the PowerLogicTM ION7550 and ION7650 meter
and provides configuration instructions. Throughout the manual, the term “meter”
refers to both meter models. All differences between the models, such as a feature
specific to one model, are indicated with the appropriate model number.
NOTE
This user guide also covers the ION7550 RTU. Differences between the RTU and standard model
ION7550/ION7650 meters are detailed in the PowerLogic ION7550 RTU Option document.
By the time you are ready to use this guide, your meter should be installed, most
basic setup should have been performed, and communications/basic operation
should have been verified. If the unit is not yet installed and operational, refer to
the Installation Guide shipped with the meter.
This chapter provides an overview of ION7550 and ION7650 meters, and
summarizes many of their key features.
In this chapter
© 2010 Schneider Electric. All rights reserved.

ION7550 and ION7650 Meters ..................................................................... 10
The ION Meter in an Enterprise Energy Management System ........................... 10

Meter Features ............................................................................................. 13
Measured Parameters ........................................................................................ 13
Localization Options ........................................................................................... 15
Data Display and Analysis Tools ........................................................................ 15
Supported Protocols ........................................................................................... 16
Communications Options.................................................................................... 16
Digital and Analog I/O Options ........................................................................... 16
ION Enterprise Software Support ....................................................................... 17
ION Setup Software Support .............................................................................. 19

Getting More Information ............................................................................ 19
Page 9
Chapter 1 - Introduction
ION7550 / ION7650 User Guide
ION7550 and ION7650 Meters
ION7550 and ION7650 intelligent metering and control devices provide revenueaccurate, true RMS measurements of voltage, current, power and energy, and are
complemented by extensive I/O capabilities, comprehensive logging, and
advanced power quality measurement and compliance verification functions. The
meters come with an extensive selection of pre-configured data screens and
measurements, so you can use the meters “out of the box” or customize them to fit
your unique requirements.
ION7550 and ION7650 meters can replace numerous transducers, traditional
meters, and non-critical control circuits. You can integrate the meters with IONTM
software or other energy management, SCADA, automation and billing systems,
using multiple industry-standard communication channels and protocols.
Common meter applications

Revenue metering

Substation automation

Power quality monitoring (with Flicker)

Commercial/industrial operations metering

Demand and power factor control

SCADA (supervisory control and data acquisition)

Distributed generation (generator) monitoring and control
The ION Meter in an Enterprise Energy Management System
You can use ION7550 and ION7650 meters as standalone devices, but their
extensive capabilities are fully realized when used with ION software as part of an
enterprise energy management (EEM) system.
EEM systems give energy suppliers, service providers, and large industrial and
commercial energy consumers the tools to meet all the challenges and
opportunities of the new energy environment. EEM systems use real-time
information and control to directly address a broad range of requirements
throughout the power delivery chain and across an entire enterprise. These
systems offer an integrated solution to managing new billing structures, distributed
generation, energy purchasing, energy cost control, operational efficiency, and
power quality and reliability.
Applications that include the meter typically require additional equipment. Display
and analysis software tools are almost always used to manage, interpret and
distribute the data measured or logged by a meter. There are usually a variety of
tools used, and often these tools are connected using different communications
standards and protocols. In many cases, a meter must also provide non-critical
control capabilities and device-level data sharing.
Page 10
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 1 - Introduction
The meter can adapt to many situations. Advanced communications allow data to
be shared simultaneously across multiple networks, built-in I/O provides
monitoring and control capabilities, and a variety of display and analysis tools
monitor your power system.
Internet Connectivity
-
Email messaging
WebMeter functionality
XML compatibility
FTP server
Power System Connections
Data Analysis Tools
Phase voltage, phase current, ground current,
and neutral current from Wye, Delta, or singlephase power systems
- Power Monitoring Network
- Third-Party Software for
Modbus, DNP 3.00, MV90,
COMTRADE, IEC 61850
Corporate Network
Onboard I/O
- Pulses
- Breaker Status
- Control Signals
- Energy Pulses
Communications
On-Site Data Display
- 320 by 240 pixel LCD
Remote Data Display
- Vista screens
- WebReach screens
- WebMeter screens
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-
RS-232 and high speed RS-485
Internal Modem
Front ANSI optical port
10BASE-T/100BASE-TX and 100BASE-FX
(Fiber) Ethernet
- Interoperability
- Protocols: ION, Modbus Master, Modbus RTU,
Modbus TCP, DNP 3.00, ModemGate (modem
to RS-485 gateway), EtherGate (Ethernet to RS485 gateway), GPS: Arbiter, GPS: True Time/
Datum, SNMP, FTP, IEC 61850
Page 11
Chapter 1 - Introduction
ION7550 / ION7650 User Guide
Meter Features
Your meter includes a wide range of standard features. The following is an
overview of those features.
Measured Parameters
ION7550/ION7650 meters provide fully bi-directional, 4-quadrant, revenueaccurate or revenue-certified energy metering. The following is a selection of some
parameters measured by these meters.
Energy
The meters provide all common active, reactive and apparent energy parameters.

kWh delivered and received

kWh, kVARh, kVAh net (delivered - received)

kWh, kVARh, kVAh total (delivered + received)

kVARh, kVAh delivered and received

Volt-hours and amp-hours

Integration of any instantaneous measurement
Energy registers can be logged automatically on a programmed schedule.
All energy parameters represent the total for all three phases. Energy readings are
true RMS. Maximum range of energy readings is 999,999,999. Beyond this value,
readings roll over to zero (0).
Demand
The meters support standard demand calculation methods, including block, rolling
block, and predicted demand. They can measure demand on any instantaneous
value and record peak (maximum) and minimum demand with date and timestamps to the second. Peak demand registers can be reset manually (password
protected) or logged and reset automatically on a programmed schedule.
Measurements include:

kW, kVAR, kVA demand, min/max

Amps, Volts demand, min/max

Demand on any instantaneous measurement
Instantaneous
Both meters provide a choice of high accuracy, 1 second or high-speed, 1/2 cycle
measurements, including true RMS, per phase and total for:
Page 12

Voltage and current

Active power (kW) and reactive power (kVAR)
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 1 - Introduction

Apparent power (kVA)

Power factor and frequency

Voltage and current unbalance

Phase reversal
Harmonics
Complete harmonic distortion metering, recording and real-time reporting, up to the
63rd harmonic (511th for ION7650 via ION EnterpriseTM software) for all voltage
and current inputs.

Individual harmonics (including magnitude, phase and inter-harmonics for the
ION7650)

Total even harmonics and total odd harmonics

Total harmonics (even + odd)

K-factor, Crest factor
Min/Max recording
The meters record each new minimum and new maximum value with date and
time-stamp for the following parameters:

Voltage and current min/max

kW, kVAR, and kVA min/max

Power factor

Frequency

Voltage unbalance

Plus any measured value
Power quality
The meters measure and record the following parameters:

Sag/Swells

Transients (ION7650 only)
ION7650 meters comply with the following power quality standards:

EN50160 including Flicker (with ordering option only)

IEC 61000-4-30 Class A Edition 2
The meters also have the following power quality related features:

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Disturbance Direction Detection: This allows the meter to analyze disturbance
information and determine the direction of the disturbance, relative to the meter,
with an accompanying degree of confidence. When used in conjunction with
other meters with the feature, this enables you to determine the source of a
disturbance more quickly and accurately, prevent repeat occurrences and
minimize facility downtime.
Page 13
Chapter 1 - Introduction
ION7550 / ION7650 User Guide

Setpoint Learning: This allows you to configure your meter to learn certain
disturbance-related values, such as what constitutes a sag, swell, transient, or
high or low setpoint.

COMTRADE: This allows you to save waveform data in COMmon Format for
TRAnsient Data Exchange (COMTRADE) format, available for download via
FTP. This is intended for use in conjunction with IEC 61850 and is only available
on meters with an Ethernet port.
Localization Options
The meter can be customized to use different regional settings, including:

the language used for the display

the currency symbols used

time, date and digit formats

IEC/IEEE symbols and calculations
Data Display and Analysis Tools
Display and analyze meter data with a wide variety of tools.
The front panel
Use the meter’s front panel interface for local monitoring and standalone
applications. The bright LCD display lets you view real-time values and perform
basic device configuration. The front panel is often used in combination with an
ION software system, providing an interface for field personnel.
NOTE
TRAN (transducer) model meters do not have a front panel.
WebMeter embedded web server feature
Ethernet meters include WebMeterTM functionality, an on-board web server that
provides quick and easy access to real-time energy, basic power quality and
trending and forecasting information without special software. The built-in web
pages display a range of energy and basic power quality information through the
web-enabled device. These pages also support basic meter configuration tasks.
Email messaging feature
Configure the meter to automatically email high-priority alarm notifications or
scheduled system-status update messages to anyone, anywhere within the facility
or around the world. Specify the type of event that triggers an email alert, such as
power quality disturbances or logged data at any pre-determined interval, and have
your ION software administrator program the meter to respond with an email
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 1 - Introduction
message when these events occur. Email messages from your meter are received
like any email message over a workstation, cell phone, pager, or PDA.
XML compatibility
Your meter can exchange information using industry-standard XML format. This
simple machine-readable format supports easy integration with custom reporting,
spreadsheet, database, and other applications.
Supported Protocols
You can integrate the meter into various industry-standard networks. Data that the
meter measures can be made available to other devices using Modbus RTU,
Modbus/TCP, DNP 3.0, FTP, IEC 61850 and SNMP protocols, as well the MV-90
translation system. You can configure the meter to import data from other devices
on these networks. With these advanced communications functions, the power of
the meter can be utilized in most existing power monitoring systems. Any data
display and analysis software that works with Modbus RTU, IEC 61850 or DNP 3.0
devices also functions with the meter.
Communications Options
The standard meter includes a selectable RS-232/RS-485 port (the factory default
is RS-232), a high-speed RS-485 port, and an ANSI Type II front optical port for
communications in the field. Ordering options include 10BASE-T/100BASE–TX
and 100BASE-FX (fiber) Ethernet ports and a 56 kbps internal modem (both FCC
and CTR-21 compliant). Depending on the hardware options purchased, up to five
separate ports can communicate simultaneously.
NOTE
The communications card is retrofittable – it can be replaced while the meter is in the field.
Digital and Analog I/O Options
The meter’s digital inputs and outputs connect to the captured-wire terminals near
the base of the unit. Additionally, an LED on the front panel is configured for energy
pulsing. You can also order an optional analog I/O card with your meter. For more
information see the ION7550/ION7650 I/O Card product option document..
HAZARD OF UNINTENDED OPERATION
Do not use the meter for critical control or protection applications where human or
equipment safety relies on the operation of the control circuit.
Failure to follow these instructions can result in death, serious injury or equipment
damage.
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Chapter 1 - Introduction
ION7550 / ION7650 User Guide
NOTE
The I/O card is retrofittable – it can be replaced while the meter is in the field.
Onboard I/O
The meter contains eight self-excited digital inputs that can be used for monitoring
external contacts or pulse counting applications. The meter contains four Form A
outputs and three Form C outputs that can be used for monitoring breaker trips or
send KYZ pulsing information to third-party system equipment.
Expansion I/O with analog inputs and analog outputs
The meter offers an optional Analog I/O expansion card. It comes with 8 additional
digital inputs combined with one of the options below:

four 0 to 20 mA analog inputs

four 0 to 20 mA analog outputs

four 0 to 20 mA analog inputs & four 0 to 20 mA outputs

four 0 to 1 analog inputs and four -1 to 1 mA analog outputs
ION Enterprise Software Support
The complete ION Enterprise software package integrates the meter into a fully
networked information system with other meters and local and wide-area computer
networks. ION Enterprise is recommended for all power monitoring systems where
advanced analysis and control capabilities are required.
ION Enterprise provides tools for managing your power monitoring network,
logging data, analyzing real-time and logged data, generating power system
reports, and creating custom functionality at the meter level.
Vista
Vista presents a graphical view of your power system, allowing you to view and
analyze real-time data from power meters and historical data from the ION
database. Vista reports on the status of your system components, informing you of
alarm conditions and providing you with control capabilities for initiating intelligent
device functions or actuating field machinery. Vista includes sophisticated tools for
analyzing real-time and logged power data and system events.
For more information, refer to the Vista section in the online ION Enterprise Help.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 1 - Introduction
WebReach
The WebReach component of ION Enterprise adds thin-client support functionality
to the ION Enterprise software. With the WebReach feature you can use the web
browser from any machine on your network to view the Vista diagrams of all the
meters on your network, regardless of whether they are located locally or across
the country. You can create custom screens in Vista for display in your web
browser, including real-time numeric data, background graphics or diagrams, and
basic views of event, data and waveform logs.
Web Reporter
The Web Reporter component of ION Enterprise lets you define and create
comprehensive database reports. Reports, including Power Quality, Load Profile,
Energy and Demand, EN50160, and IEC61000-4-30, are included with Web
Reporter.
For more information, refer to the Web Reporter section in the online
ION Enterprise Help.
Management Console
The Management Console component of ION Enterprise is used to build your ION
Enterprise power-monitoring network to reflect the way the physical
communications network is wired, so ION Enterprise software can communicate
with your devices. The network is created using sites, servers, modems, and
intelligent devices that can be added, removed, configured, or duplicated.
You can access the following tools from the Management Console menus:

Diagnostics Viewer is the primary source of troubleshooting information in ION
Enterprise.

Device Upgrader lets you upgrade the operating software inside an ION meter.

Remote Modem Setup lets you set up modems for remote sites.

Database Manager lets you manage your ION Enterprise databases with both
manual tasks and scheduled tasks.

User Manager lets you configure ION Enterprise software user accounts that
define different operations permitted within the ION software, such as viewing
meter data, performing control actions, or configuring the meters.

License Manager lets you upgrade the number of devices you can have without
re-installing the software.

Modbus Device Importer lets ION Enterprise software recognize and integrate
third-party Modbus devices more readily.
For more information, refer to the Management Console section in the online
ION Enterprise Help.
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Chapter 1 - Introduction
ION7550 / ION7650 User Guide
Designer
The Designer component of ION Enterprise lets you customize the operation of
hardware nodes, such as ION meters, and software nodes, such as the Virtual
Processor, the Log Inserter, and the Query Server. Designer uses a WYSIWYG
graphical user interface to pictorially represent a node’s configuration (i.e., how the
different ION modules are linked together in a framework). In addition to giving you
the ability to change the settings of any ION module, Designer also lets you change
existing links between modules, add new links, add new modules or delete
modules. Designer helps you visualize the logic when you are programming
custom functionality in an ION device.
For more information, refer to the Designer section in the online
ION Enterprise Help.
ION Setup Software Support
ION Setup is a software tool designed specifically to configure and test meters. ION
Setup offers a Setup Assistant for performing basic meter setup, installing
templates into meters, resetting accumulated values, verifying meter calibration
and measurements, and setting up advanced security. There is a real-time data
viewer that allows you to verify your meter operation and measurements, while
using ION Setup in advanced mode allows access to the ION modules that
comprise the meter’s template.
Getting More Information
Additional information is available from Schneider Electric:

visit our web site at www.powerlogic.com

contact your local Schneider Electric representative

contact Schneider Electric directly
Documents that are related to the installation, operation and application of the
meter are as follows:
ION7550/ION7650 installation guide
This brief manual is shipped with each meter. It details the mounting, wiring and
basic setup of the device.
ION reference
The ION Reference describes ION architecture (the common software architecture
in all ION devices) and provides an explanation for each of the ION modules.
Online ION Enterprise help & online ION Setup help
In-depth online help systems for ION Enterprise and ION Setup software.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 1 - Introduction
Technical notes
Technical notes provide instructions for using meter features and for creating
custom configurations.
Product option documents
These documents include instructions on how to retrofit your current product with
your new option, and how to utilize the option.
Protocol documents
Each protocol document contains information explaining how our products interact
with a protocol, such as DNP 3.0, Modicon Modbus, IEC 61850 and MV-90.
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Chapter 1 - Introduction
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ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 2
Templates, Frameworks and Firmware
Your meter comes installed with a pre-configured default template. This template
contains various frameworks which provide all the power measuring and
analyzing functionality of the meter. Templates and frameworks can be used
immediately without any user configuration (“right out of the box”). They can also
be customized, reconfigured, and pasted from one meter to another.
NOTE
The ION7550 RTU comes with a very basic template. Contact Technical Support for custom templates.
For more information on templates, frameworks and ION modules, see the
ION Reference.
Your meter’s operating system is known as firmware. When newer firmware is
available for your meter, simply upgrade to the latest version for all the added
features and functionality.
NOTE
ION7500/ION7600 firmware is not compatible with ION7550/ION7650 meters, and vice versa.
In this chapter

ION Architecture Overview ......................................................................... 22

Factory Information ..................................................................................... 23

Changing Your Meter’s Template............................................................... 24

Upgrading Your Meter ................................................................................. 27
General Upgrading Considerations ..................................................................... 27
Upgrading Firmware Using ION Setup ............................................................... 28
 Upgrading Firmware Using ION Enterprise ......................................................... 29
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
ION7550 / ION7650 User Guide
ION Architecture Overview
ION architecture is an object-oriented architecture with a modular structure that is
the foundation of every component in an ION system. Although the meter ships
with a fully functional, factory-configured template, its modular design enables you
to customize the functions of the meter. The graphic below outlines the key
components of the architecture in your meter: the node (meter), the template,
frameworks, ION modules and module managers. For more detailed information
on ION Architecture and individual modules, refer to the ION Reference.
Nodes: ION architecture begins
with the node. In this example,
the node is an ION meter.
Templates: A template is
the meter’s program. It is a
file, comprised of several
framework configurations,
that defines the meter’s
capabilities and how it
operates. A factoryconfigured template with a
broad range of functionality
is created for each firmware
revision of the meter.
Meter Template
Frameworks: A
framework is a group of
ION modules linked
together and configured to
perform a specific function,
such as power quality
monitoring. For example, a
meter with a power quality
framework can monitor
disturbances, monitor realtime harmonics and
analyze surges.
Managers: ION managers act
as directories of modules,
organizing the available
modules in a meter. There is
one manager for each type of
module (Power Meter manager,
Maximum manager, etc.).
ION Modules: ION m odules are the
Framework
building blocks of ION architecture.
Each type of module is designed to
perform a specific task, similar to a
single function in a conventional
power meter. The functions
available in the meter result from
linking different types of modules.
By linking modules together, you
can create custom functions for your
power-monitoring system.
ION Module Detail
All ION modules have a similar structure.
Each module is identified by a unique
label that generally implies its function.
Sliding Window
Demand Module
PredDemand
TimeLeft
Source
Modules receive data from
inputs. Link modules together
by assigning the output of one Inputs
module to the input of another.
SWinDemand
Enable
Interval End
Sync
Event
Output registers contain data
that has been processed by
the module. Use this data
directly (e.g. for displaying
values) or link it to the input of
another module.
Output
Registers
Setup registers contain configuration settings
for the module. Customize how the module
processes data by changing the settings of the
setup registers.
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Setup
Registers
Reset
Sub Intvl
Sub Intvls
Pred Resp
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
Factory Information
The Factory module displays firmware version, serial number and other device
information in read-only setup registers (read-only registers can be viewed but not
changed).
Factory module settings
The device information provided is as follows:
Setup Register
Description
Device Type
A device type identifier (e.g. “ION7650” for the ION7650)
Compliance
A statement of whether the device is ION compliant or not
Options
Shows model number of meter
Revision
The meter’s firmware version
Serial Num
The meter’s serial number
ION Version
The ION version supported by the device
Template
The name of the template (framework) installed on the device at the factory
Nom Freq
The expected frequency of the power system being monitored
MAC Address
Media Access Control address.1
1
The MAC address of your meter cannot be changed, and is for information only.
The Factory module also contains numerous read-only setup registers that hold
the calibration constants used at the factory.
How to TAG your meter
Three configurable setup registers are provided for you to enter your company
name and other text information you want stored in the meter:
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
Owner - This is a text register for storing user information (e.g. company name);
it can be up to 255 characters in length.

Tag 1 - This is a text register for storing user information (e.g. device location); it
can be up to 15 characters in length.

Tag 2 - This is a text register for storing user information (e.g. device number or
identifier); it can be up to 15 characters in length
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
ION7550 / ION7650 User Guide
Changing Your Meter’s Template
You can change the template stored on your meter using ION software. Updated
templates which include new features or functionality are regularly posted to the
website. The basic setup of your meter can be retained, so the meter does not
need to be taken out of service for a long period of time.
If you have made changes to the default functionality and want to return to the
factory configuration, you can return the meter to its factory default framework.
NOTE
If you restore the factory configuration, all custom features you have created are lost.
Using ION Setup
1. Download your device’s latest template from the website. Save the .DCF file in
the .../ION Setup/TEMPLATE folder for easy access.
2. Connect to your meter in ION Setup, using Basic Mode, and open the Setup
Assistant.
3. Select the Template screen. Select the Send to Meter tab and click the Send
button.
4. Select the .DCF file from the TEMPLATE folder and click OK.
NOTE
The original template that shipped with your meter is displayed for reference.
5. The Template Paste Options screen appears. Select the check boxes for the
settings you want to retain (not overwrite) and click OK.
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
Using Designer
1. Display the meter’s main Configuration screen in Designer.
2. Select Edit > Select All then press Delete.
The confirmation dialog box appears explaining that some modules will not be
deleted (core modules cannot be deleted — scroll down in the dialog to see
which standard modules will be deleted).
3. Click OK on the confirmation dialog box.
After a brief wait the modules are deleted, and the main meter Configuration
screen is blank except for the Frameworks folder in the Advanced Setup area.
(The Frameworks folder contains the folder of Core modules which cannot be
deleted.)
4. Select Edit > Select All to select the Frameworks folder. This selects all
subfolders and modules remaining within the folder.
5. Select Edit > Paste from Framework, then select the appropriate .fwn file from
...\ION Enterprise\config\fmwk\nd\. Click OK.
The Factory module’s Default Template register tells you the filename for the
default factory framework. (For details about framework files, contact Technical
Support or visit the Support area of the Schneider Electric website.)
6. Click Open. The Paste Summary window appears.
7. Click on the first module, scroll down to the last module, hold the Shift key and
click on the last module. This selects all of the modules.
8. While holding the Shift key, click on the check box to the left of the module name
so you see a lock icon with a green check mark.
NOTE
Persistent modules can be overwritten in Designer. When pasting a default framework onto a meter,
use lock-paste on the Persistent modules, not free-paste. A list of Persistent modules is available from
Technical Support.
9. Check “Maintain external inputs” and click OK on the confirmation dialog box.
A message appears indicating that Designer is pasting modules. All modules are
selected when the paste is complete. Click anywhere in the background of the
node diagram to deselect all of the modules.
10. Click the Power Meter shortcut in the Basic Configuration area to select it. Once
selected, click Reset in the Designer toolbar, or select Reset from the Edit menu.
This reverts the Power Meter to the settings it had before you deleted any
modules (retaining the basic setup you previously had).
11. Click Send & Save to save the changes to your meter. The factory configuration
is now restored and any custom functionality you created is removed.
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
ION7550 / ION7650 User Guide
Rapid Meter Programming pastes the template onto your meter. A dialog box
shows the progress and confirms whether the paste was successful.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
Upgrading Your Meter
You can upgrade the firmware (operating software) on your meter using either ION
software. Ensure that the firmware version that you are upgrading to is compatible
with your meter. Meter firmware can be downloaded from the website.
General Upgrading Considerations
Using a laptop computer to upgrade
Laptop computers generally have different default power properties than desktop
computers. Incorrect power options can adversely affect device upgrading
because the connection between the laptop and the device must be maintained in
order to complete the upgrade successfully. If the laptop’s hard disk shuts down or
the laptop enters system standby mode, this connection is broken and the upgrade
procedure must be restarted.
If you are upgrading a meter using a laptop computer, follow these guidelines:

Plug the laptop computer into a wall outlet. Do not run the laptop on its battery.

Configure the hard disks so that they do not shut down after a certain period of
time (i.e. set to “never”).

Turn off power suspension (e.g. system stand-by) and hibernate options.

Disable options that power down the laptop when it is closed. This prevents a
shut down if the laptop is accidentally closed.

Disable the screen saver; screen savers can burden the CPU.
Upgrading devices via a ModemGate connection
The maximum acceptable baud rate for upgrading via ModemGate is 56.6 kbps.
Ensure that the baud rate on the ModemGate communications port and the baud
rate on the meter to be upgraded are set to this or lower.
Meter I/O module behavior
The state of your meter's I/O modules may change during an upgrade. They will
revert to previous settings once the upgrade is complete.
HAZARD OF UNINTENDED OPERATION
• Do not use the ION7550/ION7650 meters for critical control or protection applications
where human or equipment safety relies on the operation of the control circuit.
• An unexpected change of state of the digital outputs may result when the supply power
to the meter is interrupted or after a meter firmware upgrade.
Failure to follow these instructions can result in death, serious injury or equipment
damage.
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
ION7550 / ION7650 User Guide
Upgrading Firmware Using ION Setup
Performing a device upgrade in ION Setup involves:

upgrading the device firmware, and

upgrading the device template.
You can obtain your device’s latest firmware and template by downloading them
from the Support section of the website. Save the files in the .../ION Setup/
TEMPLATE folder for easy access.
Upgrading the device firmware and template
1. Open ION Setup and select the device you want to upgrade from the left-hand
pane.
2. Open the Setup Assistant in the right-hand pane.
3. Select the Template screen from the list of screens in the left-hand pane of Setup
Assistant.
4. Select the Firmware Upgrade tab, then click the Upgrade button. Enter your
meter password (if prompted) and click OK.
NOTE
If you want to retain customized meter template settings, other than those listed in the Template Paste
Options dialog box (see Step 7), click on the Save to PC tab and click Save. Save your template as a
.DCF file. Choose this file in Step 6 instead of the file obtained from the Support section of the website.
5. Browse to the .UPG file (device firmware) that you downloaded from the website
and click Open. When you are prompted for your ION Setup password, type it
and click OK.
6. Browse to the .DCF file (device template) that you downloaded from the website
(or saved from your meter in Step 4) and click Open.
7. Clear any options that you do not want to retain then click OK.
8. Track the progress of the upgrade.
After the firmware download is complete, ION Setup will attempt to verify the
firmware. If the verification fails, contact Technical Support.
When you get a message that the upgrade is complete, click Exit.
Upgrading Firmware Using ION Enterprise
ION Enterprise software includes a device upgrade utility named Device Upgrader.
You access the Device Upgrader utility from the Management Console.
NOTE
A Supervisor password authority (level 5) is required to upgrade ION devices.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
Before using the Device Upgrader
Data stored in the meter's memory is lost during the firmware upgrade. This
includes waveforms, Min/Max values, and information stored in the Data Recorder
and Integrator modules. Ensure you have saved your meter’s data before you
upgrade your meter.
You will need the applicable upgrade (.upg) files for your meter, which are available
from the website. Save these files in a folder that is accessible from your ION
Enterprise computer.
For more information about using the Device Upgrader, refer to the ION Enterprise
online help.
Using the Device Upgrader
1. Stop the ION Log Inserter Service and the ION Virtual Processor Service.
2. Start Management Console.
3. Click Tools > System > Device Upgrader. Type your username and password
in the login prompt. A dialog box displays with recommendations and warnings
regarding the upgrade operation. Make sure you read and understand these
warnings and then click OK.
If you need to implement any changes because of the recommendations and
warnings, close Device Upgrader, make the changes then re-open Device
Upgrader and continue.
4. The Device Upgrader window appears.
5. Select your meter type from the List Devices of Type box.
6. Select the appropriate meter from Select Devices to Upgrade box. To select
multiple devices, hold down CTRL while clicking each device.
7. In the Select Revision section, click Select File. Locate and select the upgrade
(.upg) file that you downloaded from the website, then click Open.
8. Select or clear the Save/Restore Framework check box (selected by default).
If selected, this keeps a copy of your current framework template during the
upgrade. After the firmware upgrade is complete, Device Upgrader restores your
framework template.
NOTE
The Device Upgrader loads new meter firmware that does not contain any framework templates. If you
want to preserve customizations that you have made to your device framework, make sure “Save/
Restore framework” is selected. However, if you intend to replace the existing meter framework with a
new one (e.g., a new default meter template that you have downloaded), clear “Save/Restore
framework.”
If you intend to replace the meter’s framework configuration with a new template, it is recommended
that you upgrade via ION Setup. See “Upgrading Firmware Using ION Setup” on page 28 for
information.
9. If you are upgrading multiple devices, specify in the Failure Handling area how
the Device Upgrader responds to an unsuccessful upgrade:
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Chapter 2 - Templates, Frameworks and Firmware
ION7550 / ION7650 User Guide

Select Halt After, then enter a number in the box to specify how many
attempts Device Upgrader should make before stopping during an
unsuccessful upgrade. By default, the utility is set to stop after the first
unsuccessful upgrade.

Select Ignore All to attempt to upgrade all of the selected devices
regardless of the number of devices that do not upgrade successfully.
NOTE
Firmware upgrade error codes are described in the ION Enterprise online help.
10. In the Select Revision section, click Select File. Navigate to the upgrade (.upg)
file that you want to use and click Open.
This file will be downloaded to all the devices that are highlighted in the Select
Devices to Upgrade list.
11. Click Upgrade to upgrade the selected device(s).
The Upgrade Status box shows each stage in the upgrade process. The
completed progress bar indicates what percentage of the upgrade is complete.
Each completed upgrade is noted in the Upgrade Status box.
12. Restart the ION Log Inserter Service and the ION Virtual Processor Service.
NOTE
If connection to the device is lost, or if power to the device is interrupted during an upgrade, restart the
Device Upgrade utility procedure.
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Chapter 3
Front Panel
The meter’s front panel is used for both display and configuration purposes. The ¼
VGA display screen and the numerous selection, navigation, and configuration
buttons allow quick access to basic meter configuration provided by special setup
screens. The front panel also provides access to many other meter functions, such
as meter resets.
This chapter provides information about the meter’s front panel display screen and
buttons, including instructions for using the setup menus and for displaying meter
values, as well as details for configuring the meter’s display screens.
In this chapter
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
Displaying Data with the Front Panel ........................................................ 32
Display Screen Types ......................................................................................... 33
Default Front Panel Display Screens .................................................................. 35

Configuring the Meter with the Front Panel .............................................. 39
The Front Panel’s Main Setup Menu .................................................................. 39
Main Setup Menus .............................................................................................. 41
Format Setup Menu ............................................................................................ 42
Display Setup Menu............................................................................................ 43

Meter Display Modules ................................................................................ 45
Display Options Module Settings ........................................................................ 45
Scroll Module Settings ........................................................................................ 46
Display Module Settings ..................................................................................... 46
Creating a Front Panel Reset ............................................................................. 48

Configuring Front Panel Displays .............................................................. 49
Display Framework Overview ............................................................................. 49
Using the Front Panel ......................................................................................... 50
Using ION Setup ................................................................................................. 50
Using Designer ................................................................................................... 51

Trend Displays ............................................................................................. 54
Screen Messages ............................................................................................... 56
Adding New Trend Display Modules ................................................................... 57

Displaying Data from Other Meters............................................................ 58
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Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
Displaying Data with the Front Panel
The front panel display provides a detailed graphics and text display that has been
factory configured to show many of the parameters measured by the meter.
Status Bar
The arrow indicates
that another group of
screens is available
on the right.
Softkey Tit es
Softkeys
LEDs
Navigation buttons
The meter’s display shows numeric data screens, event logs, phasor diagrams, bar
graphs, and harmonics histograms.
Using the front panel buttons to display data
The front panel has numerous buttons: softkeys, navigation buttons, and program
buttons. Program buttons are only used when configuring the meter. Use the
following buttons to view data on the front panel display screens.
Navigation buttons
The horizontal navigation buttons (Left/Right keys) select a different set of five
Softkey titles to access different data screens. The vertical navigation buttons
(Up/Down keys) are used to navigate within certain data display screens, such as
within a Trend Display’s graph and log screens or an Event Log screen, once one
has been selected.
Softkeys
Pressing the Softkey button selects the data screen available in the corresponding
Softkey title.
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Chapter 3 - Front Panel
Front panel LEDs
The front panel LEDs are as follows:

The green operation LED (top) should always be on when the meter is in
service. Contact Technical Support if this is not the case.

The red watthour LED (middle) is factory configured to be a Wh (del+rec)
pulser. During the course of normal operation, this LED should blink
intermittently as the meter measures power system energy.

The red alarm LED (bottom) on the front panel of the meter is user
programmable. Possible applications include sag/swell alarming, setpoint
annunciation, and tariff notification. Like all the other outputs on the meter, this
port can be controlled by a Digital Output, Pulser, or Calibration Pulser module.
Backlight operation and display contrast
The front panel display is factory configured to dim five minutes after the last button
press. If the front panel is dimmed, press any button to return the display to full
brightness. The front panel display is adjusted at the factory to the optimal contrast
level. Use the Display Setup menu to adjust the contrast, if necessary (see “Display
Setup Menu” on page 43).
Status bar
The Status Bar of the meter is located along the top of all display screens. When
in data display mode, the Status Bar shows the date in MM/DD/YYYY format
(configurable), the current local time in 24 hour format, and the data display screen
title.
Display Screen Types
The meter’s front panel displays measurements, configurable settings, and current
configuration data in various forms. These data display screens are described
below.
Numeric displays
Numeric displays show multiple parameters at a time: two, three, three with a
timestamp, four, eight, ten, or twenty. When displaying numeric values for current
and power quantities, the front panel shows resolution to three decimal places by
default. All other values are displayed to two decimals of accuracy. For finer
resolutions, use Vista software to display the data.
NOTE
If the front panel is unable to read a numeric value, or if the value is not available, it displays a dash (—).
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Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
Automatic units
The front panel automatically scales the units for basic measurements, such as
voltage, current and power parameters. For example, a measurement of 2,000
Watts is displayed as 2.000 kW. A measurement of 2,000,000 Watts is displayed
as 2.000 MW. The meter makes these conversions using your PT and CT ratios.
NOTE
The meter only performs these automatic units if the measurement is derived solely from the Power
Meter module’s output.
Phasor diagram displays
Phase information is displayed in phasor diagram format. Phasor diagrams are
accompanied by tables that state the angle and magnitude of each phasor. In
cases where phasors are too small to be represented graphically, they are only
shown as table entries.
Event log displays
Event Log displays alert you to recent events written to the meter’s event log. Use
the vertical (Up/Down) navigation buttons to move through the list.
For details on altering the meter’s Event Log characteristics, such as log depth and
logging frequency, see the Logging and Trending chapter.
Nameplate displays
Like Event Log displays, Nameplate displays show information in tabular format.
Default nameplates show owner, meter, and power system details.
See the Templates, Frameworks and Firmware chapter for details on configuring
the TAG strings.
Histogram displays
Harmonics content is displayed in histogram format. Harmonics are displayed from
the 2nd to the 63rd harmonic, with Total Harmonic Distortion (THD) values
displayed above the histogram (K Factor and Crest Factor only appear in current
harmonic histograms).
Use the vertical navigation buttons on the meter front panel to select individual
harmonics (from 2nd to 40th) in the histogram and view data specific to each of
them (V1, V2, V3, I1, I2, and I3 only).
An arrow
appears below the harmonic selected. Harmonic magnitude is
displayed as an absolute value and as a percentage of the fundamental. The phase
angle of each harmonic is also provided. To return to the THD values, position the
arrow below the fundamental.
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Chapter 3 - Front Panel
Trend bar graph displays
Bar graph displays can show up to four real-time (numeric) parameters along with
their upper and lower extremes.
Each bar graph automatically scales its output based on the magnitude of its
extremes. The real-time value of each bar graph is displayed to the right of the
graph.
NOTE
Scaling is applied separately to each bar graph in the display. Do not compare the magnitudes of two
values based on the size of their bars.
Trend displays
The Trend Display screen graphs the historical data of up to four different
parameters simultaneously. A movable cursor, consisting of the intersection of a
vertical line and a horizontal line, displays the value and timestamp of any plotted
data within a parameter. The cursor displays the values of one parameter at one
time only. Use the Up and Down navigation keys to move from one parameter to
another.
In addition, a Trend Display log screen displays data logs for any graphed
parameter – up to 3360 logs for each parameter. That is equivalent to 35 days
worth of 15 minute data. The graph is updated when a new set of values is
recorded. The highest supported update speed is once per second.
The front panel displays three preconfigured trending screens: V-Trend (voltage),
I-Trend (current), and P-Trend (power).
Default Front Panel Display Screens
The meter is factory configured to display a number of data screens on its front
panel. Additional display screens are provided for ION7650 meters with the
EN50160 ordering option
Each screen is accessible with a corresponding Softkey. See “Using the front panel
buttons to display data” on page 32 for instructions on using the softkeys to display
data.
NOTE
Each display screen is listed with the corresponding softkey name and the screen title.
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Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
Screens shown in display cycle
Ten data display screens are included in the automatic display cycle. By default,
the front panel scrolls repeatedly through the following screens in the following
order:
Screen Titles
Description
V,I,PF (Volts, Amps, PF)
This numeric display screen contains the average line-to-line voltage, average current, and the total
signed power factor.
Volts (Volts)
This numeric display screen shows the line-to-line voltages Vll ab, Vll bc, and Vll ca.
Amps (Amps)
This is a numeric screen containing currents I a, I b, and I c
Power (Total Power)
This numeric display screen contains total kW, kVAR, and kVA values.
Energy1 (Energy Delivered)
This numeric display screen shows delivered (imported) energy values for kWh, kVARh, and kVAh.
Demand1 (Demand Delivered)
This numeric display screen contains delivered values (kW, kVAR, and kVA) in the previous demand
period. By default, these values come from a sliding window demand (rolling block) calculation.
Pk Dmd1 (Peak Demand Del)
This is a numeric display screen with timestamps containing maximum delivered demand values for
kW, kVAR, and kVA. The timestamps show the date and time at which the values were last updated.
By default, these values come from a sliding window demand calculation.
V Bar (Voltage Bar Graph)
I Bar (Current Bar Graph)
P Bar (Power Bar Graph)
These three screens are trend bar graph displays. They show real time values for voltage (Vll ab, Vll
bc, Vll ca, Vll avg), current (I a, I b, I c, I avg) and power (kW tot, kVAR tot, kVA tot, PF lag tot). The
bar graphs also indicate the maximums and minimums recorded for these values.
Additional data display screens
Most of the default data screens are not included in the default scrolling cycle. To
view the other display screens, find the Softkey title of the data screen you want
and press the corresponding Softkey.
Screen Title
Description
Summary1 (Volts/Amps Summary)
This numeric display provides many important voltage, current, phase, and frequency
measurements on a single screen.
Summary2 (Power Summary)
This numeric display provides real, reactive, and apparent power measurements for phase a, b and
c (as well as their total). Signed Power Factor measurements are also displayed on this screen.
D Inputs (Digital Inputs)
This numeric display screen shows the status of the eight on-board digital inputs. The present state
of all inputs is shown (as OFF or ON) and the number (Cnt) of state changes since the last reset is
recorded.
DI - I/O (DI on I/O Card)
This numeric display screen contains the status and counters for the digital inputs on the I/O card.
D - Output (Digital Outputs)
This numeric display screen contains the mode and status for the relay and solid state outputs.
Anlg - I/O (Analog In and Out)
This numeric display screen contains scaled analog inputs (AIn scaled) and normalized analog
outputs (AOn normalized), where n ranges from 1 to 4 for both inputs and outputs.
Phasors (Phasors)
This screen is a phasor diagram display that shows the magnitude and the relative angular
difference between all phase voltage (Va, Vb, Vc, V4) and current (Ia, Ib, Ic, I4, I5) fundamental
components.
Name Plt (Name Plate Info)
The Name Plate Info screen contains the following information: OWNER, TAG 1 and TAG 2 from the
Factory module, serial number, firmware revision of the meter, and template version. TAG 1 and TAG 2
typically identify the meter’s user and installed location.1
Events (Event Log)
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The Event Log display alerts you to events written to the meter’s event log. DATE, TIME, SOURCE, and
information are provided. Use the Up and Down navigation buttons to move through the list.
EVENT
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 3 - Front Panel
Screen Title
Description
Setpoint (Setpoint Status)
This numeric display screen displays the status of the setpoint parameters defined in the Vista
Setpoints diagram.
Energy2 (Energy Received)
This numeric display screen shows received (exported) energy values for kWh, kVARh, and kVAh.
Demand2 (Demand Received)
This numeric display screen shows received power quantities (kW, kVAR, and kVA) in the present
demand period. By default, these values are from a sliding window demand (rolling block)
calculation.
Pk Dmd2 (Peak Demand Rec)
This is a numeric display screen with timestamps. It shows the maximum received demand
quantities (kW, kVAR, and kVA) and the time at which they were recorded. By default, these values
are from a sliding window demand (rolling block) calculation.
THD (Volts and Amps THD)
This numeric display screen contains the total harmonic distortion on all phase voltage and current
inputs.
V1 Harm (Harmonics)
V2 Harm (Harmonics)
These four histogram display screens show the harmonic content on the phase voltage inputs.
V3 Harm (Harmonics)
V4 Harm (Harmonics)
I1 Harm (Harmonics)
I2 Harm (Harmonics)
I3 Harm (Harmonics)
These five histogram display screens show the harmonic content on the phase current inputs.
I4 Harm (Harmonics)
I5 Harm (Harmonics)
TOU (Active Rate / Season)2
This eight parameter display screen shows kWh delivered values for each all four of the possible
time of use (TOU) rates (rates A, B, C, and D).
TOU Egy (TOU Energy Del)2
This numeric display screen shows the energy (in kWh) delivered for each time of use (TOU) rate
(rates A, B, C, and D).
TOU Dmd12
TOU Dmd22
TOU Peak Demand 1 and 2: These two screens are numeric displays with timestamps. Together
they show the maximum delivered kilowatts for each time of use (TOU) rate (rates A, B, C, and D).
The timestamps show the date and time at which the values were last updated. By default, these
values come from a sliding window demand (rolling block) calculation.
V Trend (Voltage Trend Display)
The voltage trend display graphs the VII avg trend. Each trending display has two views - graph and
log - which are accessible via softkeys once you are displaying the trend screen.
I Trend (Current Trend Display)
The current trend display graphs the I avg trend. Each trending display has two views - graph and
log - which are accessible via softkeys once you are displaying the trend screen.
P Trend (Power Trend Display)
The power trend display graphs the KW tot trend. Each trending display has two views - graph and
log - which are accessible via softkeys once you are displaying the trend screen.
1
2
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The OWNER and TAG registers are configurable with ION software and the WebMeter Setup page.
The four TOU screens may only be important if you are using the meter in a billing application (i.e.,
you are a power provider). Typically, most power consumers can ignore the Time-Of-Use front panel
displays.
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Chapter 3 - Front Panel
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EN50160 data and statistics displays (ION7650 meters
with EN50160 ordering option only)
The remaining front panel screens display data to help you determine EN50160
voltage compliance. More details about EN50160 are provided in the Power
Quality: ION Meters and EN50160 technical note,
Screen Title
Description
PQ Freq (PQ Power Frequency)
This numeric display shows the following EN50160 Power Frequency data: Nominal Frequency,
period (10 second) Freq mean, minimum, and maximum. It also shows the EN50160 frequency
compliance statistics: Freq N (the number of valid evaluation periods), Freq N1 (a count of noncompliance), and Freq N2 (the number of invalid evaluation periods).
PQ Vmag1 (PQ Supply Voltage 1)
This bar graph display shows the following EN50160 Voltage Magnitude data for all three voltage
phases: period (10 minute) mean, minimum, and maximum.
PQ Vmag2 (PQ Supply Voltage 2)
This numeric display shows the following EN50160 Voltage Magnitude compliance statistics for all
three voltage phases: mag N and mag N1.
PQ Flk1 (PQ Flicker 1)
This bar graph display shows the following EN50160 Flicker data for all three voltage phases:
present Pst, minimum Pst, and maximum Pst.
PQ Flk2 (PQ Flicker 2)
This numeric display shows the following EN50160 Flicker data for all three voltage phases: present
Pst, present Plt, and compliance statistics (Flck N and Flck N1).
PQ Vdist (PQ Volt Disturbance)
This numeric display shows the following EN50160 Overvoltage and Dip data for all three voltage
phases: expected nominal, minimum Dip, and maximum Overvoltage.
PQ Vunb (PQ Volt Unbalance)
This numeric display contains the following EN50160 Voltage Unbalance data: V unbal mean, V
unbal mean min, V unbal mean max, and compliance indicators (unbal N and unbal N1).
PQ Vhrm1 (PQ Volt Harmonics 1)
This bar graph display shows the following EN50160 Harmonics data: THD mean, THD mean mn,
THD mean max for all three voltage phases (10-minute mean values, min and max values are
updated every new observation period).
PQ Vhrm2 (PQ Volt Harmonics 2)
This numeric display shows EN50160 Harmonics compliance statistics for all three voltage phases:
Hrm N, Hrm N1, Hrm N2.
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Chapter 3 - Front Panel
Configuring the Meter with the Front Panel
The front panel allows you to setup and configure the meter at its installed location.
When you change a setting in the front panel’s Setup menu, you are actually
altering the setup register value of an ION module.
NOTE
ION module links cannot be added or deleted using the front panel.
You can also use the front panel’s Setup menu to quickly reset common cumulative
values like kilowatt hours.
The Front Panel’s Main Setup Menu
To access the Front Panel’s Setup Menu, press that PROG (programming) button.
Pressing the ESC (escape) button returns you to the data display screens.
Each time you enter programming mode, the front panel
helps you keep track of your configuration changes by
marking the Setup menu (and sub-menu) items that you
have accessed. These check-marks are cleared when
you exit programming mode.
The arrow indicates that
there are more Setup
menu items available by
scrolling down the menu.
Use the Softkey buttons
to make choices when
Softkey titles appear
above them.
Use the ESC (escape)
button to return to a
previous (higher) menu
and exit the Setup menu.
Use the Navigation buttons
to select (highlight) choices
and enter numerical data.
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Press the PROG (programming)
button to access the Setup menu
and enter configuration changes.
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Chapter 3 - Front Panel
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Using the front panel buttons for configuration
Use the front panel buttons as follows to adjust meter settings:
PROG
Press the PROG (programming) button to access the Setup Menu. Once in
programming mode, the PROG button functions just like an Enter key on a computer
keyboard. Press the PROG button to select a highlighted item, to accept changes,
to enter passwords, and to trigger resets.
ESC
Press the ESC (escape) button to return to a higher menu or abort a configuration
change.
Navigation
Highlight menu items with the vertical (Up/Down) buttons.
Entering numbers: when a digit is highlighted, pressing the Up button increments
the number by one, and pressing the Down button decreases it. Move the cursor
to an adjacent digit with the horizontal (Left/Right) buttons.
Softkeys
Press a Softkey button when Softkey options become available (when titles appear
in the Softkey title bar). Use Softkeys to select the parameters that you want to
configure from the various sub-menus.
Passwords
All configuration functions in the front panel are password protected. The password
is set to 0 (zero) in the factory. This password allows you to access the Security
setup menu and to disable or change the password for a custom value. The front
panel prompts you for the meter password before you make your first configuration
change. See the Security chapter for more information on passwords.
Language selection
To quickly access the language selection screen, press the right navigation button
and the PROG (programming) button simultaneously for 2 seconds then release.
For more information on language and other localization options, see “Localization
Settings” on page 65.
Setup mode timeout
Once the meter has been configured, the front panel automatically exits the Setup
menu five minutes after the last button press is detected. If the front panel returns
to data display mode, you must re-enter the Setup menu and provide the valid
meter password to resume making configuration changes.
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Chapter 3 - Front Panel
Confirming configuration changes
CONFIRM
ESC TO CANCEL
PROG TO CONFIRM
The CONFIRM screen appears whenever you attempt to change the meter’s
settings through the front panel. This allows you to abort an unwanted configuration
change. The front panel also informs you when an entry is out of range. In both
cases, press the PROG button to accept the change and ESC to return to the setup
screen.
WRITING ERROR screen
If the CONFIRM screen does not appear for a valid entry, or the display reports a
WRITING ERROR, confirm your configuration change is valid and repeat the
configuration change. If the problem persists, contact Technical Support.
Main Setup Menus
Press the PROG button to enter the Main Setup menu. The following table
summarizes the front panel’s Setup menu functions:
Setup Menu Item
Description
For more information
Basic Setup
Changes basic settings in the power measurement system
configuration
See “Basic Setup” chapter
COM1 Setup
RS-232 or RS-485 port setup
See “Communications” chapter
COM2 Setup
High-speed RS-485 port setup
See “Communications” chapter
COM3 Setup
Optional internal modem setup
See “Communications” chapter
COM4 Setup
Front optical port setup
See “Communications” chapter
Network Setup
Optional Ethernet network addressing
See “Communications” chapter
PQ Setup
Sets the criteria (including nominal voltage) for disturbance
detection
See “Power Quality” chapter
Format Setup
Customizes the style and values appearing on the display
screens
See “Format Setup Menu” below
Display Setup
Customizes display appearance and update rate
See “Display Setup Menu” below
Time Setup
Clock and meter time settings
See “Time” chapter
Security Setup
Modify and enable/disable password functions
See “Security” chapter
Meter Resets
Reset functions for factory and user determined cumulative
parameters
See “Meter Resets” chapter
Highlight the Setup menu item that you want to access, using the vertical
navigation buttons. To select the item, press the PROG button.
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Chapter 3 - Front Panel
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Format Setup Menu
Use the Format Setup menu to set labeling and formatting preferences for the front
panel display.
Numeric format
The Numeric Format sub-menu contains the following settings:
Digit group
This specifies the symbols used to delimit thousands and the decimal place holder
(i.e. 1000.0 or 1,000.0 or 1 000,0). The default is 1000.0 (no commas, no spaces).
Volts decimal
Display voltage measurements to one, two, or three decimal places. The default
value is two decimal places.
Current decimal
Display current measurements to one, two, or three decimal places. The default
value is three decimal places.
Power decimal
Display power measurements to one, two, or three decimal places. The default
value is three decimal places.
Date/Time
The Date/Time sub-menu contains the following settings:
Date format
The front panel can express the date in any of these formats: MM/DD/YYYY, DD/
MM/YYYY, and YYYY/MM/DD. The default is MM/DD/YYYY.
Time format
The front panel can express the time using either 24 hour or 12 hour (AM/PM)
format. The default is 24 hour.
Display DST
Choose whether or not to display Daylight Savings Time (DST) on the front panel.
The default is Yes.
IEEE/IEC
The IEEE/IEC sub-menu contains the following settings:
Meas (Measurement) symbols
Set the measurement symbols used on the front panel to IEEE (Vll, Vln, kW, kVAR,
kVA) or IEC (U, V, P, Q, S).
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Chapter 3 - Front Panel
Phase label
Apply phase labels in any of the following six variations: ABC, RST, XYZ, RYB,
RWB, and 123. The default label is ABC.
PF sign
Select how the meter interprets power factor (per IEEE or IEC convention) and
displays it on the front panel when the PF Symbol is set to “+/–”. For more
information on PF sign convention, see “Power factor interpretation” on page 66.
PF symbol
Choose Power Factor symbols to be: LD/LG (lead/lag), +/– (positive/negative), or
CAP/IND (capacitive/inductive). The default symbols are LD/LG.
Display Setup Menu
Configure the following display preferences within Display Setup.
Update rate
Set the front panel to update its data from every one to every six seconds. The
default update time is one second.
Contrast
Set the front panel display contrast level from level zero to level nine where higher
numbers represent a sharper level of contrast.
NOTE
Press and hold both the “Up” navigation button and the PROG button at the same time. The contrast level
cycles through its range (0 to 9). Release the buttons at the contrast level you desire.
Backlight Timeout
Set the backlight to turn off automatically after one to 7200 seconds (two hours).
The default is 300 seconds (5 minutes). If this value is set to zero, the backlight will
always be on. Leaving the backlight on will reduce the backlight’s life expectancy.
Delta vectors
Set how vector (phasor) diagrams are displayed when the meter is in Delta mode.
When set to Instrument, vectors appear 60 degrees apart — showing the actual
voltage and current values that the meter is measuring. When set to System,
vectors appear 120 degrees apart — showing true system operation even though
IB and VCA are calculated values.
Language
Set the language that is used to display default front panel items. The default is
English.
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NOTE
Press the right navigation button and the
language menu from the display screen.
PROG
button at the same time then release to access the
For more information on language, convention and other localization options, see
“Localization Settings” on page 65.
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Chapter 3 - Front Panel
Meter Display Modules
The meter’s front panel display is controlled by three types of ION modules: the
Display Options module, the Scroll module, and the Display modules.
For more detailed information on these modules, see the ION Reference.
Display Options Module Settings
The Display Options module contains setup registers that hold data display
settings such as contrast level, backlight timeout, daylight savings time, and
update time. Settings in the Display Options modules are global and affect the
entire set of front panel display screens.
Setup Register
Function
Default
Contrast
Sets the global contrast setting for the meter display.
7
Current Resolution
Sets the number of decimal places of accuracy displayed for current readings.
1.XXX
Date Format
Sets how the date is shown.
mm/dd/yyyy
Display Update Time
Sets the period between data display refreshes (in seconds).
1
Digit Grouping
Sets the numbering format by determining how groups of three digits are separated.
1,000
Demand Lockout Timeout
Sets the minimum time allowed between consecutive demand resets.
2,160,000
Delta Vector Display Type
Sets how vector (phasor) diagrams are displayed when the meter is in Delta mode.
System
DST Options
Determines whether the display time value reflects Daylight Savings Time (DST)
Yes
Front Panel Programming
Determines whether users can change meter configuration settings via the front panel.
Allowed
Language
Sets the language used to display default front panel items.
English
Measurement Symbols
Determines whether IEC or IEEE measurement symbols are used.
IEEE
PF Symbol
Determines how power factor data is labeled.
LD/LG
Power Resolution
Sets the number of decimal places of accuracy displayed for power readings.
1.XXX
Time Format
Sets the format used to display time on the meter.
24 Hour
Volts Resolution
Sets the number of decimal places of accuracy displayed for voltage readings.
1.XX
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Chapter 3 - Front Panel
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Scroll Module Settings
The Scroll module determines the sequence and rate of scrolling for multiple front
panel display screens.
Setup Register
Function
Default
Scroll Delay
Sets the time that will elapse between successive pulses on the Trigger outputs when the
scroll module is enabled.
6
Wraparound
Designates the last Trigger output (Trigger n) before returning to the first Trigger in the order.
10
Freeze Time
Sets the time (in seconds) that the Scroll module remains “frozen” when pulsed from the
Freeze, Up, or Down inputs.
60
The Trigger outputs of a Scroll module are linked to the inputs of Display modules.
When a pulse is sent from the Trigger output of a Scroll module to a linked Display
module, the Display module shows its information on the front panel.
Display Module Settings
A Display module controls which values are displayed on a display screen, and
how these values are presented. Each Display module corresponds to one meter
display screen.
The Display module’s Source inputs are linked to the numeric parameters you want
to display. These parameters are sent to the front panel when the Display module’s
Show input is pulsed.
The Display module’s setup registers determine screen type (e.g. numeric, event
log, trend bar etc.), softkey name and number, and screen title of each display.
Many Display modules available in the meter are used in the factory configuration.
You can alter some characteristics of the factory-configured displays by modifying
the setup register of the Display modules.
The Display module’s setup registers determine how the Source data is presented
on the front panel display. Depending on the display screen type, which is specified
by the Screen Type setup register, you can use up to twenty Source links to a
single Display module. This means you can show the values of up to twenty
different sources on one front panel display screen. In addition, you can display
harmonics, trending, and event logs (see the Screen Types table below).
Setup Register
Function
Default
Screen Type
This specifies the way the linked parameters are displayed on the front panel
screen.
Softkey Number
This assigns a softkey number to the display screen.
Softkey Name
This assigns a softkey name to the display screen.
Defaults vary among
display screens.
Screen Title
This assigns a title to the display screen.
Screen Resolution
This determines the leading zeros and decimal point in a numeric display.
Last Digit Mode
This specifies whether the last digit of a number is rounded off or truncated.
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Chapter 3 - Front Panel
Screen types
Max. # of
Source
Inputs
Screen Types
Display Description
Two, three, four, eight, ten, and twenty parameter numeric1
2, 3, 4, 8, 10,
and 20
Displays one to twenty values (the fewer the values, the
larger the values appear on the display screen)
4 parameter trend bar graph2
12
Displays 4 real time parameters with minimum and
maximum values
Three parameter with Timestamp
3
Displays three values with timestamp data for each value.
Harmonics V1-V4
0
Displays phase voltage harmonics histogram
Harmonics I1 – I5
0
Displays phase current harmonics histogram
Vector diagram
0
Data is displayed in phasor format
Event Log
0
Displays Event Log data
Name plate
0
Displays Nameplate Information
All segments
0
Activates all of the display screen’s pixels
Data Log Trend - log source 1 to 4
4
Configures a Display module for Trend Display
1
2
If you alter the Screen Type setting to a display type that accommodates more numeric parameters, you
may have to create additional Source links.
See “Creating custom trend bar graphs” on page 53.
Screen type register
The Screen Type setup register has five options: ONE PARAMETER, TWO PARAMETER,
THREE PARAMETER, FOUR PARAMETER, AND DISABLED. The number of inputs for the
Display module should match the Screen Type setup register.
If you select a Screen Type with more parameters than are currently linked to the
Display module, the display screen shows any unavailable inputs as N/A. If a
Screen Type is selected which has fewer parameters than are linked to the module,
the Display module only displays the Display Type number, and breaks any links
to parameters that it cannot display.
For example, if you have a display screen with four parameters, and you select a
Screen Type of ONE PARAMETER, the first parameter is displayed and the other
three links to the ION Display module are severed.
Changing the parameters that are displayed
The meter’s default display configuration shows a comprehensive set of
parameters. Changing these parameters requires that you alter the links between
various ION modules. Complete details on changing the front panel displays are
provided in the section “Configuring Front Panel Displays” on page 49.
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Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
Creating a Front Panel Reset
The meter’s factory configuration allows External Pulse module 6 to be triggered
from the User Resets screen in the meter Setup menu. To define a custom reset,
use ION software to link one of these External Pulse modules to the Reset input of
the module that holds the value that you want to reset.
Maximum Module
External Pulse Module #6
Trigger
Reset
Source
By default, the Trigger output of this
module is linked to the User Resets
item in the front panel Setup menu.
This ION module holds the value that you
can reset from the front panel. You may
also have to create and configure it.
See the Resets chapter for more information about User Resets.
Accessing external pulse module 6 in Designer
1. Open your meter in Designer.
2. Navigate to Advanced Setup > Custom Resets. Edit External Pulse module 6
as required.
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Chapter 3 - Front Panel
Configuring Front Panel Displays
ION7550/ION7650 meters ship with preconfigured display screens. Most users
find that the preconfigured data screens displayed by the front panel LCD (Liquid
Crystal Display) suit their needs. However, front panel displays can also be
customized if required.
The meter’s display screens can be customized to show virtually any measurement
or calculation of which the meter is capable. For example, you could do one or all
of the following:

change displayed parameters, such as from Vll to Vln or Vllab to Vlna

aggregate displays from multiple meters, such as using a meter’s front panel
display to view data collected by one or more TRAN units (see “Displaying Data
from Other Meters” on page 58)

adjust character size to be different on each screen

change data display settings such as backlight timeout, automatic display
scrolling, parameter update rate and display mode
In order to customize your front panel display screens, you must make changes to
ION modules that belong to the display framework.
Display Framework Overview
The following diagrams illustrate how the Display Options module, Display module,
and Scrolling module work together to provide your meter’s front panel with the
appropriate display screens.
Display
Options
Module
To freeze
scrolling,
press any
button on
the front
panel.
Scroll
Module
Up
Down
Freeze
Enable
Display
Module 1
Data
Trigger 1
Trigger n
Source
Show
Display
Module n
Data
Source
Show
Note that the first Display module’s Show input is linked to the Scroll module’s first
Trigger output register: this is your first display screen on the meter. Accordingly,
the second Display module’s Show input is linked to the Scroll module’s second
Trigger output in order to setup the second display screen, and so on.
The order in which data displays depends on the numbering of the Display
modules. Therefore, the data linked to Display module 1 is displayed on the first
front panel screen and so on. Scrolling between the display screens is done with
the Up and Down arrow buttons on the front of the meter.
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Using the Front Panel
You cannot configure displays from the front panel.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect, in basic mode, to your meter.
2. In the Setup Assistant, navigate to Displays and click Edit.
ION Setup uploads your meter’s display information to the Display Editor.
3. Edit, rename, delete or rearrange displays as desired.
4. If you choose to edit or create a new display, the Display Editor wizard contains
three steps for creating or editing display screens.
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Chapter 3 - Front Panel

Choose the screen type, edit the screen title and softkey name, and select
the Scroll Display check box if you want this screen included in the scroll
cycle.

Select the parameters available for your chosen screen type.

Select your display qualities, including digit resolution and truncated or
rounded last digits.
5. Click Send to save the changes in the meter.
Using Designer
This section explains how to configure your meter’s front panel display screens
using Designer software.
Changing default display frameworks
The factory-configured Display framework uses many of the Display modules
available in the meter. Only a few of the default screens have room for extra data.
To make a significant modification to the existing display framework, you either
have to create new display modules and configure them, or change the links and
settings of the modules in the existing Display framework (or both).
Four common modifications are discussed in the following sections:

removing a display screen

adding a new display screen

replacing the parameters in an existing display screen

creating custom trend bar graphs
Removing a display screen
Use caution when deleting modules, as any dependant modules are also affected.
Designer informs you of dependant modules if they exist on the same node.
Removing a data display screen in Designer
1. Open your meter in Designer and navigate to Advanced Setup >
Frameworks > Display Framework.
2. Select the Display module responsible for the screen.
3. Press Delete. This also deletes all links to that particular Display module.
4. Select Send & Save to save your changes to the meter.
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Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
If the display screen you are deleting is part of the automatic scrolling cycle, you
should reconfigure the links from the Scroll module’s Trigger outputs to the
remaining Display modules so that the following considerations hold true:

The first Display module in the scrolling cycle is linked to the Trigger 1 output of
the Scroll module.

The last Display module in the scrolling cycle (module n) is linked to the
Trigger n output of the Scroll module. For example, if your scrolling cycle
consists of 5 screens, then Trigger 5 should be linked to the fifth module in the
cycle.

The Wraparound setup register of the Scroll module designates the last trigger
output (Trigger n). Expanding on the previous example, since Trigger 5 is the last
trigger, the Scroll module’s Wraparound setup register would have a value of 5.
Adding a new display screen
You can create a new front panel display without dismantling any of the existing
displays.
Adding a new display screen in Designer
1. Open your meter in Designer and navigate to Advanced Setup >
Frameworks > Display Framework.
2. Drag out a new Display module and right-click on the center of the module icon
to access its setup registers.
3. Define the module’s characteristics (display format) by adjusting its setup
registers.
4. Link any required data to the Source inputs of the Display module.
5. Select Send & Save to save your changes to the meter.
If you want your new screen to appear in the automatic scrolling cycle, then you
must link the Show input of the Display module to a Trigger output of a Scroll
module. See “Removing a display screen” on page 51 for considerations on relinking Scroll module Trigger outputs.
Changing displayed parameters in an existing screen
Use Designer software to change displayed parameters in existing screens on your
meter.
To change parameters, link the output register containing the numeric data you
want to display to the Source inputs of the Display module. If there is not a free
Source input, you will have to first delete (i.e., unlink) an existing link to a Source
input.
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Chapter 3 - Front Panel
Creating custom trend bar graphs
Bar Graph displays are configured differently than other numeric parameter
displays. Each bar in the display is associated with three specific Source inputs as
follows:
Bar Graph
First (top)
Second
Third
Fourth (bottom)
Input
Function
Attributes
Source 1
Real-Time value for Bar Graph #1
Bar graph #1 will not appear if you do not link this input
Source 2
Minimum value for Bar Graph #1
Link to the output of a Minimum module
Source 3
Maximum for Bar Graph #1
Link to the output of a Maximum module
Source 4
Real-Time value for Bar Graph #2
Bar graph #2 will not appear if this input is not linked
Source 5
Minimum for Bar Graph #2
Link to the output of a Minimum module
Source 6
Maximum for Bar Graph #2
Link to the output of a Maximum module
Source 7
Real-Time value for Bar Graph #3
Bar graph #3 will not appear if this input is not linked
Source 8
Minimum for Bar Graph #3
Link to the output of a Minimum module
Source 9
Maximum for Bar Graph #3
Link to the output of a Maximum module
Source 10
Real-Time value for Bar Graph #4
Bar graph #4 will not appear if this input is not linked
Source 11
Minimum for Bar Graph #4
Link to the output of a Minimum module
Source 12
Maximum for Bar Graph #4
Link to the output of a Maximum module
Typically, the minimum and maximum values for each bar graph come from links
to the outputs of Minimum and Maximum ION modules that are themselves linked
to the real-time parameter shown in the bar graph.
NOTE
This feature works only if the meter’s Volts Mode is NOT set to Demo. When the meter is in Demo mode,
a default trending log showing Vll ab, Ia, PF and KW is displayed rather than the actual log that has
been linked to the Display module.
The diagram below shows an example of the links necessary for one bar graph (in
the top position).
A bar graph reports a “Mn/Mx Display Error” in the following cases:
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
Minimum input not linked

Maximum input not linked

Max input < Min input

Min input > Max input
Page 53
Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
A bar graph reports a “Mn/Mx
Display Error” in the following cases:
Display Module
“Power Bar”
 Minimum input not linked
Source 1
 Maximum input not linked
 Max input < Min input
Source 2
 Min input > Max input
Source 3
Minimum Module
“kW tot mn”
kW tot mn
Source
Maximum Module
“kW tot mx”
Power Meter Module
kW tot
kW tot mx
Source
Trend Displays
Your meter’s Trend Display screen simultaneously graphs the historical data of up
to four different parameters. A Trend Display log screen displays the data logs for
any graphed parameter.
The front panel displays three preconfigured trending screens: V-Trend (voltage),
I-Trend (current), and P-Trend (power).
NOTE
It is possible to change the Trending parameters with Designer software. Contact Technical Support for
information.
Trend display screen
Displays only if values are
out of Min/Max range
Log data spanned
Current date and time
Parameter that
the cursor is on
Horizontal cursor line
Current cursor value
Trend values
Click to
access the
Trending Log
screen
To move the cursor left, click
either the < or << button.
To move the cursor right, click
either the > or >> button.
Vertical cursor line
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 3 - Front Panel
Selecting and navigating the Trend Display screen

Press the appropriate softkey to view the Trend Display screen from the front
panel.

Once the trend is selected, the softkeys and Up/Down arrow keys only navigate
within the Trend Display graph and log screens.
A moveable cursor, composed from the intersection of a vertical line and a
horizontal line, displays the value and timestamp of any plotted data within a
parameter. The cursor only displays the values of one parameter at one time.
Move the cursor from one parameter to another with the Up and Down
navigation keys.

Use the ESC key to exit the Trend Display.
NOTE
The default Trending parameters displayed are kW sd d-r, Vll, and Iavg. The minimum and maximum
values of the graph automatically scale based on the CT primary and PT primary values.
Statistical values for the data (such as Minimum, Maximum, and Average) also
display at the cursor location. The Minimum and Maximum values display with
timestamps. Statistical values are calculated for all the historical data available in
the associate data log, including the data that does not fit into the current screen
view.
It is possible to display up to 3360 logs for each parameter; this is 35 days worth of
15 minute data. The graph is updated when a new set of values is recorded. The
highest supported update speed is once per second.
By default, the data is logged for Trend Display every 15 minutes. Change this
logging interval by configuring the Periodic Timer module’s setup register with
Designer software.
Changing the logging interval for Trend Display data
1. Open your meter in Designer.
2. Navigate to Advanced Setup > Display Framework > Trending Display
Support.
3. Right-click the Dsp Trnd Log Trg module to access the setup registers.
4. Double-click on the PT7 Period and change the value.
5. Select Send & Save. The Trend Display screen now logs and plots data at the
interval you specified.
NOTE
Currently, the Trending Display screen only accepts synchronous data triggered by a periodic timer. If
a setpoint module asynchronously triggers a data recorder which is set for the trending purposes, then
it is possible that the records drawn in the screen will be unevenly distributed over time.
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Page 55
Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
Trending data log screen
Vertical cursor
Click to access the
Trending Graph
You can access a data log screen for any value on the graph. Simply press the
softkey corresponding to the Log button to view the graphed value in a data log
format. The log screen also lists the twelve parameter values that surround the
current cursor position, each with a corresponding timestamp.
Screen Messages
Messages that can appear on the Trending Display screen are explained in the
following table.
Screen Message
Page 56
Description
Start of Logged Data
This displays when you have navigated to the extreme left of the
Trending Display Graph where the plotted data starts.
End of Logged Data
This displays when you have navigated to the extreme right of the
Trending Display Graph where the plotted data ends.
Out of Range
This displays when a logged data value is not within the minimum or
maximum range. You can view the “out of range” values on the Data Log
screen.
Setup Error
This never displays if you use the default Trending Display screens. This
message will display if the default Trending Display framework has been
modified so that a minimum value is larger than a maximum value. It also
displays when a Display module configured for Trending has not been
linked to a Data Recorder module, so there are no values to plot.
Invalid Log
This displays whenever an invalid log value is recorded. In addition,
trend graphs cannot be viewed.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 3 - Front Panel
Adding New Trend Display Modules
Users who are familiar with the ION architecture, Designer software, and Vista
software can link additional Display modules for trending. Here are some
guidelines:

You can configure any Display module as Trend Display by setting the Screen
Type setup register to Data Log Trend - Log Source 1 to 4.

The maximum number of Trend Display modules permitted is 10.

Any Data Recorder module output log can be connected to a Trend Display
module.



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The Data Recorder module output log must be connected to the first input of
the associated Trend Display module.
Even though a Data Recorder module has up to sixteen Source inputs, only
the first four Source inputs can be viewed in Trend Display.
With External Numeric modules, min/max can be set in Vista.

The External Numeric module that sets up the minimum value for the
displayed data must be connected to the second input of the associated
Trend Display module.

The External Numeric module that sets up the maximum value for the
displayed data must be connected to the third input of the associated Trend
Display module.
Page 57
Chapter 3 - Front Panel
ION7550 / ION7650 User Guide
Displaying Data from Other Meters
Data can be read at a workstation using ION Enterprise software, but there may be
situations which require the data to be read at the source. With just one
ION7550/ION7650 meter, you can view the data collected by numerous TRANs
and other devices over a serial network. This is done using the Modicon Modbus™
protocol. The ION7550/ION7650 meter with the front panel display acts as the
Modbus Master, while the other meters are the Modbus Slaves. The display meter
has its protocol set to MODBUS MASTER, and each TRAN meter is configured to use
the MODBUS protocol.
NOTE
A TRAN (transducer) meter is a basic meter model without a front panel display; a TRAN can be used
with a remote display.
See the Modbus and ION Technology technical note for more information on how
to configure your meter as a Modbus Master.
Customized display framework
ION7550 TRAN
ION6200
ION7300 TRAN
ION7550
w/ front panel display
Display Module
Modbus Import
Module 1
(ION7550 TRAN)
Display
Options
Module
Scroll Module
Up
Down
Freeze
Enable
Page 58
Modbus Import
Module 2
Trigger 1
Trigger 2
Trigger 3
(ION6200)
Modbus Import
Module 3
Trigger 4
(ION7300 TRAN)
Value 1
Value n
Value 1
Source 1
Source n
Show
Display Module
Source 1
Source 2
Show
Value 2
Value n
Value 1
Display Module
Source n
Show
Display Module
Value n
Source 1
Source n
Show
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 3 - Front Panel
The ION7550 meter with front panel display is the Modbus Master, showing data
from the other meters (the Modbus Slaves) on the serial connection.
If this were the complete display framework, then there would be a total of four
screens showing data on the ION7550 with front panel display: one screen from
each TRAN (the ION7550 and the ION7300) and two screens from the ION6200.
Notice how the ION6200 has had its data displayed on different screens.
Configuring your custom display framework
To aggregate data from multiple devices on a network and display it on an
ION7550/ION7650 meter, follow the steps below. The framework changes are
made to the meter displaying the data.
1. Connect to your meter in Designer, ensuring that Options > Show Toolbox is
checked.
If you want a blank work space, where you can keep your master configuration,
simply drag out a new grouping object from the toolbox, name it appropriately
and double-click on your new grouping object.
2. Drag out a Modbus Import module and right-click on the Modbus Import module
to access the setup registers.
3. Use the ReadNow input of the Modbus Import module if you want to setup a
trigger source that activates a read (i.e. a pulse). If you do not link ReadNow the
module polls Modbus devices continuously.
4. Right-click the Modbus Import module to configure setup register settings.
Configure the following setup registers as needed: Slave Address, Register
Address, Number of Registers, Format and Scaling. The supported Slave
Address range (Unit ID on ION meters) for a Modbus device is from 1 to 247.
5. Repeat steps 2 - 4 for every meter or TRAN in the serial network whose data you
want to display on the meter with the front panel.
The meter with the front panel requires a separate Modbus Import module for
each meter whose data it displays, because all meters in the network have
unique Unit IDs. This is how the Modbus Master distinguishes which meter
(Slave Address) is providing what data (Register Address).
6. Link each Modbus Import module’s output registers to the appropriate Display
module’s Source inputs.
7. Define each Display module’s characteristics (display format) by adjusting its
setup registers. Do the same to the Display Options module if so desired.
8. See “Removing a display screen” on page 51 for considerations on re-linking
Scroll module Trigger outputs.
This step is important if you want to have your new screens appear in an
automatic scrolling cycle, or if your custom framework has fewer display screens
than the factory configuration, and you need to adjust the Scroll module’s
settings.
9. Select Send & Save to save your changes.
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Page 59
Chapter 3 - Front Panel
Page 60
ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 4
Basic Setup
This chapter explains how to perform basic power meter setup and configure
localization settings such as language and convention (IEEE/IEC). Usually, you
only need to perform this setup when the meter is commissioned.
In this chapter
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
Basic Power Meter Setup ............................................................................ 62
Configuring Basic Setup ..................................................................................... 62
Power Meter Module Settings............................................................................. 64

Localization Settings ................................................................................... 65
Configuring Language ........................................................................................ 66
Configuring IEEE/IEC Convention Settings ........................................................ 67
Page 61
Chapter 4 - Basic Setup
ION7550 / ION7650 User Guide
Basic Power Meter Setup
Basic configuration of the meter is provided by the Power Meter module. The
Power Meter module is the main connection between the power system
measurements and all other ION modules in the device. This module reports the
values for all voltage, current and power measurements. The Power Meter
module’s setup registers describe details of the power system being monitored.
Many of the Power Meter module’s setup registers are configured when the meter
is initially put into service, although the device cannot operate properly until the
Volts Mode and PT and CT ratios are set. Some registers may need to be changed
to refine the device’s operation. Refer to the ION Reference for more details on the
Power Meter module.
Configuring Basic Setup
Use the front panel or software to perform basic meter setup.
Using the front panel
The Basic Setup menu item provides access to the following power system settings:
BASIC SETUP
Menu
Page 62
Setting
Description
Range (Values)
Default
VOLTS MODE
The power system’s configuration – WYE, DELTA, etc.
4W-WYE, DELTA, 3W-WYE,
SINGLE, DEMO
4W-WYE
PT PRIMARY
The Potential Transformer’s primary winding voltage rating
1 to 999,999.99
120.00
PT SECONDARY The Potential Transformer’s secondary winding voltage rating
1 to 999,999.99
120.00
CT PRIMARY
1 to 999,999.99
5.00
CT SECONDARY The Current Transformer’s secondary winding current rating
1 to 999,999.99
5.00
V4 PRIMARY
The Potential Transformer’s primary winding voltage rating on V4
1 to 999,999.99
120.00
The Potential Transformer’s secondary winding voltage rating on
V4 SECONDARY
V4
1 to 999,999.99
120.00
I4 PRIMARY
The Current Transformer’s primary winding current rating on I4
1 to 999,999.99
5.00
I4 SECONDARY
The Current Transformer’s secondary winding current rating on I4
1 to 999,999.99
5.00
I5 PRIMARY
The Current Transformer’s primary winding current rating on I5
1 to 999,999.99
5.00
I5 SECONDARY
The Current Transformer’s secondary winding current rating on I5
1 to 999,999.99
5.00
V NOMINAL
The V1, V2 and V3 nominal voltage used for harmonics
calculations
1.000 to 999,999.000
120.00
V4 NOMINAL
The V4 nominal voltage used for harmonics calculations
1.000 to 999,999.000
120.00
Va POLARITY
The polarity of the Potential Transformer on Va
Normal or Inverted
Normal
Vb POLARITY
The polarity of the Potential Transformer on Vb
Normal or Inverted
Normal
Vc POLARITY
The polarity of the Potential Transformer on Vc
Normal or Inverted
Normal
V4 POLARITY
The polarity of the Potential Transformer on V4
Normal or Inverted
Normal
Ia POLARITY
The polarity of the Current Transformer on Ia
Normal or Inverted
Normal
Ib POLARITY
The polarity of the Current Transformer on Ib
Normal or Inverted
Normal
Ic POLARITY
The polarity of the Current Transformer on Ic
Normal or Inverted
Normal
I4 POLARITY
The polarity of the Current Transformer on I4
Normal or Inverted
Normal
I5 POLARITY
The polarity of the Current Transformer on I5
Normal or Inverted
Normal
CURRENT
PROBE TYPE
The type of current probes being used with the meter
Factory Default, User Defined 1, or
User Defined 2
Factory
Default
The Current Transformer’s primary winding current rating
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 4 - Basic Setup
Using ION Setup
The Basic Setup Assistant helps you configure the Power Meter module.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Basic Setup and click on the PT/CT Ratios
tab.
3. Configure each register as required by selecting the parameter and clicking Edit.
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to the Basic Configuration Framework.
Right-click on the Power Meter module to edit.
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Page 63
Chapter 4 - Basic Setup
ION7550 / ION7650 User Guide
Power Meter Module Settings
The Power Meter module contains the following setup registers:
Setup Register
Function
Default
Volts Mode1
The power system’s configuration – WYE, DELTA, Single, etc
4W-WYE
PT Prim1
The Potential Transformer’s primary winding rating for V1, V2 and V3
120
PT Sec1
The Potential Transformer’s secondary winding rating for V1, V2 and V3
120
CT Prim1
The Current Transformer’s primary winding rating for I1, I2 and I3
5
CT Sec1
The Current Transformer’s secondary winding rating for I1, I2 and I3
5
V4 Prim1
The Potential Transformer’s primary winding rating for V4
120
V4 Sec1
The Potential Transformer’s secondary winding rating for V4
120
I4 CT Prim1
The Current Transformer’s primary winding rating for I4
5
I4 CT Sec1
The Current Transformer’s secondary winding rating for I4
5
I5 CT Prim1
The Current Transformer’s primary winding rating for I5
5
I5 CT Sec1
The Current Transformer’s secondary winding rating for I5
5
Vn Polarity
The polarity of the Potential Transformer on Vn
Normal
In Polarity
The polarity of the Current Transformer on In
Normal
Phase Order
The expected rotation of the voltage phases (ABC or ACB)
ABC
Phase Lbls
The phase label format assigned to the outputs (ABC, RST, XYZ, RYB, RWB or 123)
ABC
kVA tot Method
The method used to calculate kVA total (Vector Sum or Scalar Sum)
Vector Sum
PF Sign
Convention
Determines which sign convention, IEEE or IEC, is used for the Power Meter
module’s PF sign output registers, and therefore how those values appear on the
front panel and in software. For more information on PF sign convention, see “Power
factor interpretation” on page 66.
IEEE
Nominal Frequency
The nominal frequency of the power system the meter is used in (50Hz or 60Hz)
60Hz
1
These registers are typically set when the device is commissioned. Changing the values of these
registers while the device is in service is not recommended.
Additional information for current probes
The Current Probe phase calibration registers are setup registers in the Factory
module that can be configured in a Telnet or HyperTerminal session. Up to three
separate groups of registers (Factory Default, User Defined 1, and User Defined 2)
can be set up for three different Current Probes. In the Basic Setup menu, the
Probe Type register is used to activate one of those register groups. Only the
selected group is used in the meter’s calculations.
For more information on configuring your meter’s non-intrusive current probes, see
the Current Probe Input Option product option document for the
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 4 - Basic Setup
Localization Settings
The localization settings on the meter affect how information is displayed on the
front panel as well as how some values are calculated. Options include language,
number format and IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) or IEC
(International Electrotechnical Commission) convention settings. The setup
registers involved are listed in the table below. The default setting, without any
configuration, is given in the Default column (generally, the default settings follow
IEEE standards). The settings used if you use ION Setup to configure the
convention are given in “Configuring IEEE/IEC Convention Settings” on page 67.
Setup Register (Module)
Language (Display Options)
Time Format (Display Options)
Function
Sets the language in which parameters are displayed on the front panel:
English, Spanish, French, Russian.
Sets the time format used on the front panel (H=hour, M=minute,
S=second):
 24 H (displays time using a 24 hour clock: HH:MM:SS)
Default
English
24 H
 12 H (displays time using a 12 hour clock: HH:MM:SS AM/PM)
Sets the date format used on the front panel (M=month, D=day, Y=year):
Date Format (Display Options)
 MM/DD/YYYY
 DD/MM/YYYY
MM/DD/YYYY
 YYYY/MM/DD
Sets how groups of digits are displayed on the front panel:
Digit Grouping (Display Options)
 1000.0
 1,000.0
1000.0
 1 000,0
PF Sign Convention (Power
Meter)
Determines which sign convention, IEEE or IEC, is used for certain
power factor related output registers of the Power Meter module, and
therefore how it is displayed on the front panel when the PF Symbols
register in the Display Options module is set to “+/–”. For more
information on PF sign convention, see “Power factor interpretation” on
page 66.
IEEE
PF Front Panel Symbol (Display
Options)
Specifies the set of symbols used for power factor data on the front
panel (LD/LG, +/–, CAP/IND).
LD/LG
Measurement Symbols (Display
Options)
Sets the measurement symbols used on the front panel to IEEE (Vll, Vln,
kW, kVAR, kVA) or IEC (U, V, P, Q, S).
IEEE
Phase Labels (Power Meter)
Sets the phase labels used by the meter (ABC, RST, XYZ, RYB, RWB,
123).
ABC
Harmonics Display Mode
(Harmonics Analyzer)
Display Mode (Harmonics
Measurement)
Engineering Units1
Specifies how the individual harmonic distortion output values are
calculated.
THD Display Mode (Harmonics
Analyzer)
Magnitude Outputs
Displayed as Engineering
Units1
Percent Fundamental1
Specifies how the total harmonic distortion output values are calculated.
THD Display Mode (Harmonics
Measurement)
Percentages1
1
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If any of the harmonics Display Mode registers are set to Percent Nominal, you may need to change
the value of the Vnominal, V4nominal, Inominal, I4nominal and I5nominal registers in the Factory
module. For more information, see “Setting the nominals for harmonics calculations” on page 69.
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Chapter 4 - Basic Setup
ION7550 / ION7650 User Guide
Power factor interpretation
Values for power factor are interpreted according to the conventions shown in the
diagram below.
Quadrant 2
PF Leading
Power Factor sign convention:
IEEE = +
IEC = –
Quadrant 1
PF Lagging
Power Factor sign convention:
IEEE = –
IEC = +
Quadrant 3
PF Lagging
Power Factor sign convention:
IEEE = –
IEC = –
Quadrant 4
PF Leading
Power Factor sign convention:
IEEE = +
IEC = +
NOTE
In the IEEE sign convention, the power factor sign is positive when the power factor is Leading, and
negative when the power factor is Lagging.
In the IEC sign convention, the power factor sign is positive when active power is positive, and
negative when active power is negative.
Configuring Language
Use the front panel or software to set this display option.
Using the front panel
TIP
To quickly access the language setup display, press the right navigation button and the PROG button at
the same time and hold for a few seconds. Release both buttons and the language setup screen is
displayed.
Page 66
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Chapter 4 - Basic Setup
You can access the language selection screen through the Display Setup menu on
the front panel. For more information on programming via the front panel, see the
Front Panel chapter.
DISPLAY
SETUP
Menu
Setting
LANGUAGE
Description
Sets the language used for front panel displays
Range (Values)
Default
ENGLISH, SPANISH, FRENCH, RUSSIAN ENGLISH
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter in Basic mode.
2. Select the Basic Setup screen and click the Localization tab.
3. Select Language and click Edit.
4. Select the language you want to display on the front panel and click OK.
Using ION Enterprise
Open your meter in Designer and navigate to the Display Options module folder.
Right-click on the module to edit.
Configuring IEEE/IEC Convention Settings
The convention settings on the meter enable you to set certain parameters to IEEE
or IEC standards. You can configure the IEC/IEEE settings via the front panel and
ION software.
Using the front panel
The IEEE/IEC and DATE/TIME submenus in the Format Setup menu allow you to
change the following settings from the front panel:
DATE/TIME
IEEE/IEC
Menu
Setting
Description
Range (Values)
Default
MEASUREMENT
SYMBOLS
Sets the measurement symbols used on the front panel
IEEE (Vll, Vln, kW, kVAR,
kVA) or IEC (U, V, P, Q, S)
IEEE
PHASE LABELS
Sets the phase labels used by the meter
ABC, RST, XYZ, RYB, RWB,
123
ABC
PF SIGN
CONVENTION
Determines which sign convention, IEEE or IEC, is used for
certain power factor related output registers of the Power Meter
module, and therefore how it is displayed on the front panel
when the PF Symbol register is set to “+/–”
IEEE or IEC
IEEE
PF SYMBOL
Sets the symbols used for power factor data on the front panel
LD/LG, +/–, CAP/IND
LD/LG
DATE FORMAT
Sets the date format used on the front panel
MM/DD/YYYY, DD/MM/YYYY, MM/DD/
YYYY
or YYYY/MM/DD1
TIME FORMAT
Sets the time format used on the front panel
24 H or 12 H
1
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24h
M=month, D=day, Y=year
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Chapter 4 - Basic Setup
ION7550 / ION7650 User Guide
Using ION Setup
NOTE
To view Power Factor information correctly in ION Setup, you also need to set the convention in the
software. Select Tools > Options and select the Conventions tab. Set the PF Convention to IEEE or
IEC, as required.
1. Open ION Setup and connect to your meter in Basic Mode.
2. Navigate to the Basic Setup screen and select the Localization tab.
3. The localization settings are displayed. You can click on the IEEE/IEC button to
access the Metering Convention Setup wizard, where you can toggle between
IEEE or IEC settings, or create custom localization settings. You can modify
individual values by highlighting them and clicking Edit.
4. If you clicked IEEE/IEC, the Metering Convention Setup wizard is displayed.
Select IEEE or IEC and click Finish or select Custom and click Next.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 4 - Basic Setup
If you select IEEE or IEC, the default settings are as follows:
Setup Register
IEEE
IEC
Time Format
12H
24H
Date Format
MM/DD/YYYY
DD/MM/YYYY
PF Sign Convention
IEEE
IEC
PF Front Panel Symbol
LD/LG
IND/CAP
Measurement Symbols
IEEE
IEC
Phase Labels
ABC
123
Harmonics Display Mode
% Fundamental
% RMS
THD Display Mode
% Fundamental
% RMS
Custom convention settings configuration
If you selected Custom in step 4, continue with the steps below.
5. Select the date and time format you want to use on your meter’s front panel and
click Next.
6. Select the PF sign convention and the PF Front Panel Symbol you want to use
and click Next.
7. Select the Measurement Symbols and the Phase Labels you want to use and
click Next.
8. Select the harmonic calculation methods you want to use and click Next.
9. Select the THD calculation method you want to use and click Next.
Click Finish when you are done.
Setting the nominals for harmonics calculations
When the harmonics calculation method is set to Percent Nominal, you may need
to adjust the value of the following registers in the factory module:

Vnominal

V4nominal

Inominal

I4nominal

I5nominal
The default value of these registers is the same as the value of the corresponding
PT or CT Primary.
To change the value of the V or V4 nominal:
1. Open ION Setup and connect to your meter in Basic mode.
2. Navigate to the Basic Setup screen and select Voltage Nominal (Vnominal) or
V4 Nominal (V4nominal) and click Edit.
3. Type the new nominal and click OK.
To change the value of the I, I4 or I5 nominal:
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Chapter 4 - Basic Setup
ION7550 / ION7650 User Guide
1. Open ION Setup and connect to your meter in Advanced mode.
2. Navigate to the Factory folder and double-click on the module in the right-hand
pane.
3. Select the Setup Registers tab, then select the register you want to change and
click Edit.
4. Type the new nominal and click OK.
5. When you are finished, click Send to save your changes.
Using ION Enterprise
Open your meter in Designer and navigate to the module you want to change.
Right-click on the module to edit.
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Chapter 5
Security
ION7550/ION7650 meters offer Standard meter security (which is enabled from
the factory) and Advanced security. This chapter explains Standard and Advanced
meter security and how to change security settings using the front panel and ION
software. It also details some security features available for revenue meters.
In this chapter
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
Meter Security Features .............................................................................. 72
Standard Meter Security ..................................................................................... 72
Advanced Meter Security.................................................................................... 73

Configuring Meter Security......................................................................... 74
Configuring Standard Security using the Front Panel ......................................... 74
Configuring Standard Security using ION Enterprise ......................................... 75
Configuring Advanced Security using ION Enterprise ........................................ 76
Configuring Standard Security using ION Setup ................................................ 77
Configuring Advanced Security using ION Setup ............................................... 78

Device Security Access for ION Services .................................................. 80

Additional Revenue Metering Security ...................................................... 81
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Chapter 5 - Security
ION7550 / ION7650 User Guide
Meter Security Features
Your meter includes the following security features:
Standard meter security
Any time you make configuration changes to your meter you must enter a
password.
Advanced meter security
Advanced meter security allows you to configure up to 16 users, each with unique
access rights to the meter.
Revenue sealing
Your revenue meter can be protected by anti-tamper sealing. See “Additional
Revenue Metering Security” on page 81.
Software security
ION software security brings access-level security to the meter. With ION software,
you can configure multiple users with different passwords and specify access
rights. ION software security only applies to users who are accessing the meter via
ION software.
For more information on meter security, see the ION System Security technical
note.
Standard Meter Security
Standard meter security lets you configure the meter through the front panel or with
communications software using a meter password.
Standard meter security is enabled by default on all ION7550/ION7650 meters; all
configuration functions in the front panel are password-protected.
NOTE
The default (factory-set) meter password is 0 (zero) for the default meter user name admin.
If you make configuration changes to the meter via the front panel, the meter
prompts you for its password before accepting any configuration changes.
Similarly, if you make any configuration changes, via ION software or an internet
browser, you are prompted by the meter for its password (and sometimes the user
name). To access ION software there is an additional password. Once you enter
the correct meter password and confirm the new configuration, the change is set
on the meter.
Note that the front panel prompts you for the meter password before you make your
first configuration change. You do not need to re-enter the password for each
subsequent change. However, if you perform no additional configuration changes
for five minutes, you will need to re-enter the Setup menu and provide the valid
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Chapter 5 - Security
meter password to resume making changes. This is because the meter returns
from setup mode to data display mode after five minutes of inactivity.
Advanced Meter Security
Advanced meter security allows you to configure up to 16 users, each with unique
access rights to the meter. Access rights consist of the following levels where you
can:

Time sync: set the time on the meter.

Read: view any parameter except the security configuration.

Peak demand reset: perform a reset of peak demand values (for example,
sliding window demand for kW, kVAR, kVA etc.).

Full meter configuration: configure any programmable register on the meter
except for registers related to the security setup, registers that result in a
demand reset, or actions that place the meter in test mode.

Test mode: put the meter into test mode.

Advanced security configuration: configure Advanced security for the meter,
full meter configuration must also be set to YES.
When configuring users, in most cases you must set Read access to YES.
However, you can set up a user without read access; for example, you can create
a user who can only timesync the meter. In some cases (such as Advanced
security configuration access) you must set multiple access options to YES. When
you are configuring Advanced security, the software rejects unacceptable or
unsafe user configurations.
NOTE
Use only ION Enterprise or ION Setup to configure Advanced security. ION Setup has a Setup Assistant
that guides you through Advanced security setup.
Entering an advanced security user name and password in ION software
When you use ION software to attempt to view data or make a change to a meter
that has advanced security enabled, you are prompted for a user name and
password.
1. Enter the valid Advanced security user name when prompted.
NOTE
User names are fixed as USER01 through to USER16.
2. Enter the appropriate password and click OK.
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Chapter 5 - Security
ION7550 / ION7650 User Guide
Configuring Meter Security
Configure your meter’s Standard security settings through the front panel or with
ION software.
Advanced security can only be configured via ION software.
Configuring Standard Security using the Front Panel
Use your meter’s Security menu to:

modify the existing meter password

enable/disable the password security check

enable/disable web browser configuration of the meter

enable/disable the meter’s web server
If you have not yet entered your password, the meter front panel requires that you
enter it before you can view the Security Setup menu.
NOTE
The password enables users to change the configuration of the meter. It is recommended that you
change your password from the default when you put the meter into service.
If you enter an incorrect password, the front panel displays an “invalid password”
message and you must try again.
Password
Use this setting to change the current password to any number up to eight digits.
As with all configuration changes, you are required to confirm the change. The
password can be changed to any number up to eight digits.
NOTE
The default (factory-set) meter front panel password is 0 (zero).
Changing the meter password using the front panel
1. Scroll down the Setup menu and select the Security Setup menu.
2. Press the PROG button to enter the Security Setup menu.
3. Press the MODIFY softkey. The menu selection Password becomes highlighted
as well as the last zero.
4. Enter your new numeric password.
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
To change the value of the highlighted digit use the Up/Down arrow buttons.

To change the position of the cursor one space to the left or right, use the
Left/Right arrow buttons.
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Chapter 5 - Security
5. Press PROG to accept the new password.
Enabled
Use this setting to enable and disable password security on the meter. Disabling
the password allows changes to all the meter’s settings through the front panel
without a security check.
Disabling (and enabling) password security using the front panel
Though it is not recommended, you can disable the meter password.
1. Scroll down the Setup menu and select the Security Setup menu.
2. Press the PROG button to enter the Security Setup menu.
3. Enter the current password and press PROG if you are presented with the Enter
Password screen.
4. Press the softkey titled ENABLE, and select Yes to enable password security (if it
has been disabled) or No to disable it.
5. Press PROG to make your selection. The Confirm screen appears.
6. Press PROG to confirm the change.
NOTE
Non-secure access to critical settings in the meter, such as PT and CT ratios, is not advisable. It is
highly recommended that any meter in the field have the password security check enabled.
When you disable and then enable password security, the password is reset to the
factory default of 0 (zero). You should enter a custom password at this point.
Disabling the Password Security Check is required to write to the meter via the
Modbus RTU protocol. See the Third Party Protocols chapter for details about
configuring your meter for third-party systems.
Web config
Use this setting to enable/disable web browser configuration of the meter. The
default is Disabled.
Web active
Use this setting to activate the internal webserver (WebMeter) functionality of the
meter. The default is Yes.
Configuring Standard Security using ION Enterprise
1. Launch Designer software with Supervisor access.
2. Select Options > Show Toolbox if the toolbox is not displayed.
3. Select Options > Change Standard Meter Security.
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Chapter 5 - Security
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4. Enter the meter password when prompted. You must enter the existing meter
password before you can change security settings (the default is 0 [zero]).
5. Type a new numeric password and confirm it by re-typing the password in the
appropriate fields. If you are sure you want to disable Standard security, check
the Disable Standard Meter Security check box.
NOTE
Do not disable security unless it is absolutely necessary. Disabling Standard security leaves your meter
configuration open to tampering (intentional or unintentional) through communications and the front
panel.
Configuring Advanced Security using ION Enterprise
1. Connect to your meter in Designer with Supervisor access.
2. If the toolbox is not displayed, select Options > Show Toolbox.
3. If you do not want to allow front panel programming using the Standard security
meter password, double-click on the Display Options module in Advanced
Setup > Core Modules and change the Front Panel Programming register to
disallow.
NOTE
If you allow front panel programming when you set up Advanced security, the meter password (used in
Standard security) is still active through the front panel. You may need to allow front panel programming
if someone installs the meter in the field and needs to make setup modifications. Once the meter is
installed, you can disallow front panel programming so that Advanced security user names and
passwords must be used to view or change meter information.
4. Double-click on the Meter Security Setup folder.
For each user you want to configure, drag out a Security User module from the
Toolbox and modify the appropriate access level setup registers.
5. Click the Change Password button at the bottom left of the module setup
screen to configure a password. The default password is 0 (zero).
Click OK when you have configured the users.
6. Right-click on the Security Options module.
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Chapter 5 - Security
7. Double-click on any setup register and use the drop-down menu to change the
register setting or label.
Set the Enable Advanced Security register to Enabled. Refer to the Security
Options module description in the ION Reference for more details.
8. Select File > Send & Save. Advanced security is now enabled on the meter.
Configuring Standard Security using ION Setup
1. Launch ION Setup with Supervisor authority.
2. Connect to your meter, using Basic Mode.
3. In the Setup Assistant, navigate to Security.
4. Select Security Mode from the Security tab and click Edit.
.
5. In the Open File dialog, select the Standard.scf file and click Open to edit.
6. On the configuration screen, select the check boxes of the security options you
want enabled. Some options may be greyed out (not changeable) due to existing
security settings.
To change the password, enter a new meter password and then confirm it by
entering it again.
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Chapter 5 - Security
ION7550 / ION7650 User Guide
7. Click Finish when you are done.
8. When prompted, you can choose to save your security settings in a file.

Click Yes, enter a new name for your security file and click Save. If you want
to overwrite your default standard security file, select Standard.scf and click
Save.

Click No if you do not want to save the changes.
Configuring Advanced Security using ION Setup
See the ION Setup online help for more details.
1. Launch ION Setup with Supervisor access.
2. Connect to the meter you want to configure with Advanced security.
3. Once connected, double-click the Setup Assistant and select the Security
heading.
4. Select Security Mode from the Security tab and click Edit.
5. In the Open File dialog, select the Advanced.scf file and click Open. The
Advanced Security wizard leads you through the configuration procedure.
6. On the first configuration screen, select the check boxes of the security options
you want enabled. Some options may be greyed out (not changeable) due to
existing security settings. Click Next.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 5 - Security
7. On the second configuration screen, select the check boxes of the users you
want to configure (1 through 16). Click Password to set a password for each
user. Click OK then click Finish.
8. When prompted, you can save your security settings in a file.

Click Yes, enter a new name for your security file and click Save. If you want
to overwrite your default advanced security file, select Advanced.scf and
click Save.

Click No if you do not want to save the changes.
9. Click Send to send the changes to the meter.
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Chapter 5 - Security
ION7550 / ION7650 User Guide
Device Security Access for ION Services
Many ION services need constant access to your meter. These services include
the ION Log Inserter Service, the ION Virtual Processor Service and ION Site
Service that perform the following type of functions:
Service
Function
ION Log Inserter Service
Reads the ION meter Data Recorder or Waveform Recorder
modules and can automatically rearm recorders that are
configured as Stop-When-Full
ION Virtual Processor Service
Can be configured to read from a meter or perform control action
using Distributed Control.
ION Site Service
Broadcasts time signals to the meter.
NOTE
You may want to configure a separate user for accessing services. If you observe trouble with ION
software accessing the meter, it is likely that these services either do not have access rights or the
original user name and password have changed.
Allowing ION Services access to security enabled
meters
1. Launch the Management Console and click Devices on the Management
Console's System Setup Pane.
2. Highlight your meter, right-click and select Security.
3. Select Standard Security from the drop down menu. Check the check box if you
want to allow this user to send time synchronization signals to the meter. Click
OK.
4. Enter the valid meter password for Standard Security, re-type the password to
confirm, and click OK.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 5 - Security
Additional Revenue Metering Security
To meet government regulations and utility security requirements, the revenue
meter incorporates additional security systems:

a hardware-locked security system that prevents modification of revenue
quantities after the meter is sealed.

a traditional anti-tamper mechanical seal on the meter base unit.
For more information on ION7550/ION7650 revenue meters see the ION7550/
ION7650 Revenue Meter product option document.
Revenue lock security option
ION7550/ION7650 meters offer a revenue-locked security feature. To make
configuration changes on a revenue-locked meter, you must first place the meter
in test mode. Refer to the “Test Mode” chapter for more details.
Revenue lock and protected values
The revenue-related settings on meters with this option are factory configured and
cannot be changed, even in test mode.
Typical values that are protected include:

kWh, kVARh, kVAh delivered, received, del-rec, del+rec.

kW, kVAR, kVA Sliding Window demand min and max values.

Digital Outputs controlling the energy pulsing applications.

All Power system settings, including PT and CT ratios.
In certain countries revenue certification is void if the hardware lock is broken.
The revenue lock option combined with Standard Security offers up the highest
level of security.
Locked module listings
For a complete list of locked modules specific to your meter and firmware, refer to
the ION Device Template Reference or contact technical support.
Anti-tamper seals
ION7550/ION7650 revenue meters incorporate sealing tabs through which
traditional lead/wire seals are inserted. These seals effectively prevent unauthorized
personnel from gaining access to meter internals, and are provided with the meter.
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Chapter 5 - Security
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ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 6
Communications
This chapter includes general instructions for connecting and configuring all the
communication ports on your meter.
For specific installation steps and meter specifications, consult your Installation
Guide.
In this chapter
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
Communications Overview ......................................................................... 84

Communications Connections ................................................................... 85
RS-232 Connections (COM1) ............................................................................. 86
RS-485 Connections (COM1 and COM2) .......................................................... 87
Optical Port Connections (COM4) ...................................................................... 89
Ethernet Connections (optional) ......................................................................... 90
Internal Modem Connections (optional) .............................................................. 91

Configuring Meter Communications ......................................................... 92
Serial Communications Setup ............................................................................ 93
Ethernet Communications Setup ........................................................................ 95
Modem Communications Setup.......................................................................... 97

Internet Connectivity ................................................................................. 100
WebMeter Feature ............................................................................................ 100
Email Messaging Feature ................................................................................. 100
WebReach ........................................................................................................ 101
Telnet and HyperTerminal ................................................................................ 101
FTP for IEC 61850 and COMTRADE ............................................................... 101

Communications LEDs ............................................................................. 103
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
Communications Overview
ION7550 and ION7650 meters have numerous communication possibilities
depending on your ordering options. Both models have exactly the same
communications options available.
All of the communication ports can be used concurrently.
COM
Port
Available Connections
Standard/
Option
Description
1
Selectable RS-232/RS-485
port
Standard
COM1 can switch between RS-232 mode for a single direct connection
or RS-485 for multi-point serial connections. Both ports support the
following protocols:
ION, Factory, EtherGate, GPS, ModemGate, Modbus RTU, Modbus
Master and DNP 3.00.
2
Dedicated RS-485 port
Standard
COM2 provides an RS-485 serial port that supports the following
protocols: ION, GPS, EtherGate, ModemGate, Modbus RTU, DNP
3.00, Modbus Master and Factory.
3
Internal modem
Option
COM3 provides an optional internal modem.
The meter’s internal modem communicates to the server computer
over the telephone network.
4
Optical port
Standard
COM4 provides an ANSI Type 2 Optical port (located on the front of the
meter) that is used for serial communications, and supports the
following protocols: ION, Factory, Modbus RTU, or DNP 3.00
Ethernet
10BASE-T/100BASE-TX
and 100BASE-FX Ethernet
Option
The Ethernet port supports 10BASE-T/100BASE-TX and 100BASE-FX
(fiber) connections. You can communicate with your meter using SNMP
or FTP (for IEC 61850 and COMTRADE) via Ethernet.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 6 - Communications
Communications Connections
The following section provides reference for connecting to the meter’s various
communication ports. For the most current communication specifications, see your
meter’s Installation Guide.
Most communications connections to the meter are made to the Communication
Card (Comm Card), found on the rear of the meter. Optical connections are made
to the port on the front of the meter. See the diagram below for details.
HAZARD OF ELECTRIC SHOCK, EXPLOSION OR ARC FLASH
• Apply appropriate personal protective equipment (PPE) and follow safe electrical work
practices.
• This equipment must only be installed and serviced by qualified electrical personnel.
• Turn off all power supplying this equipment before working on or inside equipment.
• Always use a properly rated voltage sensing device to confirm power is off.
• Replace all devices, doors and covers before turning on power to this equipment.
Failure to follow these instructions will result in death or serious injury.
SC-type
connector
RJ45
RJ11
Captured-wire
connectors
DB9 Connector
(male)
Shielded, twisted pair
Optical port is
located on the
front of meter
62.5/125 or
50/125 µm
multimode fiber
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FCC part 68
compliant
telephone cord
Standard RS-232
Cable with DB9
female connector
Category 5 or
6 UTP
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
RS-232 Connections (COM1)
RS-232 connections are made to the male DB9 connector (COM1) on the back of
the meter. The meter acts as a DTE (data terminal equipment) device in all RS-232
connections. Use a:

null modem cable for connecting the meter to a computer, or

standard straight-through cable for connecting to an external modem.
In either case, one end of the cable must be equipped with DB9 female connector
for mating with the DB9 male connector on the meter. The maximum cable length
is 50 feet (15.2 m).
Meter to computer connection
DB9 female
connector to
COM1
Null modem
Meter to serial loop connection
RS-232 to RS485 Converter
DB9 female
connector to
COM1
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Chapter 6 - Communications
Meter to external modem connection
Remote modem
DB9 female
connector to
COM1
Telephone network connection
between workstation modem
and remote modem
RS-485 Connections (COM1 and COM2)
RS-485 connections are made via the captured-wire connectors on the rear of the
meter. Up to 32 devices can be connected on a single RS-485 bus.
Use a good quality shielded twisted pair cable for each RS-485 bus. The overall
length of the RS-485 cable connecting all devices cannot exceed 4000 ft. (1219 m).
The RS-485 bus can be configured in straight-line or loop topologies.
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
Straight-line topology
RS-485
Termination
Resistor
RS-232 to
RS-485
Converter
Loop topology
RS-485
Termination
Block
RS-232 to
RS-485
Converter
General bus wiring considerations
Devices connected on the bus, including the meter, converter(s) and other
instrumentation, must be wired as follows:
Page 88

Connect the shield of each segment of the cable to ground at one end only.

Isolate cables as much as possible from sources of electrical noise.

Use an intermediate terminal strip to connect each device to the bus. This allows
for easy removal of a device for servicing if necessary.

Install a ¼ Watt termination resistor (RT) between the (+) and (-) terminals of the
device at each end point of a straight-line bus. The resistor should match the
nominal impedance of the RS-485 cable, which is typically 120 ohms (consult
the cable manufacturer’s documentation for the cable’s impedance value).
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Chapter 6 - Communications
RS-485 connection methods to avoid
Any device connection that causes a branch in the main RS-485 bus should be
avoided. This includes star and tee (T) methods. These wiring methods cause signal
reflections that may result in interference. No more than two cables should be
connected at any connection point on the RS-485 bus. This includes connection
points on instruments, converters, and terminal strips. Following these guidelines
ensures that both star and tee connections are avoided.
Avoid 3-way “Star”
connection point
Avoid 3-way “T”
connection point
Optical Port Connections (COM4)
The front optical port is designed to accept ANSI Type 2 magnetic couplers. It can
be used to communicate real-time measurements to a portable computer or for
meter configuration via the ION, Factory, Modbus RTU, or DNP 3.00 protocols.
Magnetic coupler
attached to front
optical port
To enable communications from the optical port, configure the Comm 4
Communications module. The Protocol, the Baud Rate and Unit ID setup registers
must properly match your system. When creating the site in ION software, ensure
that RtsCts and DTR settings are both disabled (set to No/Off) in the COM4 serial
site.
Refer to the Magnetic Optical Couplers technical note for more information.
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Page 89
Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
Ethernet Connections (optional)
This section only applies if your ION7550/ION7650 meter has an Ethernet option.
There are two Ethernet port ordering options available: a 10BASE-T/100BASE-TX
port with an RJ45 modular connector or a 100BASE-FX port with two SC-type fiber
connectors. Both types of connector plug into the Comm Card ports on the back of
the meter.
NOTE
IEC 61850 and COMTRADE require that your meter have an Ethernet connection.
The optional Ethernet port:

is capable of data rates up to 100 Mbps

supports TCP/IP, ION, Telnet, DNP 3.0, Modbus/TCP, SNMP, FTP and
IEC 61850 protocols

is controlled by the ETH1 Communications module.
NOTE
If you have multiple simultaneous Ethernet connections to a meter, you may need to adjust your
workstation’s timeout settings to account for the high volume of traffic.
Ethernet connections for the ION7550/ION7650
24 Modbus/TCP connections
4 IEC 61850 dedicated client
connections
8 generic connections.
Protocols include ION, DNP, Modbus/TCP
1 FTP connection
1 SNMP connection
SMTP Server (email), outgoing only.
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Chapter 6 - Communications
The EtherGate feature provides communications both to an Ethernet connected
device and through that device to a connected serial network. Only one EtherGate
connection is allowed per meter port at any given time. See “The EtherGate
protocol” on page 96 or The ION Meter as an Ethernet Gateway technical note for
more information.
Internal Modem Connections (optional)
The meter’s optional internal modem can be readily used in most countries, and
complies with FCC, Industry Canada and European regulations — refer to the
Notices at the beginning of this document for more details.
Modem connections are made to the Comm Card on the back of the meter, via an
RJ11 connector.
To enable communications through the meter’s internal modem, you must
configure the Comm 3 Communications module. The Baud Rate, Unit ID, and
Protocol setup registers must properly match your system, and the initialization
string for the internal modem must be set up using the ModemInit register. See
“Modem Communications Setup” on page 97 for details.
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
Configuring Meter Communications
Communication settings are typically configured when the meter is initially put into
service. A single Communications module controls each communications port on
the meter. The modules’ setup registers define the parameters used for each port;
these parameters vary according to the type of communications channel selected
(i.e. RS-232, RS-485, Modem, Optical, Ethernet).
The Communication modules control the following channels:
Module Name
Settings
Comm 1
Selectable RS-232 or RS-485 port on COM1
Comm 2
High-speed RS-485 port on COM2
Comm 3
Optional internal modem on COM3
Comm 4
Optical port on COM4
Ethernet
Optional 10BASE-T/100BASE-TX or 100BASE-FX Ethernet port
Use the meter’s front panel or ION Setup to initially configure the meter’s
communications. Once communication is established, Vista, Designer or the
WebMeter internal web server can also be used to modify meter communications.
NOTE
Altering the settings of a communications channel that is in use can cause a loss of communications
with the meter.
See the Communications module description in the ION Reference for complete
details about all the setup registers in the Communications module.
Communications protocols
By default, all communication ports are configured to use the ION protocol. Using
other protocols requires configuration of the Protocol setup register for the
Communications module that controls the port you want to use. Not all protocols
are available on all ports.
Available protocols
Page 92

ION

Modbus RTU and Modbus Master

DNP 3.0

GPS

EtherGate

ModemGate

SNMP (this TCP/IP protocol is not set with the Protocol register)

IEC 61850 (this TCP/IP protocol is not set with the Protocol register)

Factory (reserved for use by Technical Support)
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Chapter 6 - Communications
Serial Communications Setup
Serial communications are available on COM1, COM2, COM3 and COM4. To
enable communications through the meter’s serial ports, configure the applicable
Communications module. The Protocol, Tran Delay, Baud Rate and Unit ID setup
registers must properly match your system and can be set through the meter’s front
panel or ION software.
TIP
Use the RS485 Bias setting to fine-tune RS-485 communications. Set bias to ON when the meter is
acting as Master on that port, and leave it OFF when the meter is a Slave.
Using the front panel
The current configuration of the meter’s serial communication ports are found in the
various COM Setup menu items (COM1 through COM4).
COM1 SETUP
Menu
Setting
COM2 SETUP
Range (Values)
Default
PROTOCOL
The communications protocol
ION, Modbus RTU, Modbus Master, DNP
V3.00, GPS:Truetime/Datum,GPS: Arbiter,
GPS:Arbiter-Vorne, Factory, Ethergate,
ModemGate
BAUD RATE
The data rate, in bits per second
3001, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400,
57600, 115200
19200
TRAN DELAY
The transmit delay in seconds
0 to 1
0.010
UNIT ID
Every meter on an RS-485 network must have a
1 to 9999
unique Unit ID number
SERIAL PORT
MODE
Parity and stop bits for the port
Hardware mode for port
8N1, 8N2, 8E1, 8E2, 8O1, 8O2
RS232 or RS485
ION
From serial
number2
8N1
RS232
RS485 BIAS
PROTOCOL
Specifies the handshake mode when COM1 is
set to RS232
Controls the biasing option on the RS485 bus
The communications protocol
BAUD RATE
The data rate, in bits per second
3001, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400,
57600, 115200
19200
TRAN DELAY
The transmit delay in seconds
0 to 1
0.010
FLOW CONTROL
COM3 SETUP
Description
RTS + DELAY or RTS/CTS
ON or OFF
See COM1 Protocol
RTS +
DELAY
OFF
ION
SERIAL PORT
RS485 BIAS
Every meter on an RS-485 network must have a
1 to 9999
unique Unit ID number
Parity and stop bits for the port
8N1, 8N2, 8E1, 8E2, 8O1, 8O2
Controls the biasing option on the RS485 bus
ON or OFF
PROTOCOL
The communications protocol
ION, Modbus RTU, Modbus Master, DNP
V3.00, GPS:Truetime/Datum,GPS: Arbiter,
GPS:Arbiter-Vorne, Factory
ION
BAUD RATE
The data rate, in bits per second
3001, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400,
57600, 115200
19200
TRAN DELAY
The transmit delay in seconds
0 to 1
0.010
UNIT ID
Every meter on an RS-485 network must have a
1 to 9999
unique Unit ID number
102
ANSWER HR
RINGS
The number of rings during defined answer
hours
0 to 255
1
0 to 255
5
UNIT ID
NON-ANSWER HR The number of rings during defined non-answer
RINGS
hours
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101
8N1
OFF
Page 93
Chapter 6 - Communications
COM4 SETUP
Menu
ION7550 / ION7650 User Guide
Setting
Description
PROTOCOL
The communications protocol
BAUD RATE
The data rate, in bits per second
TRAN DELAY
The transmit delay in seconds
UNIT ID
SERIAL PORT
Range (Values)
ION, Modbus RTU, DNP V3.00, Factory
ION
1200, 2400, 4800, 9600, 19200, 38400, 57600,
9600
115200
0 to 1
0.010
Every meter on an RS-485 network must have a
1 to 9999
unique Unit ID number
Parity and stop bits for the port
8N1, 8N2, 8E1, 8E2, 8O1, 8O2
1
2
Default
103
8N1
300 baud rate is only intended for paging applications.
The factory set Unit ID for COM1 is based on the serial number of the meter, using the last four
numbers before the dash. For example, if the serial number is PA-0009B263-01, the Unit ID is set in
the factory to 9263. After a factory reset, the unit ID number defaults to 100.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Communications folder.
3. Click on the Serial Settings screen.
4. Click on the various tabs to configure the four serial ports (Com1, Com2, Com 3
and Com4). To change a setting, select the parameter and click Edit.
Using Designer
1. Open your meter in Designer. Navigate to the Communications Setup
framework.
2. Right-click the Communications module for the serial port you want to congifure.
Configure the Protocol, Tran Delay, Baud Rate and Unit ID setup registers to
match your system.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 6 - Communications
Ethernet Communications Setup
To enable communications through the meter’s Ethernet port, configure the
Ethernet Communications module. The IP Address, Subnet Mask, and Gateway
setup registers must properly match your system and can be set through the
meter’s front panel or ION software.
Using the front panel
Ethernet settings for the meter are located in the Network Setup menu.
NETWORK SETUP
Menu
Setting
Description
Range (Values)
Default
IP ADDRESS
Sets the IP address for the meter
000.000.000.000 to 999.999.999.999
varies1
SUBNET MASK
GATEWAY
Used if subnetting applies to your network
Used in multiple network configurations
000.000.000.000 to 999.999.999.999
000.000.000.000 to 999.999.999.999
255.240.0.0
0.0.0.0
MAC address
Media Access Control address
Hexadecimal
N/A2
DNS PRIMARY
Sets the address for the primary DNS Server that
000.000.000.000 to 999.999.999.999
is configured to resolve domain names
DNS SECONDARY
SNMP SERVER
10/100BT CONFIG
100BFX CONFIG
Sets the address for the secondary DNS Server
that is configured to resolve domain names
Enables or disables communication via SNMP
Controls the maximum link speed and duplexing
of the BASE-T Ethernet connection (RJ45)
Sets the Fiber Ethernet duplexing (SC
connectors)
1
2
none
000.000.000.000 to 999.999.999.999
none
Enabled or Disabled
Disabled
Auto, 10BT half, 10BT full, 100BTX half,
100BTX full
Auto
Full Duplex or Half Duplex
Full Duplex
Default IP Address = 172.16.xxx.xxx, where the last two bytes (decimal) match the last two bytes of
the meter’s MAC address (hex). MAC address = 0060780112DC, Default IP address =
172.16.18.220
MAC address is factory set and is for reference only.
Use the four front panel navigation buttons to edit the values of the network settings
so that they match your system addresses.
As you configure the network addresses, the front panel automatically hides
unnecessary leading zeroes from each three-digit grouping. The hidden leading
zeroes appear (and disappear again) as you move the position of the cursor across
the network address.
89.123.40. 0 56
In the example above, the highlighted zero is hidden as soon as you change the
position of the cursor.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Communications folder.
3. Click on the Network Settings screen to configure Ethernet communications.
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
4. Click on the various tabs to configure the meter’s TCP/IP, DNS, SMTP and NTP
settings. To change a setting, select the parameter and click Edit.
NOTE
References to NTP in ION devices or documentation should be interpreted as SNTP.
NOTE
The MAC Address is for reference only and cannot be changed.
Using Designer
1. Open your meter in Designer.
2. Navigate to the Communications Setup framework.
3. Right-click the Ethernet Communications module and configure the IP Address,
Subnet Mask, and Gateway setup registers to match your system.
Meter network configuration and ION Enterprise
After you have wired your meter to the Ethernet network and performed basic
setup, add the meter to your ION Enterprise network using the Management
Console.
See the Management Console section in the online ION Enterprise Help for details.
The EtherGate protocol
The EtherGate protocol is a communications tool that lets you communicate to a
meter and through a meter simultaneously. When a meter installed on the
Ethernet network has EtherGate enabled, a master device (such as a workstation
running ION Enterprise software) can communicate to the meter, and through the
meter to a serial network of devices wired to the meter’s COM port. EtherGate is
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 6 - Communications
available on serial ports COM1 and COM 2. The protocol permits the direct transfer
of data from up to 62 devices (31 devices per COM port).
Specifying the TCP/IP Port
instructs the ION gateway
meter to:
7801—talk through COM1
7802—talk through COM2
Each device in the
serial network must
have a unique Unit
ID and operate at
the same baud rate.
Once you have the chain of serial devices installed, use ION Setup or the meter’s
front panel to change the COM1 or COM2 Protocol setting to EtherGate. The
transfer of data between protocols is then handled automatically.
See the ION Meter as an Ethernet Gateway technical note for complete details on
configuring your meter for EtherGate.
The meter as a Modbus gateway
The meter can function as a Modbus gateway. For more information, see “The
Meter as Modbus Gateway” on page 115.
Communicating via SNMP
The meter can communicate specified parameters via SNMP over the Ethernet.
For more information, see “Using SNMP” on page 127.
Modem Communications Setup
See “Serial Communications Setup” on page 93 for configuring COM3. Additional
modem configuration requirements are explained in the following sections.
ModemInit setup register
The ModemInit string register defines the initialization string for the internal
modem, with a maximum of 47 characters. Edit the ModemInit register and enter
the initialization string desired. The string is sent to the modem as soon as you
download the COM1 module. Note that the string is also sent to the modem
whenever the meter is powered up, or whenever the baud rate in the Comm 1
Communications module is changed. Any changes to the Modem Init or Baud Rate
setup registers while the modem is online causes the modem to disconnect from
the phone line.
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
Modem initialization strings
See the Modem AT Commands technical note for a complete list of AT commands
for your modem.
Adjusting the modem initialization string for modems in Europe
The table below shows the strings to add to the end of your modem configuration
string setup register for each of three possible behaviors.
Behavior
Add to Modem Initialization String
Does not answer
(modem does not detect ring tone)
*NC70
Does not dial
(modem does not detect dial tone)
In order of preference:
*NC70, *NC70X0, *NC8 (Italy only)
Does not detect busy signal
*NC70
If your local modem (not the internal modem) is not already set up, configure it with
the Remote Modem Configuration Utility according to the instructions in the ION
Enterprise online help. After the meter is installed and the internal modem is
connected to the telephone network, the Comm 3 module can be configured using
the meter’s front panel or ION software. To learn how to connect the internal
modem to the telephone network, consult your meter’s Installation Guide.
Adding a meter and a modem site to your ION Enterprise network
In the Management Console, add the meter with the internal modem, and then add
a modem site to your ION Enterprise network.
Consult the online ION Enterprise Help for details on commissioning the ION
network, managing modem connections, setting up periodic dial-out, and
configuring remote site event notification.
The ModemGate protocol
The ModemGate feature creates a communications connection between the
telephone network and an RS-485 serial network of devices. When you specify the
protocol for a meter’s COM port as ModemGate, all data received by the meter’s
internal modem is automatically transferred to the serial network. ModemGate is
available on either COM1 and COM2, but you cannot use the protocol on both
ports simultaneously.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 6 - Communications
Meter with an internal
modem on COM3.
The serial network is
connected to COM1.
Workstation with
ION Enterprise
and modem
Each device on the RS-485 loop,
including the gateway meter’s internal
modem, must have a unique Unit ID.
All serial devices must operate at the
same baud rate as the gateway meter.
ModemGate connections do not connect a workstation with ION Enterprise (or
other master device) to the gateway meter’s COM1 or COM2 port, but rather the
gateway meter’s internal modem port (COM3).
Refer to the ION Meter as a ModemGate technical note for complete details on
configuring your meter for ModemGate.
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
Internet Connectivity
Ethernet ION7550/ION7650 meters provide Internet connectivity so you can receive
meter emails, view real-time data, provide IEC 61850 client support and configure
your system through a web browser from anywhere in the world. Your meter provides
the following internet connectivity options:

WebMeter feature (onboard web server allows you to view real-time data and
configure the meter through a web browser)

Email messaging feature (receive data logs and email alerts from the meter)

WebReach (view ION Enterprise system information through a web browser)

Microsoft Terminal Services for ION Enterprise (an ION Enterprise system that is
located on a Terminal Server allows multiple users to view or configure an ION
Enterprise system through a web browser)

IEC 61850 protocol (your meter becomes an IEC 61850 server with client
reporting and control functionality)

FTP (acts as an FTP server for IEC 61850 configuration and file support, and
COMTRADE format waveform records)
WebMeter Feature
WebMeter-enabled meters have an on-board web server. Built-in web pages
display certain energy and basic power quality information, show trending and
forecasting values and support basic meter configuration tasks. A meter with the
WebMeter feature can be connected to your corporate Ethernet network like any
other network device, and you can access it with a standard web browser like
Internet Explorer.
See the WebMeter Internal Web Server Feature technical note to learn how to:

view your WebMeter data on the Internet

configure your WebMeter-enabled meter

set up your network for the WebMeter feature

enable/disable web browser configuration of the meter
Email Messaging Feature
The email messaging feature allows your meter to send data logs as email
attachments to a workstation, pager, cell phone, or PDA. In addition to the log
export function, your meter can send email alerts.
See the MeterM@il Internal Email Client Feature technical note to learn how to:
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
view email messaging data

set up your network for the email messaging feature

configure your meter to use the email messaging feature
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 6 - Communications

set up the meter for your SMTP Server

set up the email messaging feature to send alerts

set up the email messaging feature to send data logs
WebReach
WebReach allows you to remotely view ION Enterprise information through a web
browser. WebReach requires a simple URL and no client machine configuration so
you have the flexibility to view your data from a web browser anywhere in the world.
With WebReach, you can view real-time data and select views of historical/
waveform data. Currently, no configuration or control functions are available
through WebReach. Refer to the online ION Enterprise Help for more details on
WebReach.
Telnet and HyperTerminal
You can access certain Ethernet settings and statistics through a telnet application
such as Microsoft Telnet. Similarly, you can use Windows HyperTerminal to access
certain meter module settings. Use the following guidelines to determine which
application you should use to access your meter:

If your meter is connected to an Ethernet network, use a telnet application such
as Microsoft Telnet.

If your meter is connected serially or through a modem to your workstation, use
a terminal application such as Windows HyperTerminal.
You can access certain Power Meter module and Factory module settings from
both a Telnet session and HyperTerminal session. Both sessions also let you
configure Factory module setup registers for Current Probe Input applications.
Additionally, a Telnet session lets you view Ethernet statistics and access certain
Ethernet communications module settings.
See the Telnet and HyperTerminal Access technical note for the appropriate
application’s menu options and connection instructions.
FTP for IEC 61850 and COMTRADE
The meter can function as an FTP server, supporting IEC 61850 protocols and
COMTRADE formatted waveform files. Only one simultaneous FTP transfer
connection is permitted. The FTP timeout period is 90 seconds on a control port.
The preferred FTP software is Windows Explorer or WinSCP running on a
Windows-based machine.
NOTE
To connect to your meter using only a single FTP connection in Windows Explorer, you must have the
login and password included in the FTP connection string. For example, with standard meter security
and default front panel password of 0, to connect to a meter with an IP address of 123.45.6.78, the
Windows Explorer connection string would be: ftp://0:[email protected]
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Chapter 6 - Communications
ION7550 / ION7650 User Guide
The meter communicates via FTP on the following ports:
Port
Description
21
Incoming commands connections
20
Active data connections
3000 - 3020
Passive data connections
File names are limited to ASCII characters that do not contain a blank space or /,
\, “, *, ?, <, >, and have a maximum length of 64 characters. For more information,
see the IEC 61850 protocol and ION technology protocol document, or the
COMTRADE technical note.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 6 - Communications
Communications LEDs
The communications LEDs on the back of the meter flash to indicate the following:
LED
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Color
Function
Ethernet 100
(Speed)
Green
Off = link at 10 Mb or no link
On = link at 100 Mb
Ethernet TX
Green
Blinking indicates Ethernet transmission
Ethernet RX/LINK
Green
On = link up, Off = link down
Blinking indicates Ethernet reception
Modem DCD
Green
Indicates a carrier signal is detected (active connection to the
modem)
Modem RI
Green
Indicates a ring is detected by the modem
COM3 (Modem) TX
Yellow
Indicates serial transmission on COM3
COM3 (Modem) RX
Yellow
Indicates serial reception on COM3
COM2 TX
Yellow
Indicates serial transmission on COM2
COM2 RX
Yellow
Indicates serial reception on COM2
COM1 TX
Yellow
Indicates serial transmission on COM1
COM1 RX
Yellow
Indicates serial reception on COM1
Page 103
Chapter 6 - Communications
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ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 7
Third-party Protocols
This chapter explains how third-party protocols Modbus, DNP 3.0, IEC 61850 and
SNMP are implemented on the meter.
For more information on using your meter with MV90 software, see the MV90 and
ION Technology technical note.
In this chapter
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
Overview ..................................................................................................... 106
Communications Protocol Configuration .......................................................... 106

The Meter as Modbus Slave ...................................................................... 107
Using the Modbus RTU Protocol ...................................................................... 107
Using the Modbus/TCP Protocol ...................................................................... 108
Configuring the Meter as a Modbus Slave ........................................................ 109
Modbus Slave Modules .................................................................................... 111

The Meter as Modbus Master ................................................................... 112
The Factory Modbus Master Configuration....................................................... 112
Configuring the Meter as Modbus Master ......................................................... 113

The Meter as Modbus Gateway ................................................................ 115
Configuring the Meter as a Modbus Gateway................................................... 116

Using the DNP 3.0 Protocol....................................................................... 119
Configuring DNP 3.0 ......................................................................................... 119

Using the IEC 61850 protocol ................................................................... 121
The Default IEC 61850 Configuration ............................................................... 121
Configuring IEC 61850 ..................................................................................... 122

Using SNMP ................................................................................................ 127
Using ION Meters with SNMP .......................................................................... 128
Configuring SNMP on ION Meters .................................................................... 129
Customizing the MIB File .................................................................................. 130
Page 105
Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
Overview
ION7550/ION7650 meters support DNP 3.0, Modbus RTU and Modbus/TCP,
IEC 61850 (via FTP) and SNMP protocols.
While your meter is factory configured to send data (acting as Modbus Slave), it is
not ready to receive data as a Modbus Master until you set up the necessary
framework. The meter is also pre-configured to send DNP 3.0 data to a DNP
Master. IEC 61850 support requires specific configuration, refer to the IEC 61850
and ION technology protocol document for more information.
NOTE
Changing the default factory third-party protocol frameworks (or creating new frameworks to enable
receive functionality) is an advanced procedure. Refer to the DNP, IEC 61850 and Modbus modules
descriptions in the ION Reference, as well as the technical notes Multiport DNP 3.0 and ION
Technology, IEC 61850 and ION technology and Modbus and ION Technology before proceeding.
Most Modbus and DNP slave modules, and IEC 61850 mapping modules on the
meter are factory-set and only require basic configuration, such as
communications or I/O setup.
NOTE
Changing these modules from their factory configuration is an advanced setup procedure that requires
an understanding of the protocol, as well as an understanding of the meter’s internal operation. For
more information on your meter and these protocols see the Modbus Protocol and Register Map for ION
Devices document and the ION7550/ION7650 DNP 3.0 Device Profile.
Communications Protocol Configuration
In order to use the factory Modbus or DNP configuration, you must first assign the
communications channel you want to use. By default, all communications ports are
configured to use the ION protocol. Select the 3rd-party protocol you want from the
list of available protocols in the Communications module’s Protocol setup register.
See the Communications chapter for instructions.
Modbus RTU is available on each of the meter’s communications ports, and
multiple ports can communicate using Modbus simultaneously. Up to three ports
can use the DNP 3.0 protocol at any one time. Additional configuration is required
to enable DNP slave functionality on multiple ports, beyond selecting the protocol
on a communications port (see the Multiport DNP 3.0 and ION Technology
technical note for more information). IEC 61850 has dedicated Ethernet
communications connections, and the IEC 61850 configuration process is detailed
in the IEC 61850 and ION technology protocol document.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
The Meter as Modbus Slave
Your meter can act as a Modbus Slave, using both the Modbus RTU and
Modbus/TCP (Modbus over TCP) protocols.
See the Modbus and ION Technology technical note for more information on using
your meter as a Modbus slave, and the Modbus Protocol and Register Map for ION
Devices protocol document.
Using the Modbus RTU Protocol
Both the ION7550 and ION7650 meters can act as Modbus Slave devices, making
any real-time data available through the Modicon Modbus RTU protocol. Modbus
Master devices connected to the meter can access (read) this data or write data to
your meter’s ION registers, making device configuration changes and initiating
control actions.
The factory Modbus Slave configuration
The meter makes data available to Modbus Master devices using pre-configured
Modbus Slave modules. These modules are linked to other modules in the meter
that provide the energy, power and demand data. Once a communications channel
is configured to use Modbus RTU protocol, the data is available to Modbus Master
devices.
NOTE
Connect to TCP Service Port 7701 for Modbus RTU communications over Ethernet.
On ION7550/ION7650 meters with firmware version v310, the required Modbus Unit ID of the meter
over Ethernet is 100. Later versions allow any Unit ID.
Set the COM port
to the Modbus
RTU protocol
Communications Port
Power Meter
Module
Vln a
Modbus Slave
Module
40011
Data is available
to Modbus master
devices
ION meter
Measured data is
linked to the Modbus
Slave module’s input
Modbus Slave module
outputs data in Modbus
format
As the data available through the Modbus Slave modules is in a specific format,
knowledge of the Modbus protocol and an understanding of the settings used in
the meter are required to interpret the data provided.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
Changing the Modbus configuration
If the factory Modbus configuration does not suit your needs, the existing Modbus
Slave modules can be relinked to other parameters that you want to access
through Modbus.
If your Modbus Master device requires data in a format different than that provided
by the factory Modbus configuration, you can edit the setup registers in the Modbus
Slave modules. These setup registers specify the Modbus format, scaling and
base address settings. See the ION Reference for complete details on the Modbus
Slave module.
Using the Modbus/TCP Protocol
Modbus/TCP is a Modbus protocol variant that defines the packet structure and
connection port (port 502) for the industry standard TCP/IP protocol. The Modbus
ID for Modbus/TCP communication is 255. The structure of Modbus/TCP is very
similar to the Modbus RTU packet except that it has an extra six-byte header and
does not use the cyclic redundancy check (CRC). Modbus/TCP retains the
Modbus RTU limit of 256 bytes to a packet.
Modbus/TCP can be used to communicate with the meter as a slave. It can also
be used with the meter as a Modbus Gateway. See “The Meter as Modbus
Gateway” on page 115 for more information.
Modbus TCP communications
You can communicate to the meter using Modbus TCP (formerly called MBAP).
Your meter must have the optional Ethernet port. Connect to socket 502.
Connect to socket 502
NOTE
You cannot form an EtherGate connection to the Modbus TCP network.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
Configuring the Meter as a Modbus Slave
Using the front panel
You cannot fully configure Modbus through the meter’s front panel; you can only
assign the Modbus protocol to communication ports (see the Communications
chapter for details).
Use ION software to perform full Modbus configuration. For more information about
the default Modbus register map, please refer to the Modbus Protocol and Register
Map for ION Devices, available from the website.
Using ION Setup
The Modbus Setup Assistant helps you configure Modbus Slave functionality for
your meter.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Communications > 3rd Party Protocols.
3. Click on the Modbus Slave tab to edit the Modbus Slave modules.
4. Select the map name (in this example, the default map) and click Edit. Enter the
meter password, if prompted.
5. The default Modbus map editor appears, allowing you to edit, add, delete or set
the name of Modbus Slave module registers.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
Using ION Enterprise
Use Designer to configure Modbus slave functionality on your meter.
1. Open your meter in Designer.
2. Open the Modbus folder in the Third-Party Protocols section of your framework.
Right-click on the Modbus Slave module you want to configure to access the ION
Module Setup dialog. Select the setup register you want to change and click
Modify, or double-click on the register.
3. Link the module inputs and outputs as required.
4. Click OK and select File > Send & Save when you are finished.
See the online ION Enterprise Help for more information on modifying and linking
modules in Designer.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
Modbus Slave Modules
Your meter is pre-configured with five modules. (ION7650 meters with the
EN50160 ordering option have 11 additional modules). The Modbus registers and
their parameters are described in the Modbus Protocol and Register Map for ION
Devices protocol document, available from the website.
Importing data using Modbus RTU
It is possible to bring data into the meter using Modbus. Various ION registers can
be written by Modbus Master devices by correlating the Modbus register number
with the address of the ION register you want to write. When a Modbus register is
written with a value, the corresponding ION register will be written, provided the
Modbus RTU protocol is active on the communications channel that connects the
Modbus Master to the meter.
You can use the Modbus RTU protocol to write values into ION external numeric,
pulse and Boolean registers, allowing you to enable, disable and reset meter
functions. You can also use the Modbus protocol to change setup register values
in various ION modules to configure the meter’s operation.
NOTE
To bring data into the meter with Modbus RTU, you must disable the meter’s Standard (password)
security.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
The Meter as Modbus Master
Your meter can act as a Modbus Master using the Modbus RTU and Modbus/TCP
protocols. However, only serial connections (on COM1 and COM2) are supported
between the ION7550/ION7650 meter and the Modbus Slave devices.
The ION meter acting as Modbus Master can write data to (export) and read data
from (import) Modbus Slave devices, using various ION modules. The data can be
processed by the meter and sent out using other communications methods (email,
ION software, etc.). The meter can also send control commands or data directly to
other devices on a Modbus network.
NOTE
The ION7550 RTU does not support multiport Modbus mastering. The device cannot master on serial
communication ports 1 and 2 at the same time.
The Factory Modbus Master Configuration
There is no pre-configured framework for Modbus mastering on your meter. This
functionality must be “turned on” by configuring the following modules in your
meter’s framework.
ION modules for Modbus mastering
Several ION modules work together to create Modbus mastering functionality on
the meter. Your meter will have some or all of these modules, depending on the
model and firmware version. See the ION Reference for more information on these
and other ION modules:

Modbus Master Device module: provides read functionality when used in
conjunction with the Modbus Master Map module. This imported data can be
used by other ION modules.

Modbus Master Map module: provides a common place to hold mapping
information (used to decode a Modbus response) for specific device types.
This information can then be referenced by multiple Modbus Master Device
modules.

Modbus Master Options module: maps any serial connection from the
Modbus Import and Modbus Export modules to any serial communications
port.

Modbus Export module: provides write functionality.

Modbus Import module: provides read functionality. This data can then be
used by other ION modules.
See the Modbus and ION Technology technical note for more information on
configuring Modbus mastering.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
Upgrading meters with Modbus mastering enabled
After upgrading your meter to firmware version 320 (and later), you will need to
perform specific configuration steps in order to re-enable Modbus mastering.
Contact Technical Support for detailed instructions.
Configuring the Meter as Modbus Master
Using the front panel
You cannot fully configure Modbus through the meter’s front panel; you can only
assign the Modbus protocol to communication ports (see the Communications
chapter for details).
Use ION software to perform full Modbus configuration.
Using ION Setup
The Modbus Setup Assistant helps you configure Modbus Master functionality for
your meter.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Communications > 3rd Party Protocols.
3. Click on the Modbus Master tab.
4. Click Add to add a Modbus Slave device.
5. The Modbus Device screen appears. Enter the Slave device’s name, a label
suffix and select a device type (in this example, an ION6200).
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
6. Click Connections to edit the serial connection used by the Modbus Master to
connect to this Slave device.
Select a communications port from the Assigned Port drop-down list and click
OK.
7. Click OK to add the Slave device. The device now appears in the list. Continue
adding devices and click Exit when you are finished.
Using ION Enterprise
Use Designer to configure Modbus slave functionality on your meter.
1. Open your meter in Designer.
2. Create a new Modbus Master Device module. Right-click on the module to
access the ION Module Setup dialog. Configure the setup registers by selecting
the setup register you want to change and clicking Modify, or double-clicking on
the register.
3. Link the module inputs and outputs as required.
4. Click OK and select File > Send & Save when you are finished.
See the online ION Enterprise Help for more information on creating, modifying and
linking modules in Designer.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
The Meter as Modbus Gateway
You can use both the ION7550 and ION7650 as a Modbus gateway. In a Modbus
Gateway configuration, a Modbus Master device can communicate using Ethernet
through the gateway meter to downstream serial devices.
A Modbus request is sent through Ethernet using Modbus TCP to the gateway
meter. If this request is addressed with the slave ID of one of the downstream serial
devices, the meter forwards the message to that device using Modbus RTU. When
the downstream device responds, the gateway meter forwards the response back
to the master. Modbus gateway supports an additional slave address of 255 (in
addition to 0-247), which sends a packet to the gateway meter only.
In the example below, the workstations are functioning as the Modbus master, the
ION7650 is set up as a Modbus gateway, and the ION7330, which has a unit ID of
101, is the slave device to which the request is addressed.
Workstations acting as Modbus master
send out Modbus request packets.
In this case, workstation 1 sends out a
request packet addressed to unit ID 101.
If the request packet is addressed to the ION7550/ION7650, it
responds. If the packet is addressed to one of the downstream
devices connected to COM port 2, the ION7550/ION7650
forwards the message to the applicable device, in this case the
ION7330.
The setup of the Modbus Master Options module for this
example is also shown.
ION7550/ION7650
acting as a Modbus
Gateway
1
2
Serial Connection
(Modbus RTU)
Ethernet
(Modbus/TCP)
Downstream Modbus
serial devices
ION7650 Modbus
Master Options Module
ION7330 with Unit ID 101
Serial Connection 1
processes the request
COM2
Modbus Gateway
Serial Connection 1
The number of Modbus gateway Ethernet connections available is equal to the
number of TCP connections the gateway meter can handle. Only one request is
allowed at a time for each TCP connection. For example, in the image above, if
workstation 1 sends a request, workstation 2 is also allowed to send a request.
However, if workstation 1 sends a second request before it receives a response to
its first request, the gateway meter will send back an exception response, stating
that the gateway is currently busy.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
Configuring the Meter as a Modbus Gateway
Modbus gateway functionality is disabled by default. To configure the gateway,
follow the instructions below.
Configuring communications
To configure the meter to act as a Modbus gateway, you first need to up your
meter’s Ethernet communications. See “Ethernet Communications Setup” on
page 95 for more information.
Configuring the Modbus gateway
After you have configured the Ethernet communications on your gateway meter,
you can set up the meter as a Modbus gateway by configuring the setup registers
listed in the tables below.
Modbus Master Options Module
Setup Register
Function
Default
Modbus Gateway Setting
Serial Connection 1-4
Maps a serial connection to a serial
communications port
None
Select a Serial Connection and set it to
the COM port where the serial Modbus
devices are connected.
Modbus Gateway
Connection
Informs the meter that the selected Serial
Connection is being used as a Modbus gateway
Gateway
Disabled1
Set this to the Serial Connection you
have just configured (above) to enable
Modbus Gateway functions on the
serial COM port.
Modbus Gateway
Exception Val
Determines the exception code that is returned if a
downstream device fails to respond to a request
0x0B
This register is specific to Modbus
gateway but no specific setting is
required
Modgate Process
Broadcast
Determines how broadcast messages (with the unit
ID of 0) are processed by the gateway meter - No
(forward to downstream devices only) or Yes
(process and forward to downstream devices)
No
This register is specific to Modbus
gateway but no specific setting is
required
1
The default “Gateway Disabled” setting disables the gateway functionality and allows the meter to
respond to any Unit ID. This is different from the “no connection” setting which enables the gateway
functionality and sets the meter to respond only to Unit ID 255; any request with a different Unit ID
gives a 0x0B response.
Ethernet Communications Module
Setup Register
Modbus TCP Idle
Timeout
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Function
Determines the number of seconds the device
maintains a Modbus TCP/IP connection after that
connection becomes idle
Default
0
Modbus Gateway Setting
This can be set as required; no specific
setting is required for Modbus gateway.
0 (zero) disables the timeout function.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
Serial Communications Module
Setup Register
Protocol
Function
Specifies the communications protocol for the
communications port
Default
ION
Modbus Gateway Setting
You must set this to Modbus Master to
enable Modbus Gateway functionality.
Configuration can be done via ION software.
Using the front panel
You can configure only the Ethernet and serial communications through the front
panel. Use ION software to configure the Modbus Master Options module.
Using ION Setup
1. To configure Modbus gateway parameters, open ION Setup and connect to
your meter in Basic Mode.
2. Navigate to the Serial Settings screen, select the tab of the serial port being used
to communicate with the downstream devices and change the protocol to
Modbus Master.
3. Navigate to the Network Settings screen and select the TCP/IP tab. Select
Modbus Gateway and click Edit.
4. In the Select Modbus Gateway dialog box, select the COM port you set up in
step 2 and click OK.
5. To configure other parameters in the Modbus Master Options module, such as
the exception error and whether or not the gateway meter processes broadcast
messages, connect to your meter in Advanced Mode. Navigate to the Modbus
Master Options module folder and double-click the Modbus Master Options
module in the right-hand pane. On the Setup Registers tab, select the register
you want to change and click Edit. Select the desired setting from the list and
click OK. When you are finished, click Send to save the changes to the meter.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
Using ION Enterprise
1. Open your meter in Designer.
2. Navigate to the Modbus Master Options module in the Core Modules folder.
3. Right-click on the center of the module icon to access the setup registers. Select
a register you want to change and click Modify, or double-click on the register.
Configure the setup registers as outlined above in “The Meter as Modbus
Gateway”.
4. Click OK when you are finished configuring the module. When you are finished
meter configuration, select File > Send & Save to save your changes to the
meter.
NOTE
Custom communications frameworks such as Modbus Gateway will be deleted during a Paste from
Framework in Designer. If you request Modbus information from downstream devices, the gateway
(host) meter data will be provided, not the downstream device’s data.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
Using the DNP 3.0 Protocol
The Distributed Network Protocol Version 3.0 (DNP 3.0) is an open protocol used
in the electric utility industry for communications and interoperability among
substation computers, Remote Terminal Units (RTUs), Intelligent Electronic
Devices (IEDs, e.g. meters), and Master Stations.
Your meter can be integrated into a DNP network as a DNP Slave, using the DNP
Slave Import, DNP Slave Export and DNP Slave Options modules. For more
information on the various DNP modules, see the ION Reference.
Your meter supports a maximum of three concurrent connections (or “sessions”)
using the DNP 3.0 protocol; one for each serial port, up to three using Ethernet, or
a combination of both. Combinations available depend on the meter's
communications options. A session consists of all incoming and outgoing DNP
Master/Slave traffic on one of the meter's communications ports. For more details,
refer to the Multiport DNP 3.0 and ION Technology technical note.
Consult the DNP Users Group at http://www.dnp.org/ to learn more about the
protocol.
The factory DNP 3.0 configuration
Your meter is pre-configured with a DNP framework that allows for basic DNP
Slave functionality. DNP Slave Export modules are used to send data to the DNP
Master while DNP Slave Options modules provide per-session settings such as
communications options. Although some minor setup of the framework is
necessary before it becomes enabled (assigning the DNP protocol to the
communications ports etc.), most module settings should not require alteration.
For information on your meter’s default DNP map and factory configuration, see the
ION7550/ION7650 DNP 3.0 Device Profile.
Importing data using DNP 3.0
Data can be imported into the meter from a DNP control relay or analog output
device. DNP Slave Import modules are used to take a DNP Analog output or Binary
output object and map them into ION registers.
NOTE
DNP Slave Import modules are not part of the factory DNP framework and must be added manually.
See the DNP Slave Import module description in the ION Reference for details.
Configuring DNP 3.0
If the factory DNP configuration does not suit your needs, you can relink the
existing DNP Slave Export modules to access a different set of parameters through
DNP. Alternately, you can add additional DNP Slave Export modules and link the
desired ION parameters to them.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
If your DNP network requires data in a format different than that provided by the
factory DNP configuration, you can edit the setup registers in the DNP Slave Export
modules and the DNP Slave Options modules. Do not make any changes to the
DNP Slave Options modules’ setup registers unless you understand the effects
each change will cause. Refer to the ION Reference for complete details on DNP
Slave Export and DNP Slave Options module function.
For detailed information on configuring your meter to use DNP, see the Multiport
DNP 3.0 and ION Technology technical note.
Using the front panel
You cannot configure DNP through the meter’s front panel. You can only assign
the DNP 3.0 protocol to communication ports. See the Communications chapter.
Using ION Setup
The DNP 3.0 Setup Assistant helps you configure the DNP Slave Export and DNP
Slave Options modules.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Communications > 3rd Party Protocols
and click on the DNP 3.0 tab.
3. Select the DNP feature you want to configure (Parameter Map in this example)
and click Edit.
4. The Setup Assistant guides you through DNP configuration. See the ION Setup
Online Help for more information.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
Using the IEC 61850 protocol
IEC 61850 is an Ethernet-based protocol designed for electrical substations. It is a
standardized method of communications, developed to support integrated systems
composed of multi-vendor, self-describing IEDs (Intelligent Electronic Device) that
are networked together to perform monitoring, metering, and real-time, non-critical
protection and control.
NOTE
You must have an Ethernet connection on your meter to be able to use IEC 61850.
Your meter can be integrated into a IEC 61850 system as an IED (or server),
supporting a maximum of four concurrent IEC 61850 client connections, and one
FTP connection (used for transferring data or configuration files).
Use ION Setup to enable IEC 61850 control of your meter’s I/O ports and to map
additional meter values into IEC 61850. All other IEC 61850-specific configuration
is done using an IEC 61850 configuration tool and your IEC 61850 client software.
Additional information
For more information, refer to the following:

IEC 61850 and ION Technology protocol document provides more information
about how IEC 61850 is implemented on your meter.

ION Reference describes the IEC 61850 ION modules.

The IEC (International Electrotechnical Commision) website at www.iec.ch
provides general information about the IEC 61850 protocol.
The Default IEC 61850 Configuration
Your meter’s factory template includes an IEC 61850 framework already
configured with a default set of meter data mapped into IEC 61850. This default set
of meter data is used in the default data sets and reports in the ICD files available
from the website.
NOTE
Not all meter variants or firmware versions support IEC 61850.
You must load a valid IEC 61850 configuration (CID) file into the meter in order to
activate the IEC 61850 features of your meter.
IEC 61850 and logging memory
The ION7550/ION7650 meter comes with either 5MB or 10MB of logging memory.
However, meters with IEC 61850 are only capable of 5MB of logging memory. If
you upgrade a 10MB meter with IEC 61850 firmware, you will automatically reduce
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
your meter’s logging memory to 5MB. If you subsequently upload a non-IEC 61850
firmware to your meter, its original logging memory capacity will be restored.
Configuring IEC 61850
No meter port configuration is required for IEC 61850, but the meter must have an
operating Ethernet connection for IEC 61850 client connections, and for FTP
transmission of configuration and data files.
Configuring additional ION data into IEC 61850
The IEC 61850 ICD file for your meter contains a comprehensive set of default data
values. Additional meter data values can be made available in IEC 61850 by
mapping the ION data to the GGIO Custom Analog or GGIO Custom Digital
modules.
Using the front panel
You cannot configure IEC 61850 through the meter’s front panel.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Communications > 3rd Party Protocols
and select the IEC 61850 tab.
The CID status line indicates whether the meter has received and validated an
IEC 61850 CID file and is operating as an IEC 61850 server:

IEC 61850 stack running: the meter has received and validated an
IEC 61850 CID file and is operating as an IEC 61850 server.
Missing CID file: no IEC 61850 CID file is loaded into the meter.

Invalid CID file: the IEC 61850 CID file is invalid.

3. Custom Analog and Custom Digital allow you to map additional numeric (analog)
or Boolean/binary (digital) values into IEC 61850. Select the custom option that
matches the data you want to map, and click Edit.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
NOTE
Because Custom Analog and Custom Digital are ION modules, they can be configured at any time,
regardless of CID status.
4. For mapping custom analog or digital values into IEC 61850, expand the
Available registers list and select the value you want to map. Highlight the
IEC 61850 leaf you want to map onto, and click the >> button to map the value.
Click the << button to remove the value. Select Show all available registers to
show all the ION modules and their registers. Click OK to send your changes to
the meter.
Configuring meter digital I/O control via IEC 61850
By default, your meter’s I/O status values are available via IEC 61850. You can
configure the meter to provide IEC 61850 control of the meter’s digital output
hardware ports by configuring the GGIO Onboard ION module and the Digital
Output module.
NOTE
Refer to “Inputs / Outputs” on page 143 for details on how to configure your meter’s digital inputs and
outputs.
To control your meter’s digital outputs via IEC 61850, you must configure the
Digital Output module’s Source register to be the IEC 61850 digital status value
(SPCS.stVal) output register. This output register is written by the IEC 61850
system into the IEC 61850 GGIO Onboard module. You must also disconnect the
Digital Input module’s Status output register from the IEC 61850 GGIO Onboard
Digital Output Status input register or else you will create a circular reference and
the modules will go offline. Refer to the ION Reference for details of the IEC 61850
GGIO Onboard module.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Advanced Mode.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
2. Navigate to the GGIO Onboard folder and double-click on the module in the
right-hand pane.
3. Select the Setup Registers tab.
4. Select the SPCS Control Mode register that corresponds to the digital output
you want to control through IEC 61850, and click Edit.
5. In the dialog box, select IEC 61850 CTLVAL and click OK.
6. Select the Inputs tab.
7. Select the digital output Status register for the digital output you want to control
through IEC 61850.
8. Click Delete.
NOTE
The digital input Status register must be deleted in order to prevent a circular reference that will cause
the affected modules to go offline.
9. Click Send to send your changes to the meter.
10. Navigate to the Digital Output folder.
11. Double-click on the Digital Output module that you wish to control through
IEC 61850.
12. Select the Setup Registers tab and confirm that the Digital Output module’s
setup registers are appropriately configured.
13. Select the Inputs tab.
14. Select the Source register and click Edit.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
15. Navigate to the IEC 61850 GGIO Onboard module, and select the SPCS.stVal
output register that corresponds to the digital output.
16. Click OK and Send to save your changes to the meter.
Configuring meter analog I/O control to IEC 61850
By default, your meter’s I/O status values are available via IEC 61850. You must
configure the meter in order to provide IEC 61850 control of the meter’s analog
output hardware ports.
NOTE
Refer to “Inputs / Outputs” on page 143 for details on how to configure your meter’s optional analog
inputs and outputs.
To control your meter’s analog outputs via IEC 61850, you must configure the
Analog Output module’s Source register to be the IEC 61850 analog status value
(ISCS.stVal) output register. This output register is written by the IEC 61850
system into the IEC 61850 GGIO Expansion module. Refer to the ION Reference
for details of the IEC 61850 GGIO Expansion module.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Advanced Mode.
2. Navigate to the Analog Out folder and double-click on the module in the righthand pane that corresponds to the analog output port you want to control via
IEC 61850.
3. Select the Setup Registers tab and confirm that the analog output module’s
setup registers are appropriately configured.
4. Select the Inputs tab.
5. Select Source and click Edit.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
6. In the selection dialog box, navigate to the IEC 61850 GGIO Exp module. Select
the ISCS.stVal output register that corresponds to the analog output you want to
control and click OK.
7. Click Send to save your changes to the meter.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
Using SNMP
This section provides setup and configuration instructions for using your meter with
the Simple Network Management Protocol (SNMP) and assumes that you have
some familiarity with the protocol.
NOTE
Before communicating with your meter via SNMP, you need to install the custom MIB file on your SNMP
network management system. The file can be obtained by download from www.powerlogic.com or by
contacting Technical Support.
The Simple Network Management Protocol (SNMP) is an application layer protocol
that enables the exchange of network management information between devices,
allowing network administrators to manage network performance and to identify
and solve problems on networks of diverse devices. It is part of the Transmission
Control Protocol/Internet Protocol (TCP/IP) protocol suite.
Terminology
There are three main components in an SNMP-managed network: managed
devices, agents, and network management systems (NMSs). Other important
terms include managed objects, object identifiers (OIDs) and management
information bases (MIBs).
A network management system (NMS), manager or client is software or
hardware that executes applications to monitor and control devices. It serves as
the human-machine interface in an SNMP-managed network. NMSs provide most
of the processing power and memory required for network management. One or
more NMSs must exist on any managed network.
An agent is a software module that resides in a managed device and serves as an
interface between the NMS and the physical device. An agent has device-specific
knowledge of management information and translates that information into a form
compatible with SNMP.
A managed device (sometimes called a network element) is a network node that
resides on a managed network and contains an SNMP agent. Managed devices
collect and store information that is then available to NMSs via SNMP. In this case,
the managed device is your meter.
A managed object is any one of a number of specific characteristics of a managed
device. Each managed object is identified by a unique object identifier in the
management information base. Each managed object consists of one or more
object instances (or variables).
An object identifier (OID) is a number that uniquely identifies a managed object
in the MIB and associates it with a human readable label.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
A management information base (MIB) is a collection of information that is
organized in a hierarchical tree. It associates the OID of each managed object with
a human readable label, and contains other related metadata. The custom ION
MIB file contains custom OIDs along with a description field that you can modify to
make the values from the meter more readable. The standard MIB file #1213 is
also part of this implementation. It lets you read basic network information for the
meter, for example, TCP/IP traffic, number of packets received, etc.
For information on customizing the variable labels, see “Customizing the MIB File”
on page 130.
The custom MIB file needed for use with your meter can be obtained by contacting
Technical Support or downloading it from www.powerlogic.com.
Using ION Meters with SNMP
This implementation only supports read-only mode. Only the following SNMPrelated identification text strings can be written to the meter: System Contact,
System Name, System Location.
The illustration below demonstrates how SNMP functions with ION meters. Within
the ION meter is the SNMP agent and the SNMP Mapping module (to which you
link the values you want to read from the meter). In this case, the NMS is a
workstation with SNMP manager software. The NMS also contains the custom and
standard MIB files needed to organize the managed objects and to map them to a
custom label.
SNMP over Ethernet
Input 1: Vll a
ION7550/ION7650
NMS
SNMP
Agent
Custom and
Standard MIB files
SNMP Mapping
Module
SNMP Manager
Software
Input 10: I a mean
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
The default parameters linked to the SNMP Mapping modules are:
Vln a
Vll b
Ib
PF sign a
kVAR tot
kWh del
Vln b
Vll c
Ic
PF sign b
kVA tot
kWh rec
Vln c
Vll avg
I a mean
PF sign c
kW sd del-rec
kVARh del
Vln avg
Vunbal
I b mean
PF sign tot
kVAR sd del-rec
kVARh rec
Vll a
Ia
I c mean
kW tot
kVA sd del+rec
kVAh del+rec
Configuring SNMP on ION Meters
To use SNMP with your ION meter, you need to:

Obtain the MIB file from www.powerlogic.com or by contacting Technical
Support and download it onto your NMS.

Enable SNMP in the Ethernet module.

Select the parameters you want to read via SNMP, if different from the defaults,
and link those parameters to an SNMP Mapping module.
Using the front panel
The only configuration you can perform via the front panel is to set the Enable
SNMP register in the Ethernet module to Enabled or Disabled.
Using ION Setup
Configuring the SNMP Mapping module
1. Open ION Setup and connect to your meter in Advanced Mode.
2. Navigate to the SNMP Mapping module folder.
3. Double-click on the module icon in the right-hand pane to open the module
configuration dialog. To insert a new module, select the module folder and click
Insert > Module.
4. To link inputs to the module, double-click on the source in the Input tab then
navigate to the parameter you want to link in the Input Selection dialog.
5. Click Send to save your changes to the meter.
Configuring the Ethernet module
1. Open ION Setup and connect to your meter in Basic Mode.
2. Open the Setup Assistant and navigate to the Network Settings screen.
3. Select Enable SNMP from the TCP/IP tab and click Edit.
4. Select Enabled or Disabled from the list then click OK.
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Page 129
Chapter 7 - Third-party Protocols
ION7550 / ION7650 User Guide
Using ION Enterprise
Configuring the SNMP Mapping module
1. Open your meter in Designer. To add a new SNMP module, drag a new
module from the toolbox.
2. Select the numeric outputs of other modules that you want to read via SNMP and
link them to the inputs of an SNMP Mapping module.
3. Click Send & Save to save your changes to the meter.
Configuring the Ethernet module
1. Open your meter in Designer and navigate to the Ethernet module in the Core
Modules folder.
2. Click on the center of the module icon to open the module configuration dialog.
Select the SNMP Enable setup register and click Modify.
3. Select Enabled or Disabled and click OK.
4. Click Send & Save to save your changes to the meter.
Customizing the MIB File
The ASN (Abstract Syntax Notation) MIB file contains MIB variable definitions for
an MIB module, in this case the ION7550/ION7650 Schneider Electric MIB. The
name of this custom MIB file is ion7x50schneiderMIB.asn.
Below is an example of an OID entry in the MIB:
Variable name
Description
The highlighted sections show the fields that you can edit to make the variables
linked to the SNMP Mapping module (SMM) more readable and the labels more
meaningful. The description field, in quotation marks, can be changed to any text,
including spaces and special symbols. However, the variable name must follow
these rules:

The first character must be a letter.

The first character must be lower case.

The name must not have any special characters (i.e., * ? & , .).

The name must not contain spaces.
For example, if you had SMM1’s OID1 input linked to Vln a, using the default MIB,
the client software would read:
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 7 - Third-party Protocols
However, you can edit the MIB file to use more meaningful labels:
Variable name
Description
In this case, the client software reads:
NOTE
Any fields other than those mentioned above (variable name and description) should not be changed.
Doing so can cause the client software to report problems or return errors when trying to retrieve or view
the parameters.
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Chapter 7 - Third-party Protocols
Page 132
ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 8
Time
This chapter covers the meter’s clock and time synchronization.
For more information, refer to the Time Synchronization & Timekeeping technical
note.
In this chapter
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
Meter Clock ................................................................................................. 134
Configuring the Meter Clock ............................................................................. 134
Clock Module Settings ...................................................................................... 136

Time Synchronization ............................................................................... 137
Page 133
Chapter 8 - Time
ION7550 / ION7650 User Guide
Meter Clock
The Clock module controls the meter’s internal clock, which provides timestamps
for data logged by the device. The clock needs to be configured properly to ensure
that logged data has accurate timestamp information. The Clock module also
receives the time synchronization signals sent to it by the workstation running ION
software, updating the device’s clock when required.
The Clock module’s Clock Source setup register defines how the meter’s internal
clock auto-corrects drift from its internally calculated time. A separate time source
(such as a GPS receiver, an NTP server or a DNP Master) can be used to
synchronize the clock through a communications channel.
NOTE
References to NTP in ION devices or documentation should be interpreted as SNTP.
See the ION Reference for more information on the Clock module.
Configuring the Meter Clock
Use the front panel or ION software to change the meter’s clock settings.
Using the front panel
The Time Setup menu provides access to various time-related parameters in the
meter, such as the synchronization sources and channels used, and the time
offsets applicable to your location.
The Clock Setup sub-menu contains settings for the meter’s time keeping and time
synchronization methods. Changing the settings under Clock Setup alters the
setup register values of the Clock module — the module that provides timestamps
for the data logged by the meter.
TZ offset (hh:mm)
Set this value to the time zone of the meter’s location, relative to Coordinated
Universal Time (UTC). For example, an entry of -08:00 is the correct offset for
Pacific Time in the USA, Canada, and Tijuana. Specify a positive (+) or negative
(–) offset with the Navigation buttons. The value must be non-zero before you can
change its sign.
DST offset (hh:mm)
This setting determines the daylight savings time offset applicable to your location.
The DST offset is the amount of time that the clock is moved when Daylight
Savings time begins or ends. For example, an entry of +01:00 sets a daylight
savings time offset of one hour. Setting DST offset to 0 (zero) disables daylight
savings entirely. Specify a positive (+) or negative (–) offset with the Navigation
buttons. The value must be non-zero before you can change its sign.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 8 - Time
NOTE
The Clock Module’s DST Start and DST Stop setup registers control the start and end times for Daylight
Savings for up to twenty consecutive years. These registers are already configured in the factory for
North American users but can be changed using ION software.
Sync source
This setting determines the port responsible for receiving the time synchronization
signals. Only signals received on the selected port are used to synchronize the
meter’s internal clock; time synchronization signals on all other ports are ignored.
The choices are ETHERNET, ETHERNET - ION, ETHERNET - DNP, COM1,
COM2, COM3 and COM4.
See the Time Synchronization & Timekeeping technical note for more details on
synchronization sources.
Sync type
This setting specifies whether time synchronization signals are received in UTC
(Coordinated Universal Time) or Local Time. The default is set to UTC for ION
Enterprise. Some DNP masters use Local Time.
Clock source
This item determines the time synchronization source. The meter clock can be
synchronized from an internal crystal (Internal), via line frequency (Line Freq) or
through a communications port (COMM). If you are using GPS time
synchronization, change this setting to COMM.
The Set Meter Time sub-menu contains settings for the date and time displayed on
the front panel. The Meter Time settings are dependent upon the configuration of
the Clock Setup menu–-you must set the time zone offset (TZ Offset) prior to
setting the Local Date and Time.
Local date
Use this item to set the meter’s display to the current date. The format of the date
is defined in the General Format Setup menu.
Local time
Use this item to set the meter’s display to local time.
Using ION Setup
The Clock Setup Assistant helps you configure the Clock module.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Clock folder.
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Chapter 8 - Time
ION7550 / ION7650 User Guide
3. Click on the Timezone tab to configure your meter’s clock settings. Select a
parameter and click Edit to change.
4. Click on the DST Settings tab to configure your meter’s daylight savings periods
for up to 20 years. Select a parameter and click Edit to change.
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to the Meter Clock Setup framework.
Right-click on the Clock module to edit.
Clock Module Settings
The setup registers in the Clock module specify time zone, Daylight Savings Time
(DST) parameters and time synchronization functions.
Setup Register
Function
Default
TimeZone
The timezone the device is in, relative to Greenwich Mean Time
0
DST Start
Date and time when DST begins
varies1
DST End
Date and time when DST ends
varies1
DST Offset
The amount of time the clock is changed when DST begins or ends
0
Time Sync Source
The communications port that receives time sync signals
COM1
Time Sync Type
The type of time sync signal (Local or Universal time)
UTC
Clock Source
Specifies the clock’s time synchronization signal source (line frequency, communications
signals, or internal crystal)
Line Freq
Enable NTP Time
Sync
Enables or disable time synchronization via NTP
NO
NTP Time Sync
Interval
Specifies the frequency at which the meter attempts time synchronization via NTP, if enabled
86400
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 8 - Time
1
Typically, the DST Start and DST End registers do not have to be reconfigured for North American
users. The factory defaults are the DST start and end dates in North America for 20 years, in UNIX
time (the number of seconds since 00:00:00 UTC on January 1, 1970).
TIP
When modifying setup registers of the Clock module in Designer, use the Format option to convert
between UNIX and conventional time.
Time Synchronization
Time synchronization lets you synchronize your meter’s internal clock with all of the
other meters, devices, and software in a network. Once synchronized, all data logs
have timestamps that are relative to a uniform time base. This allows you to
achieve precise sequence-of-events and power quality analyses. Use ION
software to broadcast time signals across the network, or utilize an external source
(such as an NTP server or DNP Master) to synchronize your meter’s clock.
See the Time Synchronization & Timekeeping technical note for more information
on implementing time synchronization.
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Page 137
Chapter 8 - Time
Page 138
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Chapter 9
Demand
This chapter explains how to configure and view demand values on your meter.
In this chapter
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
Introduction ................................................................................................ 140

Configuring Demand.................................................................................. 140
Sliding Window Demand Module Settings ........................................................ 141

Displaying Demand .................................................................................... 141
Page 139
Chapter 9 - Demand
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
Demand is a measure of average power consumption over a fixed time interval.
Peak (or maximum) demand is the highest demand level recorded over the billing
period. The method of measuring demand uses Sliding Window Demand modules.
These modules are configured to calculate the average current demand and kW,
kVAR and kVA demand. The setup registers in the demand modules define time
intervals for demand calculations, setting the sensitivity of the module’s operation.
See the ION Reference for more information about these modules.
Configuring Demand
Use ION software to change your meter’s demand settings.
Using the front panel
You cannot configure Demand using the front panel.
Using ION Setup
The Demand Setup Assistant helps you configure Sliding Window Demand. This
screen also contains two registers used for configuring Sliding Window Demand
while the meter is in Test Mode.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Demand folder.
3. Configure Rolling Block demand by selecting a register and clicking Edit.
You can also configure the Sliding Window Demand modules using Advanced
Mode.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 9 - Demand
1. Connect to your meter, using Advanced Mode.
2. Click on the module you want to configure.
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to Demand Setup > Sliding Window
Demand. Right-click on a module to edit.
Sliding Window Demand Module Settings
Sliding Window Demand is often referred to as Rolling Block Demand. To compute
sliding window demand values, the Sliding Window Demand module uses the
sliding window averaging (or rolling interval) technique which divides the demand
interval into sub-intervals. The demand is measured electronically based on the
average load level over the most recent set of sub-intervals. This method offers
better response time than fixed interval methods.
Setup
Register
Function
Default
Sub Intvl
The time, in seconds, in the sliding window demand
sub-interval.
900
#SubIntvls
The number of sub-intervals in the sliding window.
1
Pred Resp
The speed of Predicted Demand calculations; use
higher values for faster prediction (70 to 99
recommended).
70
Update Rate
Defines the update rate of the SWinDemand output
register
End of Sub-Interval
Displaying Demand
View Demand values in the following locations:
Application
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Menu
Navigation
Front Panel
Demand1, Demand2 screens
Press Demand1 and Demand2 softkeys
ION Setup
Demand Display Screen
Display Mode > Demand
Vista
Energy & Demand Screen (SWD)
Revenue Tab
WebMeter
Consumption Screen
Consumption link
Page 141
Chapter 9 - Demand
Page 142
ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 10
Inputs / Outputs
This chapter provides information on the meter’s various digital and analog inputs
and outputs (I/O).
Refer to your Installation Guide for instructions on wiring inputs and outputs and for
the general meter I/O specifications.
In This Chapter
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
Digital I/O .................................................................................................... 144
Specifying a Port in an ION Module.................................................................. 144
Using the Onboard Digital Outputs ................................................................... 146
Using the Onboard Digital Inputs ...................................................................... 148

Analog I/O (optional) .................................................................................. 149
Specifying a Port in an ION Module.................................................................. 149
Using the Analog Inputs .................................................................................... 150
Using the Analog Outputs ................................................................................. 150

Configuring Inputs and Outputs .............................................................. 152
Page 143
Chapter 10 - Inputs / Outputs
ION7550 / ION7650 User Guide
Digital I/O
ION7550 and ION7650 meters offer a variety of I/O combinations. The following
are standard for all meters:

8 digital (status) inputs

4 form A digital (solid-state) outputs

3 form C relay outputs (electromechanical)

2 front panel LED outputs
The digital inputs are ideal for monitoring status or counting pulses from external
dry contacts. Use the Form A outputs for performing end of interval pulsing, load
control and alarm annunciation, and the Form C relays for load switching
applications. The LED outputs are suitable for energy pulsing and alarming.
The meter is also available with an optional I/O card that can include additional
digital inputs. Refer to the meter’s datasheet for the ordering options available on
the optional I/O card. This card does not need to be ordered with your meter; it can
be retrofitted to meters already operating in the field.
Digital Input modules control the meter’s digital inputs. The outputs can be
controlled by Digital Output modules, Pulser modules, or Calibration Pulser
modules. All of these modules act as intermediaries between the hardware port
and the other modules in the meter; they define the characteristics of outgoing
signals or tell the meter how to interpret incoming signals.
See the Digital and Analog I/O technical note for more information on digital inputs
and outputs.
Specifying a Port in an ION Module
Configure the Digital Output, Digital Input, Pulser, and Calibration Pulser modules’
Port setup registers to specify which port handles the outgoing or incoming signals.
To assign a port to one of these modules, simply modify the Port setup register by
picking a port from the enumerated list. This can be done with both Designer and
ION Setup.
Be aware that the enumerated list only displays those ports that are not yet
assigned to another module. For example, the meter’s factory configuration makes
use of Digital Output DO4 (it is already assigned to Calibration Pulser module “kWh
Pulser –D4”). If you create a new Digital Output module and go to set its Port setup
register, the port DO4 will not appear in the list of available ports.
To make a port available, you must first locate the module controlling the port and
set its Port setup register to NOT USED (or delete the module entirely). The port now
appears in the enumerated list.
The following table describes the ports that can be configured (in the Digital Output,
Pulser, Digital Input, and Calibration Pulser modules) to handle digital outgoing or
incoming signals.
Page 144
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 10 - Inputs / Outputs
Standard Output Port Names
Port R1
Digital Output port 1 (Form C Relay)
Port R2
Digital Output port 2 (Form C Relay)
Port R3
Digital Output port 3 (Form C Relay)
Port D1
Digital Output port 4 (Form A Solid-State)
Port D2
Digital Output port 5 (Form A Solid-State)
Port D3
Digital Output port 6 (Form A Solid-State)
Port D4
Digital Output port 7 (Form A Solid-State)
kWh Pulse –LED
LED Output
Alarm LED
LED Output
Standard Input Port Names
Description
Port S1
Digital Input port 1 (Status Input)
Port S2
Digital Input port 2 (Status Input)
Port S3
Digital Input port 3 (Status Input)
Port S4
Digital Input port 4 (Status Input)
Port S5
Digital Input port 5 (Status Input)
Port S6
Digital Input port 6 (Status Input)
Port S7
Digital Input port 7 (Status Input)
Port S8
Digital Input port 8 (Status Input)
Optional Input Port Names
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Description
Description
Port DI1
Digital Input port 9 (Status Input)
Port DI2
Digital Input port 10 (Status Input)
Port DI3
Digital Input port 11 (Status Input)
Port DI4
Digital Input port 12 (Status Input)
Port DI5
Digital Input port 13 (Status Input)
Port DI6
Digital Input port 14 (Status Input)
Port DI7
Digital Input port 15 (Status Input)
Port DI8
Digital Input port 16 (Status Input)
Page 145
Chapter 10 - Inputs / Outputs
ION7550 / ION7650 User Guide
Using the Onboard Digital Outputs
Use the meter’s digital outputs for hardware relay control or pulse counting
applications. For example, your meter’s digital outputs can provide on/off control
signals for capacitor banks, generators, and other equipment. The digital output
ports can also send out status signals or kWh pulses, if the receiving device
determines energy usage by counting pulses.
The meter provides three Form C mechanical relays and four Form A digital (solidstate) relays. All digital outputs can deliver a continuous signal or a pulse.
Contact Schneider Electric for complete information regarding relay applications.
HAZARD OF UNINTENDED OPERATION
• Do not use the ION7550/ION7650 meters for critical control or protection applications
where human or equipment safety relies on the operation of the control circuit.
• An unexpected change of state of the digital outputs may result when the supply power
to the meter is interrupted or after a meter firmware upgrade.
Failure to follow these instructions can result in death, serious injury or equipment
damage.
These outputs can be controlled by Digital Output modules, Pulser modules, or
Calibration Pulser modules, depending on the application. For relay and noncritical control, use the Digital Output module. For pulsing applications, the Pulser
and Calibration Pulser modules are generally used.
CAUTION
HAZARD OF MISAPPLICATION (MISUSE)
Because mechanical relays have limited lifetimes, mechanical KYZ relays are typically
not suitable for energy pulsing applications. For energy pulsing applications, consider
using a Form A output in KYZ mode.
Failure to follow this instruction can result in equipment damage.
Digital Output modules
Both the Form A and Form C relays can be controlled with Digital Output modules,
Pulser modules, or Calibration Pulser modules. By default, six Digital Output
modules (labeled DO-D1 to DO-D3 and DO-R1 to DO-R3) are already created for
this purpose. You can use these modules, or create and configure other modules
to control the output ports.
Page 146

Calibration Pulser modules allow you to generate high accuracy energy
pulses for calibration testing purposes. They integrate instantaneous power
appearing at their inputs.

Digital Output modules accept Boolean inputs, and output a continuous signal
or pulses.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 10 - Inputs / Outputs

Pulser modules convert instantaneous pulses to pulses or transitions.
Refer to the ION Reference for more information about these ION modules.
Configure the settings of the controlling module to match your requirements. The
settings in these modules are as follows:
ION Module
Setup Registers
Available Settings
Creation Default
Description
Port
Not Used
Port DO1
Port DO2
Port DO3
Port DO4
Port R1
Port R2
Port R3
kWh Pulse –LED
Alarm LED
Not Used
The output hardware channel
Pulse Width
0 to 2000000
0
Pulse Width, in seconds
(0 for continuous pulse)
Polarity
Inverting or Non-Inverting
Non-Inverting
Inverted or non-inverted output
EvLog Mode
Log on or Log off
Log off
Whether or not to log status changes in
the Event Log
Port
As per Digital Output, above
Not Used
The output hardware channel
PulseWidth
0.020 to 2000000
1
Pulse width, in seconds
OutputMode
Pulse or KYZ
Pulse
Full pulse or KYZ (transition pulse)
Polarity
Inverting or Non-Inverting
Non-Inverting
Inverted or non-inverted output
Port
As per Digital Output, above
Not Used
The output hardware channel
Pulse Width
0.010 to 1.000
0.05
Pulse Width, in seconds
Kt
0.01 to 1000000000
1.8
Watts per pulse
Int Mode
Forward, Reverse, Absolute, or
Net
Absolute
Integration modes that may be
selected
OutputMode
Pulse or KYZ
Pulse
Full pulse or KYZ (transition pulse)
Digital Output
Pulser
Calibration
Pulser
Ensure that the module’s Port setup register matches the meter’s output that you
want to control. If the port you want to use does not appear in the Port setup
register’s list, it means that port is in use by another module. Edit the Port setup
register of the module using that port and set it to NOT USED – the port will then be
available to other modules.
Calibration pulsing relay DO4
Solid-state relay DO4 is factory configured for calibration pulsing and requires no
further setup. The Calibration Pulser module labeled kWh Pulser –D4 controls this
port. By default, the module is linked to the kW del+rec output of the Arithmetic
module labeled “del, rec” in the Demand Framework. This Arithmetic module is
linked to the MU Power Meter module’s MU kW tot output. The port will output a
pulse for every 1.8 Wh accumulated (in NORMAL or TEST mode); this is the same
pulsing rate as the middle LED on the front panel of the meter. See the Energy
Pulsing chapter for more information.
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Page 147
Chapter 10 - Inputs / Outputs
ION7550 / ION7650 User Guide
Alarm LED
Use the red (bottom) LED on the front panel of the meter for custom alarming
applications. It can be linked to a framework to provide event notification. Possible
applications include sag/swell alarming, setpoint annunciation, and tariff
notification. Like all outputs on the meter, this port can be controlled by a Digital
Output, Pulser, or Calibration Pulser module.
Using the Onboard Digital Inputs
Use the meter’s digital inputs for status monitoring or pulse counting applications.
Status monitoring can help prevent equipment damage, improve maintenance, or
track security breaches. Some common status monitoring applications are
monitoring the closed/open positions of breakers, on/off status of generators,
armed/unarmed conditions in a building alarm system, and over/under pressures
of transformers.
Digital Input modules control the function of each status input, telling the meter how
to interpret incoming signals. Digital Input modules can be linked with other
modules for counting status changes.
Digital Input modules
The meter provides eight default Digital Input modules (labeled DI-S1 to DI-S8) for
the onboard status inputs. Configure the settings of the controlling module to match
your requirements.
NOTE
The Digital Inputs on the Optional I/O card are controlled by the Digital Input modules I/O-S1 to I/O-S8.
However, on the Optional I/O card itself, the inputs are labelled DI1 to DI8
The settings in the Digital Input modules are as follows:
Setup Register
Available Settings
Creation Default
Description
Input Mode
Pulse or KYZ
Pulse
Complete pulse or KYZ transition pulse
EvLog Mode
Log Off or Log On
Log Off
Whether or not to log status changes in the Event Log
Debounce
0 to 65.25
0.010
Mechanical contact bounce, in seconds
Polarity
Non-Inverting or Inverting
Non-Inverting
Non-inverted (or level) pulse
Port
Not Used
Port DI1
Port DI2
Port DI3
Port DI4
Port DI5
Port DI6
Port DI7
Port DI8
Not Used
The input hardware channel controlled
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 10 - Inputs / Outputs
Analog I/O (optional)
Analog I/O ports are found on the optional I/O card, which can include analog
inputs and/or analog outputs or additional digital inputs. Use analog inputs to
monitor a wide range of conditions, such as flow rates, RPM, fluid levels, oil
pressures and transformer temperatures. Analog outputs let you output real-time
power to an RTU or perform equipment control operations.
See the meter’s datasheet for the ordering options available on the optional
I/O card.
NOTE
The optional I/O card does not need to be ordered with your meter; it can be field retrofitted.
See the Digital and Analog I/O technical note for more information on analog inputs
and outputs.
Your meter uses Analog Input and Analog Output modules for analog I/O. See the
ION Reference for more information on these modules.
Specifying a Port in an ION Module
Configure the Analog Output and Analog Input modules’ Port setup registers to
specify which port handles the outgoing or incoming signals. To assign a port to
one of these modules, simply modify the Port setup register by picking a port from
the enumerated list. This can be done with both Designer and ION Setup.
The following table describes the ports that can be configured in the Analog Input
and Analog Output modules to handle outgoing or incoming analog signals.
Optional Output Port Names
Port AO1
Analog Output port 1
Port AO2
Analog Output port 2
Port AO3
Analog Output port 3
Port AO4
Analog Output port 4
Optional Input Port Names
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Description
Description
Port AI1
Analog Input port 1
Port AI2
Analog Input port 2
Port AI3
Analog Input port 3
Port AI4
Analog Input port 4
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Chapter 10 - Inputs / Outputs
ION7550 / ION7650 User Guide
Using the Analog Inputs
Use the analog inputs to measure and store analog information such as electrical
signals from transducers (from flow rates, temperatures, pressures, rotations, and
fluid levels). Analog Input modules control the analog inputs.
Analog Input modules
The optional I/O card provides four analog inputs. By default, four Analog Input
modules (labeled AI1 to AI4) are already created for this purpose. Configure the
settings of the controlling module to match your requirements. The settings in these
modules are as follows:
Available
Settings
Setup
Registers
Creation
Default
Description
Port
Not Used or
AI1 to AI4 inclusive
Not Used
The input hardware channel
Full Scale
-1 x 109 to 1 x 109
1
Defines what value appears in the ScaledValu output
register when the highest possible value from the
hardware is applied
Zero Scale 1
-1 x 109 to 1 x 109
0
Defines what value appears in the ScaledValu output
register when the lowest possible value from the
hardware is applied
1
An arbitrary input value can be treated as the Zero Scale (i.e., a 4-20mA input is capable of
generating a 0 to X output).
Using the Analog Outputs
Your meter’s analog outputs act as transducers. The meter measures power and
energy, and then sends that information via the analog outputs to a remote terminal
unit (RTU). The analog outputs issue industry standard 0 to 20 mA current signals.
They are controlled by the Analog Output modules.
HAZARD OF UNINTENDED OPERATION
• Do not use the ION7550/ION7650 meters for critical control or protection applications
where human or equipment safety relies on the operation of the control circuit.
• The electrical signal on the output is DC. Make sure proper polarity is observed when
wiring external devices to the analog output ports.
Failure to follow these instructions can result in death, serious injury or equipment
damage.
Analog Output modules
The optional I/O Card provides four analog outputs. By default, four Analog Output
modules (labeled AO1 to AO4) are already created for this purpose. Configure the
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 10 - Inputs / Outputs
settings of the controlling module to match your requirements. The settings in these
modules are as follows:
Setup
Registers
Available
Settings
Creation
Default
Description
Port
Not Used
AO1 to AO4 inclusive
Not Used
The output hardware channel
Full Scale
-1 x 109 to 1 x 109
1
Defines what value appears in the ScaledValu
output register when the highest possible value
from the hardware is applied
Zero Scale
-1 x 109 to 1 x 109
0
Defines what value appears in the ScaledValu
output register when the lowest possible value from
the hardware is applied
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Chapter 10 - Inputs / Outputs
ION7550 / ION7650 User Guide
Configuring Inputs and Outputs
Use ION software to configure the meter’s I/O framework.
Using the front panel
You cannot configure I/O using the Front Panel.
Using ION Setup
The Inputs/Outputs Setup Assistant helps you configure your meter’s onboard and
optional expansion I/O card’s analog and digital inputs and outputs. See the
Energy Pulsing chapter for information on configuring the Calibration Pulser
modules in ION Setup.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to either the Onboard I/O or the
Expansion I/O folder, and select the I/O type you want to configure.
The tabs on the I/O screens correspond to the associated modules (for example,
Onboard I/O > Digital Outputs > R1 allows you to configure Digital Output
module R1). Click on the tab you want to edit.
3. To edit a value, select the parameter and click Edit.
4. To link a Digital Input or Analog Input module to a source (by default, none are
linked), select Source and click Edit. Navigate to the source register you require
and click OK
NOTE
To view all possible ION parameters, click the Show all available registers checkbox.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 10 - Inputs / Outputs
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to the Advanced Setup framework.
Click on the appropriate grouping object (Digital Inputs, Digital Outputs or Analog
I/O) and right-click the module you want to edit.
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Chapter 10 - Inputs / Outputs
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ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 11
Energy Pulsing
This chapter provides instructions for configuring energy pulsing on your meter.
In this chapter
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
Introduction ................................................................................................ 156

Configuring Energy Pulsing ..................................................................... 156
Pulser Module Settings ..................................................................................... 157
Calibration Pulser Module Settings ................................................................... 159

Energy Pulsing with LEDs ........................................................................ 160
Page 155
Chapter 11 - Energy Pulsing
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
Your meter uses Calibration Pulser modules and Pulser modules for energy
pulsing.
The Pulser module serves as an intermediary between other modules’ pulse output
registers (accepting them as pulse inputs) and a hardware output channel on the
device. These modules are capable of sending pulses or pulse transitions to any
hardware output channel.
CAUTION
HAZARD OF MISAPPLICATION (MISUSE)
Because mechanical relays have limited lifetimes, mechanical KYZ relays are typically
not suitable for energy pulsing applications. For energy pulsing applications, consider
using a Form A output in KYZ mode.
Failure to follow this instruction can result in equipment damage.
The Calibration Pulser module is a highly accurate energy pulser used for verifying
calibration on meters employed in billing applications. This module type serves as
an intermediary between the power (kW, kVAR or kVA) outputs of the Power Meter
module and a device’s hardware output channel.
See the ION Reference for more information on these modules.
Configuring Energy Pulsing
Use ION software to change your meter’s energy pulsing settings.
Using the front panel
You cannot configure Energy Pulsing using the front panel.
Using ION Setup
The Energy Pulsing Setup Assistant helps you configure the Calibration Pulser
modules.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Energy Pulsing.
Page 156
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 11 - Energy Pulsing
3. Click any of the first four tabs; each tab corresponds to a Calibration Pulser
module. Configure each module as necessary.
4. Click the End of Interval tab to configure the end of energy pulsing.
You can configure both the Calibration Pulser and Pulser modules using
Advanced Mode.
1. Connect to your meter, using Advanced Mode.
2. Click the module you want to configure.
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to the Energy Pulsing Setup
Framework. Right-click a module to edit.
Pulser Module Settings
The Pulser module contains the following setup registers:
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Setup
Register
Function
Pulse Width
This register specifies the width of the output pulses (in seconds).
1
OutputMode
This register defines whether the output is a complete pulse or a
transition pulse (KYZ).
Pulse
Polarity
This register specifies the polarity of a pulse output. It has no
effect if OutputMode is KYZ.
Non-inverting
Port
This register specifies which hardware port the output appears
on. Only those hardware channels that are still available appear
in this list.
Not Used
Default
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Chapter 11 - Energy Pulsing
ION7550 / ION7650 User Guide
Five common parameters (kWh del, kWh rec, kVARh del, kVARh rec, and kW sd
del) are already linked to the Pulser modules for you.
NOTE
No hardware channel is pre-selected in order to prevent unintended operation. To make use of these
links, you must configure the Pulser modules’ Port setup registers to the appropriate hardware port that
receives the output.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 11 - Energy Pulsing
Calibration Pulser Module Settings
Configure the solid-state output D4 for calibration pulsing by editing the setup
registers of the Calibration Pulser module labeled “kWh Pulser –D4”. By default,
the output on a standard meter generates a pulse for every 1.8 Wh accumulated.
This is the same pulsing rate as the middle front panel LED (controlled by a
Calibration Pulser module labeled “kWh Pulser –LED”). Modify the pulsing rate of
either channel by changing the value of the Kt setup register of the Calibration
Pulser module controlling them (see below).
The following setup registers are available in the Calibration Pulser module:
Setup
Register
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Function
Default
Pulse Width
This register specifies the width of the pulses sent to the
hardware channel (in seconds). The Calibration Pulser module
maintains a minimum duty cycle of 50% on the output pulse train.
0.05
Kt
The numeric bounded register defines how much energy the
module accumulates before a pulse is sent to the hardware
channel. An industry standard for energy pulsing is 1.8, or one
pulse per 1.8 energy-hours.
1.80
Int Mode
Specifies the modes of integration that may be selected.
Absolute
OutputMode
This register specifies whether the output is a complete pulse
(Pulse) or a change of state transition (KYZ).
Pulse
Port
This register specifies which hardware port the pulse/KYZ
transition appears on. Only those hardware channels that are still
available appear in this list.
Not Used
Page 159
Chapter 11 - Energy Pulsing
ION7550 / ION7650 User Guide
Energy Pulsing with LEDs
The middle red LED on the meter’s front panel is factory configured to be an energy
pulser. Like solid-state relay output DO4, the kWh Pulser –LED is controlled by a
Calibration Pulser module that has its Source input linked to the kW del+rec output
of the Arithmetic module labeled “kW del, rec”. This Arithmetic module is linked to
the MU Power Meter module’s MU kW tot output. The LED port outputs a pulse for
every 1.8 Wh accumulated (in both NORMAL and TEST mode).
DIGITAL OUTPUTS
kWh Pulser D4
rear of unit
(bottom right)
kWh Pulser
1.8 Wh pulsing (default)
front panel
Changing the value for the Kt setup register of the controlling Calibration Pulser
module lets you modify the pulsing rate of either channel. If you want to configure
the LED port for a different pulsing application, you must re-link the Source input to
the output register of a different instantaneous power quantity in one of the
Arithmetic modules in the Demand Framework. Ensure that the quantity you
choose originates from the MU (meter units) Power Meter module.
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Chapter 12
Logging and Trending
This chapter provides information regarding the data logging, event recording and
trending and forecasting capabilities of the meter.
In this chapter

Introduction ................................................................................................. 162

Data Logging .............................................................................................. 162
Configuring Data Logging ................................................................................. 162
Default Logging Configuration .......................................................................... 166
Viewing Data Logs ............................................................................................ 170

Event Logging ............................................................................................ 171
Displaying Events ............................................................................................. 172

Logging and Recording Capacity ............................................................. 173

Trending and Forecasting ......................................................................... 174
Configuring Trending and Forecasting ............................................................. 174
 Viewing Trending and Forecasting Data ........................................................... 175
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Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
Your meter includes data logging and event recording capabilities. Data and event
logs recorded by the meter are prioritized and stored onboard. This data is then
retrieved periodically by the ION Log Inserter Service or another third party
application.
If you use ION Enterprise software, all retrieved data from your system is stored in
an ODBC-compliant database. The information in the database can be viewed and
analyzed using ION Enterprise software applications such as Vista (for viewing) or
Web Reporter (for organizing and presenting data). For more information on Vista
and Web Reporter, see the online ION Enterprise Help.
Your meter also has trending and forecasting capabilities to track specified
quantities over time and forecast what the value of those quantities will be in the
future. Trending and forecasting data can be viewed through the meter’s web
pages.
Data Logging
Your meter ships with a comprehensive data-logging configuration. The data
recording frameworks contain Data Recorder modules, Waveform Recorder
modules, and Periodic Timer modules. Data Recorder and Waveform Recorder
modules are responsible for logging the power system data. The Periodic Timer
modules control the recording frequency of the recorder modules to which they are
linked.
To learn more about these modules, consult the ION Reference.
NOTE
Changing logging settings will reset logged values. Ensure that all important data has been recorded
before you make changes.
See “Default Logging Configuration” on page 166 for detailed information about
your meter’s pre-configured Data Recorder modules.
Configuring Data Logging
Use ION software to change your meter’s logging settings.
Using the front panel
You cannot configure Logging using the front panel.
Using ION Setup
The Logging Setup Assistant helps you configure meter data logging.
Page 162
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 12 - Logging and Trending
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Logging folder.
Use the three screens (Memory, Revenue Log and EnergyDemand Log) to
configure various logging settings.
Memory screen
3. Select the Memory screen to re-allocate meter memory.
4. Select the Log you want to configure and click Edit. You can change both the
Duration (days) and Records for most logs. Notice how changing these
parameters affects the meter memory allocated to that log.
Revenue Log screen
5. Select the Revenue Log screen to configure Data Recorder #1 (the Revenue
Log).
6. Click the Channels tab to edit, link or unlink revenue parameters.
7. Click the Interval/Depth tab to edit the interval and duration of the revenue log.
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Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
EnergyDemand Log screen
8. Select the EnergyDemand Log screen to configure Data Recorder #10
(EnergyDemand Log).
9. Click the Channels tab to edit, link or unlink EnergyDemand log parameters.
10. Click the Interval/Depth tab to edit the interval and duration of the
EnergyDemand log
Changing the parameters that are logged
The meter’s factory configuration logs a comprehensive set of energy, power and
harmonics parameters. If you are comfortable editing module links, you can
change the logged parameters by linking the output registers you want logged to
the inputs of a Data Recorder module.
NOTE
Adding or deleting a log’s parameters is an advanced procedure, as it requires changes to links between
modules; use the Designer component of ION Enterprise (refer to the Designer section of the online
ION Enterprise Help) or ION Setup.
Changing waveform recording
The Waveform Recorder modules do not require changes to their default settings.
If you want to change the format of the recorded waveforms, refer to the Waveform
Recorder module description in the ION Reference.
NOTE
If you are generating COMTRADE waveform data records, the associated Waveform Recorder
modules cannot be modified unless the COMTRADE module’s Enable/Disable register is set to DISABLE.
If the Waveform Recorder modules are not configured identically (have the same setup register values)
the COMTRADE module will not go online.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 12 - Logging and Trending
Default logging capacity
The following table summarizes the default recording depths and recording
intervals of the various Data Recorders and Waveform Recorders in the meter.
Meters with IEC 61850 functions can only support 5 MB of on-board memory.
NOTE
Default logging depth is set differently for 5 MB on-board memory (“one-month”) and 10 MB (“threemonth”) option meters. See the table below for more information.
Depth
Data
Recorder
Number
Log Name
Interval
5 MB
10 MB
1
Revenue Log
3360 (35 days)
9120 (95 days)
900 seconds (15 minutes)
9
Loss Log
3360 (35 days)
9120 (95 days)
900 seconds (15 minutes)
2, 3, 4
Historic Logs (3 data recorders)
3360 (35 days)
9120 (95 days)
900 seconds (15 minutes)
7, 8
Harmonics Logs (2 data recorders)
840 (35 days)
2280 (95 days)
3600 seconds (1 hour)
N/A
Waveform recording (waveform recorders:
8 for ION7550, 14 for ION7650)
30
30
Triggered on demand
N/A
COMTRADE records1
1
1
Triggered by Waveform
recording
10
Report Generator Log (EgyDmd Log)
3360 (35 days)
9120 (95 days)
900 seconds (15 minutes)
5
Sag/Swell Log
100
100
Triggered on demand
6
Transient Log (ION7650)
100
100
Triggered on demand
N/A
Event Log (Event Log Controller module)
500
500
Triggered on demand
13 - 15
Trend Display Logs (3 data recorders)2
1345
1345
900 seconds (15 minutes)
11 - 12, 17 - 36
EN50160 Logs (22 data recorders)
(ION7650 with EN50160 ordering option only)
Varies3
Varies
Daily, weekly, 10 minutes, ...
16, 37, 38
4-30 Logs (3 data recorders for ION7650)
Varies4
Varies
3 second, 10 minute, 2 hour
1
2
3
4
See the COMTRADE and ION Technology technical note for more details.
These logs only gather data for the trend displays on the front panel and are not related to the
trending and forecasting feature, which is displayed through the meter’s web pages.
See the Power Quality: ION Meters and EN50160 technical note for more details.
See the 4-30 Compliance and ION Meters technical note for more details.
Changing the log depths
Change the value in the Data Recorder’s Depth setup register to increase the
number of records stored in the recorder. The RecordMode setup register controls
how the Data Recorder overwrites old records; refer to the Data Recorder module
description in the ION Reference before changing this setup register.
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Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
Changing the frequency of logging
The six Periodic Timer modules that control the frequency of different data recording
are as follows:

“Revenue Log Trg” controls the frequency of the logging of revenue values.

“Loss Log Trg” controls the frequency of Loss Compensation Data logging.

“EgyDmd Log Trg” controls the frequency of logging for the Energy and Demand
Log (this log is used for generating reports using Reporter).

“Hist Log Trg” controls the frequency of Historic Data logging.

“Harm Log Trg” controls the frequency of Harmonics logging.

“Dsp Trnd Lg Trg” controls the frequency of Trend Display logging.
NOTE
Programming your meter to write any data recorder at continuous intervals shorter than 60
seconds (heavy logging configuration) may cause loss of data in the event of power loss.
Use an uninterruptible power supply (UPS) for heavy logging configurations if data needs to
be available after a power cycle.
Change the value in the Period setup register to change the frequency of data
logging (Period values are specified in seconds).
Default Logging Configuration
The following sections describe each Data Recorder and the parameters it logs.
Revenue Log
The Revenue Log is configured for use with UTS MV-90 billing software. The
default values logged by the Revenue Log are as follows:
Parameter
Description
kWh del int
Interval kWh delivered
kWh rec int
Interval kWh received
kVARh del int
Interval kVARh delivered
kVARh rec int
Interval kVARh received
Historic data logging
Three data recorders are used to record standard power system quantities, such
as phase current, phase voltage and power factor. These recorders are labeled
Hist Mean Log, Hist High Log, and Hist Low Log. By default, they log the following
ION output register values:
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Chapter 12 - Logging and Trending
Hist Mean Log
Hist High Log
Hist Low Log
Vll ab mean
I avg mean
Vll ab high
I avg high
Vll ab low
I avg low
Vll bc mean
I 4 mean
Vll bc high
I 4 high
Vll bc low
I 4 low
Vll ca mean
kW tot mean
Vll ca high
kW tot high
Vll ca low
kW tot low
Vll avg mean
kVAR tot mean
Vll avg high
kVAR tot high
Vll avg low
kVAR tot low
V unbal mean
kVA tot mean
V unbal high
kVA tot high
V unbal low
kVA tot low
Ia mean
PF lag mean
Ia high
PF lag high
Ia low
PF lag low
Ib mean
PF lead mean
Ib high
PF lead high
Ib low
PF lead low
Ic mean
Freq mean
Ic high
Freq high
Ic low
Freq low
Loss log
The Loss Log recorder is configured to record loss values. By default, it logs the
following ION parameters:
Parameter
Description
MU Ia^2h int
Phase A interval current squared hours
MU Ib^2h int
Phase B interval current squared hours
MU Ic^2h int
Phase C interval current squared hours
MU Vll ab^2h int
Phase A interval voltage Line-to-Line squared hours
MU Vll bc^2h int
Phase B interval voltage Line-to-Line squared hours
MU Vll ca^2h int
Phase C interval voltage Line-to-Line squared hours
Harmonics logging
Two recorders provide various harmonics logs, including K-factor and Total
Harmonics Distortion (THD). These recorders are labeled Harm Mean Log and
Harm High Log. By default, they log the following ION output register values:
Harm Mean Log
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Harm High Log
V1 THD mean
I1 K Fac mean
V1 THD high
I1 K Fac high
V2 THD mean
I2 K Fac mean
V2 THD high
I2 K Fac high
V3 THD mean
I3 K Fac mean
V3 THD high
I3 K Fac high
I1 THD mean
I1 THD high
I2 THD mean
I2 THD high
I3 THD mean
I3 THD high
Page 167
Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
ION Enterprise reporting
The EgyDmd Log data recorder is configured to provide power system data for the
Reporter component of ION Enterprise software. If any input links to this module
are changed, Reporter will not be able to create reports from the device’s logs. If
you use Reporter, do not change the parameters that are logged in the EgyDmd
Log.
Sag/Swell and Transient logging
The meter logs the following ION output register values:
Sag/Swell Log
DistDur
DistV1Engy
DistV2Engy
DistV3Engy
DistV1Min
DistV2Min
DistV3Min
DistNominal
DistV1Max
DistV2Max
DistV3Max
SwellLim
DistV1Avg
DistV2Avg
DistV3Avg
SagLim
Transient Log (ION7650 only)
TranV1Dur
TranV2Max
TranNominal
PT Sec
TranV1Max
TranV3Dur
Threshold
CT Prim
TranV2Dur
TranV3Max
PT Prim
CT Sec
Refer to the COMTRADE and ION Technology technical note for information about
COMTRADE records.
Trend display logging
Three data recorders are used to provide trend display logging. The data recorders
and the ION output registers they log are as follows:

V-Trend Log: Vll avg trend

I-Trend Log: Iavg trend

P-Trend Log: kW tot trend
These logs gather data for the front panel trend displays. They are not related to
the trending and forecasting feature, which is displayed through the meter’s web
pages.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 12 - Logging and Trending
EN50160 compliance logging (ION7650 with EN50160 ordering option only)
By default, 22 Data Recorders are used for logging EN50160 compliance
parameters.
Data Recorder
EN50160 Component Logged
Data Recorder
EN50160 Frq/Mg
Power Frequency and Supply Magnitude
EN50160 Vunbal
EN50160 Flicker
Flicker
EN50160 Hrm Vlt
EN50160 Component Logged
Voltage Unbalance
Harmonics (up to 40th)
EN50160 Vlt Dp1
EN50160 Ihm Vlt
EN50160 Vlt Dp2
EN50160 MSignal
EN50160 Vlt Dp3
Supply Voltage Dips
EN50160 Prm-f/V
EN50160 Vlt Dp4
EN50160 Prm-Flk
EN50160 Vlt Dp5
EN50160 Prm-VDp
EN50160 Intrp
Short/Long Interruptions
EN50160 Prm-Vlr
EN50160 Ovrvlt1
EN50160 Ovrvlt2
Mains Signalling Voltage
EN50160 Prm-OV
Temporary Overvoltages
Parameter data
These data recorders are disabled by
default (see below).
EN50160 PrmHrm1
EN50160 Ovrvlt3
EN50160 PrmHrm2
The ION7650 logs EN50160 counter data for present and previous observation
periods as well as EN50160 events. EN50160 parameter data logging (from seven
“Prm” data recorders) is disabled by default. Enable or disable EN50160
Parameter Logging via the default Power Quality Vista diagram.
For more information about EN50160 data logging, see the Power Quality: ION
Meters and EN50160 technical note.
4-30 logging (ION7650 only)
Three data recorders are used to log parameters related to 4-30 compliance and
to create reports.
Data Recorder
4-30 Parameters Logged
 Voltage Disturbances
4-30 3s Log
 V1-RMS (Root-Mean-Square)
 V2-RMS
 V3-RMS
 THD (Total Harmonic Distortion)
4-30 10m Log
 Vneg/Vpos
 Vzero/Vpos
 V-Overdeviation
 V-Underdeviation
 Frequency
4-30 2hr Log
 Flicker (deviation expressed as a percentage of nominal voltage; available in 10-minute
and 2-hour reports only)
 Unbalance
For more information on 4-30 compliance, see the 4-30 Compliance and ION
Meters technical note.
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Chapter 12 - Logging and Trending
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Viewing Data Logs
See the Web Reporter chapter for more information on viewing data logs and
creating reports using ION Enterprise. To view data logs using ION Setup, follow
the instructions below.
1. Open your meter in ION Setup, using Basic Mode.
2. Navigate to View > Data Screens > Data Recorders. The following logs are
available for viewing:
Page 170

Average Harmonics

Energy & Demand

Historic Average, Historic Highs, Historic Lows

Maximum Harmonics

Revenue Log

Sags & Swells

Transformer Losses

Transients (ION7650 only)

4-30 10minLog, 4-30 150-180cycleLog, 4-30 2hrLog, 4-30 FlickerLog
(ION7650 only)
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Chapter 12 - Logging and Trending
Event Logging
Events produced by a meter’s various ION modules are prioritized and grouped to
facilitate custom logging. Each event is assigned a priority group number based on
its type and severity.
ION event priority groups
Some event groups are preset with a Priority Number as shown in the table below.
You can also define your own priority number for some modules. Priority numbers
from 128-191 appear in the global event log viewer in ION Enterprise software.
Priority numbers from 192-255 are logged, initiate a beep and cause the window to
flash. You can customize these responses; for example, to display messages or
perform netsend messages.
Event Group
Priority
Number
Description
Reset
Module reset or re-synchronized
5
Setup Change
Module setup changes (setup register changes, label changes, input handle
changes)
10
Input Register Change
Inputs of certain modules change value (ie, input to And/Or module changes)
15
I/O State Change
I/O state changes (ie, relay closes)
20
Information
Module produces important user information
25
Warning
A warning is produced
30
EN50160 Event (ION7650 with
EN50160 ordering option only)
An EN50160 Counter (N1 or N2) increases
50
Failure
A failure has occurred
255
Setpoint
Setpoint condition goes Active or Inactive (ie, Sag/Swell module detects a
disturbance)
programmable
via module setup
The Event Log Controller module allows you to set a priority cutoff for event
logging. Any events with a priority number greater than the cutoff value are logged,
and events with lower priorities are discarded. Refer to the individual module
descriptions and the Event Log Controller module description in the
ION Reference for more details.
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Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
External ION events
Some events are not produced by a specific module. These events are generated
internally by the meter. Their associated priority levels are shown in the following
table.
Event
Group
Description
Priority Number
Factory initialize performed
Firmware or memory upgrade performed
Meter power-up or power-down
Warning
Internal modem not responding or modem recovered
30
Battery low
Telnet or serial terminal locked out
Security disabled or enabled
Failure
Communications fail to allocate required memory
255
Displaying Events
View Events in the following locations:
Application
Page 172
Menu / Screen
Navigation
Front Panel
Event Log
Press Events softkey
ION Setup
Event
Display Mode > Data Recorders folder > Event
Vista
Meter Events
System & Logs tab > Meter Events object
WebMeter
N/A
N/A
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Chapter 12 - Logging and Trending
Logging and Recording Capacity
The meter provides both data and event logs. The amount of memory required to
store these logs depends on the number of parameters being logged and the
frequency with which these parameters are logged.
The following equation can help determine the amount of memory required to store
data and event logs:
each record consumes (in Bytes) = [(number of parameters * 5) + 8]
The meter can also perform waveform recording. It can simultaneously capture
events on all channels to a maximum of 96 cycles each.
To calculate the waveform memory usage, use the following formula:
waveform memory usage (in Bytes) = [2*(number of samples per cycle) + 10]*
(number of cycles in waveform) + 30
NOTE
Round up to the next kilobyte after each of the above calculations.
The Memory tab in the Logging folder of the ION Setup Assistant displays the
memory allocated to each log and the meter’s total in-use and available logging
memory.
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Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
Trending and Forecasting
The Trending and Forecasting feature of the ION7550/ION7650 enables you to
monitor changes in specified quantities over a period of time and view forecasted
values for those quantities. Trending and forecasting data can be useful for
analyzing changes in load and power quality and forecasting values such as
demand.
The data used for trending and forecasting is logged for the following intervals:

Every hour for the last 24 hours

Every day for the last month

Every week for the last 8 weeks

Every month for the last 12 months
NOTE
Forecasted values are not calculated for the weekly and hourly intervals. Only trend data can be viewed
for these intervals.
The default parameters that are logged for trending and forecasting are:
kW sd del-rec (demand)
Freq (frequency)
Vll ab
I a mean
Vll bc
I b mean
Vll ca
I c mean
Vll avg
I avg mean
View the trending and forecasting data via the meter’s web pages. See “Viewing
Trending and Forecasting Data” on page 175 for more information.
For more information on the Trending and Forecasting module, refer to the ION
Reference.
Configuring Trending and Forecasting
The trending and forecasting feature does not need to be configured if you want to
use the default settings. You only need to give the meter time to accumulate data.
Using ION software, you can configure the meter to monitor different values than
the default values or use a different start day of the week than the default day
(Monday).
NOTE
Changing the start day of the week or the input resets the module. All currently accumulated data is lost.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 12 - Logging and Trending
Using the front panel
You cannot configure trending and forecasting via the front panel.
Using ION Setup
Use ION Setup in Basic mode to set a different start day of the week from the
default and in Advanced mode to link and re-link inputs to monitor.
Setting a new day for Start of the Week
1. Open ION Setup and connect to your meter in Basic mode.
2. Open the Setup Assistant and navigate to the Clock screen.
3. Select the Start of the Week entry and click Edit.
4. Select the new Start of the Week day from the drop-down list and click OK.
Linking a different Source input
1. Open ION Setup and connect to your meter in Advanced mode.
2. Navigate to the Trending and Forecasting module folder. Select the module you
want to configure from the right hand pane.
3. Select Source on the Inputs tab and click Edit to link or re-link a module to a
source.
4. Click Send to save your changes to the meter.
Using ION Enterprise
Open your meter in Designer and navigate to the Trending and Forecasting module
you want to configure. Right-click on the module to edit its setup register.
Viewing Trending and Forecasting Data
Use the meter’s web pages to view the trending and forecasting graphs. The data
used on the trending and forecasting web page is updated once an hour.
Before you can view the graph on the web page, you need to install the ActiveX
control. You can get the necessary “ProEssentials Graph Install.exe” file in the
following locations:

If you have the latest version of ION Setup on your workstation, navigate to
/.../ION Setup/ProEssentials Graph Install.exe.

Download “ProEssentials Graph Install.exe” from the ION7550/ION7650
Support page on www.powerlogic.com.
Double-click on the .exe file and follow the installation wizard to install the ActiveX
control on your workstation. Once you have the ActiveX control, you can follow the
instructions below to view the trending and forecasting graphs on the meter’s web
pages.
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Chapter 12 - Logging and Trending
ION7550 / ION7650 User Guide
To view the meter’s trending and forecasting web pages
1. Enter the meter’s IP address into your browser’s address field.
2. Select Trending & Forecasting from the menu on the Monitoring screen. The
Trending and Forecasting screen appears.
NOTE
If you have not installed the ActiveX control, a message appears on the Trending and Forecasting
screen informing you that you are missing the ActiveX control and instructing you on where to find it.
3. Select the quantity and the time interval (range) you want to view from the dropdown menus.
4. The graph for the selected quantity and interval appears on the screen.
The meter must accumulate sufficient data in order to calculate trends and
forecasts. The time needed to accumulate data varies depending on the interval
you want to view. The meter must accumulate data for at least two of the specified
intervals; for example, if you want to view the daily graph, the meter must have
accumulated data for at least two previous days before the current day. Since the
data needs to be accumulated over time in order to build a useful profile, it is
important that it persists through power cycles. For this reason, the data
accumulated by the module is backed up to the meter’s non-volatile memory every
hour.
For more information on the meter’s other web pages, refer to the WebMeter
Internal Web Server technical note.
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Chapter 13
Revenue
This chapter provides instructions for configuring instrument transformer
correction, transformer line loss compensation and time of use.
For more information on revenue metering with the ION7550/ION7650, see the
Revenue Meter product option document.
In this chapter
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
Instrument Transformer Correction (ITC) ................................................ 178
Configuring ITC................................................................................................. 178

Transformer Line Loss Compensation (TLC) .......................................... 180
Configuring TLC................................................................................................ 180

Time of Use................................................................................................. 182
Configuring Time of Use ................................................................................... 182
Time Of Use Module Settings ........................................................................... 183
Displaying Time of Use ..................................................................................... 184
Page 177
Chapter 13 - Revenue
ION7550 / ION7650 User Guide
Instrument Transformer Correction (ITC)
Instrument Transformer Correction (ITC) allows you to correct for inaccuracies in
the current transformers (CTs) and potential transformers (PTs). The primary
application for instrument transformer correction is to apply correction factors for
the CT and PT ratios and phase angle errors to instrument transformers.
Instrument transformer correction reduces or eliminates the need to replace
transformers in installations where high-accuracy is required.
While ION7550/ION7650 meters are shipped with ITC-capable firmware, its ITC
modules (Instr Xformer in the firmware) must be configured using accurate
measurements to ensure valid calculations. There is one Instr Xformer Correction
module for each current and voltage input into the meter. The correction affects
only the 1-second values in the Power Meter module. No high-speed, harmonics,
or waveform values are affected by the correction.
NOTE
The operation of this feature requires the correct configuration of the ITC (Instr Xformer) modules
according to your meter’s power supply and operating ranges.
For detailed explanations of this module’s inputs, setup registers and output
registers, see the ITC module description in the online ION Reference.
Configuring ITC
Use ION software to change your meter’s ITC settings.
Using the front panel
You cannot configure Instrument Transformer Correction using the front panel.
Using ION Setup
The Revenue Setup Assistant helps you configure ITC. The PT/CT Correction
screen allows you to correct on all voltage and current inputs.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 13 - Revenue
2. In the Setup Assistant, navigate to Revenue > PT/CT Correction.
3. Select Active Correction on the ITC Correction tab and click Edit. The
Transformer Correction Setup assistant appears.
4. Enter the number of test points for which ratio correction factors and phase angle
errors will be specified. Enter the secondary nominal rating. Click Next.
5. Select each test point and click Edit to set the percentage of nominal, ratio
correction factor and phase error values for each test point.
6. Click Finish when you are done.
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to Advanced Setup > Core Modules
folder. Right-click an ITC module to edit.
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Page 179
Chapter 13 - Revenue
ION7550 / ION7650 User Guide
Transformer Line Loss Compensation (TLC)
Loss Compensation is used when a meter’s actual location is different from the
electrical location where change of ownership occurs; for example, where meters
are connected on the low-voltage side of power transformers when the ownership
change occurs on the high-side of the transformer. This physical separation
between meter and actual billing point results in measurable losses. Compensating
for this loss - Loss Compensation - is the means of correcting this meter reading.
Losses may be added to or subtracted from the meter registration.
Meters are usually installed on the low-voltage side of a transformer because it is
more cost-effective. There are also cases where change of ownership may occur
halfway along a transmission line where it is impractical to install a meter. In this
case, power metering must again be compensated.
NOTE
Due to the variation in installations, advanced knowledge of power systems and connection methods is
required before transformer loss compensation can be properly implemented. Data parameters should
only be programmed by qualified personnel that have appropriate training and experience with
Transformer Loss Compensation calculations.
For more information, see the Transformer / Line Loss Calculations technical note.
Configuring TLC
Use ION software to change your meter’s TLC settings.
Using the front panel
You cannot configure Transformer Line Loss Compensation using the front panel.
Using ION Setup
The Revenue Setup Assistant helps you configure TLC. The Transformer Loss
screen allows you to enable/disable TLC, choose which method you prefer (1 or 2)
and configure TLC settings.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Revenue > Transformer Loss.
3. First, enable TLC by selecting Loss Comp Enble and clicking the Edit button.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 13 - Revenue
4. Select Comp Enabled from the drop-down list and click OK.
5. Next choose the TLC method you want to use by selecting Comp Mthod Slct and
clicking the Edit button.
Select Method 1 to use the Test Sheet method and Method 2 to use the %Loss
Constants method.
6. Finally, click the tab of the TLC method you chose in the previous step and
configure the settings for that method.
Using Vista
Open your meter in Vista and click on the System & Logs tab. Click on the Loss
Compensation object and configure TLC as required using the Loss Compensation
screen. You can also enable/disable TLC and select your method on this screen.
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Chapter 13 - Revenue
ION7550 / ION7650 User Guide
Time of Use
The Time of Use module may only be important if you are using the meter in a
billing application (i.e. you are a power provider), as the module contains the
meter’s seasonal rate schedules. Typically, power consumers do not require Time
Of Use configuration.
See the ION Reference for more information on the Time of Use module.
Configuring Time of Use
Use ION software to change your meter’s Time of Use settings.
Using the front panel
You cannot configure Time of Use using the front panel.
Using ION Setup
The Time of Use Setup Assistant helps you configure the Time of Use module.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to Revenue > Time of Use.
3. Select a Time of Use program from the list (in this example, Sample TOU) and
click Edit.
4. Follow the Time of Use Wizard to configure your program. Click Send to save
the TOU program on your meter.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 13 - Revenue
Using Designer
Open your meter in Designer and select Options > Edit TOU Programs. Follow
the steps in the wizard. For more information on using the wizard, see the ION
Enterprise Online Help.
Time Of Use Module Settings
The Time of Use module’s setup registers define your seasons’ start and end
dates, the day types where your rates may differ, and the rate schedules for each
season’s day types. The module compares the meter’s internal clock with the
season, day, and time of day settings in these registers, and changes its output
registers to reflect the current state of these settings.
Seasonal settings
The Time of Use module supports up to four separate seasons. Each season’s
start and end dates are set into the appropriate Season setup register.
NOTE
Ensure that there is no date overlapping when defining seasons and that every day of the year is
covered by your seasons. If there are gaps between seasons, the module returns an error message and
will not function.
If your rates do not change between seasons, you do not need to configure the
Season setup registers — Season 1 is the default, and all Season 1 rates are in
effect all year.
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Page 183
Chapter 13 - Revenue
ION7550 / ION7650 User Guide
If you have different seasons, enter their start and end dates into the appropriate
setup registers. If your season is active on the same dates every year, you only
need to enter a single range of dates in the appropriate Season setup register. If
the active dates are different each year (for example, Season 3 becomes active
every first Monday in August), the start dates must be individually specified for
each year.
The Time of Use module is partially configured at the factory. Check the setup
registers to ensure that the settings match your Time of Use schedules.
Setup Register
Function
Season 1- 4
These setup registers define the dates for each active season. When a season is active, the Time of Use
module will use the applicable rate schedules.
Season 1 - 4 Weekday Rates
These setup registers specify seasonal weekday rates.
Season 1 - 4 Weekend Rates
These setup registers specify seasonal weekend rates.
Season 1 - 4 Alt 1 Rates
These setup registers specify a season's daily rates during the days specified in the Alt 1 Days setup
register.
Season 1 - 4 Alt 2 Rates
These setup registers specify a season's daily rates during the days specified in the Alt 2 Days setup
register.
Season 1 - 4 Holiday Rates
These setup registers specify a season's daily rates during the days specified in the Holidays setup
register.
Weekdays
This register defines the days of the week for all seasons. The rates in the Season (1, 2, 3, or 4) Weekday
Rates setup registers are used on these days.
Weekends
This register defines the weekend days for all seasons. The rates in the Season (1, 2, 3, or 4) Weekend
Rates setup registers are used on these days.
Alt 1 Days
This register defines a set of alternative dates for all seasons. These dates generally have different rates
from weekdays, weekends, or holidays.
Alt 2 Days
This register is similar in function to Alt 1 Days, but contains a different set of dates.
Holidays
This register defines the holidays for all seasons. The rates defined in the Season (1, 2, 3, or 4) Holiday
Rates setup registers are used on these days.
Self Read Days
This setup register defines the dates and times that the Self Read output register will pulse. If no time is
entered in this register, the Self Read output register will pulse on the date specified at 12:00 AM.
Displaying Time of Use
View Time of Use values in the following locations:
Application
Page 184
Menu
Navigation
Front Panel
TOU, TOU Egy, TOU Dmd1 and TOU
Dmd2 screens
Press the applicable softkey
ION Setup
N/A
N/A
Vista
Time of Use Screen
Revenue tab > Time of use object
WebMeter
N/A
N/A
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Chapter 14
Power Quality
This chapter explains how to configure your meter’s power quality functionality.
NOTE
For complete power quality functionality, ensure your meter has the PQ version of the meter template
installed (for example, 7650_FAC-PQ_V3.3.0.0.0).
In this chapter
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
Introduction ................................................................................................ 186

Sag/Swell and Transient Modules ............................................................ 186
Sag/Swell Module Settings ............................................................................... 186
Transient Module Settings (ION7650 only)....................................................... 188
Configuring Sag/Swell and Transient Modules ................................................. 188
Learning in the Sag/Swell and Transient Modules ............................................ 189

Power Quality Standards Compliance ..................................................... 190
EN50160 Settings (ION7650 with EN50160 only) ............................................ 190
4-30 Settings (ION7650 only) ........................................................................... 190

Disturbance Direction Detection .............................................................. 191
Disturbance Direction Detection Module Settings ............................................ 192
Page 185
Chapter 14 - Power Quality
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
Power quality configuration is provided by a number of modules and frameworks,
depending on your meter type and ordering options:

the Sag/Swell module (all meters)

the Transient module (ION7650 only)

EN50160 frameworks (ION7650 with EN50160 ordering option only), including
the Mains Signalling Evaluation modules

IEC 61000-4-30 (“4-30”) frameworks, which include the Power Quality
Aggregator and Disturbance Analyzer modules (ION7650 only)

the Disturbance Direction Detection module (all meters)

the COMTRADE module (all meters)
See the ION Reference for more information on these modules.
Sag/Swell and Transient Modules
The sections below describe the default settings for the Sag/Swell and Transient
modules, and give basic configuration instructions.
Sag/Swell Module Settings
The Sag/Swell module monitors voltage waveforms for sags and swells (i.e.
INCITS (CBEMA) Type 2 and Type 3 disturbances); it then reports each
disturbance’s magnitude and duration. The Sag/Swell module can also detect subdisturbances during a Sag/Swell event. Settings are as follows:
Setup Register
Function
Default
Swell Lim
This is the magnitude above which a voltage deviation is considered a swell.
110
Sag Lim
This is the magnitude below which a voltage deviation is considered a sag.
90
Change Crit
This is the amount a voltage signal must change during a disturbance to be considered a new subdisturbance.
10
Nom Volts
This is the nominal power system voltage (used for all Power Quality functions).
01
EvPriority
The priority assigned to Sag/Swell and Transient module events (0 to 255, 255 is highest).
200
Learn Install Mode2
This determines the installation mode for learned values after learning is complete:
Learn Duration2
This specifies the learning duration in days (1 to 365).
1
2
Page 186
MANUAL
or AUTOMATIC
MANUAL
30
The primary power system voltage is sometimes different than the PT Primary setup register value
(i.e. when the PT Primary is used to indicate winding ratio rather than primary voltage).
For more information on these registers, see “Setpoint Learning” on page 216 and refer to the
Sag/Swell module description in the ION Reference.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 14 - Power Quality
Swell limit
This value must be expressed as a percentage of the nominal voltage (entered in
the NOMINAL VOLTAGE register, below). Setting the SWELL LIMIT value changes the
Swell Lim setup register in the factory-configured Sag/Swell module.
Sag limit
This value must be expressed as a percentage of the nominal voltage (entered in
the NOMINAL VOLTAGE register, below). Setting the SAG LIMIT value changes the Sag
Lim setup register in the factory-configured Sag/Swell module.
Change criteria
You do not need to change this value for normal operation. This value must be
expressed as a percentage of the nominal voltage (entered in the NOMINAL VOLTAGE
register, below).
For example, if your Nominal Voltage is 120 V and your Change Criteria is 10%,
any voltage change of 12 V or more during a disturbance causes a new
sub-disturbance to be recorded. Setting the CHANGE CRITERIA value changes the
ChangeCrit setup register in the factory-configured Sag/Swell module.
Nominal voltage
By default, this value is set to 0 V. Ensure that this item matches your power
system’s nominal voltage (i.e. 120, 277, or 347). All Sag/Swell functions are
disabled when the nominal voltage setting is 0 (zero). Setting the NOMINAL VOLTAGE
value changes the Nom Volts setup register in the factory-configured
Sag/Swell module.
NOTE
For the ION7650 only, the value you enter is also used by the Transient module and in all EN50160 and
4-30 compliance calculations (if applicable). All power quality functions are disabled when the NOMINAL
VOLTAGE setting is 0 (zero).
Event priority
You do not need to change this value for normal operation. Setting the EVENT
value changes the EvPriority setup register in the factory-configured
Sag/Swell module.
PRIORITY
Besides NomVolts, the only setup registers that you may need to change in the
Sag/Swell module are Swell Lim and Sag Lim. Most applications are served by the
default values entered into these registers. The Change Crit and EvPriority setup
registers do not need to be changed for normal operation.
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Page 187
Chapter 14 - Power Quality
ION7550 / ION7650 User Guide
Transient Module Settings (ION7650 only)
The Transient module monitors voltage waveforms for transient activity (i.e., ITI
CBEMA Type 1 disturbances). The Threshold setup register defines what voltage
disturbance magnitude should be considered as transient activity. Threshold is
interpreted as a percentage of the nominal system voltage, plus 100. For example,
if you want transients recorded when voltage deviates from nominal by 20%, enter
120 into the Threshold setup register.
Setup Register
Function
Default
Threshold
This is the magnitude at which a voltage deviation is considered a transient.
125
EvPriority
The priority assigned to Sag/Swell and Transient module events (0 to 255, 255 is highest).
200
Learn Install Mode1
Learn Duration1
This determines the installation mode for learned values after learning is complete: MANUAL or
AUTOMATIC
This specifies the learning duration in minutes (1 to 365).
1
MANUAL
30
For more information on these registers, see “Setpoint Learning” on page 216 and refer to the
Transient module description in the ION Reference.
NOTE
You must set the Nominal Voltage register in the Sag/Swell module to monitor transients.
Configuring Sag/Swell and Transient Modules
Use the front panel or ION software to change some of your meter’s power quality
settings. You can only configure certain Sag/Swell module settings via the front
panel, though the nominal voltage setting is read by other modules, such as the
Transient module.
Using the front panel
The PQ Setup screen contains the following settings for the detection of voltage
sags and swells.
Menu
Setting
PQ SETUP
SWELL LIMIT1
SAG LIMIT1
CHANGE
CRITERIA
NOMINAL
VOLTAGE
EVENT
PRIORITY
Description
Specifies the magnitude above which a power system input must rise for a
swell to be recorded
Specifies the magnitude below which a power system input must fall for a sag
to be recorded
Default
100 to 1000
110
0 to 100
90
Specifies the amount by which an input must change during a disturbance to
be considered a new sub-disturbance
0 to 100
10
Specifies the nominal voltage of the power system for power quality features
0 to 1,000,000
0
Assigns a priority level to sag/swell events
0 to 255
(255 is highest priority)
200
1
Page 188
Range (Values)
If you have configured your meter to learn the values for the Swell Lim and the Sag Lim registers,
these values are affected by that learning process.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 14 - Power Quality
Using ION Setup
The Power Quality Setup Assistant helps you configure the Sag/Swell and
Transient module settings.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Power Quality screen.
3. Click on the Sag/Swell tab to set sag and swell limits, configure sag/swell
waveform recorder settings, enable COMTRADE waveform records, and, most
importantly, record your system’s nominal voltage.
4. Click on the Transient tab to set the voltage deviation threshold, configure
transient waveform recorder settings, and enable COMTRADE waveform
records.
NOTE
COMTRADE Status must be DISABLED in order to change the Waveform format or Post Event Cycles
values. Refer to the COMTRADE and ION Technology technical note for more information about
COMTRADE format waveform records.
Using Designer
Open your meter in Designer and navigate to the Power Quality Setup Framework.
Right-click a module to edit.
Learning in the Sag/Swell and Transient Modules
You can set up the Sag/Swell and Transient modules to learn what constitutes a
sag, a swell or a transient in your system. For more information on learning in the
Sag/Swell and Transient modules, see “Setpoint Learning” on page 216.
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Page 189
Chapter 14 - Power Quality
ION7550 / ION7650 User Guide
Power Quality Standards Compliance
The ION7650 has additional frameworks and settings related to the power quality
standards below.
EN50160 Settings (ION7650 with EN50160 only)
The EN50160 framework is composed of numerous ION module types including:
Mains Signaling Evaluation, Harmonics Evaluation, Voltage Harmonics, Flicker,
and more.
NOTE
The ION7650 meter's control power should be supplied with a UPS (Uninterruptible Power Supply) in
order to ensure proper operation of the EN50160 framework during power outage situations. Failure to
follow this guideline may result in missing data for the EN50160 report.
See “EN50160 compliance logging (ION7650 with EN50160 ordering option only)”
on page 169 for information on EN50160 parameter logging.
See the Power Quality: ION Meters and EN50160 technical note for details.
4-30 Settings (ION7650 only)
IEC 61000-4-30 power quality standard compliance is provided by a variety of ION
modules including: Power Quality Aggregator, Harmonics Measurement,
Disturbance Analyzer, Symmetrical Components, Mains Signaling Evaluation,
Sag/Swell and more.
See the 4-30 Compliance and ION Meters technical note for details.
Page 190
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 14 - Power Quality
Disturbance Direction Detection
Both the ION7550 and the ION7650 have disturbance direction detection
capabilities to enable you to determine the location of a disturbance more quickly
and accurately. When a disturbance occurs, it triggers the Disturbance Direction
Detection module. The module analyzes the disturbance information to determine
the direction of the disturbance relative to the meter. The results of this analysis are
provided in the event log, along with a timestamp and confidence level indicating
the meter’s level of certainty that the disturbance is in the determined direction.
The example below illustrates how Disturbance Direction Detection can help locate
the source of a disturbance when used in a system of devices with this capability.
The arrows show the direction the meters have determined for the disturbance. In
this example, ION7650 #1 indicates that the disturbance is downstream from it
while ION7650 #2 indicates that it is upstream from it. The meter at the utility
indicates that the disturbance is downstream from it. With this information, you can
determine that the disturbance occurred between ION7650 #1 and ION7650 #2,
and can focus on that section of your system to find the cause of the disturbance.
Utility
5
ION7650 #1
1
The location of the disturbance
2
ION7650 #1 reports that the disturbance is
downstream from it
3
ION7650 #2 reports that the disturbance is
upstream from it
4
Meters on this branch report that the
disturbance is upstream from them
5
Meter at the utility reports that the disturbance is
downstream from it
2
1
4
3
ION7650 #2
Power Consumer
For more information on the Disturbance Direction Detection module, see the
ION Reference.
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Page 191
Chapter 14 - Power Quality
ION7550 / ION7650 User Guide
Disturbance Direction Detection Module Settings
The Disturbance Direction Detection module does not need to be configured in
order to function. However, you can customize the priority level given to events
generated by this module.
Setup
Register
EvPriority
Function
Default
The priority assigned to Disturbance Direction Detection module
events (0 to 255, 255 is highest).
127
NOTE
You must set the Nominal Voltage register in the Sag/Swell module for the Disturbance Direction
Detection module to function.
Viewing disturbance direction detection events
The results of the disturbance direction detection algorithm appear in the meter’s
event log. The image below shows how the Disturbance Direction Detection event
appears in the Event Log.
Configuring disturbance direction detection
Use ION software to change the module’s settings.
Using the front panel
You cannot change Disturbance Direction Detection module settings using the
front panel.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter in Advanced Mode.
2. Navigate to the Disturbance Direction Detection folder. Double-click the module
icon in the right pane to access the configuration dialog.
NOTE
The Disturbance Direction Detection module is enabled by default. You can control the ON/OFF
behavior of the Disturbance Direction Detection module by linking its Enable input to the Boolean output
of a controlling ION module. If this is left unlinked, the module is enabled.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 14 - Power Quality
3. Select the Setup Registers tab to edit the EvPriority register and create custom
event priority levels for the Disturbance Direction Detection events, if required.
4. Click Send to save the changes to your meter.
Using ION Enterprise
1. Open your meter in Designer and navigate to the Disturbance Direction
Detection module.
2. Configure the module as required.
3. Select File > Send & Save to save the changes to your meter.
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Page 193
Chapter 14 - Power Quality
Page 194
ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 15
Test Mode
This chapter describes your meter’s Test Mode and explains how to switch from
Normal Mode to Test Mode.
In this chapter

Introduction ................................................................................................. 196

Switching to Test Mode............................................................................. 196
Revenue Meters and Test Mode ...................................................................... 198
Test Mode Default Display Screens ................................................................. 198
 Test Mode Energy Pulsing ................................................................................ 198
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Page 195
Chapter 15 - Test Mode
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
Test Mode is typically used for verifying meter calibration and function. The meter
is usually reading data from a test power supply while these functions are
performed.
Several things to note about Test Mode:

All of the billing quantities that are recorded when the meter is in normal mode
will stop accumulating when the meter is switched to Test Mode — the data is
sent to special Test Mode registers instead.

The values accumulated in these test registers are displayed on the front panel
and in ION software.

The regular normal mode billing registers are unaffected while the meter is in
Test Mode; accumulation of this data continues as soon as you exit Test Mode.

All test registers are reset to zero when you exit Test Mode.
Switching to Test Mode
Place the meter into Test Mode using Vista or ION Setup. The meter’s front panel
informs you when the meter is in Test Mode with a special Test Mode display
screen.
Using the front panel
You cannot enter Test Mode using the front panel.
Using Vista
1. Open the meter in Vista.
2. Navigate to Systems & Logs and click the Setup & Control object at the bottom
of the screen.
3. Select the Test Mode radio button. You are prompted for the ION Enterprise user
password. If meter security is enabled, you are also prompted for the meter
password.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 15 - Test Mode
Use this screen to view and reset the registers that accumulate real-time data. For
more information, see the Vista section of the online ION Enterprise Help.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Verification folder and select the
Verification tab.
3. Select Test Mode and click Display. If meter security is enabled, you are
prompted for password. A dialog box informs you the meter is in Test Mode.
4. Click OK. The Test Mode screen appears and test values are displayed.
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Chapter 15 - Test Mode
ION7550 / ION7650 User Guide
Click on the tabs to perform various test-related tasks. See the ION Setup online
help for more information.
5. Click Close. A dialog box informs you the meter is back in Normal Mode.
Revenue Meters and Test Mode
Revenue meters must be in Test Mode before they can be configured. To put a
revenue meter into Test Mode, you must unlock the meter first. For instructions on
locking and unlocking your meter, see the Revenue Meter product option
document for this meter.
Test Mode Default Display Screens
Recall that the values shown in the Test Mode display screens represent different
accumulators than those shown in normal mode (although they perform some of
the same basic measurements). The Test Mode display values are for calibration
checking purposes; they will only accumulate while the meter is in Test Mode.
Test Mode Energy Pulsing
One digital output (DO4) is factory-configured to pulse while the meter is in Test
Mode. The energy pulsing digital output provides an interface for calibration
checking instruments.
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Chapter 16
Meter Resets
This chapter provides instructions for performing various meter resets.
In this chapter

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Performing a Reset .................................................................................... 200
Using the Front Panel ....................................................................................... 200
Using ION Setup ............................................................................................... 202
Using Vista........................................................................................................ 203
Page 199
Chapter 16 - Meter Resets
ION7550 / ION7650 User Guide
Performing a Reset
Resets allow you to clear various accumulated parameters stored by the meter.
NOTE
Be sure to record any important data before performing a meter reset. Refer to the reset descriptions
for affected data.
Using the Front Panel
Use the Meter Resets setup menu to perform all available resets. You must enter
a valid meter password before executing any meter resets.
Factory resets menu
The Factory Resets sub-menu contains the following default resets:
Peak Dmd Rset
The Peak Demand Reset clears the peak demand values logged in the meter.
When the meter is in test mode, the Demand Reset object clears the Revenue Test
Mode demand parameters. See the Test Mode chapter for more information.
NOTE
The setup register labeled Demand Lockout Timeout (in the Display Options module) sets the minimum
time allowed between consecutive demand resets; the meter ignores any attempts to reset the demand
outside the bounds of the register. The default value for the Demand Lockout Timeout is 25 days. For
more information on the Demand Lockout Timeout setup register, see “Display Setup Menu” on
page 43. For more details on the Display Options module, see the ION Reference.
MnMx Rset
The Minimum/Maximum Reset clears all accumulated minimum and maximum
values stored in the meter.
Harm MnMx Rset
The Harmonics Minimum/Maximum Reset clears all accumulated minimum and
maximum harmonics values stored in the meter.
Master Reset
The Master Reset control clears all the cumulative and derived quantities from the
meter (including demand, peak demand, energy, revenue, and test mode
parameters), clears the meter’s event and waveform logs, clears COMTRADE
waveform records from the meter’s internal FTP server, and resets the meter’s
Data Recorder modules. A display screen appears, indicating the reset is in
progress. Another screen informs you when the reset is complete.
Page 200
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Chapter 16 - Meter Resets
DI Count Reset
The DI Count Reset clears the Digital Input Status Change counter. By default, the
number of status changes of each digital input is shown in the D Inputs front panel
display as well as in the Vista Digital Inputs/Outputs diagram.
User Resets menu
The User Resets sub-menu contains secondary and user-configurable controls:
Dist Count Rset
The meter contains a voltage disturbance display in its Power Quality Vista
diagram, which counts the number of sag/swell events that have occurred since
power-up or last reset. The Disturbance Count Reset clears this counter.
Man Wfm Trg
The Manual Waveform Trigger forces the meter to perform a waveform capture.
Waveform data is accessible in the Vista Power Quality diagram.
EN50160 Reset (ION7650 with EN50160 ordering option only)
This item resets all EN50160 parameters and statistics accumulated in the meter.
See the Power Quality: ION Meters and EN50160 technical note for more
information about EN50160.
Rst Avlty Stats
This item is not available on the current shipping framework.
Custom Trigger
Program this reset with Designer. See “Creating a Front Panel Reset” on page 48
for more details.
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Page 201
Chapter 16 - Meter Resets
ION7550 / ION7650 User Guide
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Verification folder.
3. Select Normal Mode and click Display.
4. Click on various tabs in the Normal Mode dialog box. Two resets are available:
Peak Reset and Master Reset. Click the appropriate button to perform the reset
(Master Reset in the example below).
A dialog box informs you when the reset is complete.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 16 - Meter Resets
Using Vista
Open your meter in Vista. You can perform several resets from within Vista:
Performing a Peak Demand reset or Master reset
1. Click the System & Logs tab and click the Setup & Control object.
2. Click the appropriate reset button to perform the reset.
Performing a Min/Max reset
1. Click the Volts & Amps tab and click the Long-term Min/Max object.
2. Click the Min/Max reset button to perform the reset.
Performing a Sag/Swell or Harmonics Min/Max Reset
1. Click the Power Quality tab and click the Setup object.
2. Click the appropriate reset button to perform the reset.
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Page 203
Chapter 16 - Meter Resets
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ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 17
Alerting
Meter alerts can send an email or contact a modem, fax, pager, or software in the
event of a user-specified condition. These conditions can be changes in relays or
power quality events including surges, sags, swells and outages.
This chapter explains how to configure your meter network for alerting.
In This Chapter
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
Introduction ................................................................................................ 206

Configuring the Meter for Alerting ........................................................... 206
Alerting ION Software via the Alarm Server...................................................... 207
Alerting via an Alphanumeric Pager.................................................................. 208
Alerting via a Numeric Pager ............................................................................ 208
Alerting via Email .............................................................................................. 209
Page 205
Chapter 17 - Alerting
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
The meter’s Alert module sends an alert whenever its Trigger input is pulsed. You
can connect this input to any module that produces a pulse output. You can use
modules that monitor alarm conditions such as changes in relay status and power
quality events. For example, you can connect the Trigger input to the output of a
Setpoint module, thereby allowing the Alert module to send an alert when the
setpoint condition is reached.
The Alert module delivers these types of alerts:

Numeric Pager

Alphanumeric Pager

PEGASYS (for alerts to PEGASYS software)

ION Alert (for alerts to ION Enterprise software)

ASCII

Email
Selection between modes is made with the Alert module Alert Type setup register.
The Alert module requires access to either a modem (a dedicated modem or a
modem handling a loop of meters) or Ethernet (for the Alert module email
capabilities).
Your meter has no pre-configured Alert framework. For detailed information about
alerting, including how to build a framework to send alerts, refer to the ION Meter
Alerts technical note and the Alert module description in the ION Reference.
NOTE
For information on configuring alerting using the Alert Monitor Service, refer to the ION Enterprise online
help.
Configuring the Meter for Alerting
Use ION software to change your meter’s alert settings.
Using the Front Panel
You cannot configure Alerting from the front panel.
Using ION Setup
1. Connect to your meter in ION Setup, using Advanced Mode.
2. Click on an Alert module to edit.
Page 206
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 17 - Alerting
Using Designer
1. Create a new Alert module by dragging one from the Toolbox.
2. Right-click on the module to configure.
Alerting ION Software via the Alarm Server
NOTE
For detailed information about sending alerts to ION Enterprise software via the Alarm Server, refer to
the ION Enterprise online help.
The Alarm Server can run on any ION software Primary or Secondary server. The
server computer should have a dedicated phone line and modem. Modems at
remote sites are programmed to dial the server's phone number when a priority
event occurs. The Alarm Server monitors the phone line and waits for the remote
sites to annunciate events. The most common use of the Alarm Server is to handle
Remote Site Event Notification.
Remote Site Event Notification
Server or LAN
Dedicated Alarm
Server Modem
Alarm Server.exe
1. Remote Site
informs the Alarm
Server that a priority
message exists
Modem Site
2. Server
computer
receives the
alarm
Connection
Manager
Any Dialout
Modem
3. Communication
Services contact the
modem site and
retrieve priority
messages
The Alarm Server uses a series of command line arguments to specify the actions
it takes when a priority event is reported. These commands must be entered on the
computer that is running the Alarm Server utility. Typically the Alarm Server is
configured to launch the Connection Manager, which dials up the remote site and
retrieves the logs from the devices. The Alarm Server can also be configured to
launch other applications. A series of parameter switches are added to the
command line to pass information about the event to the application that is
launched.
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Page 207
Chapter 17 - Alerting
ION7550 / ION7650 User Guide
Alerting via an Alphanumeric Pager
NOTE
For detailed information about building a framework for alerting via an alphanumeric pager, refer to the
Alert module description in the ION Reference.
If an alphanumeric pager is specified as the destination address in the Alert
module, then an alphanumeric paging service receives a message from the ION
meter.
Once the modem at the paging service is contacted, the ION meter transmits the
following information:

Pager identification number

Local time (year, month, date, hours, minutes, seconds)

Remote site identification

Priority of the alarm

Alert message, with text strings and realtime measured values
To include a module’s Source input in the message, reference the message string
by using the form %Vn, where n is the Source input number. In the following
Message register setting, the kWtot value is %V1. The string includes Source input
1 which would be the kWtot register from the Power Meter module.
The destination register contains your modem access number for the paging
service provider and is what is dialed out first. The Pager Num register is the pager
access number that is provided by your paging company.
Alerting via a Numeric Pager
NOTE
For detailed information about building a framework for alerting via a numeric pager, refer to the Alert
module description in the ION Reference.
If a numeric pager is specified as the destination address in the Alert module, then
a numeric paging service receives a message from the ION meter. Due to the
inherent limitations in numeric paging, the ION meter can only send a string of
digits to the paging service. The Alert module then waits a specified time,
determined by the number of commas inserted after the phone number in the
Pager Num setup register. Finally, the Alert module dials the message digital
string.
There are two important factors to consider when setting up the Alert module for
numeric paging. First, be sure to specify a string of digits that is meaningful to you,
such as a coded message. Second, be aware that there is no way to ensure that a
message has been successfully transmitted. Instead, there may be a busy signal
or an answering machine may take the call. The number of commas you add to
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 17 - Alerting
your dial string is an estimate of how long the modem at the remote site waits
before it transmits numbers.
NOTE
In the following destination-setting example: 1-250-123-4567,,,,,999#, the pager number is 1-250-1234567 and the message string that displays on the pager is 999. You may need to insert 9,,, before the
destination number if the line you are using is not a direct line. In this case the destination number is
9,,1-250-123-4567,,999#
Alerting via Email
NOTE
For detailed information about setting up your network and building a framework for meter email alerts,
refer to the technical note MeterM@il Internal Email Client Feature.
If email is specified as the destination address in the Alert module then an email
message is sent to any address you specify. You can only set one email address
per Alert module. If you want to send an alert to more than one email address you
need to create a group — be sure your email server is configured to send email to
groups via SMTP (Simple Message Transport Protocol).
Configuring Alerting using Designer
Follow the steps below to send email alerts from your meter. Note that your meter
must support emailing (with a correctly configured SMTP server):
1. Connect to your meter in Designer.
2. Create an Alert module.
3. Configure these Alert module setup registers as indicated:

Message – type in the text of the alert to be emailed.

Destination – type in the destination email address.

Type – select Email.

Com Port – select Ethernet.

Location – type in a custom string; this is optional, and appears in the email.

Email From – type in an address that you want the email to appear from.
This may be required as some SMTP servers only accept emails from valid
addresses.
4. Create an ION module that will produce a pulse on its Trigger output when the
exceptional event occurs (for example, a Setpoint module pulses its Trigger
output when the setpoint condition is reached).
5. Link the Alert module’s Trigger input to the Trigger output of the module created
in step 3.
6. Select File > Send & Save. When the Trigger input is pulsed, the Alert module
establishes communications with the SMTP mail server, and emails the alert
message.
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Page 209
Chapter 17 - Alerting
Page 210
ION7550 / ION7650 User Guide
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Chapter 18
Setpoints
This chapter provides instructions for configuring meter setpoints.
In this chapter
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
Introduction ................................................................................................ 212

Relative Setpoint Module .......................................................................... 212
Configuring Relative Setpoints ......................................................................... 212

Setpoint Module ......................................................................................... 213
Configuring Setpoint modules .......................................................................... 214

Setpoint Learning ...................................................................................... 216
Learned Values................................................................................................. 216
Learning Installation Mode and Learning Duration ........................................... 217
Configuring Setpoint Learning .......................................................................... 220
Page 211
Chapter 18 - Setpoints
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
ION Setpoint and Relative Setpoint modules provide extensive non-critical control,
secondary protection, and analysis capabilities by allowing you to initiate an action
in response to a specific condition.
See the ION Reference for more information on these modules.
Relative Setpoint Module
The Relative Setpoint module is useful for performing actions based on differences
between a value (e.g. volts on phase A) relative to a reference value (e.g. nominal
voltage). Use this module’s outputs for demand control of equipment or any other
applications requiring setpoint activity relative to a parameter.
See the ION Reference for more information on the Relative Setpoint module.
Fine tuning over condition monitoring
If you want to fine-tune over condition monitoring, the only setup registers you
should change are SusUntlON and SusUntlOFF.
SusUntlON determines how long the modules wait after an over condition is
detected before reporting it. This gives the monitored value a short period to correct
itself before the event is registered with the module so that very brief over
conditions are ignored. Similarly, SusUntlOFF is the amount of time a normal value
must be present before the module considers normal operation to be restored.
Both SusUntlON and SusUntlOFF values are entered in seconds (the default value
for both is 30 seconds).
Configuring Relative Setpoints
Use ION software to change your meter’s relative setpoints.
NOTE
There is usually no need to change any of the Relative Setpoint modules’ setup registers for normal
operation of the meter.
Using the front panel
You cannot configure setpoints using the front panel.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 18 - Setpoints
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter in Advanced Mode.
2. Navigate to the Relative Setpoint folder and, in the right-hand pane, double-click
on the module you want to configure. The configuration dialog appears.
3. Select the register you want to configure and click Edit.
4. When you are finished configuring the inputs and setup registers as required,
click Send to save the changes to your meter.
Using ION Enterprise
1. Open your meter in Designer and navigate to the Relative Setpoint module you
want to configure.
2. Configure the inputs and setup registers as required.
3. When you are finished, select File > Send & Save to save the changes to your
meter.
Setpoint Module
The Setpoint module monitors a numeric or Boolean input for a specified over or
under condition. When that condition is met, the Status output changes to ON and
a pulse is generated. Use this module’s outputs for demand control of equipment,
power quality monitoring, activating alarms or other applications requiring setpoint
activity dependent on a fixed condition.
Setup Register
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Function
Default
High Limit
This determines the limit the source input must exceed to
set the status to ON when the EvalMode is GREATERTHAN or
to OFF when the EvalMode is LESSTHAN
0
Low Limit
This determines the limit the source input must fall below to
set the status to ON when the EvalMode is LESSTHAN or to
OFF when the EvalMode is GREATERTHAN
0
SusUntlON
This determines how long the module waits before reporting
an over or under condition
0.000
SusUntlOFF
This determines how long a normal value must be present
before the status is set to OFF
0.000
Input Mode
This determines how the source input is interpreted, as an
absolute value or signed value
SIGNED
EvalMode
This determines how the source input is evaluated
(GREATERTHAN or LESSTHAN)
GREATERTHAN
EvPriority
This determines the priority level given to Setpoint events
128
Learn Install Mode
This determines the installation of learned values when
learning is complete: MANUAL or AUTOMATIC
Varies by
module
Learn Duration
This specifies the learning duration in days (1 to 365).
30
Page 213
Chapter 18 - Setpoints
ION7550 / ION7650 User Guide
See the ION Reference for more information on the Setpoint module. See “Setpoint
Learning” on page 216 for more information on setting this module to learn the
values for the High Limit, Low Limit, SusUntlOn and SusUntlOFF registers.
Fine tuning setpoint monitoring
If you want to fine-tune setpoint monitoring, the setup registers you should change
are SusUntlON and SusUntlOFF.
SusUntlON determines how long the modules wait after a high or low limit is
detected before reporting it. This gives the monitored value a short period to correct
itself before the event is registered with the module. Similarly, SusUntlOFF is the
amount of time a normal value must be present before the module considers
normal operation to be restored. Both SusUntlON and SusUntlOFF values are
entered in seconds (the default value for both is 30 seconds).
Configuring Setpoint modules
Use ION software to configure Setpoint modules.
Using the front panel
You cannot use the front panel to configure Setpoint modules.
Using ION Setup
1. Open ION Setup and connect to your meter in Advanced Mode.
2. Navigate to the Setpoint folder and, in the right-hand pane, double-click on the
module you want to configure. The configuration dialog appears.
3. Select the register you want to configure and click Edit.
4. When you are finished configuring the inputs and setup registers as required,
click Send to save the changes to your meter.
Using ION Enterprise
1. Open your meter in Vista and click on the Setpoints tab.
2. Click the Setup object. Use the switches to turn various monitoring functions on
and off (see circled area in the following image). Click the numeric boxes to edit
condition settings.
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Chapter 18 - Setpoints
To create new Setpoint modules and perform more advanced configuration, use
the Designer component of ION Enterprise.
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Page 215
Chapter 18 - Setpoints
ION7550 / ION7650 User Guide
Setpoint Learning
Your meter can detect disturbances or values that are outside of a set acceptable
range. If you do not know what that acceptable range is or what threshold
constitutes a disturbance, your meter can learn these values. Both the ION7550
and the ION7650 can monitor normal operating parameters and learn what
constitutes a sag, swell, transient or high and low setpoints.
NOTE
To learn accurate values, it is important that learning occur during a period of normal operation. Do not
schedule learning during a period of unusual operations in your system. As well, any changes to the
setup of the affected modules while learning is in progress stops the learning process.
Learned Values
The table below lists the modules for which learning is available and the registers
for which values are learned for each module. For more information on these
modules and their registers, see the ION Reference.
Module
Learned Setup Registers1
High Limit
Low Limit
Setpoint Module
SusUntlON
SusUntlOFF
Swell Lim
Sag/Swell Module
Sag Lim
Transient Module
Threshold
1 These setup registers are overwritten by the learned values, either automatically if Learn Install Mode
is set to AUTOMATIC or once you approve them if Learn Install Mode is set to MANUAL.
Occasionally, a module can learn a value that is invalid for a particular register if a
setting on the meter is incorrect (usually the nominal voltage setting). For example,
if the nominal voltage for a Sag/Swell module is set to 120 V but the true system
nominal is actually 115 V, the module could learn a swell limit of 116 V, or 97 (97%
of the set nominal). However, 97 is not a valid value for the Swell Lim register, since
this must be 100 or over.
In Automatic installation mode, if a learned value is invalid the installation does not
occur and invalid learned values are logged in the event log. In Manual installation
mode, if a learned value is invalid you can adjust the invalid value and then install it.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 18 - Setpoints
Learning Installation Mode and Learning Duration
Depending on the learning mode you select, the module either learns values and
places them in output registers for review or learns values and starts using the
learned values automatically. The learning modes are:

Manual: The module learns the applicable values but does not begin using the
learned values. The learned values are placed in the learned output registers for
review. You can then decide to use the learned values or adjust them, if needed,
before installing the values manually.

Automatic: The module learns the applicable values and begins using those
learned values automatically once learning is complete.
You can also set the learning duration. The ranges and defaults for each module
are listed in the table below.
Learn Duration
Range
Default
1 to 365 days
30 days
1 to 300 minutes
30 minutes
Sag/Swell Module
Setpoint Module
Transient Module
Remaining Learning Time vs. Stable Learning Time
Each of these modules has two output registers that together indicate the learning
status: Remaining Learning Time and Stable Learning Time. Learning is complete
once the value of the Remaining Learning Time register is 0 (zero). This happens
in one of two ways:

The Learn Duration has elapsed so the Remaining Learning Time register has
finished counting down to zero, or

The Stable Learning Time equals 1/4 of the Learn Duration (in seconds), in
which case the Remaining Learning Time drops to zero.
Learning is in progress if the Remaining Learning Time register is counting down
or the Stable Learning Time is less than 1/4 of the learning duration.
The diagrams that follow illustrate how the Stable Learning Time and Remaining
Learning Time interact, using the Sag/Swell module as an example. The Learn
Duration for both diagrams in this example is 30 days.
In the first diagram, the full Learn Duration of 30 days elapses because the stable
learning time never reaches 1/4 of the learn duration (7.5 days or 648000
seconds). In this case, the Remaining Learning Time continues to count down to
zero and learning is complete after 30 days. The Sag/Swell module learns a Swell
Lim of 115 and a Sag Lim of 87.
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Chapter 18 - Setpoints
ION7550 / ION7650 User Guide
Learning occurs for the full Learn Duration
Learn Duration = 30 days
115%
Learned
Swell Limit =
115%
110%
Percentage of
105%
100%
95%
90%
Learned Sag
Limit = 87%
85%
Remaining Learning Time
Stable Learning Time
Time (in days)
In the second diagram, the stable learning time reaches 1/4 of the 30 day Learn
Duration (7.5 days or 648000 seconds). At that point the Remaining Learning Time
drops from 8 days to zero days because learning is complete (even though the full
30 days has not elapsed). The module learns a Swell Lim of 110 and a Sag Lim of
87.
Learning occurs until the Stable Learning Time
reaches 1/4 of the Learn Duration
Learn Duration = 30 days
115%
Learned
Swell Limit =
110%
110%
Percentage of
105%
100%
95%
90%
Learned Sag
Limit = 87%
85%
Remaining Learning Time
Stable Learning Time
Time (in days)
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 18 - Setpoints
Learning stages
The flow chart shows the different learning stages, and how the installation mode
affects the output and setup registers (reflecting the values in the first of the
diagrams on the previous page). It shows the values of the module’s affected
registers at each stage, where the values learned are a swell limit of 115% and a
sag limit of 87%. In this example, the module had existing values: a sag limit of 90%
and a swell limit of 110%.
NOT STARTED
Learning is not in progress and no learned
values are waiting to be installed.
Remaining Learning Time = N/A
Stable Learning Time = N/A
Learned Sag Lim and Swell Lim = N/A
Sag Lim: 90
Swell Lim:110
LEARNING
Learning is in progress and the learned outputs are
being continually updated.
Remaining Learning Time
0 or N/A
Stable Learning Time
1/4 of Learn Duration or 0
Learned outputs = the latest learned value
Sag Lim: 90
Swell Lim: 110
COMPLETE
Learning is complete and learned values are
ready to be installed. (This stage is brief when
the Learn Install Mode is Automatic.)
Remaining Learning Time = 0
Stable Learning Time = 1
Learned Sag Lim = 87
Learned Swell Lim = 115
Sag Lim = 90
Swell Lim = 110
Learn Install Mode = Manual
Learned values have been installed manually
by the user, using ION software. Learning
related outputs were reset to N/A when the
values were installed.
Remaining Learning Time = N/A
Stable Learning Time = N/A Sag
Lim = 87
Swell Lim = 115
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Learn Install Mode = Automatic
Learning has finished and values were
installed automatically by the meter. The
learning related outputs were reset to N/A.
Remaining Learning Time = N/A
Stable Learning Time = N/A
Learned Outputs = N/A Sag
Lim = 87
Swell Lim = 115
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Chapter 18 - Setpoints
ION7550 / ION7650 User Guide
Configuring Setpoint Learning
Use ION software to configure learning.
Configuring learning using ION Setup
Use ION Setup to configure learning in the following setpoint modules: Over kW sd,
Over I a, Over I b, Over I c, Over V unbal, Over I 4 and Over I 5.
1. Open ION Setup and connect to your meter in Basic mode.
2. Select the Alarming screen.
An asterix next to the
status indicates that
learning is in progress
3. Select any setpoint and click Learn to bring up the Global Setpoint Learning
Assistant.
4. Select a tab and click Setup. The Alarm Learning Setup dialog appears.
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 18 - Setpoints

Set the Learning Install Mode to Automatic or Manual (the default for these
modules is automatic).

Set the Duration over which learning occurs, in days.
Repeat for each of the remaining tabs.
5. When you have set up the Install Mode and Learning Duration for each setpoint,
click Start All to start learning for all of the setpoints.
Stopping learning
To stop learning for a specific setpoint, click Abort. This only stops learning for that
setpoint. To stop learning for all the setpoints, repeat on each tab.
Installing learned values in Manual Install Mode
To install learned values for a specific setpoint in Manual Install Mode, click Install.
This installs the values for that setpoint only. To install values for other setpoints,
repeat on each tab.
NOTE
If you click Install while learning is in progress (for setpoints set to both Manual and Automatic install
modes), it stops the learning process. A warning appears asking you if you want to stop learning and
install the learned values. Click Yes to continue or No to return to the Global Setpoint Learning
Assistant.
Configuring learning in other modules
Configuring learning in other Setpoint modules and in the Sag/Swell and Transient
modules is an advanced procedure in ION Setup. To configure learning in these
modules, use ION Setup in Advanced Mode or use ION Enterprise (see below).
Configuring learning using ION Enterprise
1. Open your meter in Vista.
2. Navigate to Setpoints > Setup (Setpoint modules) or Power Quality > Setup
(Sag/Swell and Transient modules).
3. Set the Learning Install Mode to Automatic or Manual and set the Learn
Duration.
4. Click the Start Learning object to begin learning (for the Setpoint modules, this
starts learning for all the setpoints given onscreen).
Stopping learning
Use ION Setup to stop learning that is in progress. See “Configuring learning using
ION Setup” for instructions.
Installing learned values in Manual Install Mode
To install learned values for a specific setpoint in Manual Install Mode, open your
meter in Vista and navigate to the applicable setup page. Enter the learned value
given into the applicable setpoint, limit or threshold field.
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Chapter 18 - Setpoints
ION7550 / ION7650 User Guide
Configuring learning in other modules
Configuring learning in other Setpoint modules is an advanced procedure. To
configure learning in these modules, use the Designer component of ION
Enterprise.
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Chapter 19
Reporting
This chapter provides instructions for viewing various meter logs.
In this chapter
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
Introduction ................................................................................................ 224

Viewing Meter Logs ................................................................................... 224
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Chapter 19 - Reporting
ION7550 / ION7650 User Guide
Introduction
Accumulated meter values are saved in logs. These logs are acquired by your
energy management software (ION Enterprise or third-party) and saved in its
database for analysis and reporting.
The Web Reporter component of ION Enterprise is a database reporting
application that lets you define, generate, and manage comprehensive reports
based on the information in your system database.
For more information on reports, see the Web Reporter section of the online
ION Enterprise Help.
Viewing Meter Logs
View meter logs using ION software or the front panel.
Using the front panel
The only log you can display using the front panel is the Event Log. Press the
Events softkey to view.
Using ION Setup
Display various meter logs using the Report Assistant.
1. Open ION Setup and connect to your meter, using Basic Mode.
2. In the Setup Assistant, navigate to the Reports folder.
3. Select one of the logs or comparisons in the list and click Display to view the
associated log. Select the amount of records to upload, if requested.
Below is an example of a Revenue Log:
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ION7550 / ION7650 User Guide
Chapter 19 - Reporting
4. You can view, save or print the log. Click Close to exit.
Using Vista
Open your meter in Vista and click on the System & Logs tab. Click an object to
view the associated logs. The following logs are available:
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
Voltage

Current

Power

Power Factor / Frequency

Revenue Data

Meter events
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Chapter 19 - Reporting
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ION7550 / ION7650 User Guide
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A
alarm LED 148
alarm server 207
Alert module 206
alerting
alarm server 207
configuring 206
via alphanumeric pager 208
via email 209
via numeric pager 208
Analog Input module 150
analog inputs 148, 150
Analog Output module 150
analog outputs 150
B
backlight 33
basic setup 62
bus wiring 88
button functions 32
C
Calibration Pulser module 146, 156, 159
calibration pulsing 147
CBEMA/ITIC 186, 188
clock configuration 134
Clock module 134
settings 136 Clock
Setup menu 134
communications
configuring 92
connection options 84
Ethernet connections 90
Ethernet setup 95
fiber connector 90
infrared 89
internal modem 91
LEDs 103
modem setup 97
protocols 92
RS-232 connections 86
RS-485 connections 87
serial setup 93
communications card 85
Communications module 92
company name 23
COMTRADE 14, 101, 164, 186, 189, 200
contrast 33
CT ratios 62
current probes 64, 101
D
data
displaying with front panel 32
EN50160 data 38
logging 162
viewing data logs 170
data logging 162
Data Recorder module 162
date 135
daylight savings time 136
default unit ID 94
demand
configuring 140
demand measurements 12
displaying 141
Device Upgrader utility 28
DI count reset 201
Digital Input module 148
digital inputs 148
Digital Output module 146
digital outputs 146
Display module 46
Display Options module 45
Display Setup menu 43
displays
adding a new screen 52
additional screens 36
automatic units 34
bar graph 35
changing default display framework 51
changing parameters in existing
screen 52
data from other meters 58
default screens 35
display cycle 36
event log 34
framework overview 49
histogram 34
nameplate 34
numeric displays 33
phasor diagram 34
removing a screen 51
screen types 33, 47
trend 35
disturbance count reset 201
disturbance direction detection 191
Disturbance Direction Detection module
192
DNP 3.0
configuring 119
DNP 3.0 protocol 119
E
EEM 10
email alerts 209
EN50160 standard 38, 186
logging 169
reset 201
settings 190
energy demand log 168
energy measurements 12
energy pulsing
configuring 156
with LEDs 160
EtherGate 91, 96, 108
Ethernet
connections 90
setup 95
Ethernet Communications module 95
Event Log Controller module 171
event logging 171
displaying 172
front panel display of event log 34
events
event priority 171, 187
external ION events 172
F
factory configuration 24
factory information 23, 183
Factory module 23
fiber connector 90
Form A relays 146
Form C relays 146
Format Setup menu 42
frameworks 25
front panel
additional screens 36
configuring displays 49
configuring the meter 39
confirming changes 41
contrast 33
creating a reset 48
default screens 35
EN50160 screens 38
LEDs 33
navigation buttons 32, 40
passwords 40
softkeys 32, 40
status bar 33
using buttons 32, 40
FTP 101
G
getting more information 18
H
hardware lock 81
harmonics
harmonics measurements 13
min/max reset 200
histograms 34
historic data logging 166
HyperTerminal 101
I
I/O
analog 149
analog inputs 16
analog outputs 16
configuring 152
digital 144
I/O expansion card 16
IEC 61000-4-30 standard 186
logging 169
settings 190
IEC 61850 101, 121, 165
IEC convention
configuring settings 67
configuring via front panel 42
IEEE convention
configuring settings 67
configuring via front panel 42
instantaneous measurements 12
Instr Xformer Correction module 178
Instrument Transformer Correction 178
configuring 178
internet connectivity 100
ION Architecture 22
ION Enterprise 16
reporting 168
ION Setup 18
L
language selection 40
learning
configuring 220
duration 217
installation mode 217
Sag/Swell module 189
Setpoint module 216
stopping 221
Transient module 189
LEDs 33, 103
alarm 148
localization
configuring using front panel 42
IEEE/IEC conventions 42
language 40, 43
setup 65
logging
changing parameters 164
configuring data 162
default capacity 165
default configuration 166
EN50160 data 169
events 171
harmonics 167
historical data 166
IEC 61000-4-30 data 169
loss log 167
recording capacity 173
revenue 166
sag/swell 168
transient 168
trend display 168
viewing data logs 170
viewing meter logs 224
M
Main Setup menu 41
Mains Signalling Evaluation module 186
master reset 200
measured parameters 12
Meter Resets menu 200
MeterM@il 100
min/max reset 200
Modbus
configuring Modbus gateway 116
importing data via Modbus RTU 111
meter as gateway 115
meter as master 112
meter as slave 107
Modbus RTU 107
Modbus Slave module 111
Modbus/TCP 108
modem connections 91
modem initialization strings 98
modem initialization strings in Europe 98
ModemGate 98
MV-90 166
N
nameplate 34
navigation buttons 32, 40
nominal voltage 187
numeric displays 33
O
optical port 89
over condition monitoring 212
P
passwords 40, 74
to upgrade devices 28
peak demand reset 200
Periodic Timer module 162, 166
phasor diagrams 34
Power Factor interpretation 66
Power Meter module 62, 64
power quality
configuring 188
EN50160 standard 190
IEC 61000-4-30 standard 190
power quality measurements 13
sag/swell monitoring 186
transient monitoring 188
PT ratios 62
Pulser module 147, 156, 157
R
Relative Setpoint module 212
relative setpoints
configuring 212
over condition monitoring 212
reset
DI count 201
disturbance count 201
EN50160 standard 201
harmonics min/max 200
master 200
min/max 200
peak demand 200
performing a meter reset 200
rolling block demand
see sliding window demand 141
RS-232 connections 86
RS-485 connections 87
biasing 93
S
sag limit 187
Sag/Swell module 186
screen messages 56
Scroll module 46
security
advanced 73
configuring 74
device access for ION services 80
passwords 74
revenue meter 81
standard 72
Set Meter Time menu 135
setpoint learning 216
Setpoint module 213
setpoints
learning 216
monitoring 214
setup mode timeout 40
sliding window demand 141
Sliding Window Demand module 141
SNMP 127
configuring SNMP 129
customizing the MIB file 130
softkeys 32, 40
swell limit 187
T
TAG 23
Telnet 101
test mode
and hardware locked meters 198
default display screens 198
energy pulsing 198
switching to 196
time of use 182
configuring 182
displaying 184
seasons 183
Time of Use module 182
settings 183
Time Setup menu 134
time synchronization 137
Transformer Line Loss Compensation 180
configuring 180
Transient module 186
trend bar graphs 35
custom 53
trend displays 35, 54, 168
trending and forecasting 174
viewing data 175
U
upgrading meter 27
W
waveform
changing waveform recording 164
manual trigger 201
Waveform Recorder module 162, 164
Web Active setting 75
Web Config setting 75
WebMeter 100
Web Active setting 75
Web Config setting 75
WebReach 101
Writing Error screen 41
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