UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

MODERNIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA Y SU APLICACIÓN EN LA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA CAÑÓN DEL PATO

INFORME DE SUFICIENCIA

PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTADO POR:

JUAN HILLMAN ALVAN ALFARO

PROMOCIÓN
1992 - 1

LIMA- PERU
2006
 MODERNIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA Y SU APLICACIÓN EN LA CENTRAL HIDROELÉTRICA CAÑÓN
DEL PATO
 A mi madre
ejemplo de amor y abnegación,
y a mi señora e hijas
que son el motor y dicha de mi vida.
 SUMARIO

Para las empresas de electricidad el medidor de energía eléctrica cumple una función de
vital importancia, dado que una medición incorrecta puede significar pérdidas económicas
cuantiosas para la empresa. De igual forma, un error en la medición puede demandar
grandes pérdidas para los usuarios de la electricidad.

Hoy en día así como es importante tener una correcta medición de energía, también es
importante optimizar los procesos de medición y validación de las mediciones efectuadas,
para lo cual el medidor cumple un rol importante en este proceso.

En el presente trabajo se expone las dificultades y limitaciones que tienen los medidores de
energía y se revisa brevemente la evolución de ellos. Luego se describe las funcionalidades
y manejo de los modernos medidores y se detalla su aplicación en la modernización de un
centro de producción de energía eléctrica. Finalmente, se presentan los costos y beneficios
del proyecto de modernización de los equipos de medición.
 INDICE

PROLOGO

CAPITULO I
SITUACION ACTUAL DEL EQUIPAMIENTO DE MEDICIÓN
1.1 Introducción 3
1.2 Situación actual 3
1.3 Sistemas de medición existente 4

CAPÍTULO 11
EVOLUCION DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
2.1 Marco histórico 9
2.2 Evolución de los medidores de energía eléctrica 13

CAPÍTULO 111
MEDIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA ION DE ÚLTIMA GENERACIÓN
3.1 Descripción general 34
3.2 Arquitectura del medidor 42
3.3 Montaje e instalación 45
3.4 Operación 56
3.5 Programación 60
3.6 Comunicación 66
3.7 Pruebas de Operación 70
3.8 Calibración del medidor 71

CAPÍTULO IV
APLICACIÓN DEL MEDIDOR ION EN LA C.H. CAÑÓN DEL PATO
4.1 Descripción del sistema eléctrico en la C.H. Cañón del Pato 73
4.2 Medición de generación y demanda de energía eléctrica 74
 VII

4.3 Sistema de medición existente 75

4.4 Instalación del medidor ION 78
4.5 Configuración del medidor ION 83
4.6 Pruebas y puesta en operación del medidor ION 85
4.7 Sistema de comunicación del medidor ION 86
4.8 Monitoreo e interacción con el medidor ION 91
4.9 Mantenimiento del medidor ION 99

CAPÍTULO V
COSTO DEL PROYECTO
5.1 Proceso de implementación 101
5.2 Equipos reemplazados 103
5.3 Beneficios obtenidos 104

CONCLUSIONES 108
ANEXOS 110
BIBLIOGRAFIA 132
 PRÓLOGO

El presente trabajo tiene como objetivo mostrar las bondades de los nuevos medidores de
energía eléctrica que se utilizan en los procesos comerciales de una empresa de generación
de electricidad, acorde con el avance de la tecnología de punta y las necesidades actuales
en nuestro medio.

La gran capacidad de funcionalidades del medidor y en particular sus amplias funciones de

comunicación para interactuar con los usuarios, hacen que los medidores de última
tecnología se conviertan en una herramienta doblemente importante en los procesos de las
empresas de electricidad.

El trabajo está centrado en las funcionalidades del medidor de energía, sm incluir la

descripción del diseño de fabricación, de igual forma no incluye otros equipos que forman
parte del sistema de medición como los transformadores de medida.

En el capítulo I se expone las principales dificultades que se presenta actualmente en los

medidores de energía eléctrica para cumplir eficientemente con los procesos de facturación
y transacciones de energía de una empresa de generación eléctrica.

El capítulo II pretende recordar la evolución de los medidores de energía eléctrica y sus

fundamentos básicos que permiten realizar la medición en los medidores electromecánicos,
híbridos y electrónicos.

El capítulo 111 describe las bondades del medidor de última tecnología, así como su
instalación, programación y puesta en servicio.

En el capítulo IV se desarrolla la aplicación del nuevo medidor en un centro de producción

de energía eléctrica, desde la instalación hasta la interacción con el usuario mediante
sistema de red local.
 2

En el capítulo V se presenta los costos del proyecto de modernización del equipamiento de

medición, equipos reemplazados y beneficios del nuevo medidor de energía.
 CAPITULO I

SITUACION ACTUAL DEL EQUIPAMIENTO DE MEDICIÓN

1.1. Introducción

En el país encontramos una variedad de eqmpos de medición utilizados para

diversas aplicaciones, desde el uso en la medición eléctrica domiciliaria hasta las
empresas del sector eléctrico, pasando por usuarios pequeños y medianos
industriales.

Una clasificación simple en los equipos de medición es el uso de medidores de

energía para usuarios de grandes bloques de energía y la medición para usuarios
de cantidades pequeñas de energía.

Este trabajo está orientado a la medición y venta de energía en grandes bloques,

por lo que la descripción del problema está dirigido a equipos de medición de
energía utilizados en la compra-venta de energía entre Generadores, venta de
Generador a Distribuidor, medición de energía para transacciones entre
Generador-Transmisor, Transmisor-Distribuidor y en general a equipos de
medición utilizados en la venta a usuarios de gran volumen de energía como
compañías Mineras, Acerías, Cementeras, etc.

1.2. Situación Actual

Uno de los problemas más importantes que actualmente afrontan las empresas de
electricidad - referido a los medidores de energía - , es la adquisición de datos de
los diversos medidores que debe recolectar para llevar a cabo el proceso de
facturación.
 4

La situación de las empresas con limitación de personal dedicado a esta labor,

hace que los tiempos utilizados en la recolección de datos sean mayores a los
esperados. Por lo que, no es práctico que una persona se dirija hasta donde se
encuentra ubicado los medidores para tomar datos de ellos, más aún considerando
que en la actualidad con la libre competencia de la venta de energía, un vendedor
de energía puede tener su centro de operaciones en una determinada ciudad y la
medición a su cliente puede estar ubicado a más de 1 000 kilómetros de distancia.

Otra dificultad que se tiene es la transmisión de datos de medidores que tienen

comunicación remota. Las capacidades y velocidades para la transmisión de datos
de los actuales medidores electrónicos no es el adecuado con el avance de la
tecnología, ocupando dedicación de un especialista para la recolección de datos.

También, tenemos como dificultad la incapacidad de poder facilitar al

consumidor información acerca de su demanda en tiempo real, que le facilite el
análisis y control de su demanda. El cliente no cuenta con una herramienta que le
proporcioné información real y en el momento que lo necesite, de tal forma que
pueda tomar decisiones inmediatas acerca del comportamiento de su demanda.

1.3. Sistema de medición existente

Si bien un sistema completo de medición de energía comprende desde los

transformadores de medida hasta el equipo de medida propiamente dicho, el
presente informe se ocupa solo del equipo de medición de energía, que entre ellos
tenemos:

1.3.1 Medidores electromecánicos:

Si bien este tipo de medidor cuenta con un buen grado de exactitud que perdura
con los años, no es un equipo que permita realizar análisis de carga u observar las
variaciones de la demanda en el tiempo.
 5

Tan es así que a nivel de las empresas generadoras casi han desaparecido en su
totalidad, sin embargo aún se utilizan algunos básicamente en la medición de
servicios auxiliares de los centros de generación. De igual forma aún se utilizan
en los servicios auxiliares de subestaciones y en algunas cargas de menor
consumo. En el sector industrial de bajo consumo aún son utilizados estos
medidores.

Otra desventaja notable en el medidor es la imposibilidad de comunicación y

obtención de información de parámetros eléctricos oportunamente. No es posible
el monitoreo de datos para la toma decisiones de un operador del sistema
eléctrico o para la de un cliente en el control de sus demanda.

Al utilizar este medidor necesariamente se tiene que contar con personal que se
desplace al lugar de ubicación del medidor para lectura de estado del medidor,
ocasionando un gasto adicional para cubrir el costo de desplazamiento y el
tiempo ocupado para tal misión.

Este tipo de medidor reqmere de otros instrumentos de medición que

complementen la información necesaria para la operación de un sistema eléctrico
como son el vatímetro, voltímetro, amperímetro, cosfimetro, etc. También, para
fines comerciales requiere de otro medidor para el consumo de energía reactiva y
cuando el flujo de energía es en doble sentido se requerirá de un medidor
adicional para el registro de energía activa y otro para la medición de energía
reactiva. Cuando se requiera medir energía en doble tarifa horaria será necesario
incluir un reloj sincronizado al medidor para el cambio de tarifa horaria.

El análisis de carga con este tipo de equipo no es recomendable, dado que las
lecturas son instantáneas tomadas por un operador y no siempre en el mismo
período de tiempo, ocasionando diferencias con lo real. Además, ello implica
elaborar manualmente un perfil de carga en hoja de cálculo.

Las exigencias actuales para los procesos comerciales como es el caso de

trasferencias de energía entre generadores integrantes del COES - SINAC,
 6

obligan a no utilizar este tipo de medidor, dado que las valorizaciones de las
transferencias de energía se realizan en periodos de 15 minutos.

Asimismo, de acuerdo a la normatividad vigente para la determinación de la

penalidad por consumo de energía reactiva de un cliente, es necesario evaluar la
energía reactiva en comparación con la energía activa en bloques (periodos)
horarios definidos, con lo cual el medidor electromecánico queda restringido para
estos propósitos.

En general el medidor electromecánico al no tener memona para almacenar

datos, no está capacitado para las exigencias actuales de operación y
comercialización de energía.

1.3.2 Medidores híbridos:

Este tipo de medidor no tuvo acogida en nuestro medio, al menos a nivel de las
empresas de electricidad no se conoce que hayan adquirido estos medidores para
su uso en la comercialización de energía.

1.3.3 Medidores electrónicos:

La aparición de los primeros medidores de estado sólido solucionó - entre otras

dificultades - el tema de la determinación de consumos del usuario en diferentes
horarios. Normalmente, estos horarios son establecidos por la reglamentación
vigente o mediante acuerdo entre cliente y suministrador para el caso del libre
mercado.

En la actualidad el gran número de medidores electrónicos multifunción

instalados en el sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN), son de
tecnología de la década de los años 80. Entre ellos los medidores de mayor
número en nuestro sistema eléctrico de propiedad de las empresas generadoras y
transmisoras, son los medidores Quantum y Fulcrum de Schlumberger y los
medidores Alpha de ABB en las empresas distribuidoras.
 7

El problema principal que se tiene hoy en día con estos medidores es la

transmisión de datos por telemedición. Las empresas de electricidad - sobre todo
empresas de generación - necesitan tomar estado a los medidores dentro de los
primeros cinco días del mes siguiente al mes en evaluación, con la finalidad de
determinar la producción de energía de sus centros de producción, los consumos
de sus clientes, las entregas y retiros en el sistema interconectado para fines de
transferencias de energía entre generadores en el COES - SINAC, etc.,
volviéndose importante la velocidad con la que se deben transmitir los datos
almacenados en la memoria del medidor.

La transmisión de datos de los medidores de acuerdo al avance de la tecnología

en que fueron creados, hoy en día resultan muy lentos comparados con
velocidades de transmisión permitidas en otros sistemas de comunicación.
Normalmente, encontramos medidores con velocidades de 1200 hasta 9600 bps,
cuya recuperación de información por telemedición para 30 días de datos, 8
parámetros eléctricos y a intervalos de 15 minutos se tarda en promedio 1 O
minutos.

Si consideramos el número de medidores que se requiere recuperar información y

teniendo presente que la tecnología en comunicaciones a mejorado notablemente
en comparación a la tecnología de los años 80, el proceso de adquisición de datos
se convierte en un problema por resolver.

El otro punto débil de estos medidores es lo relacionado al software para manejo

de los medidores. De igual forma dado que la tecnología no es actual, la
plataforma en la que ha sido desarrollado el software es en sistema operativo
DOS, los cuales no han sido modernizados a la fecha, creando una serie de
inconvenientes del tipo administrativo.

Hoy en día para superar los controles y auditorias que fueran necesarias dentro
del ámbito de la información, se requiere tener un software que permita
administración centralizada con supervisores trabajando en red.
 8

También, el tema del reloj que controla el tiempo en el medidor es importante ya

que si la hora no es correctamente registrada, los datos de medición son
almacenados en el tiempo incorrectamente. Esto trae como consecuencia serias
dificultades en la determinación de la máxima demanda de un cliente o para el
análisis de cualquier carga en general.

Por otro lado, los medidores tipo Quantum, al no ser ajustados su calibración en
fábrica vía software, estos requieren de una verificación periódica recomendada
por el fabricante, a diferencia de los medidores Fulcrum y ABB que son
calibrados en fábrica por software, para lo cual el fabricante garantiza un periodo
de al menos 07 años sin problemas de calibración.
 CAPITULO U

EVOLUCIÓN DE LOS MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA

2.1 Marco Histórico

Durante la época en que el estado tenía el monopolio de la actividad eléctrica,

representada por ELECTROPERU S.A. como empresa matriz del Sub Sector
Eléctrico - encargada entre otras cosas de la Generación, Transmisión y Venta de
energía-, la actividad en la electricidad no obligaba a tener información real del
flujo de energía en los nodos de frontera de Generación-Transmisión,
Transmisión-Distribución. Asimismo, la medición de la entrega de energía a las
empresas de Distribución de electricidad no exigía detalles de perfiles de carga.

Hasta la década del 80 la información de energía y potencia era registrada con

medidores electromecánicos fabricados bajo el principio Ferraris. La utilización
de medidores de energía a estado sólido, se inicia recién a principios de los años
90 con tecnología de la década del 80.

Para realizar estudios y análisis del comportamiento de la carga, era necesario

instalar equipos registradores por un periodo determinado a fin de recolectar
información continua de datos. Esta información se recolectaba en un papel
especial que había que convertirla a valores reales utilizando los factores de
medición y los factores de escala del papel.

Para la determinación de la Máxima Demanda se utilizaban contadores con

indicador de Máxima Demanda que registraban valores promedio de potencia
para un intervalo de medición determinado. Para facturar a los Clientes en
horarios de Hora de Punta y Hora Fuera de Punta se utilizaban los contadores con
 10

tarifa múltiple con registros en los dos horarios y maxímetro incorporado, el cual
funcionaba sincronizado a un reloj que indicaba el cambio de horario.

Cuando en los sistemas eléctricos el flujo de energía se daba en los dos sentidos
(inyección y retiro), era necesario instalar otro medidor para que registre el flujo
inverso de energía. De igual forma era necesario instalar maxímetros que
registren la potencia máxima.

La energía reactiva era registrada en medidores diseñados para registrar la energía

reactiva.

Para el cierre de mes los operadores de las Sub estaciones o personal

especializado, tomaban lectura a cada uno de los medidores para determinar los
consumos mensuales. Para el caso de Clientes importantes o venta de energía de
Generador a Distribuidor se acostumbraba reunirse a una determinada hora del
día para proceder a tomar lectura del medidor y firmar las actas respectivas que
posteriormente se utilizaban en las facturaciones.

El uso de ésta tecnología no permitía realizar análisis de carga, tomar decisiones

inmediatas sobre la demanda; así como la obtención de información de manera
oportuna y confiable.

Lo más rescatable de los medidores electromecánicos, es que la exactitud de los

medidores es buena y confiable, ya que hasta la fecha muchos de los medidores
se encuentran dentro de su rango de fabricación.

Con el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento,

Decreto Supremo 009-93-EM - vigente desde mayo de 1993-, se dispone la
libertad empresarial para intervenir en el negocio eléctrico en un marco de
competencia y libre mercado. La Ley dispone la división de las actividades de
generación, transmisión y distribución en negocios diferenciados. Es así como la
empresa estatal desaparece como monopolista y se crean las empresas de
Generación, Transmisión y Distribución independientes una de otras, empresas
 11

que posterio1mente fueron privatizadas en su mayoría y con ello se da inicio a la

competencia en el negocio eléctrico.

Previo a ello en 1991 ELECTROPERU S.A., deja de ser empresa matriz y se

consolida como una empresa de Generación, Transmisión y venta en bloque de
energía eléctrica a las Empresas Regionales y a usuarios finales. La otra gran
empresa de Electricidad en Lima, ELECTROLIMA S.A. que tenía de igual forma
actividades de Generación, Transmisión y Distribución se separan sus actividades
creándose empresa de Generación y Distribución que a su vez se divide en dos,
como son ahora Edelnor y Luz del Sur.

Al desaparecer el monopolio en la electricidad e independizarse las actividades de

electricidad, se creó la necesidad de identificar la energía en cada punto de
frontera, con la finalidad de llevar a cabo las transferencias de energía entre
empresas eléctricas.

Es así como ELECTROLIMA y ELECTROPERU a inicio de los años 90 inician

la compra de medidores electrónicos multifunción, con miras al proceso de
privatización de las empresas de electricidad y de acorde con la tecnología
existente en el mercado.

En esta etapa se adquiere los medidores de estado sólido multifunción, los cuales
a diferencia de los medidores electromecánicos, no tienen partes móviles,
almacenan datos en la tarjeta de memoria del medidor, son configurados vía
software del fabricante y además permiten la toma de estado del medidor vía
conexión telefónica o directa ("in situ") entre otras bondades.

Con esta tecnología de medidores instalados en las subestaciones del SEIN

(1992-1997), se da un gran salto en el análisis de cargas y procesamiento de la
información de perfiles de carga. Asimismo, la oportunidad de la infomiación se
hace importante al poder contar con datos en el momento que uno requiera y en la
oficina de trabajo. Este hecho de contar con la información oportunamente se
hace relevante para la operación de una planta industrial al poder controlar su
 12

demanda o apreciar los cambio de ella en un tiempo muy cercano al "tiempo

real".

Asimismo tanto las empresas Generadoras, Transmisoras, Distribuidoras y

Clientes finales, utilizan la información en periodos menores a los mensuales para
evaluar y pronosticar la demanda.

En los Centros de Control de Sistemas Eléctricos la información de medidores

multifunción son mayormente utilizados para la determinación de la máxima
demanda post operación. Por el volumen de información que requieren sigue
siendo el sistema "SCADA" su opción principal para el monitoreo de parámetros
eléctricos, considerando el gasto que ocasionaría el uso de líneas telefónicas y la
congestión telefónica que se crearía en dicho Centro.

Un uso importante de la tecnología de medidores multifunción en el proceso

económico de la valorización de la energía, es el almacenamiento de información
en periodos programables, como es el periodo de 15 minutos utilizado en las
valorizaciones de la transferencia de energía entre empresas generadoras de
nuestro sistema eléctrico integrantes del COES - SINAC, que valoriza la energía
activa con el precio a Costo Marginal cada 15 minutos.

Con el paso de los años la tecnología en comunicaciones avanzó y los medidores

no cambiaron sus sistemas de comunicación, haciéndose lento el proceso de
adquisición de datos comparado con la rapidez que se realizaban en
comunicaciones de otro tipo por ejemplo Internet. El desarrollo de Internet y
trabajo en red no encontraron compatibilidad tecnológica para el uso de los
medidores convencionales, las grandes velocidades en los sistemas de
comunicación y los volúmenes de información que permitía transportar la nueva
tecnología hizo que los fabricantes aprehendieran la nueva tecnología en la
fabricación de los nuevos medidores de estado sólido de última tecnología.

Entre las innovaciones que tienen los nuevos medidores de energía podemos citar
el gran volumen de información almacenada, las facilidades de comunicación que
 13

permiten interactuar con el equipo con varias alternativas incluido INTERNET, y

asimismo ofrece la posibilidad de trabajo en red con administración centralizada.

Dada la capacidad de memoria disponible de estos nuevos equipos (hasta 1 y 5

Mbyte) ellos están preparados para guardar información no solo para facturación
y operación como los medidores tradicionales sino también guardan información
para los "estándares" de calidad, como armónicos y flickers.

Por su parte las empresas de Distribución de energía eléctrica, en su mayoría

adquirieron medidores electrónicos económicos con funciones básicas y
necesarias para facturación, dada la gran cantidad de subestaciones y clientes
importantes por controlar. Y en muchos casos como en los puntos de verificación
de compra de energía a sus suministradores adquirieron medidores similares a los
medidores de los generadores.

En el caso de las grandes industrias o empresas mmeras, con el avance de la

tecnología adquirieron equipos electrónicos de medición de energía, básicamente
para el monitoreo y control de su demanda. Normalmente, para fines de
facturación es el suministrador de energía quien recomienda, implementa y
mantiene los equipos de medición.

2.2 Evolución de los medidores de energía eléctrica

Desde el inicio de la invención de la electricidad, este ha jugado en la vida diaria

un papel muy importante, ya que su uso fue extendiéndose en los diversos
quehaceres del hombre haciéndose cada día más imprescindible. Con lo cual
creció también la importancia de la medición de la energía eléctrica, ya sea para
comercializarla, conocer y controlar el uso de la misma.

Son los medidores de energía o también llamados contadores, los que se utilizan
para medir la energía eléctrica consumida. Estos equipos a lo largo del tiempo
han ido evolucionando de acuerdo al avance tecnológico y coherente con las
necesidades de los usuarios.
 14

2.2.1 Medidores electromecánicos

La función p1incipal de un medidor es registrar el consumo de energía de un

cliente o de cualquier punto ubicado en un sistema eléctrico, durante el tiempo
abastecido. La cantidad de energía en kWh es representada por el área bajo la
curva descrita en cada instante por la potencia.

En la Figura 2.1 se muestra un diagrama o perfil de carga típico de un consumo

de servicio público.

Potencia
(kW)

E=Energía en kWh

Tiempo (h)

Fig. 2.1 Curva o perfil de carga

Para obtener el valor de esta área, que representa le energía consumida durante el
tiempo abastecido, el medidor debe cumplir con dos funciones principales:

• Determinar el tamaño de la curva en cada instante

El tamaño de la curva de carga en cada punto del tiempo es la potencia

instantánea (P). La potencia instantánea es el producto de voltaje
instantáneo (u) y la corriente instantánea (i).
 15

p=u.1 (2.1)

• Integrar la potencia instantánea respecto al tiempo

El área bajo la curva representa la energía (E) consumida y es

calculada por la integración de la potencia instantánea en el tiempo.

E Jp(t). dt (2.2)

a) Principio Ferraris

El instrumento que realiza ambas funciones descritas es el medidor de energía,

basado en el Principio Ferraris de más de 100 años de antigüedad. Otros métodos
de medición han existido, pero solo el Principio Ferraris ha perdurado.

El Principio Ferraris fue desarrollado y patentado por Galileo Ferraris de Turín el

año 1888, el cual también es conocido como Principio del Motor de Inducción y
consiste de los siguientes componentes:

• Sistema de tensión
• Sistema de corriente
• Sistema de frenado
• Disco

b) Principio de funcionamiento

Breve descripción del funcionamiento de las partes principales de un medidor de

energía

• Sistema Motor:

Los circuitos de tensión y de corriente producen flujos magnéticos que son

interceptados por el disco, en el cual inducen corrientes parásitas (corriente de
 16

Foucault). El efecto combinado de los flujos magnéticos y de las corrientes

parásitas producen un par motor Mm sobre el disco, que es proporcional a la
potencia que se mide (Mm = k 1 .p).

• Sistema de Frenado:

El par motor, actúa contra el momento de frenado Me el cual es proporcional a la

velocidad del disco (Me = k 2 .v), y es generado por la inducción de un imán
permanente. Para cada momento motor existe una velocidad angular del disco
para lo cual se produce el equilibrio entre los momentos motor y frenado, es decir
cuando ambos pares son iguales la velocidad es uniforme.

Igualando los momentos Mm = Me obtenemos:

(2.3)

Donde:

k1 : Es una constante que depende de las características constructivas del

sistema motor
k2 : Es una constante que depende del imán y de su posición en el disco
v: Velocidad del disco
p: Potencia que se mide

También:
V = dl/dt (2.4)

1 =2iJ.r.n (2.5)

Donde :

1 : Longitud recorrida por un punto del disco

r : Distancia al eje de rotación = 1
 17

n: Número de vueltas

Entonces en la relación (2.4) reemplazamos (2.5):

(2.6)

Reemplazando (2.6) en la relación (2.3):

p = (k2 . 2,J/ k ¡ ).dn/dt

pdt = k.dn (2.7)

Donde:

k: Es una constante obtenida de 2,J. k2 / k 1

Para un intervalo de tiempo medido comprendido ente t 1 y t2 integramos ambos

miembros de (2.7) entre t 1 y t2:

Jp.dt =k. �n (2.8)

Obtenemos que el primer miembro representa la energía medida y el segundo

miembro el número de vuelas del disco en el periodo de tiempo comprendido
entre t 1 y t2 multiplicado por una constante k.

E =k.n (2.9)

Por consiguiente, la expresión (2,9) nos indica que el número de vueltas del disco
es proporcional a la cantidad de energía medida.
 18

• Numerador - integrador:

El registro de la energía medida se lleva a cabo mediante un sistema de

engranajes acoplado al eje del disco, de tal forma que el movimiento del disco se
transmite al dispositivo numerador-integrador, el cual mueve agujas indicadoras o
tambores con cifras que indican la energía consumida. Al ser la indicación
proporcional al número de revoluciones y el número de revoluciones
proporcional a la energía, la indicación del numerador viene a ser la energía
consumida.

La Figura 2.2 muestra un esquema del sistema Numerador - Integrador

Aparato kWh
Contador

9
Transmisión 1
A engranajes
-cQ
E=k.n

Disco <vv

Fig. 2.2 Indicación del valor de la medición

 19

e) Tipos de medidores

Conforme se presentaron las necesidades para la venta y control de la energía, se

crearon medidores de diversas características que cumplieron con su propósito.
Se pueden clasificar en:

Según características de la red:

Monofásicos y trifásicos

Según el tipo de energía a medir :

Energía Activa, Reactiva y Aparente

Según el horario a registrar y la Máxima Demanda

De tarifa múltiple y de demanda máxima

Dentro de los más utilizados en las empresas de generación tenemos los

medidores trifásicos de energía activa y reactiva, los medidores trifásicos de
energía activa con tarifa múltiple y los medidores con indicador de máxima
demanda incorporada.

• Medidores trifásicos de energía activa

Los medidores trifásicos integran la medición que podría efectuarse con tres o
dos medidores monofásicos, cada uno bajo el principio descrito en el apéndice
anterior. Nos dan la facilidad de registrar en un solo equipo la energía total.

Existen los medidores con tres sistemas motor (tres elementos), utilizados en
sistemas eléctricos con neutro (cuatro hilos) y los medidores con dos sistemas
motor conocido como método Aron (dos elementos), utilizados en sistemas
eléctricos sin neutro (tres hilos).
 20

Los medidores se pueden conectar directamente a la red o a través de

transfornrndores de medida, según las características de placa del medidor.
Asimismo, en la placa viene indicado las constantes que se debe aplicar a los
registros considerando las relaciones de transforn1ación de tensión y de corriente
y la constante propia del medidor. Normalmente los factores a aplicar para
obtener la energía real en kWh son potencia de 1 O. Adicionalmente, en la placa
viene la constante para calibración del medidor, frecuentemente expresado en
revoluciones por kwh (rev/kWh).

• Medidores trifásicos de energía reactiva

Los medidores de energía reactiva son construidos bajo el mismo principio de los
medidores de energía activa, con la salvedad que internamente las bobinas de
tensión son conectadas de tal forma que producen el desfase entre tensiones y
corrientes necesario para registrar la energía reactiva.

• Medidores de energía con tarifa múltiple

Para economizar los costos de producción de energía y obtener un meJor

rendimiento del sistema eléctrico, se establecen tarifas diferentes durante el día,
motivando a los usuarios que desplacen su carga a horarios en el que la demanda
total del sistema disminuye.

Se fija precios más altos al consumo de energía en horario nocturno. Así aparecen
los horarios conocidos como Hora de Punta (HP) y Hora Fuera de Punta (HFP).

Para identificar los consumos en horarios diferenciados, se fabricaron los

medidores con tarifa múltiple, los cuales cuentan con más de un numerador­
integrador para el registro de la energía.

El medidor más utilizado es el medidor de doble tarifa que tiene dos

numeradores-integradores, uno de ellos para el registro de la energía en Hora de
Punta y el otro para el registro de la energía en Hora Fuera de Punta.
 21

El medidor tiene una flecha que indica el numerador que se encuentra activo. El
control del cambio de horario se efectúa con un relé que es controlado por un
reloj de contacto, el cual normalmente se encuentra fuera del medidor.

• Medidores de energía con Indicador de Máxima Demanda

El consumidor ocasiona los costos fijos por conceptos de ampliación de

instalaciones para que sea atendido por la empresa eléctrica; es decir, la potencia
eléctrica reservada para él, ya que de acuerdo con el tamaño de la misma debe ser
dimensionado los generadores, transformadores, líneas y demás equipamiento
necesario para brindar el servicio de electricidad.

Por consiguiente, se crea la necesidad de cobrar además de la energía la potencia

consumida por el usuario en un periodo determinado.

Para ello los medidores con indicador de máxima demanda, registra como
cualquier contador eléctrico el consumo eléctrico en kWh, pero simultáneamente
registra también la potencia eléctrica en kW como valor medio dentro de un
período de medición.

Los picos de demanda de corta duración no afectarán en el cobro al consumidor,

dado que el medidor registrará el promedio en un intervalo de tiempo fijado (por
ejemplo 15 minutos). Es decir, la indicación del medidor en kW para un período
de tiempo fijado, será el resultado de dividir la energía consumida en kWh en ese
período por el período de tiempo fijado.

La máxima demanda será la potencia media más alta en un período de integración

que se mide dentro de un período de liquidación, por ejemplo en un mes.
 22

2.2.2 Medidores Híbridos

El avance de la microelectrónica y las necesidades por conocer de manera más

exacta los flujos de carga en tiempo real entre empresas de electricidad y de
grandes consumidores, hicieron que se desarrollen equipos para medir con más
exactitud que los medidores electromecánicos.

Primordialmente, las tarifas por tiempo de uso y la demanda máxima

constituyeron un factor importante en la facturación de usuanos con gran
volumen de consumo. Estos factores aportaron nuevos requerimientos para mayor
versatilidad en el sistema de medición y capacidad funcional en las áreas a cargo
de esta labor de las empresas de electricidad.

La solución fue la fabricación de medidores de estado sólido, pero aunque estos

medidores son exactos y con capacidad para soluciones complejas, eran caros.
Por lo cual los medidores de estado sólido no constituyeron la solución
económica a tarifas por tiempo de consumo para la mayoría de usuanos
considerados objetivos de estas tarifas.

La solución a este problema fue con la fabricación del medidor híbrido. Este
medidor está compuesto por el medidor de inducción con disco rotativo
convencional como elemento sensor de energía y el numerador reemplazado por
un microprocesador.

a) Principales elementos del Medidor Híbrido

• Disco rotativo: Es el elemento rotativo del medidor convencional utilizado

como elemento sensor de energía. El disco es impreso con marcas negras
para censar pulsos.

• Módulo Procesador: El módulo procesador contiene todo los controles

electrónicos, a decir, microprocesador, memoria programable (EPROM) y
memoria de datos (CMOS-RAM, EEPROM).
 23

También incluye el display, los elementos de control, la interface de datos

óptico, el control de puertos de entrada y salida y el fotosensor para detectar
las marcas en el disco rotor.

• Fotosensor: Capta las señales marcadas en el disco que luego son enviadas
al microprocesador como pulsos eléctricos para su procesamiento.

• Display: Muestra los valores calculados por el microprocesador en una

pantalla fluorescente al vacío.

En la Figura 2.3 se muestra los principales elementos de un medidor

híbrido.

MICROPROCESADOR
kWh

RELOJ
DISCO
DISPLAY
MEMORIA

n
g
PUERTO
OPTICO
FOTOSENSOR

RFA_C_E---,1-----...
.--IN-TE____

LECTURA Y
PROGRAMACION

Fig. 2.3 Diagrama de bloques de un medidor Híbrido

 24

b) Principio de funcionamiento

Las revoluciones del disco son captadas por el elemento fotosensor y transmitidas
al microprocesador como pulso eléctrico.

El microprocesador recibe la señal del fotosensor, procesa los datos y los

convierte a valores reales de kW y kWh. Registra los datos y los almacena en
memona con la ayuda de un reloj que guarda la información con la fecha de
ocurrencia.

El medidor está provisto de una batería para conservar la hora y mantener la

información en memoria.

c) Comunicación con el medidor

Se puede acceder a la información por el display, el cual muestra normalmente

datos instantáneos.
También, se puede acceder a la información almacenada en la memona del
medidor por el puerto óptico ubicado en la parte frontal del medidor. Esto se
consigue con la ayuda de una interface conectada a una computadora portátil o
lectora manual agenciado de un software que provee el fabricante.

De igual forma para dar inicio o poner en servicio el medidor, se realiza con una
computadora portátil y el software del fabricante en el que se selecciona los
parámetros a descargar al medidor.

d) Tipos de medidores

Dentro de los más utilizados tenemos:

 25

• Medidores con doble tarifa de energía activa

Los más utilizados son los que tienen el numerador electrónico incorporado
en el medidor de inducción.

• Medidores de energía con máxima demanda incorporada.

Existen con el indicador de máxima demanda incorporado al medidor de

inducción y con numeradores de energía y potencia electrónicos o también
con numerador de energía de tambores.

2.2.3 Medidores Electrónicos

El primer medidor de estado sólido fue estrenado en Europa por Landis & Gyr en
1971. A pesar que este medidor tuvo circuitos de estado sólido, todavía contaba
con un registrador mecánico.

El medidor entregaba una alta curva de exactitud, cumpliendo con la nueva clase
de exactitud 0,2S. Su alto grado de exactitud y su versatilidad funcional para
resolver las necesidades mas complejas con fines tarifarios, hicieron que el
medidor electrónico ingresara al mercado sobre todo aplicable a los grandes
usuarios de energía y a los puntos de intercambio de energía y potencia entre
empresas eléctricas.

A inicios de los años 80 existían tres fabricantes en Estados Unidos que

producían el 100% de medidores completamente electrónicos: Scientific
Columbus lnc. Esterline Co. (medidor JEM-1 y JEM-2), Transdata Inc. (medidor
EMS serie 7000) y la División de Administración de Energía de Sangamo
Weston lnc., subsidiaria de Schlumberger (medidor Quantum).
 26

Generalidades:

• Los medidores electrónicos no tienen partes móviles, utilizan un diseño

modular. Cada módulo es una tarjeta electrónica que cumple una función
específica y se interconectan entre ellos a través de una tarjeta madre y/o
pines de conexión.

• Todas las tarjetas modulares son fácilmente removibles para mantenimiento

y servicio y ocupan un lugar específico en la arquitectura del medidor.

• Los medidores son programables con el software del fabricante y una

computadora portátil. Se pueden reprogramar para modificar las opciones
seleccionadas inicialmente.

• Guardan información en memoria fechada con su reloj interno, la cual es

conservada con el sistema auxiliar de energía o por una batería de respaldo
ante apagones.

• Se puede acceder a la información localmente utilizando el display o uno de

los puertos de salida utilizando una interface y una computadora portátil.
También se puede obtener la información remotamente utilizando un puerto
de comunicación.

Uno de los medidores más difundidos en el Perú en la década del 90 es el

medidor Quantum de la marca Schlumberger, medidor que hasta la fecha se viene
utilizando.

Otro medidor electrónico utilizado masivamente en las empresas de distribución

eléctrica es el medidor Alpha de ABB (hoy ELSTER), el cual tiene menos
funciones que el medidor Quantum y por ende más económico.

Seguidamente describiré las partes principales de un medidor electrónico,

tomando como base la tecnología del medidor Quantum. Las diferencias con
 27

otros medidores electrónicos radican principalmente en las opciones de memoria,

comunicación y señales de entradas y salidas consideradas como módulos
opcionales en su momento.

Arquitectura del medidor

El medidor emplea un diseño modular. 5 módulos estándar y 4 módulos

opcionales.

a) Módulos estándar

- Módulo Transformador
- Módulo Fuente de alimentación
- Módulo Convertidor Análogo Digital
- Módulo Procesador de Registro
- Módulo Display

b) Módulos opcionales

- Módulo Memoria Masa/Reloj Real-Time

- Módulo Entrada y Salida
- Módulo Módem
- Módulo QDIF
 28

En la Figura 2.4 se muestra los módulos que conforman la arquitectura de

un medidor electrónico.

Fig.2.4 Diagrama de bloques de medidor electrónico

- Módulo Transformador

Contiene transformadores de voltaje y corriente de alta precisión. Estos

transformadores se encargan de reducir las señales de tensión y corriente que
ingresan al medidor, de tal forma que puedan ser utilizados en el módulo
Conversor análogo/digital.

También provee un transformador que alimenta al módulo fuente de

alimentación y una salida para sincronizar el reloj de tiempo real con la
frecuencia de la red. Este transformador puede conectarse a una fase del
medidor o a una fuente auxiliar externa AC.
 29

- Módulo Fuente de Alimentación

El módulo fuente de alimentación recibe 36 VAC del transformador de

alimentación y produce tres voltajes regulados para la operación del medidor
+5VDC, +15VDC y-15VDC.

- Módulo Convertidor Análogo-Digital (ADC)

En este módulo se controla todas las funciones de medidas del medidor. Realiza
el muestreo y la conversión análogo/digital.

Recibe las señales de tensión y corriente del módulo transformador y realiza el

muestreo y digitalización por fase de las formas de onda de tensión y corriente
721 veces cada 60 ciclos.

El microprocesador calcula valores por fase instantáneos de Voltaje, Amperios,

Watts, Vars, Volt2 y Amp2• Luego estos datos son enviados al microprocesador
de registros.

- Módulo Procesador de Registro

El microprocesador de registros recibe datos por fase del módulo ADC y

calcula valores instantáneos, energía, demandas y otros seleccionados en la
programación.

Controla el direccionamiento de memoria interna, calcula datos para el display

y controla el envío de información al puerto RS-232, puerto óptico, módem
interno y salidas de pulsos KYZ.

- Módulo Display

El módulo display muestra los datos registrados por el medidor en una pantalla
de cristal líquido.
 30

También contiene LED infrarrojo para pmebas de calibración del medidor y

dispositivos (switches) para activar lecturas de datos alternos, reseteo de
demanda y otros.

- Módulo Memoria Masa/ Reloj Real-Time

El módulo actúa como un registrador de datos. Este módulo es utilizado para

registrar los datos en intervalos de tiempo programados, mostrar en display
registros en periodos tarifarios, registrar datos congelados o cualquier otra
opción que requiera el reloj.

El reloj de tiempo real proporciona el registro de fecha y hora para la

información registrada, periodos tarifarios, y datos congelados entre otros.
Puede ser programado para sincronizar la hora con la frecuencia de la línea o
con el reloj de cristal interno.

La información y la hora del reloj son protegidas por una batería de litio.

- Módulo Entrada y Salida (1/0)

El módulo proporciona salidas de pulsos de la forma KYZ para el envío de

datos a registradores externos.

Adicionalmente, proporciona dos hilos para sincronización de intervalos de

demanda. Dos o más medidores pueden programados para sincronizar su
demanda. Un medidor es programado como maestro y los otros medidores son
programados como esclavos, cuando el maestro inicia el intervalo de demanda,
este envía un pulso de señal a los esclavos para el inicio de su intervalo de
demanda.
 31

- Módulo Módem

El módulo módem permite la comunicación remota del medidor a través de una

línea telefónica fija o celular o a través del sistema de comunicación de la línea
de alta tensión.

La velocidad de transmisión remota es de 1200 bps, mientras que la

comunicación por el puerto óptico es de 9600 bps

Proporciona conexión para encadenamiento tipo margarita "daisy chaining", el

cual permite que dos o más medidores utilicen la misma línea telefónica.

- Módulo QDIF

El módulo Quantum Digital Interface (QDIF) fue desarrollado para

proporcionar enlace de datos para sistemas SCADA a través de RTUs y
sistemas de datos a tiempo real, donde el acceso a datos del medidor es
requerido con frecuencia y oportunamente.

Las opciones de comunicación con los medidores se muestran en la Figura 2.5 y

son por comunicación local, que puede ser a través del puerto óptico o por el
puerto serial RS-232 y por comunicación remota que se realiza mediante
comunicación con el módem del medidor y otro módem en el lado remoto. La
opción QDIF no fue aplicada en nuestro medio.
 MASTER ESCLAVO! ESCLAV02

D D
Q
RED
TELEFONICA
CONVENCIONAL,
CELULAR, ONDA
PORTADORA ______.__-+---...L..-------'
CENTRO MODEM INTERFACE
DE CONTROL INTERFACE (SERIAL)
(LECTOR OPTICO)

Q D
Q
MODEM

FACTURACIÓN /�.,�� �...,.,,,�,

¡,.,,,.......,,,,,,....,.,..""""' ,w:,-.¡,.�..,,..,_.- ,_ ..,..,.¡
MENSUAL COMUNICACIÓN
SERIAL RS 232
MODEM CLIENTE COMUNICACIÓN (LOCAL)
PUERTO OPTICO
(LOCAL)

Fig. 2.5 Esquema de comunicación con el medidor electrónico

 33

Operatividad en el año 2 000

La llegada del nuevo milenio, también trajo alteraciones en la operación de los

medidores. Básicamente, los errores se dieron en el fechado registrado en los
medidores.

Para garantizar el cumplimiento de la operatividad de los medidores, los usuarios

y fabricantes realizaron diversas pruebas con las fechas en los medidores. El
fabricante realizó actualizaciones de firmware y software para corregir las
deficiencias del fechado para el año 2000 e incluso luego de las actualizaciones
necesarias otorgaron certificados de garantía de cumplimiento.

Algunas versiones de medidores quedaron descontinuados como es el caso de los

medidores J em2 de Scientific Columbus, cuya tecnología de inicio de los años 80
utilizaba quemadores de EPROM para configurar el medidor. Para el caso de los
medidores Fulcrum y Quantum de Schlumberger, el fabricante actualizó la
versión de software hasta en dos oportunidades antes del año 2000.

Uno de los primeros cambios con miras a la modernidad fue el desarrollo de

software de manejo de los medidores en ambiente Windows, dejando atrás el
cerrado y poco amigable software en DOS.

En el capítulo siguiente se describirá las funciones y aplicaciones de los

modernos medidores de energía fabricados con tecnología de punta.
 CAPITULO 111

MEDIDOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA ION DE ÚLTIMA GENERACIÓN

En los últimos años han aparecido medidores de energía fabricados con

tecnología de punta con notorias innovaciones en su fabricación.

Dentro de las más importantes innovaciones tenemos la variedad de protocolos de

comunicación, compatibilidad con la web, funciones de control y memona
disponible para el registro de funciones de calidad de energía.

También, destaca el uso de software amigable y la posibilidad de ser integrados a

sistemas SCADA u otros sistemas de administración de energía.

Uno de los medidores que destaca en estos últimos años por su fabricación con
tecnología de punta es el medidor ION (Integrated Object Network) de Power
Measurement. En adelante me ocuparé del modelo ION 7500/7600.

3.1 Descripción General

El ION es un equipo electrónico de medición y control altamente avanzado,

proporciona medidas exactas RMS de voltaje, corriente, potencia y energía, y son
complementados por amplias capacidades de señales VO (entradas y salidas) y
avanzadas mediciones de calidad de energía.

Estos medidores pueden reemplazar transductores, medidores tradicionales y

circuitos de control. Pueden ser integrados con su propio software u otros
sistemas de administración de energía, sistemas SCADA, sistemas de
 35

automatización y facturación, usando múltiples canales y protocolos de

comunicación estándares.

Aplicaciones más comunes:

• Medición para facturación

• Monitoreo de Calidad de Energía
• Control de demanda y factor de potencia
• SCADA (Supervisory control and data acquisition)
• Automatización de Subestación

El medidor ION puede adaptarse a muchas situaciones. El avance de las

comunicaciones permite que los datos sean compartidos simultáneamente a través
de redes múltiple, la incorporación de señales 1/0 proporcionan capacidades de
monitoreo y control y una variedad de pantallas y herramientas de análisis pueden
ser usados para monitorear el sistema de energía.

En la Figura 3.1 se muestra las funcionalidades de los medidores ION

Conectividad con lnlernet

-Meter M@il
- Funcionalidad WcbMater

Conexiones del Sistema de Energía Herramientas de an:ilisis de Datos

Voltaje de fose, corriente de fase. -Red de moni1oreo de energía
A.-...
�- � comente de tierra y corriente neutro - Sofwarc para Modbus. DNP-3.00
del s,sterna de energía en Estrella. MV90
Delta o monofásico

A �
-�
�

Entradas/Salidas
- Pulsos � Comunicaciones
- Estado de lntcn-up1or - RS-232 y alta velocidad RS-485
- Señales de Con1rol - Modem interno
- Pulso de Energía Datos por Display -¡n situ"' - Puerto Óptico
- LCD de 320 por 240 pixel - Ethernet IOBasc-FL
- Protocolos· ION. ModBus Master. ModBus RTU. ModBus TCP. DNP 3 00,
Datos de Display Remoto ModcmGate. EthcrGatc. GPS
- Pantalla visia
- Pantalla WebRcach
- Pantalla WcbMastcr

Fig. 3.1 Funcionalidades del medidor ION

 36

3.1.1 Funciones Principales

A. Medición de Facturación

a) Energía y Potencia

Entrega datos de energía con exactitud clase 0,2S según Norma IEC 687. Mide
energía bidireccional (entregado, recibido) y registra los reactivos en cuatro
cuadrantes. Ofrece mediciones de:

• kWh, kVARh y kVAh entregados o recibidos

• kWh, kVARh y kVAh netos (entregados - recibidos)
• kWh, kVARh y kVAh total (entregados+ recibidos)
• Volt-hora y Amperios-hora

b) Demanda

Puede registrar la demanda de cualquier valor instantáneo y registrar la demanda

pico (máxima) y mínima con relojes fechadores del día y la hora. Ofrece
mediciones de:

• kW, kVAR y kVA, min./máx.

• Amperios, voltios, min./máx.
• Demanda de cualquier medición instantánea

c) Valores instantáneos

Mide valores por fase y totales de:

• Voltaje y corriente
• Potencia Activa (kW), potencia reactiva (kVAR) potencia aparente
(kVA)
• Factor de potencia y frecuencia
 37

• Desequilibrio de voltaje y corriente

d) Tiempo de uso (TOU)

Ofrecen medición del tiempo de uso (TOU) adaptable a cualquier estructura

tarifaría de suministros. Registra lecturas por pantalla basados en consumos por
periodos horarios durante el día, la semana o periodos estacionales previamente
definidos por el usuario. Las mediciones incluyen:

• Energía activa, reactiva y aparente

• Demanda activa, reactiva y aparente
• 4 periodos de tarifas por perfil diario (A, B, C y D)
• Calendario dividido en las cuatro estaciones del año
• Calendario de 20 años con año bisiesto automático y ajuste de
tiempo para las tarifas de ahorro diurno

B. Medición de la Calidad de Potencia

a) Registro de las formas de onda

Los medidores pueden captar simultáneamente todos los canales de voltaje y de

corriente.

• Hasta 256 muestras por ciclo en el medidor ION 7600

• Hasta 128 muestras por ciclo en el medidor ION 7500

b) Medición de la distorsión armónica

Mide la distorsión armónica total, registro y generación de informes en tiempo

real hasta la armónica 63 (127 en el caso del ION 7600 con el software ION
Enterprise), para todas las entradas de voltaje y corriente.
 38

• Annónicas individuales, (incluida la magnitud, la fase y los

interannónicos para el ION 7600)
• Armónicas para totales y Annónicas impares totales
• A1mónicas totales (pares e impares)
• Factor K, factor de cresta

c) Medición de los componentes simétricos

Registra secuencias cero, positivas y negativas así como la fase y magnitud para
entradas de voltaje y corriente. Identifica los desequilibrios de voltaje y corriente
perjudiciales en el equipo antes de que produzcan averías.

d) Detección de Sags/swells

El ION 7600 y el ION 7500 incorporan una función de detección de sags/swells

que puede utilizarse para analizar la gravedad de los mismos y su impacto
potencial.

• Datos sobre la magnitud y duración adecuados para el trazado de las

curvas de tolerancia de voltaje
• Iniciadores por fase para el registro de formas de onda u operaciones
de control

e) Captación de transitorios

El ION 7600 puede detectar y registrar transitorios de subciclos que sean tan
cortos como 60 µs a 65 Hz (78 µs a 50 Hz)

f) Detección fuera de límite

Detecta, registra y genera informes sobre los desbalances y las pérdidas de voltaje
y de corriente, las variaciones de frecuencias/factor de potencia, las
sobretensiones y los subvoltajes, etc.
 39

g) Indicadores de rendimiento

Los medidores pueden ser configurados para monitorear una extensa gama de
indicadores del rendimiento, incluyendo.

• Tiempo total de interrupción del suministro eléctrico (en segundos)

• Duración fuera de los límites de tolerancia de la distorsión armónica
total, de voltaje, frecuencia, factor de potencia así como muchos
otros índices adicionales.

C. Registro de Datos y Eventos

El medidor ION 7600 tiene 4MB (opcional hasta 8MB) de memoria configurable
no volátil para el almacenamiento de formas de onda, eventos y registros. El ION
7500 incluye 1 MB con opción hasta 4 MB ó 8 MB.

a) Perfil de carga

Los medidores ION 7500 y 7600 tienen 800 canales (columnas de registros) a
través de 50 almacenadores (memorias) de datos. La asignación de los canales es
configurable para obtener registros de las tendencias históricas de la energía,
potencia, voltaje, corriente, calidad de energía o de cualquier otro parámetro
medido. Los almacenadores pueden programarse en función de intervalos de
tiempo, programa calendario, condiciones de alarma/eventos o bien
manualmente.

b) Registro coincidente mín/máx

Registra valores de los parámetros clave o las condiciones del eqmpo que
coinciden con una condición extrema así como la fecha/hora. Por ejemplo registra
los valores de voltaje y corriente cuando acontece una condición de potencia pico.
 40

c) Sincronización de tiempo GPS

El reloj de tiempo real permite fechar y registrar la hora de los eventos internos y
de los registros de datos con una diferencia de milisegundos.
El medidor se puede sincronizar bajo:

• Cristal interno del medidor

• Frecuencia de la red eléctrica medida
• Receptor GPS externo

D. Entradas y salidas (E/S)

Las entradas y salidas (E/S) digitales permiten controlar una amplia gama de
condiciones, tales como la velocidad de flujo, RPM, el nivel de los fluidos, la
presión de aceite o la temperatura del transformador.

a) Entradas/salidas digitales

• 8 entradas para monitorear el estado de contacto en seco (sin

voltaje)
• 4 puertos de salida de relés de estado sólido y 3 salidas
electromecánicas de relés internos pueden controlarse
automáticamente

b) Entradas/salidas analógicas

• 8 entradas digitales
• Varias entradas y salidas analógicas que aceptan varios
rangos de mA
 41

3.1.2 Otras funciones

A) Integración del software

Gracias a sus amplias funciones de comunicación, los medidores se pueden

integrar fácilmente en sistemas de administración y automatización de la energía.

a) Software ION Enterprise

Los medidores son compatibles con el software ION Enterprise de Power

Measurement basado en Windows 2000. El ION Enterprise es un completo
sistema de monitoreo de energía, análisis y sistemas de control, muestra datos en
tiempo real y almacena e incorpora funciones de control/configuración. ION
Enterprise permite compartir datos en toda la empresa en un entorno seguro en
red.

b) Software ION Setup

Los medidores tienen la opción de ser operados con el software ION Setup para
Windows disponible en la web. Este software despliega información en tiempo
real desde sus dispositivos de monitoreo de energía y proporciona capacidades de
configuración de dispositivos.

B) Conexión por Internet

a) Meter M@il

Los medidores con opción de un puerto Ethernet pueden enviar automáticamente

mensajes de alarma por e_mail, así como actualizaciones programadas del estado
del sistema. Los mensajes de Meter M@il pueden recibirse como cualquier otro
mensaje de e_mail en una estación de trabajo o un teléfono celular. Los registros
de datos también pueden enviarse mediante correo electrónico por ocurrencia de
eventos o de forma programada adaptándose a las restricciones de firewall.
 42

b) WebMeter

Con un servidor web y un puerto Ethernet, obtenemos un acceso rápido y fácil a

información sobre la energía en tiempo real y a información básica sobre la
calidad de la energía sin necesidad de utilizar un software especial.

Las páginas web integradas muestran información diversa sobre la energía así
como información básica sobre la calidad de la energía gracias a un dispositivo
compatible con la web y, además soportan tareas de configuración básicas de los
medidores.

c) WebReach

Web Reach permite ver remotamente información del software ION Enterprise a
través de una web browser. Web Reach requiere una simple URL y no
configuración de máquina de cliente, da la facilidad de ver los datos desde
cualquier parte del mundo. Con la Web Reach se puede ver datos en tiempo real y
seleccionar vistas de datos históricos y formas de onda.

3.2 Arquitectura del medidor ION

Los eqmpos ION utilizan el concepto de Objeto Integrado en Red o ION

(Integrated Object Network) en su software de operación.

La estructura de objeto-orientado del ION permite conectar diferentes objetos

discretos (llamados módulos ION) en diferentes rutas para definir como se accede
a la información, como es transferida y manipulada en el equipo y a través de la
red de monitoreo de energía.

Cada equipo contiene un número de módulos ION que realizan funciones

específicas, similar a una función individual en un medidor de energía
convencional. Los módulos ION son enlazados para crear frameworks (grupo de
módulos ION enlazados) o templates (programa o plantilla del medidor),
 43

definiendo múltiples operaciones y rutas lógicas para infomiación del sistema de

energía. La estructura básica de un módulo ION es el mismo para cada tipo de
módulo.

3.2.1 Los Módulos ION

Los módulos ION son bloques de construcción básica de la arquitectura ION. Un

módulo puede ser considerado como una "caja de función": recibe datos de
entrada, realiza decisiones basadas en los "settings" para el módulo y luego
entrega datos en la salida de registros. Cada tipo de módulo es identificado por un
nombre, normalmente el nombre implica la función del módulo.

La Figura 3.2 muestra un esquema básico de los módulos ION.

SALIDA DE
ENTRADA REGISTROS
DE
..
Módulo ION
REGISTROS
Input 1

Input 2

CONFIGURACIÓN
t DE REGISTROS

Fig.3.2 Módulo ION

• Entrada de Registros: Son conectados a la salida de registros de otros

módulos. Los datos ingresados a través de la entrada del módulo son luego
procesados por el módulo.
• Configuración de Registros: Contiene los ajustes de configuración para el
módulo. Controla como el módulo procesa los datos.
• Salida de Registros: Contiene los datos que han sido procesados por el
módulo. Los datos proporcionados por la salida de registros del módulo,
 44

pueden ser usados directamente (ejemplo datos del display) o transferidos a

la entrada de otros módulos.

Hay más de 80 tipos de módulos en la arquitectura ION.

Clase de Módulos

a) Módulos Principales

Son módulos fundamentales del ION o software de operación. No se pueden crear

o borrar y en algunos casos el usuario no puede configurarlos. Como ejemplo
tenemos el módulo Power Meter y módulo de Comunicaciones.

b) Módulo Estándar

Son módulos que se pueden crear, editar y/o borrar del frameworks.
Generalmente la mayoría de módulos en el equipo o software son estándar,
pudiéndose crear o borrar de acuerdo a sus requerimiento y si su nivel de
seguridad en el medidor lo permite. Como ejemplo tenemos el módulo display y
módulo de salida digital.

c) Módulo Persistente

Son similares a los módulos principales (no pueden ser creados o borrados). Son
módulos estándar que tienen que ser convertidos a módulos principales, son
creados en fábrica y nunca pueden ser movidos del frameworks del medidor.
Como ejemplo tenemos el módulo de pulsos externos.

Entre los módulos más utilizados tenemos:

• Módulo Power Meter: Mide y calcula todas las cantidades básicas del
sistema de energía, basado en las entradas de voltaje y corriente del medidor
ION.
 45

• Módulo Clock: Proporciona la hora local corregida. El módulo obtiene la

hora Universal y la convierte a hora local.

• Módulo Pulsos de Calibración: Es un pulsador de energía altamente exacto,

usado para verificar la calibración de los medidores.

3.2.2 Registros ION

Cada módulo tiene uno o más registros de salida, y la mayoría de módulos tiene
"Setup registers" ( configuración de registros para el módulo). La entrada a un
módulo esta enlazada a la salida de registros en otros módulos, y ellos
necesariamente debe ser de la misma clase.
Existen diferentes tipos de registros, clasificados por el tipo de dato que ellos
aceptan.

Clase de Registros

Existe disponible 12 tipo de registros diferentes en la arquitectura ION. Entre

ellos tenemos registros tipo numérico, lógico, calendario, eventos, registros, etc.

3.3 Montaje e Instalación

Antes de iniciar el montaje e instalación del medidor es recomendable que las

personas a cargo de la instalación - normalmente técnicos con expenencia en
estas labores- se familiaricen con las partes del medidor.

En las Figuras 3.3 y 3.4 se muestra las partes que permiten la interacción con
el medidor.
 46

L Entrada de Voltaje y Co,,-ien1e

Tarjela 1/0

Energía

B01011cs de
Navceación
Programación y
Sclccci611

Fig. 3.3 Panel frontal Fig. 3.4 Panel posterior

3.3.1 Mecánica:

Los medidores ION 7500/7600 pueden montarse en tablero con una abertura de
186mm x 186mm, tal como se observa en la Figura 3.5. Se requiere de un espacio
de 160mm detrás del tablero más la holgura para los conectores e hilos.

1"92 rnrn
7.56"

Fig. 3.5 Dimensiones para el montaje

 47

3.3.2 Conexiones eléctricas:

a) Fuente de Alimentación

Los medidores pueden ser alimentados con una fuente de 85 a 240 Voltios AC o
de 110 a 330 Voltios DC

b) Puesta a tierra del chasis

El Terminal de conexión a tierra del chasis debe estar conectado a tierra física.
Una buena conexión a tierra es esencial para el correcto funcionamiento de los
circuitos de protección del medidor frente a sobretensiones y oscilaciones de la
red.

c) Entradas de Voltaje

El fabricante recomienda el conductor AWG 12 al 14 (2,5 a 4,9 mm2 > para todas
las conexiones de tensión de fase. El conexionado de fase y polaridad es vital
para el correcto funcionamiento del medidor. Todos los conductores deben estar
protegidos con fusibles.

• Especificaciones
Entradas: Vl,V2, V3, V4, VREF
Nominal: O a 347 voltios RMS (L-N) y O a 600 voltios RMS (L- L)
Sobrecarga: 1 500 VAC RMS continuo

• Conexión de entrada de referencia de tensión (Vref)

Se debe conectar a un punto donde no se produzcan errores de tensión
debido a una caída de la tensión de distribución.

• Conexión de entrada V4
Se utiliza para controlar la toma de tierra en los sistemas de conexión a
tierra en Y de tres y cuatro hilos (la medición es relativa a Vref, de modo
 48

que la ubicación de la conexión Vref es esencial para interpretar las

tensiones medidas en V4).

d) Entradas de Corriente

El fabricante recomienda el conductor AWG 12 al 14 (2,5 a 4,9 mm2 > para todas
las conexiones de corriente de fase. El conexionado de fase y polaridad es vital
para el correcto funcionamiento del medidor. Todos los conductores deben estar
protegidos con fusibles.

• Especificaciones
Entradas: 11, 12, 13, 14, 15
Transformadores de corriente estándar:

- Clase 2 ANSI:
Nominal: lA, 2A, 5A y/o lOA RMS
Corriente de inicio: 0.001 A RMS
Sobrecarga: 50 A RMS por 1 segundo no recurrente
Carga: 0,015 VA por fase (a lA)

- Clase 20 ANSI:
Nominal: 5A, 1OA, y/o 20A RMS
Corriente de inicio: 0.005 A RMS
Sobrecarga: 500 A RMS por 1 segundo no recurrente
Carga: 0,05 VA por fase (a 5A)

• Conexiones de entrada de corriente 14 y 15

Se utilizan para medir la corriente en el conductor neutro o de tierra. La 14
se utiliza para la corriente neutra y la 15 para la tierra
 49

e) Diagrama de conexiones

Las Figuras 3.6 y 3.7 muestra los diagramas típicos de conexión a los que se
conectan los medidores.

A-,---------,-D--------
...
B-;----,¡�------+---.......,....----­
+
C-;-��.....------+------1-+-..-�---
D -;,,-��-1-.....----1----+-+--+--+-_,_...,__

14 Opcional

V1 V2 V3 V4

Utilizar transformadores (PT) para voltajes 347 V L-N/600 V L-L

Cableado en estrella para primario y secundario de transformadores de tensión PT)
Conexión: 4 hilos - estrella

Fig. 3.6 Diagrama de conexión sistema de 3 elementos

A--------..,...l'-1-------­
B-+---41--------+---+-------­
c .....--1--...-----+--+---t-�---

Utilizar transformadores de tensión (PT) para voltajes sobre 600 V L-L

Conexión: 3 hilos - delta

Fig. 3.7 Diagrama de conexión sistema de 2 elementos

 50

3.3.3 Conexiones de las comunicaciones:

La mayoría de las conexiones del medidor están hechas en la tarjeta de

comunicación, la cual se encuentra en la parte posterior del medidor. Las
conexiones ópticas están hechas en la parte frontal del medidor.

La Figura 3.8 muestra las conexiones de comunicación soportadas en los

medidores ION.

Coneclor Conexiones Cable Conector

1ipo ST RJ45
RJI 1 Capturado D89(macho)

I''

''

' kll , •¡,

-..---...... J ,,,
• ,1

1
1 Fibra
Conector hembra
D89 Estándar RS 232
Multimodal
------- --r-
U--
Puer10
Óptico
localizado
delan1e del
medidor

Fig. 3.8 Conexiones de Comunicación

a) Conexiones del puerto RS-232 (COMl)

La conexión RS-232 se realiza en el conector macho DB9 (COM 1 ). El medidor

actúa como un dispositivo DTE en todas las conexiones RS-232. La máxima
longitud del cable es de 50 pies (15,2 m).

• Conexión a la computadora
Se utiliza un cable null módem para conectar a la computadora. En el extremo se
utiliza un conector D89 hembra para unirlo al conector macho DB9 del medidor.
 51

La Figura 3.9 muestra la conexión para comunicación con una computadora local.

Conector
hembra DB9 .:11
COMI

Fig. 3.9 Conexión a computadora

• Conexión a módem externo

Se utiliza un cable directo estándar RS-232 para la conexión al módem externo.
En el extremo se utiliza un conector DB9 hembra para unirlo al conector macho
DB9 del medidor.

La Figura 3.1 O muestra la conexión para comunicación remota mediante un

módem externo conectado al medidor.

Conector
hembra 0B9 al
Modem Remoto COMI

Conexión de Red telefónica entre

/���
so· (1s 2 /
MODEM de cs1ación de trabajo y
MODEM remoto
· rnJ rnax.

Fig. 3.1 O Conexión a módem externo

La Figura 3.11 muestra la conexión del medidor ION a un grupo de medidores

mediante un convertidor RS232/RS485.
 52

Conversor RS-232 a
RS-485

Conector hembra
DB9alCOMI

Fig. 3.11 Conexiones de medidores

b) Conexiones del puerto RS-485 (COMl y COM2)

Las conexiones del puerto RS-485 se realizan mediante los conectores de hilo
tipo capturado ubicado en la parte posterior del medidor.

Pueden conectarse hasta 32 medidores en un solo bus del RS-485. Se recomienda

utilizar un cable de par trenzado de buena calidad, el A WG 22 (0,5 mm2 ) o
mayor. La longitud del cable del RS-485 que conecta todos los equipos no debe
ser superior a 4000 pies (1 219m). El bus del RS-485 debe configurarse en
topología de línea recta o bucle.

La Figura 3.12 es una conexión típica en línea recta.

Resistencia
Final

Conversor
RS-232 a
RS-485

Fig. 3.12 Topología lineal

 53

La Figura 3.13 es una conexión típica en lazo.

RS-485
COM

Bloque
final

Conversor
RS-232 a
RS-485
Fig. 3.13 Topología en lazo

c) Conexiones del Módem interno (COM3)

Este tipo de conexión es opcional, se realiza en la tarjeta de comunicación

ubicada en la parte posterior del medidor, vía un conector RJl 1.

Para habilitar la comunicación a través del módem interno del medidor se debe
configurar el COM3 del módulo de comunicaciones.
La Figura 3.14 es una conexión para comunicación remota con módem interno
del medidor.

· ·· ·· 0 .. .. . ..
Red Telefónica

.�
Fig. 3.14 Conexión módem interno
 54

Protocolo ModemGate

El protocolo ModemGate crea una conexión de comunicación entre la red

telefónica y el bucle RS-485 de los equipos conectados al COM 1 o COM2 del
medidor ION.

La Figura 3.15 es un esquema de comunicación entre la red de teléfono y la red

serial de los medidores a través del módem interno del medidor.

Medidor con MODEM

interno en COM3. La red
serial es conectado al
COMI
Red Telefónica
Estación de
trabajo con ION
Enterprise y
módem

Cada equipo en el lazo RS-485.

incluyendo el gateway del MODEM
interno del medidor. debe tener un lmico
ID. Todos los equipos deben operar a la
misma velocidad del gateway del medidor

Fig. 3.15 Conexión entre red telefónica y red serial RS-48

d) Conexión del Puerto Óptico (COM4)

El puerto óptico es diseñado para aceptar un conector magnético ANSI Type 2.

Con la ayuda de una PC portátil se puede configurar el medidor, descargar
información y comunicarse en tiempo real a los datos medidos.
Para habilitar la comunicación del puerto óptico, se debe configura el COM4 del
módulo de comunicaciones.

La Figura 3.16 muestra la conexión de una computadora portátil a través del

puerto óptico del medidor.
 55

Acople
magnético
conectado al
uenoó tico

Fig. 3 .16 Conexión por puerto Óptico

e) Conexiones Ethernet

Esta sección es opcional, aplicable solo si su medidor ION dispone de la opción

Ethernet. Existe la opción con puerto Ethernet 1 O Base-T que utiliza el conector
modular RJ45 y el puerto Ethernet 1 0Base-FL que utiliza conectores tipo ST.
Ambos se encuentran en la parte posterior del medidor.

En la Figura 3.17 se muestra el esquema básico de conexión Ethernet.

Fig. 3.17 Conexión Ethernet

Protocolo EtherGate

El protocolo EtherGate permite al medidor ION actuar a modo de puerta de

protocolo y transmitir datos directamente entre las redes de Ethernet y RS-485.
 56

El protocolo EtherGate es habilitado en los puertos seriales COMI y COM2.

Cuando el medidor está configurado en EtherGate, la transmisión de datos entre
la red Ethernet y el bucle RS-485 se realiza de forma automática.

La Figura 3.18 es un esquema de comunicación entre la red Ethernet y la red

serial de los medidores a través del puerto Ethernet del medidor.

Especificar el puerto
TCP/1 P e indicar el
gateway para los
medidores
Cada equipo en
la red serial
debe tener un
único ID y
operan a la
misma
velocidad

Fig. 3.18 Conexión entre red Ethernet y red serial RS-485

3.4 Operación

El panel frontal del medidor es usado para mostrar datos por pantalla y
configuración básica del medidor. Proporciona un display detallado de gráfico y
texto, el cual viene configurado de fábrica para mostrar muchos de los parámetros
medidos por el medidor.

El display del medidor muestra datos numéricos, eventos, diagramas fasoriales,

gráfico de barras e histogramas de armónicos.

La Figura 3.19 muestra los botones de acceso a información del medidor por la
pantalla del panel frontal.
 57

Baffa
de
estado

1 avg
205.72v
PF sign tot
4.312A
95.22LG La flecha indica
que existe otro
grupo de pantallas
Nombre de Tecla
de funcion

Teclas de función

LEDs
o

Fig. 3.19 Botones del Panel Frontal

3.4.1 Función de los botones

• Navegación
Los botones de navegación horizontal (tecla derecha/izquierda) seleccionan
diferentes Softkey titles para acceso a diferentes pantalla de datos. El botón de
navegación vertical (tecla arriba/abajo) es usado para navegar en cierto rango de
datos de la pantalla.

• Sofkeys
Presionando el botón Sofkey (tecla de función) se selecciona los datos habilitados
en pantalla del correspondiente título de Sofkey.

• Barra de estado
La barra de estado del medidor se encuentra a lo largo de la parte superior de todo
la pantalla. En el modo datos de display la barra de estado muestra la fecha en
formato (configurable) MM/DD/AA, la hora actual en formato de 24 horas y el
titulo de la pantalla de display.
 58

3.4.2 LED indicadores

• LED verde de operación (LED superior)

Siempre debe estar encendido cuando el medidor está en servicio

• LED verde (LED intermedio)

Es configurado para emitir pulsos de WH. Durante la operación normal el LED
parpadea intermitentemente mientras el medidor mide la energía del sistema.

• LED rojo (LED inferior)

Es programable por el usuano. Una de sus principales aplicaciones es para
notificación de alarmas.

3.4.3 Pantallas de Display

• Pantallas de Display cíclico

1 O pantallas de datos de display se encuentran en el ciclo de display automático.
Por defecto las pantallas de display se repiten en el siguiente orden:

l. V, I, PF (Volts, Amp, Power factor)

Esta pantalla de display numérico contiene el promedio del voltaje línea -
línea, promedio de corriente y la señal total de factor de potencia.

2. Volts (Voltios)
Pantalla de display numérico, muestra el voltaje línea-línea Vab, Vbc y Vea.

3. Amps (Amperios)
Pantalla de display numérico, que contiene las corrientes la, lb e le.

4. Power (Potencia Total)

Pantalla de display numérico, que contiene valores totales de kW, kVA y
kVA
 59

5. Energyl (Energía entregada)

Pantalla de display numérico, que muestra valores de energía entregada para
kWh, kVARh y Kva..

6. Demanda l (demanda entregada)

Pantalla de display numérico, que muestra valores de demanda entregada
para kW, kVAR y kVA en el periodo previo de demanda.

7. Pk Dmd 1 (Demanda pico entregada)

Pantalla de display numérico, que muestra valores de demanda máxima
entregada para kW, kY A y kVA. Muestra la fecha y hora de la última
actualización.

8, 9,10 V Bar, I Bar, P Bar

Estas tres pantallas muestran las tendencias en gráficos de barra, valores en
tiempo real de Voltaje, corriente y potencia; también, muestra el mínimo y
el máximo registrado.

• Pantallas adicionales
Adicionalmente a las pantallas por defecto, se puede encontrar más pantallas
como: resúmenes de parámetros medidos, diagramas fasoriales, eventos, setpoint,
energías y potencias recibidas, distorsión armónica total, armónicos de tensión y
corriente, Tiempo de uso de tarifas (TOU) y otros.
 60

3.5 Programación

3.5.1 Programación básica

El primer paso para poner en servicio un medidor ION es configurar el medidor a

través del panel frontal. La configuración básica determina cómo el medidor debe
interpretar el sistema de alimentación al que está conectado y cómo se comunica
con las estaciones de trabajo conectadas.

Las estaciones de trabajo no pueden comunicarse con el medidor hasta que se

haya completado esta configuración.

a) Acceso al menú Configuración del medidor ION

Pulsar el botón PROG para acceder al menú de configuración principal.

b) Acceso a un elemento del menú:

1.- Resalte el elemento del menú al que desea acceder con los botones de
Navegación de flecha arriba y abajo.

2.- Pulse de nuevo el botón PROG para acceder al elemento menú.

c) Funciones de los botones

PROG
En el modo de programación, el botón PROG funciona igual que la tecla Enter
del teclado de una PC. Pulse el botón PROG para aceptar las modificaciones.

ESC
El botón ESC permite regresar a un menú supenor o interrumpir una
modificación de los parámetros de configuración.
 61

NAVIGATION
- Selección de elementos: Puede resaltar los elementos del menú con los botones
de flecha aniba (up) y abajo (down) y luego pulse el botón PROG para
seleccionar el elemento deseado.

- Introducción de números: con un digito resaltado, al pulsar el botón de flecha

aniba (up) el nº aumenta en una unidad y al pulsar el botón de flecha abajo,
disminuye en una unidad. También, puede desplazar el cursor a un digito
adyacente con los botones de flecha derecha/izquierda.

SOFTKEY
Pulsar una tecla de función (softkey) cuando estén disponibles las opc10nes
correspondientes (cuando aparezcan los títulos en la barra de títulos). Utilice estas
teclas para seleccionar los parámetros que desea configurar de los diferentes
submenús.

La Figura 3 .20 muestra los botones de programación del medidor

En el modo programación el panel frontal le

ayudara y guiara para guardar sus cambios en la
configuración

\ \
\�.
_., ',..
.

SETUP
\� BASICSETUP
-"'=::-:
La flecha indica
D COM1 SETUP que hay más menús
de ajustes
D COM2 SETUP habilitados

D COM3 SETUP
D COM4 SETUP

�&)��º��- � º� ql
Botones de 1ccla de

��� ��
L- �-
función para escoger los
n d
Botón ESC para
ct l
-
_e asc _ed
¡-��-
regresar a un mcnll
--r----

� l
previo y salir del

�íl l
mcnll Sctup

801oncs de navegación Botón PROG

para escoger y entrar a (programación) Para
datos numéricos ingresar al mcnll Setup y
realizar cambio en la
configuración

Fig. 3.20 Botones de programación

 62

d) Contraseñas

Todas las funciones de configuración del panel frontal están protegidas por
contraseña. El valor de fábrica de la contraseña es O (cero). Con la contraseña
puede acceder al menú Configuración de Seguridad y desactivar o sustituir la
contraseña por un valor personalizado. El panel frontal sólo solicita la contraseña
del medidor antes de realizar la primera modificación.

e) Confirmación de las modificaciones de la configuración

La Figura 3.21 aparecerá cada vez que intente cambiar los parámetros del
medidor a través del panel frontal. También le permite interrumpir una
modificación no deseada. Asimismo, el panel frontal le comunica si una entrada
está fuera del rango establecido. En ambos casos, se debe pulsar el botón PROG
para regresar a la pantalla de configuración.

CON,FIRM

Fig. 3.21 Pantalla de confirmación

f) Configuración básica

El menú Configuración Básica del medidor ION contiene los valores que por
regla general, no necesitan reconfigurarse una vez que se ha puesto en servicio el
medidor. La Tabla Nº 3.1 muestra los accesos a parámetros básicos del sistema
que ofrece el menú Configuración Básica.
 63

TABLA N º 3.1 Parámetros del sistema de medición

Submenú Registro Valor de fábrica Descripción

Volts Mode 4 hilos estrella Configuración del sistema de
alimentación
TP Primary 120 Tensión nominal del bobinado primario
del TP para VA, VB y VC
Configuración TP Secondary 120 Tensión nominal del bobinado
secundario del TP para Va, Vb y Vc
TP/TC TC Primary 5 Intensidad nominal del bobinado
primario del TC para IA, IB, y IC

TC Secondary 5 Intensidad nominal del bobinado

secundario del TC para la, lb, y le
V4 Primary 120 Bobinado nominal primario del TP en la
entrada V4
V4 Config.
V4 Secondary 120 Bobinado nominal secundario del TP en
la entrada V4
14 Primary 5 Bobinado nominal primario del TC en
la entrada 14
14 Secondary 5 Bobinado nominal secundario del TC en
la entrada 14
14/15 Config. 15 Primary 5 Bobinado nominal primario del TC en
la entrada 15
15 Secondary 5 Bobinado nominal secundario del TC en
la entrada 15
VA Polarity Normal Polaridad del transformador de tensión
en VA
VB Polarity Normal Polaridad del transformador de tensión
en VB
VC Polarity Normal Polaridad del Transformador de tensión
V Polaridad (*)
en ve
V4 Polarity Normal Polaridad del transformador de tensión
en V4
IA Polarity Normal Polaridad del transformador de
corriente en 1A
IB Polarity Normal Polaridad del transformador de
corriente en IB
IC Polarity Normal Polaridad del transformador de
I Polaridad (*)
corriente en IC
14 Polarity Normal Polaridad del transformador de
corriente en 14
15 Polarity Normal Polaridad del transformador de
corriente en 15
* Las polaridades pueden ser normales o inversas.
 64

g) Configuración de las comunicaciones del medidor

El ajuste de las comunicaciones normalmente se realiza cuando se pone en

servicio el medidor. Estos parámetros de ajuste contenidos en el módulo de
comunicaciones definen los parámetros usados por cada puerto. Estos parámetros
varían de acuerdo al tipo de canal de comunicación seleccionado.

La Tabla Nº 3.2 muestra los parámetros del sistema de comunicación del

medidor.

TABLA N º 3.2 Parámetros del sistema de comunicación

Módulo Ajuste
Comm 1 Puerto seleccionable RS-232 o RS-485 en COMl
Comm 2 Puerto RS-485 de alta velocidad en COM2
Comm 3 Módem interno opcional en COM3
Comm 4 Puerto Optico en COM4
Ethernet Puerto Ethernet opcional 1 O Base-T o 1 O Base-FL

Las configuraciones activas de los puertos de comunicación del medidor se

encuentran en los menús del COM Setup.

h) Parámetros de configuración de la red

Este elemento del menú le permite configurar el canal de comunicación Ethernet

10 Base T (o el opcional 10 Base-FL). Aquí puede configurar los siguientes
parámetros:

La Tabla Nº 3.3 muestra los parámetros del sistema de comunicación por red.
 65

TABLA N º 3.3 Parámetros del sistema de comunicación por red

Parámetro Descripción
IP Adress Fija la dirección IP del medidor ION
Subnet Mask Utilizado si se aplican subredes a su red
Gateway Utilizado en configuraciones de redes múltiples

Normalmente es el Administrador de la red quien debe facilitar la dirección IP

adecuada para el medidor ION. Los parámetros de la máscara de subredes y del
gateway sólo son necesarios para las comunicaciones entre redes Ethernet
múltiples en las que se utilizan subredes.

i) Configuraciones adicionales

Otras configuraciones básicas como ajuste de la hora del reloj del medidor,
formato para fechas, formato numérico, unidades, ajustes del display y seguridad
del medidor se encuentran disponible.

3.5.2 Programación por Software

a) Fundamentos

Los medidores vienen de fábrica con una programación característica, que puede
ser obtenido del medidor como un archivo para modificarlo de acuerdo a las
necesidades del usuario.

Para modificar o crear la configuración por software de un medidor ION, se

utiliza el Diseñador de las herramientas del software ION Enterprise
(DESIGNER). El diseñador esta basado en la arquitectura ION. El ION trata a las
funciones tradicionales como objetos modulares que pueden ser enlazados y
personalizados.
Los módulos ION enlazados para realizar una tarea especializada reciben el
nombre de "framework". Un framework define una función específica del
 66

medidor ION, tal como el framework de energía y demanda o framework de

calidad de energía. Estas diferentes funciones de framework son luego agrupados
para un medidor ION en particular y juntos se les conoce como "template". Cada
medidor ION tiene su propia plantilla que define las capacidades de medición y
monitoreo.

El ION Designer provee un ambiente gráfico que permite fácilmente visualizar y

enlazar los objetos. Esto permite que el medidor sea configurado gráficamente.

b) Configuración

Con un poco de experiencia en el manejo de las funciones del ION Designer, se

logra elaborar el framework de acuerdo a las necesidades del usuario. Esta
herramienta posee una potente y extensa librería para la elaboración de las
funcionalidades del medidor.

En el ION Designer se selecciona el medidor que se desea modificar su

configuración, y luego se selecciona y pega el framework elaborado.

Finalmente debe enviar y salvar el archivo. Con esto la nueva configuración es

descargada al medidor ION.

3.6 Comunicación

El medidor ION 7500/7600 tiene varias posibilidades de comunicación el cual

depende de las opciones ordenadas en la compra del medidor.
 67

3.6.1 Puertos de comunicación

Todos los puertos de comunicación pueden ser usados al mismo tiempo. Ello
proporciona un compartimiento seguro de los datos con diversos sistemas de
administración de la energía mediante una selección de normas y protocolos de
comunicación.

La Tabla Nº 3.4 muestra los puertos de comunicación disponibles en el medidor.

TABLA N º 3.4 Puertos de comunicación del medidor

Puerto COM Conexiones disponibles Estándar/Opcional

1 Puerto seleccionable RS-232/RS-485 Estándar
2 Puerto dedicado RS-485 Estándar
3 Módem interno Opcional
4 Puerto Optico Estándar
Ethernet lOBase-T o l0Base-FL Opcional

Características de los puertos de comunicación

1) COM 1: Conexión serial RS-232 ó RS-485

Seleccionable entre RS-232 y RS_485
• Protocolos: ION, DNP 3.0 Modbus RTU, GPS, EtherGateTM ,
ModemGateTM o Modbus Master
• Velocidad en baudios: 300 bps a 115 200 bps

2) COM 2: Conexión serial RS-485

• Protocolos: ION, DNP 3.0 Modbus RTU, GPS, EtherGate™,
ModemGateTM o Modbus Master
• Velocidad en baudios : 300 bps a 57 600 bps
 68

3) COM 3: Módem interno

l'M,
El módem interno para red telefónica ofrece una conexión rápida, ModemGate
así como una función de interconexión que permite compartir el módem interno
del medidor a través de los puertos de serie con hasta 31 equipos adicionales.

• Protocolos: ION, Modbus RTU y DNP 3.0

• Velocidad en baudios: Hasta 33 600 bps.

4) COM 4: Conexión serial puerto óptico

Ubicado en la parte frontal del medidor
• Protocolos: ION, Modbus RTU y DNP 3.0

5) Puerto Ethernet:
El puerto opcional 1 0Base-T o 1 0Base-FL ofrece acceso directo a través de un
LAN/W AN de Ethernet e incluye la herramienta de comunicación EtherGateTM.
Este sistema permite transferir datos de hasta 62 equipos conectados a través de
los dos puertos seriales del medidor.

• Protocolos: TCP/IP, ION, Modbus TCP, Telnet

• Velocidad en baudios: Hasta 1 O Mbps.

3.6.2 Protocolos de comunicación

Por defecto todos los puertos de comunicación son configurados para usar el
protocolo ION. Para usar otros protocolos se necesita configurar el Protocol
Setup register para el módulo de comunicación que controla el puerto que se
desea usar.

Protocolos disponibles

• ION
• Modbus RTU
• Modbus Master
 69

• DNP 3.0
• GPS
• EtherGate
• ModemGate
• Fábrica (reservado para uso de Soporte Técnico del fabricante)

3.6.3 Acceso multipuerto, multiprotocolo

La Figura 3.22 nos muestra un ejemplo de comunicación simultánea con el

medidor ION a través de diferentes puertos y protocolos de comunicación.

Red
Telefónica Ethernet

Estación de Módem Estación de

Trabajo - ION Trabajo - ION
Enterprisc Enterprise

RS-485 ION 7550/7650

RS-485
Entradas

Salidas

Módenga1c o Ethcrgate

Módcngatc o Ethcrga1e

ION 7700

ION 7300 ION 7300

ION 7300 RS-485

ION 7300
ION 7700

Fig. 3.22 Conexión multipuerto y multiprotocolo

 70

3. 7 Pruebas de Operación

3.7.1 Verificación del funcionamiento del medidor

El funcionamiento del medidor se puede verificar con los tres LEDs del panel
frontal y comprobando la alimentación del medidor.

a) El LED supenor (verde) siempre estará encendido cuando el medidor se

encuentra operativo.
b) El LED central (verde) es un generador de impulsos de 1,8 Wh. Durante el
funcionamiento normal el LED parpadea de forma intermitente mientras el
medidor mide la energía del sistema. Este LED se utiliza para calibrar el
medidor.
c) El LED inferior (rojo) es programable por el usuario. Por ejemplo para la
notificación de alarmas.

Los LEDs de la parte posterior del medidor deben encontrarse parpadeando

durante las comunicaciones.

3.7.2 Verificación del conexionado del medidor

El conexionado del medidor puede verificarse con la pantalla de diagrama

fasorial de voltajes y corrientes. Las magnitudes y ángulos entre las fase de
voltaje y corriente también son mostrados en pantalla.

La Figura 3.23 muestra la pantalla de fasores de voltaje y corriente del sistema de

medición.
 71

Ve le
Fasor Magnitud Angulo

Va 121.56V 0.1
Vb 120.21 V 240.I
Ve 122.13V 120.2
Va la 5.14 A 301. 1
lb 5.06 A 210.1
lb le 4.92 A 90.1
Ta

Vb
"111111 11 11 11
Fasor
11 l ...

Fig. 3.23 Pantalla de diagrama fasorial

3.7.3 Visualización de los datos del medidor

Con las teclas de función podemos seleccionar los datos que deseamos que se
muestren en pantalla y que nos permiten verificar las magnitudes medidas. Por
ejemplo el Voltaje, Corriente, Potencia, Factor de Potencia, etc.

3.8 Calibración del medidor

Para verificar la exactitud de operación del medidor se realizan pruebas de

calibración, estas pruebas se llevan a cabo con un medidor patrón de exactitud
mejor al medidor bajo prueba.

El medidor tiene en el panel frontal LEDs de salida de pulsos de calibración que

pueden configurarse para pruebas de energía activa o energía reactiva. El medidor
guarda en su configuración la constante de salida de pulsos para prueba de
calibración, el cual puede ajustarse para acelerar o desacelerar la emisión de
pulsos.
 72

Para las pruebas de calibración en el equipo patrón se conectan las señales de

voltaje en paralelo con las señales de voltaje que llegan al medidor y la corriente
se conecta en serie con la señal de corriente del medidor.

Se conecta el sensor de pulsos del patrón en el LED de salida de pulsos de

calibración del medidor en prueba y se ingresa el factor de watt-hora/pulso del
medidor al medidor patrón. Esto permitirá que el equipo patrón compare la
energía medida por el medidor bajo prueba con la energía medida por el medidor
patrón. Asimismo, en el equipo patrón se ingresan datos como el tipo de sistema
que se está midiendo (delta o estrella), niveles de tensión y corriente, tiempo o
muestra para la calibración.

Finalmente, el medidor patrón entrega el error porcentual de la exactitud del

medidor bajo prueba respecto al medidor patrón.
 CAPITULO IV

APLICACIÓN DEL MEDIDOR ION EN LA C.H. CAÑÓN DEL PATO

La Central Hidroeléctrica Cañón del Pato, está ubicado en el Departamento de

Ancash, Provincia de Huaylas, sobre el margen derecho del Río Santa, entre el
Río Quitaracsa y la Quebrada los Cedros. Se puede llegar a ella por Chimbote o
por la ruta del Callejón de Huaylas.

Es un centro de producción de energía eléctrica de la empresa Duke Energy

Egenor, tiene como potencia instalada 264 MW conectada al SEIN y cuenta con
una subestación con niveles de voltaje de 138kV, 66kV y 13,8 kV.

4.1 Breve descripción del sistema eléctrico en la C.H. Cañón del Pato

4.1.1 Centro de producción

La Central de energía cuenta con 06 grupos de generación de electricidad de 44

MW cada uno, entregan la energía en 13,8 kV y cuenta con 03 servicios
auxiliares en 440 V que alimentan la casa de máquinas. La producción es elevada
de 13,8 a 138 kV y es transportada a la subestación conocida con el nombre de
Huallanca, ubicada a pocos metros de la Casa de Máquinas.

4.1.2 Centro de transformación

La subestación eléctrica Huallanca tiene 06 llegadas de la Casa de Máquinas en

138 kV y 05 salidas en 138 kV, donde 03 salidas van a la subestación Chimbotel,
01 salida para la línea de Minera Barrick-Pierina y otra salida al transformador de
potencia de 15 MVA.
 74

El transfonnador de 15 MVA reduce la tensión a 66 kV, en la barra de 66 kV se

encuentra conectada 02 salidas para la demanda de Hidrandina como son el
Callejón de Huaylas y la línea a Sihuas y una tercera salida conectada al
transformador de 3 MVA que reduce la tensión a 13,8 kV para atender la
demanda local de Hidrandina y los servicios internos de la central eléctrica como
campamento, bocatoma y casa de fuerza.

4.2 Medición de generación y demanda de energía eléctrica

Se encuentran diferentes tipos de carga conectada, como es la producción de la

central, carga del Servicio Público de Hidrandina, demanda de Cliente Libre
Minera Barrick y los servicios auxiliares de las instalaciones de la central.

4.2.1 Producción de energía

Se requiere medir la energía y potencia generada por los grupos a intervalos de 15

minutos y con medidores de exactitud igual o mejor a la clase 0,2 IEC. Estas
características son requeridas por el COES-SINAC, para la determinación del día
y hora (periodo de 15 minutos) de máxima demanda del sistema interconectado
nacional.

También, para fines de supervisión de la operación de la central desde un Centro

de Control distante, se requiere el monitoreo en tiempo real de las variables
eléctricas mas relevantes. Asimismo, se requiere reportes de energía y potencia
que faciliten el análisis de la energía producida.

4.2.2 Consumo de energía

Los consumos de energía que se miden son la demanda del Servicio Público de
Callejón de Huaylas, Sihuas, pueblo Huallanca, etc. y demanda de Cliente Libre
Minera Barrick-Pierina.
 75

Para infonnar al COES-SINAC las entregas de energía de nuestro centro de

producción y los retiros de energía y potencia absorbidas por los clientes del
SEIN, se requiere medir la energía y potencia a intervalos de 15 minutos con
medidores de exactitud igual o mejor a la clase 0,2 IEC. Esta información se
utiliza para valorizar las transferencias de energía y potencia entre generadores
integrantes del COES-SINAC.

De igual forma para determinar las penalidades por consumos de energía reactiva
inductiva y capacitiva, se requiere registrar información en intervalos de 15
minutos para realizar la comparación de las energías activa y reactiva en los
bloques horarios establecidos por el OSINERG.

Al igual que en producción se reqmere el acceso confiable y oportuno a las

variables eléctricas mas relevantes de los clientes desde un Centro de Control u
oficinas de Comercialización de la energía. Asimismo, es necesario reportes de
energía y potencia que faciliten el análisis de la energía producida.

4.3 Sistema de medición existente

4.3.1 Grupos de Generación

Los medidores existentes en lo grupos de generación son los 3720 ACM de

Power Measurement. Estos medidores son electrónicos diseñados básicamente
para uso industrial con características para el monitoreo y control de energía.

Una de las dificultades del medidor para el uso en la venta de energía es la

exactitud, cuyos valores obtenidos en el campo - con métodos no recomendados
técnicamente - se encuentran entre 0,4% y 0,5 %.

Los medidores 3720 ACM no tienen salida de pulsos para prueba de calibración,
por lo cual las pruebas que se realizan no son técnicamente aceptables. Este
aspecto es muy importante para la confiabilidad de los registros en el COES­
SINAC.
 76

El software M-SCADA del fabricante desarrollado en ambiente DOS, permite el

monitoreo en tiempo real de las principales variables eléctricas como el voltaje,
corriente, potencia, energía, factor de potencia, y frecuencia.

El monitoreo y la obtención de datos se realizaba desde las oficinas en Lima a

través de una línea telefónica convencional, utilizando un módem Hayes en
ambos extremos de la línea. En Lima un módem conectado a la computadora y en
Cañón del Pato un módem conectado a un convertidor RS-232/RS-485(COM128
de Power Measurement), que a su vez se conectaba a los medidores mediante una
red topológica de los puertos RS-485.

4.3.2 Servicios auxiliares de casa de máquinas

La medición de serv1c1os auxiliares solo contaba con un medidor electrónico

marca Schlumberger SL-320 (Fulcrum) sin módem, los otros dos circuitos no
contaban con medidor.

4.3.3 Subestación

a) En el nivel de 138 kV

- En las tres líneas que van a Chimbote1 se utilizaba medición electromecánica,

los medidores eran trifásicos de la marca Landys & Gyr clase 0,5.

Estos medidores eran leídos mensualmente por los operadores de la Central

para obtener un estimado de las pérdidas de energía en las líneas.

- La línea que alimenta a Minera Barrick cuenta con medidor electrónico

Quantum Q 121 (montaje switchboard) de la marca Schlumberger, el cual para
fines de facturación cumple con los requerimientos mínimos necesarios, como
son la exactitud(< 0,2% de error), almacenamiento de información en memoria
a intervalos de 15 minutos hasta por 49 días para 08 parámetros. También,
 77

registra la energía reactiva en cuatro cuadrantes y permite sincronizar la hora

del reloj interno a la frecuencia de la red.

Estos medidores permiten realizar pruebas de calibración del medidor de

acuerdo a lo recomendado por los fabricantes. Los medidores tienen una salida
infrarroja que emite pulsos para calibración y pueden ser captados por el sensor
de un medidor patrón para compararlos con la energía registrada por el patrón.

La programación del medidor efectuada con el software Minimaster incluía

programación en display de tarifas hora punta y horas fuera de punta, valores
que inicialmente se utilizaba para la facturación. Es decir, se emitía un reporte
desde el software con lecturas congeladas a las 24 horas del último día del mes.
Posteriormente, este proceso fue dejado de lado y se estandarizó el uso del
perfil de carga almacenado en la memoria masa, a partir del cual se puede
seleccionar horarios diferentes para la energía y potencia. Hoy en día existen
contratos de suministro de electricidad en el que los horarios de horas de punta
para la energía difieren del horario de punta para la potencia.

En cuanto a la comunicación del medidor, se utilizaba línea telefónica

convencional, haciendo uso del módem interno del medidor y un módem
externo en oficinas de Lima, que puede ser el módem Hayes o módem US
Robotics 56K. La transmisión de datos es a 1200 bps, lenta debido a la
tecnología de fabricación de los módem. La lectura del medidor se hacía en
modo automático, se dejaba programado en el software Minimaster la fecha y
hora de inicio de lecturas, normalmente durante la madrugada del primer día de
cada mes.

- El transformador no contaba con medición de energía eléctrica.

b) En el nivel de 66 kV

- En los dos circuitos que alimentan a la carga de Hidrandina se utilizaban

medidores Quantum Q l 01 y Q200 (ambos montaje A-base), donde el medidor
 78

Ql 0l tiene las mismas bondades del medidor Q121 difiriendo solo en el

montaje, su operación es similar al descrito anteriormente.

La diferencia entre el medidor Q200 y Ql 0l es que el Q200 no permite

programar en el display las tarifas horarias, tema actualmente superado
utilizando el perfil de carga. Por su parte el medidor Q200 permite registrar los
voltajes por fase, motivo por el cual fue instalado para inspeccionar el balance
de tensión en la barra de 66 kV, punto de entrega al cliente regulado
Hidrandina.

- El transformador no contaba con medición de energía eléctrica.

e) En el nivel de 13,8 kV

Existían 06 medidores Fulcrum SL-3 20 de Schlumberger sin módem, instalados

en el circuito totalizador y en las 05 salidas conectadas, donde 02 de ellas
registran los consumos de Hidrandina y las otras 03 los consumos de
campamento y servicios de Cañón del Pato.

Actualmente en cada uno de los circuitos de 13,8 kV se han instalado

medidores Quantum Q121 con módem de características técnicas y operativas
similares a los descritos anteriormente.

Se espera que en el futuro estos puntos de medición se implementen con

medidores ION.

4.4 Instalación del medidor ION

El proyecto de modernización del equipamiento de medición consistió en dos

etapas, la primera a cargo de la Gerencia de Producción dentro de la
modernización de la Subestación Huallanca e incluyó nueve (09) medidores ION
7600. La segunda etapa a cargo de la Gerencia Comercial como parte de la
modernización de los sistemas de medición, incluyó seis (06) medidores ION
 79

7500 ubicados en cada uno de los grupos de generación de la Central

Hidroeléctrica Cañón del pato.
En total se instalaron 15 medidores de última tecnología y se reubicaron en los
transfom1adores dos (02) de los medidores existentes (PML 3720), ubicados
inicialmente en grupos de generación.

Los medidores correspondientes a la medición de grupos se instalaron en los

tableros existentes ubicados en la sala de control de la Central Hidroeléctrica, en
reemplazo de los medidores retirados. Los medidores de líneas de transmisión en
las nuevas celdas de medición ubicados en el patio de llaves de la Subestación y
los medidores de Servicios Auxiliares de Casa de Máquinas en caverna.

En el Anexo C se muestra el tipo de medidor antes y después de la modernización

del sistema de medición.

4.4.1 Conexiones eléctricas

a) Fuente de Alimentación

El sistema auxiliar de los medidores se conectó a la fuente de tensión continua de

250 Voltios DC con conductor 14 AWG. Se recomienda la alimentación continua
para garantizar la comunicación permanente con el medidor.

b) Puesta a tierra del chasis

En todos los medidores el terminal de conexión a tierra se conectó a tierra física.

c) Señales de Voltaje y corriente

Las señales de voltaje y corriente llegan de los transformadores de medida a las

horneras de la celda de medición. En la celda de medición se realizó el cableado
de voltaje y corriente desde las horneras de llegada a las horneras del medidor.
 80

Para facilitar los trabajos de calibración de los medidores, se instaló en todos los
puntos de medición bomeras de prueba Entrelec para tensión y corriente, las
cuales se ubicaron en las celdas de medición entre las borneras de llegada y el
medidor.

En todos los casos el conexionado de las tensiones y corrientes se realizó

siguiendo las recomendaciones del fabricante, para los circuitos en conexión delta
así como para los conectados en estrella. El conductor utilizado fue el 14 AWG
con los terminales adecuados de acuerdo al tipo de borneras y terminales de los
eqmpos.

En la figura 4.1 se presenta el esquema simplificado de conexiones eléctricas de

los medidores ION instalados.
 81

CIRCUITOS PROVENIENTES DE LOS

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

TENSION CORRIENTE
,----A--.. ,--A---...
--,
l l 1 l ll I l j lslsl
-
1 2 3 4 1 2 3 4

---
1 TENSION
1
1 11 �
1
12 E-�
13 E ,

--
1
'
1 14 E
-
15
1

-
r 16

- -
17

--
1 ) ) 1) ()
18 ENTRELEC
1 CORRIENTE MEDIDOR
-- -
19
' o--
- EE
IR ' ION
20 � �
IS
1
1
-E (, - -
1
1
IT 1 E-� .1)
-�
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1

Figura 4.1 Esquema de Conexión Eléctrica

 82

4.4.2 Conexiones de comunicación

Las siguientes son las conexiones habilitadas en los medidores:

a) Conexiones del RS-485

Las conexiones para el puerto RS-485 se realizaron como un respaldo futuro en la

comunicación. Las conexiones se hicieron en el COMl del puerto RS-485 en
línea recta y se utilizó cable 22AWG y un par trenzado protegido para conexión a
tierra, conforme a lo recomendado por el fabricante.

b) Conexiones Ethernet

Todos los medidores están habilitados con tarjeta Ethernet con conector del
puerto RJ45. El cable utilizado es el tipo 10 Base-T

Cada puerto Ethernet está conectado directamente al Hub de comumcac10nes

ubicado en los cubículos de comunicación.

En la figura 4.2 se muestra una foto con las conexiones de comunicación y

conexiones eléctricas.
 83

Fig. 4.2 Conexionado del medidor

4.5 Configuración del medidor ION

Para la configuración el contratista del servicio de instalación y puesta en servicio

de medidores ION, utilizó una plantilla de configuración estándar elaborada en
base a requerimientos esenciales para el uso de los medidores.

Las siguientes son las configuraciones del medidor:

4.5.1 Parámetros básicos

Identificación del medidor

Transformadores de medida CT y PT
Tipo de conexión delta o estrella
Puertos de comunicación COMl, COM2, OM3 y Puerto Ethernet
Ajuste de hora del reloj
Pulsos de calibración de energía
Ancho de pulsos de conversión de energía
 84

Calendario y periodos horarios (time of use)

4.5.2 En pantalla (display)

Voltaje promedio, corriente promedio y factor de potencia total

Energía Activa entregada y recibida
Energía Reactiva en cuatro cuadrantes
Potencia activa, reactiva y aparente instantáneas
Voltaje entre líneas, fase-neutro y promedio instantáneos
Corrientes por fase y promedio instantáneos
Factor de potencia, frecuencia
Demanda Máxima entregada y recibida Hora Punta, fecha y hora de
ocurrencia
Demanda Máxima entregada y recibida Hora Fuera Punta, fecha y hora de
ocurrencia
Fecha y hora actual
Gráficos de tendencias de barras de voltaje, corriente y potencia con
indicadores de mínimo y máximo
Distorsión total de armónicas en entradas de voltaje y corriente
Histogramas de contenido de armónicos en entradas de voltaje y corriente

4.5.3 Memoria Masa

Registros de energía activa entregada y recibida

Registros de energía reactiva en cuatro cuadrantes
Registros de voltaje fase-fase y voltaje promedio
Registro de armónicos de voltaje y corriente
Registro de eventos
Registros de Sag/Swell (magnitud y duración)
 85

4.6 Pruebas y puesta en Operación del medidor ION

Para la puesta en servicio y conformidad de los valores medidos se realizaron las

siguientes pruebas:

4.6.1 Verificación del conexionado

Con los medidores ION ya no se requirió la conexión de otros equipos especiales

para la verificación del correcto conexionado del medidor. El medidor ION tiene
habilitado en display el diagrama fasorial que nos muestra los desfasajes entre
tensiones y corrientes y las magnitudes de los mismos.

La figura 4.3 nos muestra el diagrama fasorial de uno de los medidores

instalados.

Fig. 4.3 Diagrama fasorial de tensiones y corrientes

 86

4.6.2 Verificación de datos leídos

Como chequeo preliminar se compara los principales datos mostrados por el

medidor como son voltaje y corriente con valores medidos con instrumentos en
bornes del medidor. Los valores medidos con pinza amperimétrica y voltímetro
son afectados por las relaciones de transformación correspondientes, con lo cual
los valores obtenidos deben ser muy cercanos a los indicados por el medidor.

También, se revisa que los datos registrados en memona del medidor se

encuentren en el orden, de acuerdo a la potencia registrada en el periodo de 15
minutos en revisión.

La verificación real y efectiva para afirmar que el medidor está midiendo

correctamente es realizar la calibración del medidor.

4.6.3 Calibración del medidor

Luego de inspeccionar las conexiones en las horneras de prueba, se conectó el

medidor patrón marca Meter Test Equipment de procedencia Suiza, Clase 0,05.

Las pruebas se realizaron de acuerdo a nuestro procedimiento de calibración de

medidores en campo y arrojaron errores porcentuales dentro de lo indicado por el
fabricante, en su mayoría los errores fueron menor a O, 1 %.

4.7 Sistema de comunicación del medidor ION

4.7.1 Comunicación Ethernet

La comunicación con los medidores se realiza con el sistema de red interna de la

empresa, el cual cuenta con un servicio satelital externo para la transmisión
Cañón del Pato-Lima.
 87

El cable de red conectado a cada medidor va al Hub y luego al Router de

comunicaciones que se encuentra ubicado en los cubículos de los sistemas de
comunicación. Del Router las conexiones van al sistema de comunicación
satelital de la empresa que nos da el servicio satelital, de aquí se transmite la
información y es recepcionada en las oficinas de Lima mediante un Router que se
comunica con las instalaciones del proveedor satelital ubicado en Lima.

En las instalaciones de oficina en Lima se tiene un Servidor que recibe la

información permanentemente y la almacena en memoria. Las computadoras PC
Clientes del software ION Enterprise que se utilizan en el Centro de Control y en
el Área Comercial se conectan al servidor para monitoreo de información en
Tiempo Real o para recuperar los registros almacenados en memoria.

En la figura 4.4 se muestra un esquema simplificado de la comunicación en red

de los medidores ubicados en la C.H. Cañón del Pato con las oficinas de la
Gerencia Comercial en Lima.
 CH CAÑÓN DEL PATO
----------------- ------- - - -
1

MEDIDORES ION

Ethernet Devicé

�
•-- _________ J_�
___ , 1 1

1
I

,- _,
I
- --
¡- - - - -
1

SEDE LIMA---�--------------------------------------------------------------------------

•
-------
' r--------------------------------�-I

/-----;, Primory Server

·'�.
Red ./

Ethernet

-··� �.,,

Windows 2000
Server Edition

Fig. 4.4 Esquema de comunicación en red

 89

4.7.2 Conectividad con Internet

a) Comunicación WebReach

Con el sistema WebReach todas las computadoras en red de la empresa, pueden

acceder a la información del software ION Enterprise. Es posible monitorear la
información en tiempo real y ver datos almacenados, tal como los usuarios (PC
Clientes) del software ION Enterprise.

Los opciones son solo de monitoreo de información, sin posibilidad de modificar

configuraciones programadas.

En la figura 4.5 se muestra una pantalla de monitoreo utilizando WebReach.

m:SSPPCDP] - M1crosoít Internet fHplorcr • � ,' , �"'� _ _ ___ _ _

KV: 13.98 KV: 14.03

1 prom: 7.4A 1 prom: 4.6A

2005-0ct-29 1!3:ZG:23.000 ! ! 2005-0c1·2913:2G:37.000

Fig. 4.5 Monitoreo de valores instantáneos con WebReach

 90

b) Comunicación WebMeter

La conexión WebMeter permite que en nuestro sistema de red con la ayuda del
explorador de Internet, podamos ingresar a información del medidor con tan solo
digitar en la Web de Internet la dirección IP de un medidor. Ejemplo:
http:/110.203.33.78

Los datos se muestran en pantallas predeterminadas por el fabricante y nos da

opciones para ver valores en tiempo real, consumos de energía, parámetros de
calidad de energía y opción para configuración básica del medidor.

En la figura 4.6 se muestra una pantalla de monitoreo utilizando WebMeter.

\/In a 39108.37V kWa 1282.06�W

\/In b 39176.35V 1 b 3+.33A kWb 1284.58 kW
\/In e 39085.99 V 1 e 32,23A kWc 1205,02 kW
1111 avo 67763.73V 14 0.00A kVAtotal 3920.75 kVA
1111 a-b 67841.21 V I unbal 3.63 "lo kVAa 1320.74 kVA
1111 b-<: 67777.54V kVAb 1345.00 kVA
1111 e-a 67672.46V Power Factor kVAc 1259.69 kVA
Vunbal 0,13 'lo PF sign total ·96.20 "lo kVARtotal 1070.92 kVAR

Fig. 4.6 Monitoreo de valores instantáneos con WebMeter

 91

4.8 Monitoreo e interacción con el medidor ION

Para interactuar y acceder a la información en tiempo real y a la información

registrada en la memoria del medidor, utilizamos el software ION Enterprise de
manejo de medidores ro

El software tiene 03 secciones que permiten la interacción con el medidor, a

decir; Vista, Consola de administración y Reporteador.

La figura 4. 7 muestra los íconos de acceso para interacción con el medidor.

.,

-::::;==��=: ::..
1 ;
1::-Vlsta Management
� Repor,ter
Console

, Vida ••o-� to o;.p,•14-(•. Re90t1�.ac-.y-.todeW

WIIVlfomw 1,wt ktgt ..Offl ..... and 09�MIII !MtaNH;flpoflll,,
lllowlnf you to 1dclí, rtin...,,. and
"*'ª
on1tten1twot-\.
conllau{1 lh1 ... of your prMt
�wtna1pt1,a. 1

1.pwrm.com
1
Conlact our ln-house support 1peclall• 1:
Mon•frt 7:lO _,, 1,00 J)M PST E-�11 ,,..ppor(4tpwffl'l.eoffl
PhoM 1•lS0-451•1101 fu 1·JH... S1�411

il
-1

Fig. 4.7 Iconos de acceso al software

4.8.1. Vista

Vista permite mostrar datos gráficamente, formas de onda y registros de los

medidores. e puede ver valores en tiempo real y regí tros del sistema de
monitoreo de energía.
 92

En Vista se creó diagramas unifilares con la ubicación de los medidores y se pegó

fotos con botones de acceso a la información del medidor.

Se configuró las pantallas con información mostrada en Tiempo Real de Potencia

Activa, Potencia Reactiva, Voltaje, Fecuencia y Hora del reloj del medidor.

La figura 4.8 muestra la pantalla de acceso a los diversos puntos de medición que
se encuentran comunicados en red con las oficinas en Lima.

aDuke
r#Energy.
,�,.,

SERVICIOS AUX
CAFION DEL PATO
� CH CARHUAQUERO
CH CAÑON DEL PATO

Fig. 4.8 Diagrama con botones de acceso a pantallas de monitoreo

 93

La figura 4.9 muestra valores instantáneos de los grupos de Cañón del Pato.

Duke Energy ® - Egenor

iMVAR:-0.61 !
1 kV: 143.�5 !
1 !19.88 i,tz !

Fig. 4.9 Valores en Tiempo Real de Grupos de Cañón del Pato

En la figura 4.1 O se muestra el diagrama unifilar de la subestación Huallanca con

valores instantáneos en sus circuitos.
 94

Fig. 4.1 O Diagrama unifilar de la Subestación Huallanca con valores instantáneos

Ingresando a los iconos del medidor se obtiene opciones para ingresar a valores
en tiempo real de tensiones y corrientes ubicados en un diagrama de conexión
delta o estrella.

La figura 4.11 muestra valores instantáneos de tensión y corriente en su diagrama

de conexión.
 95

Fig. 4.11 Valores instantáneos en diagrama de conexión

También, en la figura 4.11 se puede ver que se encuentran configurado las

opciones para que muestre registros por pantalla de los parámetros eléctricos
guardados en la memoria del medidor según el intervalo de tiempo programado
como son: voltaje, corriente, potencia, frecuencia, factor de potencia, energía
activa y energía reactiva. Los datos mostrados pueden ser copiados a una hoja de
cálculo.

Asimismo, se configuró las opciones para ver gráficamente potencias

instantáneas en los 4 cuadrantes y energías acumuladas de activa y reactiva en 4
cuadrantes.

La figura 4.12 muestra registros guardados en la memoria del medidor.

 96

:aa-m IJ i
'!Data Log Viewer
@l �
. , .
11, �.>.Jan ....., tl¡,_;,,, f$l�..: l ·®00<un�.,-fil1��... rií1);;,;;;�.,11�;,;,.•.·_¡·
•

Fig. 4.12 Valores registrados en memoria del medidor

La figura 4.13 muestra valores en tiempo real de potencias activa y reactiva en

cuatro cuadrantes, valores de demanda máximo y mínimo entre otros.

Revenue

Reve!'lu;i-esi · 1
CPATO.GRS_ION

Instantaneous -Pówe�, ;..�-/

Tim• l•ft In Omd Intar,,�I tucJ1 282
+ kVAR
Slldlng Window Demand Thermal Demand
úu¿11.irant 11 Quadrant 1
kW kVAR · kVA kW kVAR kVA
11,613;kVAR j
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O kVA 1 28,139 kVA 1 CQCQCQ CQ CQ CQ
del•rec l 2a,09J j �� � �� del-rec

del+rec 1 28,093 1 �� j 28,082 ) � � del+rec

-kW-·i OkW

Energy
kVARh kVAh
Revenue Data Lor;i0in0:
O kVA
kWh
O k\JA
Loss Measurements:

O kVAR ,043 , 750 1 W lOb,ectfemand MAX:

� 13 r-...rneric

C,uadranl IV del-rec '301,130,212116,4 99,388 117,569,850 1

Oemand MIN:
• kVAR del+rec 1 7,130,263 11 2,586,889 11 7,569,897 )
Setup e. Contro/s:
Pf bVQ del[%) • 1.0
PF avo ree [%) •
Eneroy S. Oemand --+ ByCuadran! j
o.o

1"'-- ro,-rn Meter Type : 7500 ION Time : 2111012005 10:55:19.452

.-, MCA!.UflC�CNl

!7Sx21 Numenc Objed: kVAh del@CPATO.GRS_ION f 10.56 00

Fig. 4.13 Valores en Tiempo Real de Potencias en 4 cuadrantes
 97

4.8.2.- Reporter

La opción Reporter es una aplicación que facilita la administración y generación

de reportes basados en la información de la base de datos. El software
proporciona herramientas para crear reportes personalizados y genera reportes en
formato Microsoft Excel.

Emisión de reporte

Para emitir un reporte seleccionamos en el reporteador el nombre del reporte

deseado, el cual previamente se ha configurado en el reporteador y que contiene
los datos del medidor (o medidores) requerido.

La figura 4.14 muestra la pantalla para seleccionar un reporte.

1:: Vista � Reporter l!l•

i
Reporttf allows you lo ddn•
ows � to chpl11y d•'-�
1 \lht. .. ..,epcwta,
11nd o-ne111to 41taba$
1 wntlfonnl, 11nd lops t,o,n dtwkH
¡onchenl'IWOR.

�-

li'l
l}iiinlcloll'J

Fig. 4.14 Selección de un reporte

 98

La figura 4.15 nos muestra el inicio y fin del rango a seleccionar para extraer de
la base de datos la información requerida.

¡¡¡¡ eport Date Range

�R ,. -Jíé:' . _ _ ½Í,.·· t�J
"�'""""''

Select a dat� range for the report

Starts at: Ends at:

l�go5-jul-01 12005-jul-27 .. . 111;.l·
l@::f
... ;,--.�.-·"l."':-"

100:00:00 �·
¡
•
!'
i

-1--7 -�;..

Can�el .J
Fig. 4.15 Selección de rango de datos

Durante el proceso el reporteador nos indica si la data fue recuperada sin novedad
y nos da información acerca de la integridad de los registros.

La figura 4.16 es un reporte en Excel de varios medidores

Q M1crosofl. EKcel - Potencia Promedio 15 minutos t.MI� [Sólo lectura] , •1. , ,: ¼�i"'-w,r��--���ftl:ií-. ,�
;@ &dwo tddón 'i_er tnserter Eormato !ierr� �os Vefl.ena l. .. _ 6 x.
l O� liil 8 'I!) ¡g; [?¡, :!i' I lo i;¡;-, @·@O i"" · r• • 5" 'iJ' .-,...... A Ir.'& :i: -� U U ¡¡i¡�ux,•4 • (?J.
JAtialBlack �20 ·!�x.s. %?�l=�m1�€%000 ..J.�l�tji:l�·� ..--�-�-
i D�� áJ fic¡, 51 ! � � � l 't"-'�e�ei con�hmOOs... iertLirw ,e·.r,ion.....
PRESENTTr1te .., ti, Potencia Promedio 15 minutos 1
C D E F G H K L M N

o enc·a Promedio 15 minutos' 1

.A.
r
.

C.H. CAÑÓN DEL PATO

ill!!!A GRUPO 1 GRUPO 2 GRUPO 3 GRUPO 4 GRUPO 5 GRUPO 6

KW KVAR KW KVAR . KW KVAR . KW- KVAR KW KVAR KW KVAR
2005-Jul-01 OO·OO
2005-Jul-01 00 15 o o • 23,424 8,856 25,0i4 9,504 o o 24,064 2,436 25,152 3.395
2005-Jul-01 00:30 o o 25.920 -8 24,704 112 o o 24,448 -1.202 2?,, 536 -278
2005-Jul-01 00:45 o o 23,488 1.632 23,936 ! .848 o o 23:,32 -576 24,896 340'
2005-Jul-01 01 00 o o 23,lo,I 2.848 23,872 3.148 o o 22.976 -82 23,008 837
2C05-¡ul-01 01 15 o o 23,168 2.588 23,936 2,892 o o 22,976 - 1 92 22,912 741
2005-Jul-01 01 30 o o 23,168 3.908 23.936 4.268 o o 23,040 374 22,912 1.312
2005-Jul-01 01 ·45 o o 23.104 3.868 22.912 4, 344 o o 23,040 352 22,848 1.291 .
2005-JUI-01 02 00 o o 23,168 3.460 22,912 3.976 o o 22,976 170 22,912 1,103
2005-¡ul-01 02: 15 o o 23,168 4.112 22,976 4.672 o o 23,040 464 22,912 1.398
2005-Jul-01 02 30 o o 23,168 3.800 22.912 4.328 o o 23,040 314 22,912 1.248
2005-¡ul-01 02 45 o o 23,168 2.648 22,976 3.136 o o 22,976 -190 22.912 ?JO
2005-¡ul-01 03 00 o o 23,800 6.080 23,552 6.744 o o 23,680 1.290 23.008 2,229
2005-Jul-01 03. 1 5 o o 25,216 5.916 24,896 6.488 o o 25,024 1,242 25,856 2,168
o 25,216 6.256 24,896 6.784 o o 1.400 25.920
27 2005-JUl-0 1 0J JO o 24,960
!-!�!.r
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¡:"• > �PRJVAff!s{;U!' . Prc:sc:nt'aclón - �if,{_�.L{R�J�
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'"'º ,,.,.,

Fig. 4.16 Reporte en formato Excel

 99

4.9 Mantenimiento del medidor ION

Dada la importancia que representa el eqmpo de medición para las gestiones

comerciales de una empresa de electricidad, se toman las recomendaciones de los
fabricantes siguiendo las buenas prácticas de mantenimiento de equipos de
medición.

Cabe indicar que la importancia de la correcta operación del medidor se refleja en

las cláusulas de los contratos de venta energía eléctrica a los clientes. En la
actualidad gracias a la confiabilidad mostrada por los medidores en los últimos
años, se están estableciendo en los contratos periodos de calibración de
medidores de 3 años.

Las pruebas que se realizan son en base a procedimientos de calibración e

inspección de medidores. Las pruebas pueden ser en campo con carga real o en
laboratorio con variación de carga, de voltaje y de factor de potencia.

Asimismo, en la fecha de calibración se aprovecha para realizar un control del

estado del medidor. En este control se revisa el estado fisico de los componentes
del medidor y de accesorios utilizados en el proceso de medición como son:

• Medidor
Display, LED de prueba, puertos de comunicación, bornes de tensión y
bornes de corriente.

• Comunicación
Terminal de red, terminal telefónico, central telefónica, selector telefónico y
protección de línea telefónica si la tuviera.

• Bloques de prueba
Borneras de tensión y horneras de corriente.
 100

Un parámetro muy importante de controlar es la hora que registra el reloj del

medidor, considerando que ello define en el medidor datos relevantes como la
hora de ocun-encia de las demandas máximas, eventos, etc. Por ello, esta revisión
se realiza en un periodo mucho más corto (mensual) y se efectúa por telemedición
tanto el chequeo como el ajuste si fuera necesario.

Para tener más confiabilidad los relojes de los medidores ION de Cañón del Pato
son controlados por un servidor que a su vez es controlado por un GPS (global
position system), con lo cual los medidores son controlados y ajustados
periódicamente.
 CAPITULO V

COSTO DEL PROYECTO

5.1 Proceso de Implementación

La modernización de la medición de la energía en la Central Hidroeléctrica

Cañón del Pato tiene aspectos importantes, como son la evaluación técnica de los
medidores cotizados por los representantes de las marcas en Lima, la justificación
para obtener el presupuesto para la implementación y la ejecución de la
implementación.

5.1.1 Evaluación Técnica

En el proceso de evaluación técnica los medidores ION 7500 y ION 7600 de

Power Measurement obtuvieron ventajas respecto a las otras marcas de
medidores presentes en el mercado local. Básicamente por sus diversas opciones
de interacción con el medidor y sus capacidades de memoria y funcionalidad para
medir parámetros de calidad de energía, adicional a los parámetros de
facturación.

Asimismo, de las pruebas de calibración realizadas a medidores de almacén del

proveedor - antes de la adquisición-, se obtuvieron resultados dentro de lo
indicado por el fabricante y normalmente con una exactitud mejor a O, 1 %

En las pruebas del software de maneJo de los medidores ION, se verificó la

operatividad y cumplimiento del software ION Enterprise con las necesidades
requeridas en la actualidad, como es la administración en red y niveles
restringidos de acceso.
 102

5.1.2 Costo del proyecto

El presupuesto requerido para la implementación se basa fundamentalmente en la

adquisición, instalación y puesta en servicio de los medidores y del sistema de
telemedición.

El medio de comunicación a utilizar con los nuevos medidores no implica

inversión adicional, debido a que el sistema existe en la empresa y es el sistema
de red interna utilizado en las comunicaciones. El costo del sistema de
comunicación está presupuestado en el área de Tecnología de la Información.

Sustentada y aceptada la implementación de la medición con medidores de última

tecnología, se procedió con la adquisición de medidores ION 7500 y TON7600 de
Power Measurement.

Para la ejecución de la puesta en servicio se contrató los servicios de una empresa

con experiencia en instalación de equipamiento de medición y especializada en
puesta en servicio de medidores ION.

Los costos de implementación se muestran en la Tabla Nº 5.1.

TABLA N º 5.1 Costos de implementación

Item Descripción Cantidad Costo Costo

Unitario Total
(US$) (US$)
Medidor Electrónico ION 7600 09 4 000 54 000
2 Medidor Electrónico ION 7500 06 3 845 23 070
3 Software de configuración y operación de 01 5 000 5 000
medidores ION
4 Instalación y Puesta en servicio 15 500 7 500
- Montaje e instalación de
medidores
- Puesta en servicio de medidores
- Implementación de sistema de
Telemedición

Total inversión (US$) l_/ 89 570

1 _/ Los montos no me luyen IGV
 103

5.2 Equipamiento reemplazado

5.2.1 Medidores

Con la implementación de nuevos medidores se retiraron seis (06) medidores

3720ACM de Power measurement, tres (03) medidores Quantum (series Q lOl,
Q121 y Q200) y un (01) medidor Fulcrum SL320 de Schlumberger y tres (03)
medidores electromecánicos Landis & Gyr.

La Tabla Nº 5.2 muestra los medidores retirados.

TABLA N º 5.2 Medidores de energía retirados

Item Descripción Cantidad

1 Medidor 3720 ACM 06
2 Medidor Schlumberger Quantum 03
3 Medidor Schlumberger SL320 01
4 Medidor Landis & Gyr 03
Total medidores retirados 13

5.2.2 Dispositivos de comunicación

Se retiró un (01) módem externo marca Rayes, un (01) conversor (RS-232/RS-

485) COM128 de Power Measurement, una (O1) línea telefónica, un (O1) anexo
telefónico y 03 dispositivos de protección para comunicación.

La Tabla Nº 5.3 muestra los equipos de comunicación retirados.

TABLA N º 5.3 Equipos de comunicación retirados

Item Descripción Cantidad

1 Módem marca Rayes 01
2 Conversor COM 128 01
3 Línea Telefónica 01
4 Anexo telefónico 01
5 Protección 03
 104

5.3 Beneficios obtenidos

Los principales beneficios con el proyecto de modernización con medidores ION,

se dan en las funcionalidades del medidor, facilidades de acceso a la información
y los beneficios de administración del software en red a nivel de empresa.

5.3.1 Sistema de medición

Un mismo medidor se puede conectar en diferentes sistemas de medición como el

delta o estrella, efectuando las conexiones y configuraciones en el software según
lo indicado por el fabricante.

El medidor muestra un diagnóstico del conexionado en un diagrama fasorial con

magnitud y ángulo, esta opción nos asegura la correcta instalación del mismo.
Nos permite ahorrar tiempo en la verificación del conexionado que antes requería
un procedimiento para instalación y pruebas con equipo adicional. También, nos
asegura una facturación correcta (si es utilizado en un cliente) evitando reclamos
y traslado de especialistas para su corrección.

Es posible configurar la memona del medidor en registradores con diferentes

intervalos de tiempo, por ejemplo en un registrador la energía almacenada en
intervalos de 15 minutos para fines de facturación y en otro registrador las
perturbaciones (flícker y armónicas de tensión) y energía en intervalos de 1 O
minutos. Esto permite utilizar el mismo equipo de facturación para fines de
calidad de producto en concordancia con la NTCSE.

Con el mismo equipo podemos obtener información de parámetros de calidad de

energía, como armónicos, flicker, transitorios, voltajes por fase, sag/swell y otros
eventos registrados en la memoria del medidor.
 105

El medidor puede ser sincronizado a un sistema GPS, o ser ajustado de forma

automática y periódicamente por una computadora, con lo cual el control del
tiempo resulta más seguro y confiable.
Es posible integrar al medidor parámetros de medición obtenidos de otros equipos
como de gas, agua, aire entre otros, gracias a su compatibilidad de protocolos.

5.3.2 Sistema de comunicación

Uno de los beneficios más grandes con los nuevos medidores es la capacidad de
comunicación.

La necesidad de monitorear en tiempo real las variables eléctricas de los puntos

de medición en grupos de generación, requiere un monitoreo permanente de los
medidores lo cual implica un consumo alto de servicio de línea telefónica, tal
como ocurría con el sistema anterior.

El nuevo sistema de comunicación utiliza un serv1c10 satelital externo que la

empresa contrata para sus diversas necesidades de comunicación. El uso de este
serv1c10 en la comunicación con los medidores no ha significado un costo
adicional.

Con la implementación de la comunicación con los medidores vía puerto Ethernet

no ha sido necesario ampliar la capacidad de flujo de información a través del
canal de red y tampoco se han manifestado cambios notorios en la velocidad de
transmisión de la información.

En la Tabla Nº 5.4 se muestra los costos en consumos de línea telefónica para

comunicación con los medidores.
 106

TABLA N º 5.4 Costos en comunicación con los medidores

Sistema anterior Sistema actual

(Línea Telefónica) (Satelital)
Consumo Cubierto en otros
promedio mensual 4 000 gastos de la empresa
(US$)

También, el componente WebReach permite que a través del sistema intranet de

la empresa, todos puedan ver información básica del medidor, incluido datos en
tiempo real y registros.

Es posible acceder a la información desde cualquier estación de trabajo, local o

mundial a través de las opciones de conectividad con Internet.

5.3.3 Software de operación y configuración

El software ION Enterprise está desarrollado en ambiente Windows compatible

con la web. Permite una administración y control centralizado de los usuarios del
software, las jerarquías y niveles de acceso son controladas en red.

La Tabla Nº 5.5 muestra las plataformas de desarrollo de software.

TABLA N º 5.5 Plataforma de software de medidores

Software anterior Software actual

Plataforma de
desarrollo de DOS Windows
Software

El software ION Enterprise muestra datos en tiempo real y almacenado, tiene

funciones de control y configuración. Permite compartir datos en toda la empresa
en un entorno seguro de red.

Es posible realizar lectura de medidores en forma automática (agendada) y

almacenarlos en una base de datos (SQL) en red.
 107

Su flexibilidad y compatibilidad de protocolos le permite establecer interfases

con otros sistemas de administración de energía.
 CONCLUSIONES

1. La modernización de los sistemas de medición de energía eléctrica con equipos de

tecnología de punta, permite monitorear variables eléctricas en tiempo real y
mostrar datos almacenados de manera confiable, oportuna y con alto grado de
exactitud.

2. La implementación de medidores de energía ION con puerto de comunicación

Ethernet, significó un importante ahorro económico para la empresa al prescindir
del servicio de telefonía y utilizar en su reemplazo el servicio del sistema de red de
la empresa.

3. La tecnología de los modernos equipos de medición permite integrar en un solo

equipo los parámetros eléctricos tradicionales con mediciones de calidad de
energía. La necesidad actual de medir con equipos específicos la calidad de energía,
pronto será superado e integrado en un solo equipo de medición.

4. Los medidores de energía con tecnología de última generación son soportados con
software basado en las últimas versiones de Windows, ello permite administrar el
sistema de información y compartir datos en toda la empresa en un entorno seguro
de red. Logrando superar los inconvenientes en la administración de la info1mación
con software basados en plataforma DOS, de acuerdo a los estándares actuales de
control en tecnología de la información.

, 5. La interacción con el medidor de última tecnología es garantizada con accesos

multipuerto y multiprotocolo, su compatibilidad con la web permite acceder a la
información desde cualquier estación de trabajo, local o mundial.
 109

6. La instalación de medidores en cada uno de los circuitos eléctricos permite efectuar

balances y diagnóstico energético de la central eléctrica. Asimismo, los registros de
perfil de carga facilitan el estudio de análisis de demanda.
ANEXO A
 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CAÑÓN DEL PATO
ANTES DE MODERNIZACIÓN

� 1 Grupo 2 ¡ 1 Grupo 41 1 Grupos¡

6X25 MVA

l 13,8kV 1
____

3X10 MVA 3X10 MVA 3X10 MVA 3X10 MVA

l 138 kV j -....¡.--

1138kV I_T.i.---,---,-...1..-,----.J...---,---L-----...J_______j___
15MVA
138/66 MVA

� �� �
1CASA FUERZA!

A CHIMBOTE A MINERA 3MVA

BARRICK 66/13,8 kV
!CAMPAMENTO!

IL-6678 1 IL-6682 1 BOCATOMA

� MEDIDOR QUANTUM
HIDRANDINA
Callejón de Huaylas HUAYLAS

-l'i'ffil MEDIDOR 3720 PML

y Sihuas

HUALLANCA 1

-11 MEDIDOR ELECTROMECÁNICO

s MEDIDOR FULCRUM (s/módem)

ANEXOB
 DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CAÑÓN DEL PATO
DESPUÉS DE MODERNIZACIÓN

1 Grupo 41 1 Grupos¡

6X43.26 MVA

\ 13,8 kV \ ---+-----
3X2X10 MVA 3X2X10 MVA 3X14 MVA

\ 138 kV '--+--
\ 138 kV
'---,-J....--,----,--��-r-----�---1,=:;-__,¡,------....i..--------'--
15 -20 MVA
138/66 MVA

\ 13,8 kV \
66 kV
�� �
1CASA FUERZA!
A CHIMBOTE A MINERA
BARRICK
!CAMPAMENTO!

IL-6678 1 BOCATOMA

G
IL-6682 1

MEDIDOR ION PML

HIDRANDINA
Callejón de Huaylas HUAYLAS
y Sihuas
� MEDIDOR QUANTUM
�
HUALLANCA 1

1:1 MEDIDOR 3720 PML

ANEXOC
 ESQUEMA DE COMUNICACIÓN
ANTES DE MODERNIZACIÓN
(Red telefónica)

RED TELEFÓNICA

,
, MÓDEM
MÓDEM --
�
!SERIAL
C.H. Cañón del Pato
RS232/
7··'º�,;'·
RS485

G1 G2 G3 G4 SERIAL GS G&
Software en DOS

·��,�� 1 1 ·��,�� 1 ·��·�� 1 1 ��,��

1510-HCI ISlll·HCI de PML
c11:11::ic::i c::ic::ic::ic::i
Lima

CONEXIÓN RS-485

r=1 Medidor PML 3720

�
ANEXOD
 ESQUEMA DE COMUNICACIÓN
DESPUÉS DE MODERNIZACIÓN
(Red Ethernet)

, •. ¡--y-¡·-.___ . �-·'
.- -lI�v/'� ... . ... ' '
�-
SAT.COMM '.
'.
HUB '.

r
'
'.
'.

HUB
C.H. CañóndelPato
TCP/IP
l�CP/IP

G2 G3 GS
G4
G1 G&
1

Software ION
Enterprise
WorkStation

COM2 (RS485)
Lima

Medidor ION PML

ANEXO E
 TABLA DE MEDIDORES ANTES Y DES PUES DE LA
MODERNIZACIÓN
Item Ubicación Voltaje Descripción Medidor Anterior Medidor
(kV) Actual
I Generación 13,8 Grupo 1 PML 3720 ION 7500
2 Generación 13,8 Grupo 2 PML 3720 ION 7500
3 Generación 13,8 Grupo 3 PML 3720 ION 7500
4 Generación 13,8 Grupo 4 PML 3720 ION 7500
5 Generación 13,8 Grupo 5 PML 3720 ION 7500
6 Generación 13,8 Grupo 6 PML 3720 ION 7500
7 Sub estación 138 Transformador s/medidor PML 3720
8 Sub estación 138 Línea 1103 Landis & Gyr 1 / ION 7600
9 Sub estación 138 Línea 1104 Landis & Gyr 1 / ION 7600
10 Sub estación 138 Línea 1105 Landis & Gyr 1 / ION 7600
11 Sub estación 138 Línea 1127 (Barrick) Quantum ION 7600
12 Sub estación 66 Transformador s/medidor PML 3720
13 Sub estación 66 Línea 6678 Quantum ION 7600
14 Sub estación 66 Línea 6682 Quantum ION 7600
15 Sub estación 13,8 Transformador Fulcrum Quantum
16 Sub estación 13,8 Huallanca Fulcrum Quantum
17 Sub estación 13,8 Huaylas Fulcrum Quantum
18 Sub estación 13,8 Bocatoma Fulcrum Quantum
19 Sub estación 13,8 Campamento Fulcrum Quantum

20 Sub estación 13,8 Casa Fuerza Fulcrum Quantum

21 Servicios Aux 13,8 Casa de máquinas Fulcrum ION 7600

22 Servicios Aux 13,8 Casa de máquinas Fulcrum ION 7600

23 Servicios Aux 13,8 Casa de máquinas Fulcrum ION 7600

1 / El medidor Landis & Gyr es un medidor electromecánico.

ANEXOF
 CLAÚSULAS SOBRE MEDICIÓN EN CONTRATOS DE SUMINISTRO DE
ELECTRICIDAD

1.- Características de los equipos de medición, funcionamiento y procedimiento:

1.1 Los Equipos de medición de Energía y Potencia necesarios para determinar el consumo
mensual de EL CLIENTE, serán electrónicos multifunción, de clase de precisión 0.2
IEC o mejor, con capacidad de memoria de masa para almacenar información como
mínimo de treinta y cinco (35) días, con intervalos de integración cada quince (15)
minutos, incluyendo módem para interrogación a distancia. El medidor será adquirido,
instalado y mantenido por LA GENERADORA, salvo que EL CLIENTE o el
propietario de las instalaciones tenga un medidor que cumpla con dichas características
técnicas. En este último caso el medidor será administrado por LA GENERADORA.

1.2 La Actualización de la hora, así como la modificación de la configuración de la página

base y/o memoria de los medidores, que fueran necesarias, serán efectuadas por LA
GENERADORA mediante teleproceso, previo aviso vía correo electrónico con
respuesta de confirmación de recepción (no automática) a EL CLIENTE. Una vez
efectuadas dichas acciones, LA GENERADORA remitirá a EL CLIENTE vía correo
electrónico el archivo de cada medidor, conteniendo la información almacenada hasta
el intervalo de quince (15) minutos inmediato anterior a la ejecución de las indicadas
acciones.

1.3 Cualquier intervención en los equipos de medición que pudiera si gnificar alteración de
los registros (reemplazos, contrastes, entre otros) deberá efectuarse con previa
notificación escrita a EL CLIENTE, con una anticipación no menor de tres (3) días
hábiles a la intervención; estando facultado EL CLIENTE para presenciar dichas
intervenciones, efectuar observaciones del ser el caso, y suscribir las actas
correspondientes. La inasistencia del representante de EL CLIENTE, no impedirá la
realización de las intervenciones ni invalidará los resultados o las consecuencias
derivadas de las intervenciones realizadas.

1.4 La determinación de los consumos a efectos de la facturación mensual se realizará

sobre la base de la información almacenada en la memoria de los medidores de
propiedad de LA GENERADORA desde la 00:00 horas del primer día del mes hasta
las 24:00 horas del último día de cada mes.

1.5 Todos los equipos de medición instalados por LA GENERADORA deberán

permanecer precintados y los precintos serán retirados únicamente para intervenir los
medidores que pudieran implicar alteración de sus registros, tales como intervenciones
para mantenimiento, reemplazo y contraste; estas intervenciones deberán efectuarse por
LA GENERADORA, previa notificación escrita a EL CLIENTE con una
anticipación no menor de tres (3) días habilidades a dichas intervenciones.

1.6 Sin perjuicio de lo anterior, EL CLIENTE podrá instalar en paralelo equipos de

medición de respaldo, en cuyo caso estos deberán ser similares o compatibles con los
de LA GENERADORA, corriendo por cuenta de EL CLIENTE los gastos de
adquisición, instalación, pruebas y mantenimiento correspondientes.
1. 7 Para la medició� de la Potencia absorbida (Demanda Máxima mensual) en el Punto de
ent�ega, se cons1der�rá el máximo valor promedio de la potencia registrada en periodos
_ _
de mtegrac1on de qumce (15) minutos.

2.- Acceso a la información de los medidores

2.lLA GENERADORA prestará a EL CLIENTE las facilidades necesarias para el

acceso a la información registrada en los medidores de LA GENERADORA, vía
interrogación a distancia y/o lectura directa, cumpliendo con el protocolo que para tal
efecto establezcan las Partes. LA GENERADORA deberá entregar mensualmente a
EL CLIENTE, vía correo electrónico previo a la factura mensual, información
referente a los consumos de Potencia, Energía Activa y variables relacionadas, así
como los archivos con los registros de la memoria masa de los medidores, los que
deberán estar en formato, dependiendo del tipo de medidor que se instale, con
extensión texto (pm, txt o csv) o extensión hoja de cálculo (xls).

2.2 En el caso que EL CLIENTE instale sus propios equipos de medición, este brindará
las mismas facilidades de acceso a LA GENERADORA.

3. Prueba de los Equipos de medición:

3.1 Los equipos de medición se probarán por lo menos cada tres (3) años y el costo de
dicha prueba será asumido por LA GENERADORA. En caso EL CLIENTE solicite
pruebas adicionales y si como consecuencia de dichas pruebas se comprobase que
existe en el equipo de medición un error superior al de su clase de precisión
mencionada en el numeral 1.1, el costo de la prueba será asumida por LA
GENERADORA, y si el error fuese igual o inferior a dicho límite, el costo de la
prueba será asumido por EL CLIENTE.

3.2 Los contrastes de los medidores se realizarán con patrones de energía que cuentan con
un Certificado de Calibración o de ser el caso con el informe de calibración emitido por
INDECOPI.

4 Fallas en los equipos de medición:

4.1 En el caso que por falla de los equipos de medición de LA GENERADORA no se

hubieran registrado correctamente las cantidades absorbidas, o que las pruebas de los
instrumentos de medición revelaran un error superior al de su clase de
precisión,
LA GENERADORA hará el respectivo reajuste de la facturación mensual a partir del
mes en que fue detectada la falla, utilizando la mejor información disponible y en
primera prioridad la información de los equipos de medición EL CLIENTE si están
instalados como respaldo. En este supuesto, las Partes deberán reintegrarse los montos
cobrados, de más o de menos según sea el caso, sin intereses ni moras.

4.2 Los reajustes de la facturación ante casos de fallas de los equipos de medición de
acuerdo al numeral 4.4.1, se limitarán a un máximo de doce (12) meses anteriores a la
última factura emitida.
ANEXOG
 .,�
I N �
........_,_,,
�
�
®

7500
7600
Intelligent Metering
and Control Devices
Applications Summary Features Summary Used at key distribution points and sensitive loads,
the ION 7500 and ION 7600 meters offer unmatched
Compliance Monitoring Measurements value, functionality, and ease of use, coupled with
Use the ION 7fi00™ meter to sumrnarize power quality • Exceeds Class 0.2 revenue accuracy web compatibility and control capabilities.
measurements into simple pass/fail indicators. • lnstantaneous 3-phase voltage, curren!,
Monitor compliance with international standards such frequency, power factor The meters come with an extensive selection of
as EN50160, IEC 61000-4-7 (harmonics), and • Energy: bi-directional, absolute, net, pre-configured data screens and measurements so
IEC 61000-4-15 (flicker). Or configure the unit time-of-use, loss compensation you can use them right out of the box, or customize
for IEEE 519-1992, IEEE 1159 and SEMI F47. • Demand: rolling block, predicted, thermal either meter to fil your unique requirements
• Harmonics: individual & total harmonic lntegrate them with our ION Enterprise™ software
Disturbance Analysis distortion up to the 63rd (127th in software)
Unique dynamic-ranging inputs maintain revenue or other energy management and SCADA systems
• Transient detection, 65 µs al 60Hz, vía multiple communication channels and protocols.
accuracy at the regular measurement range while (78 µs at 50Hz) & sag/swell recording
simultaneously capturing large-scale disturbances • Clamp-on CT option Patented ION® technology lets you customize
other meters can miss. Discover the sources of power metering or analysis functions at your workstation,
quality events, harmonics, and voltage sags/swells. Communications
without any hard-wiring. Jusi graphically link a few
Analyze problems and avoid repeat interruptions. • WebMete�. MeterM@il� allow distribution drag-and-drop icons, or select default setups, and
of metered data and alarms over the Internet you're ready to go.
Cost Allocation and Billing • Optional built-in modem with ModemGate™
Determine cost centers, identify demand control to allow modem access for 31 other devices
opportunities and check energy consumption patterns. • 1OBase-T or 1OBase-FL Ethernet port option
with EtherGate™ for direct data transfer from
Demand and Power Factor Control Ethernet to RS-485
Avoid penalties with automated load shedding, • Two RS-485 ports, one switchable to RS-232
scheduling, peak shaving or capacitar bank control. • One front panel optical port
Load Studies and • Modbus·· RTU and DNP 3.0 protocol support
Circuit Optimization • Modbus Master support
Determine the capacity of your electric network and On-Board Data Logging
run at peak efficiency. Perform load trending. • Scheduled or event-driven logging
Equipment Monitoring and Control • Sequence-of-events & min/max logging
lmprove process yields and extend equipment lile. Setpoints for Control and Alarms
Meter utilities including gas, steam and water. • Setpoint on any parameter or condition No/ al/ features listed are available with every
Preventative Maintenance • 1 second or ½ cycle operation model. Please refer to /he detailed descriptions
Set up alafms to warn of pending problems. lnputs and Outputs within far a complete lis/ of teature availability
Log events and alarms for ali critica! conditions. • Standard formal includes 8 digital inputs,
3 form C relay outputs (electromechanical)
for control functions and 4 form A digital
outputs (solid state) for pulse functions
• Also available with 8 additional digital inputs
---
----
--- POWER
4 analog outputs, and/or 4 analog inputs. MEASUREMENT
 ION 7_50.0/IPN 7600._·· t 1:
_, :r t•- :7'!

í t
www,pw,m,,om \
d • ,_ ... -_i �--�L,t�W'�" .,,a -�· ,:- � -. :U.:}'\�
� ,. . --.\...........�,., ::.:_(
l.,

Energy Display
Front Panel Display Time-Of-Use
The meters offer unique, easy-to-read 3½ x 4½ The melers offer comprehensive time-of-use (TOU)
inch, (87 x 112 mm) LCD display screens with metering, configurable in accordance with
kWh rec bright back lighting and adjustable contras!. virtually any utility tariff structure. Aulomatically

31360.10
, They can show TOU, harmonics, event logs, record TOU register values al user-specified time
phasors, and instantaneous power parameters. intervals, al pre-scheduled dates and times, or
A selection of character sizes enhance visibility when interna! or externa! events occur. TOU registers
can be reset manually (password protected) or on a
kWh del under difficult lighting conditions or at long
pre-programmed schedule. Measurements include:

15160.79
distances. lt provides a user-friendly interface with
, a screen-based menu system to configure meter • Active, reactive and apparent energy
settings and an extensive choice of pre-configured • Active, reactive and apparent demand
display screens, for common applications. • Automatic recording of maximum {peak)
demand during each tariff period
Metering • 20 year calendar with automatic leap-year
Energy
and daylight savings time adjustment
The units are fully bi-directional and meter energy
Peak demand with date and time-stamp • Calendar supports division into 4 seasons
in four quadrants. They provide active, reactive and
apparent energy parameters and can integrate any • 5 daily profiles per season
Peak Demand Del 01/0812000 18:54:04
instantaneous power parameter to supply • 4 rate periods per daily profile (A, B, C, O)
kW sd mx del
measurements like: • Automatic change to mid-season rate structure
Updaled at:
294.34 • kWh delivered & received
01/06/2000 18:4500 Trending
kVAR sd mx del • kWh, kVARh, kVAh net (delivered - received) Both meters offer access to historical data right al
12 9.52 • kWh, kVARh, kVAh total (delivered + received) the front panel. The meters display, trend and
Updaled at 01�/2000 18:15:00 • kVARh, kVAh delivered & received continuously update historical data with date and
kVA sd mx del • Volt-hours & Amp-hours timestamps for up to four parameters simultaneously.
321.23 • lntegration of any instantaneous measurement Power Quality Metering
Updaled at: 0�/2000 18:45:00 Energy registers can be logged automatically on
Compliance Monitoring*
41 Oemand1 IIIDiffll�[IlL)O]¡J., a programmed schedule.
• EN 50160 compliance monitoring
Demand • IEC 61000-4-7 harmonics & inter-harmonics
The units support ali standard demand calculation • IEC 61000-4-15 flicker
The melers display system reliability in nines, methods, including block, rol! ing block, thermal
(e.g. 99.99% up-time). • CBEMNITIC
(exponential), and predicted demand. They can 1 • IEEE 519 and IEEE 1159
Power Availabili 1112212000 17:51 :27 measure demand on any instantaneous value and
Availablty-ppm record peak (maximum) and minimum demand with ' Waveform Recording

999984.12
date and time stamps to the second. Peak demand The meters can simultaneously capture ali
registers can be reset manually (password protected) voltage and curren! channels.
or logged and reset automatically on a programmed • Sub-cycle disturbance capture
No. of 'N

4.00
schedule. Measurements include: • Record back-to-back waveforms for up to
• kW, kVAR, kVA demand, min/max severa! seconds
• Amps, Volts demand, min/max • Display and compare multiple waveforms in
EvalTime (days)

13.84
• Demand on any instantaneous measurement ION Enterprise software
Transformer/Line Loss Compensation • Record 7 cycles at 256 samples/cycle to 96
• Flexible compensation methods cycles at 16 samples/cycle with the ION 7600
• Easy configuration • Record 14 cycles at 128 samples/cycle to 96
cycles at 16 samples/cycle with the ION 7500
Display kWh usage trends directly on the meter's front panel • Updated every second
• Available through ali supported protocols Measure Up-time Using Nines
The curren! electricity supply infrastructure can
lnstantaneous
typicalty provide electricity with 99.9% reliability,
Both units provide a choice of high accuracy, (3 nines or 8.8 hours downtime a year). However,
1 second or high-speed, ½ cycle measuremenls, any disruption is unacceptable for businesses in
including true RMS, per phase and total for: the digital economy that can require up to
• Voltage & curren! 99.9999999%, (9 nines or 2 cycles downtime
• Active power (kW) & Reactive Power (kVAR) per year) to effectively run their business model.
• Apparent power (kVA) Measure the number of nines of reliability with
• Power factor & frequency the ION 7500 and ION 7600 .
• Voltage and curren! unbalance
• Phase reversa!

• Available only on ION 7600

 . ¡ .'
www.pwrm.com
t

Out-of-Limit Detection High-Speed Data Recording Mulliple display formals are available, including bar
Detect, record, and report the specifics of voltage High-speed "burst" recording (as fast as 1/2-cycle graphs wilh min/max indicalors
or current imbalances and loss, frequency/power intervals) stores detailed characteristics of disturbances
factor variations, over and undervoltages. etc.
1· or outages. Trigger recording by a user-defined
Performance lndicators

-=
setpoint, or from externa! equipment. Gated
The units can be configured to meter a wide range recording logs data only during the critica! event
1

\/In b
of utility performance indicators, including: so that memory is conserved. < 1
Coincident Min/Max Recording
113.70v
• Total outage time (in seconds) 109.03 12132
\/In e
• Out-of-tolerance duration for total harmonic Lag the values of key parameters or equipment < 117.01v
distortion, voltage, frequency, power factor conditions coincident with an extreme condition, 110.39 120.97
and hundreds of other definable indices 1 complete with date/time stamping. Far example, \/In avg
Harmonic Distortion Metering
record ali feeder voltages and currents at the
113.45
-* <
120.92
116.61v
moment a peak demand condition occurs.
Time Synchronization and GPS
Complete harmonic distortion metering, recording ·�rnJiiiill�[Tii] . :.
and real-time reporting, up to the 63rd harmonic,
(127th for ION 7600 via ION Enterprise software), A real-time clock allows interna! events and
data records to be date-stamped and time-stamped Unique vector diagram with magnitude and phase angle
far ali voltage and current inputs. can help reduce installation time
• Individual harmonics, (including magnitude, to millisecond resolution. The clock can be
phase and inter-harmonics far the ION 7600) synchronized to any one of three sources: Phasors 10/0712002 22:29:24
• Total even harmonics and total odd harmonics • The meter's interna! crystal (+/- 50ppm) Ve
Phasor Magnia,de -¾)le
Va 120.56V 00
• Total harmonics (even + odd) • The line frequency of the electrical network
1
le
¼ 119.21V 240.6
• K-factor, Crest factor being metered Ve 122.03V 120.7

Symmetrical Components*
V4 1.63V 60.9
• An externa! GPS receiver with an accuracy la 5.140A 331.1
of +/- 1 millisecond ... .. .
-· ' Va
lb 5.050A 209.9
Zero, negative and positive sequences including . . ... .. .. 4.980A 901
The serial port used far GPS time synchronization . .. . . . .. . . . le
phase & magnitude far voltage & current inputs. lb ..... . la 14 0.210A 184.5
is dedicated exclusively as a GPS input. 15 0360A 293.3
ldentify harmful voltage & curren! unbalances in
Vb
equipment befare they cause damage. Logic, Math and Control
Sag/Swell Detection Perform on-board calculations on any measured '4rn][]limnj Name PII I��·
The ION 7500 and ION 7600 meters incorporate value, calculate true quantities from pulse inputs
a dedicated sag/swell capture capability that can (e.g. BTUs) and calculate transformer loss
View THD and individual harmonics through the front
be used to analyze the severity and potential compensation values. You can also implement panel display screen
impact of sags and swells. real-time billing schemes.
Mathematical Functions
11 Harmonics 10/0712002 22:20:13
• Magnitude and duration data suitable far 40%
plotting on voltage tolerance curves 14 HARMONICS
Define formulas using the following operators:
• Per-phase triggers far waveform recording • Arithmetic (+, x, -. .;.) THD 40.0%
THD Even: 20.0%
or control operations
Transient Capture*
THD Odd: 20.0%
• Comparison (>, <, =, �. $, at)
• Logical (ANO, OR, NOT, TRUE, FALSE, IF)
• The ION 7600 meter can detect and record • Trigonometric (SIN, CDS, TAN, ASIN, ACOS, ATAN)
sub-cycle transients as short as 65 µs at 60 Hz
(78 µs at 50 Hz) • Math (PI, SORT, POWER, SUM, SUMSO, AVG, RMS,
LOG10, LN, MAX, MIN)
Data and Event Recording Programmable Logic and Setpoints
The ION 7600 meter offers 4 MB (up to 8 MB optional i 24 setpoints can be set far 1-second or ½-cycle
- must specify at arder time) of configurable, ; operation and can be triggered by any over or
nonvolatile memory for waveform, event and lag under condition. Setpoints can trigger: Built-in Web server provides browser access to extensive
storage. The ION 7500 is equipped with 1MB • Audible, (through software) and visible alarms real-time meter data
standard with 4MB and 8MB arder options. • Modem/pager dial-back
Load Profiling • Data logging
The ION 7500 and ION 7600 meters incorporate • Waveform recording with control over
800 channels via 50 data recorders. Channel pre-event and post-event capture
assignme�ts are configurable far historical trend • Relay control Volra¡e
\hlavg 3�2 4ó V
Cmnnt
JA\."J :!OS
recording of energy, demand, voltage, curren!, • Clearing and reset functions Vln,
Vlnt
21s-nv
lóó75V
I,
lb
198
2'lO
power quality, or any other measured parameter. 'lln,
• Relative Setpoints �72 IS-V
sn64v
!,
14
227
(12�
Trigger recorders based on time interval, calendar
VI;\-:¡
Vll.1-b SS! 88 V IS 1JOO

schedule, alarm/event condition, or manually. Vil-·(

Vllt-.l
'S7? 2� V
571 3•) V
lur,t•.11. ? 12

v,
Vunl�JI
���'.::V
3g1:.;•...
Powtr Fauo1·
PF S13fll,)tll .,�
rF 1'41,;,
·"

• Ava1lable only on ION 7600 3

 !Software Integration Internet Connectivity RS-232/RS-485 Port
· Extensive communication capabilities enable the Selectable between RS-232 and RS-485
MeterM@il@
meters to be easily integrated into energy • Protocols: ION, DNP 3.0, Modbus RTU,
management and distribution control systems. Meters equipped with an Ethernet port can
automatically e-mail alarm notifications or scheduled GPS, EtherGate ™ , ModemGate ™ .
ION Enterprise system-status updates. MeterM@il messages can be or Modbus Master
Both units are compatible with our Windows received like any e-mail message, at a workstation, • Baud rate: 300 bps to 115,200 bps
2000-based ION Enterprise power monitoring cell phone, pager or PDA. Data logs can also be sent RS-485 Port
software. ION Enterprise displays real-time and on an event-driven or scheduled basis via e-mail, while • Protocols: ION, DNP 3.0, Modbus RTU,
logged data and otters manual control/configuration conveniently accommodating firewall restrictions. GPS, EtherGate ™, ModemGate 1M .
capabilities. lt provides enterprise-wide data WebMete
or Modbus Master
sharing in a secure networked environment. • Baud rate: 300 bps to 57.600 bps
An on-board Web server, combined with an Ethernet
Modbus Master port otters quick and easy access to real-time energy lnfrared Data Port
The meters can read and write data to Modbus and basic power quality information without special lrDA compliant front panel infrared data port can
slave devices through a designated serial port. software. Built-in web pages display a range of download real-time data to a portable PC.
This powertul feature allows meters to collect data energy and basic power quality information through • Protocols: ION, Modbus RTU, DNP 3.0,
, from Modbus devices, process it. then deliver any web-enabled device and even support basic • Baud rate: Up to 115,200 bps
condensed information in a variety of ways. meter configuration tasks.
Interna! Modem
Modbus Master read capability lets you perform XML Compatibility Available interna! telephone modem features fast
detailed sub-metering by acquiring data from nearby. , The units can also exchange information using connect time, and ModemGate, a gateway letting
low-cost meters. Data acquired from attached industry-standard XML formal. lts simple machine up to 31 additional devices share a meter's interna!
Modbus slave devices (such as voltage, current, readable-format supports easy integration with custom modem via the remaining serial ports. (lrDA and
power factor and energy) can be recorded in , reporting, spreadsheet, database and other applications. Interna! Modem cannot be operated simultaneously)
on-board memory, presented on the graphical • Protocols: ION, Modbus RTU and DNP 3.0
display or monitored using built-in setpoints. Communications • Baud rate: Up to 33.6 kbps.
Modbus Master write capability lets you send Multi-Port, Multi-Protocol Access
Ethernet Port
commands and data to attached Modbus slave Simultaneous communication on up to 4 ports
devices. Applications for this capability include provides secure, data sharing with a variety of Optional 1OBase-T or 1OBase-FL port otters direct
controlling remole 1/0 points, resetting setpoint energy management systems using a choice of access through an Ethernet LAN/WAN and features
or configuration parameters on PLCs and simple communication standards and protocols. EtherGate, which permits the direct transfer of data
data exchange with other information systems. between an Ethernet network and up to 62 devices
via the meter's 2 serial ports.
• Protocols: TCP/IP, ION, Modbus TCP, Telnet
• Baud rate: Up to 1O Mbps.
lnteroperability
Concurren! communications ability via multiple
protocols allows you to use the advanced features
ION Enterprise
Work Station
of either meter to extend an existing Modbus, DNP
RS-485
or ION Enterprise network. Logs and real-time
values are also available through Modbus.
ION7500 / 7600 --
UTS Software Support
Oigilal/Analog lnputs The meters are fully compatible with UTS software
ModemGate or EtherGate
Oigilal/Analog Oulpuls platlorms including MV-90", MVP, MVRS, MVLT
(Gateway to RS-485 serial networks) and MVCOMM and are unique in ottering a direct
Ethernet connection to MV-90.
ModemGate or EtherGate
(Gateway to RS-485 serial networks) Flash-Based Firmware
� Perform upgrades via communications without
ION7700
removing the unit from the site.

� RS-485-loop
Inputs/ Outputs
ION7300 � � ION7330
ION7330 Standard digital and optional analog 1/0 let you
i monitor a wide range of conditions, such as llow rates,
RPM, fluid levels, oil pressures and transformer
� ION770 temperatures. You can output energy pulses to an RTU
� �IDN7300
ION7300 or pertorm equipment control operations.
 ; . '
· � /�·' 1
:
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• ·,
'.. ·,. '. • . ••

' www.pwrm.com �: .ION 7500/'-O� ,7§0Q/-: ·-., .,.· ·;·,;A· 'r'·.\; ·.

�il�

1 Digital lnputs/Outputs Dimensions

1 •8 digital inputs can monitor status or count
pulses from externa! "volts free" dry contact
Front view Front view, TRAN model
• 4 salid state output ports and 3 on-board relays
can be controlled automatically by interna!
setpoints or manually via a communications port "
Analog lnputs/Outputs
Either meter can be equipped with an optional
analog 1/0 card featuring:
192.0mm
• 8 digital inputs [7.56 "]
• 4 analog inputs accepting 0-1 mA or
0-20 mA, (scalable to 4-20mA)
/
=====
• 4 analog outputs accepting -1-1mA or e
060
C>

0-20 mA, (scalable to 4-20mA) e

e CJ <::> o
• 4 analog inputs accepting 0-20 mA and
4 analog output accepting 0-20 mA 192.0 mm 200.1 mm
[7.56] -
-- - [7.88"] '-"------
• 4 analog inputs accepting O to 1mA and
4 analog outputs accepting -1 to 1 mA
Contact Power Measurement for
1/0 combinations supported

The Power of ION Side view Side view, TRAN model

Toe meters are based on our patented object-oriented
ION technology, which ensures the longevity of
your metering solution because it can adapt as
your needs change and lets you take advantage of
our ongoing advances in technology.
Toe measurements and other functions of both units
are provided by ION modules. You can quickly add
or rearrange functions with drag-and-drop icons
and a few clicks of a mouse. Imagine new features
and build them with ION.

Mounting
167.3 mm 167.3 mm
The ION 7500 and ION 7600 meters can be -- - [6.59"] ---+' -- . " -----
-- [6 59 ]
-
panel-mounted in a single DIN standard
186 mm X 186 mm cutout.
• Bezel size: 192 x 192 mm (DIN)
• A distance of 160 mm (6-½ inches)
clearance is required behind the panel
(plus allowance for connectors and cables) Rear view Rear view, TRAN model
• An adapter plate is available to facilitate the
conversion from our 3000 series meters to
the ION 7600 and ION 7500 . Please contact
us for more information.
TRAN models have no integrated display and
can be flush-mounted against any flat surface.
192.0mm
[7 56"]

• Available only on ION 7600 5

IExample Connections Measurement Specifications
4-Wire Wye (Direct Connection)
UNE
Parameter Accuracy ± (%reading) Register Bounds
A B C N
1 se�ond 1 second
Voltag� (1-1) (1-n) 0.1% O to 1x-106 V
Frequencyt 0.01% 18 to 72 Hz
Curren! (11, 12, 13) 0.1% O to 1x106 A
Curren! (14, 15) 0.:,4% O to 1�106 A
kW, kVAR_, kVA Clí!?S 0.2*_ O to ;-3.3x107
CT Sho1tin9 Swilch
CT o,TestBlock 0�---
kWh,_1<VARh, kVAh class 0.2* o to¡ 1037
KW, KVA D_g_man_ps
Power factor (aj Unity PF)
class 0.2* ºt-0.01º-:toiix10 7
-100.00, 100.00 to 0.01
Q_.5�_ -
Harmonics (to 40th)' IEC 91000-4-7 O to_ 1!10f
Harmonics (to 63Jd) 1º/� Full S�ale 0.3% lo 100.00%
K Fa�tor 5% Full Scale O to 1;10-6
Crest Factor 1% Full Scale O to 1O.O
Sym�etrical CQmpgnents# Voltage: O.?% FS**, Curren!: 0.4% Fi t-{1agni�d�: O to 1x1a6; Phase -180 to 180
* Refer lo Compliance section on page 7 t Accuracy is vatid lar 47 lo 63 Hz.

NOTE: Fuse is required if power is supplied # ION 7600 only * * FS = Ful/ Sea/e
from an ungrounded source (i.e. L-L voltage) Display resolution meets or exceeds accuracy.
3-Wire Delta (2 PTs and 2 CTs)
UNE ION 7500
User Programmable Log Capacity
A 8 C
Example Configurations:

I l
_l!)N 7500_� uipped with 1MB me111_ory)__ _ __1_� ?�0_0 te_quipped wilh 8MB me111ory)
Fuses Event 500 Events 500 Events
Datª 8
l 6c days A
345�ys!
¡ C IJlgcjaY_?
A
-1 34_1�ays -_ bears fyears s ¡·Üy�rs A 7.2years s
s A

�avefqrl!)s_ 6_ _ 5 _ 24 __ 24
° ° __ 16c _ l 6c 180 ° 180 °
A 16 parame/ers recorded every 15 minu/es B 16 parame/ers recorded hourly
C on each of 6 channels al 128 samptes per cycle /or 14 cycles D on each ol 6 channets al 16 samptes per cycte /or 22 cyctes

Rece1Y!d
Specifications Current lnputs (continued)
Curren! Probes with AC Voltage Output
Voltage lnputs • Rated lnputs: 1 V
Oehvered
• lnputs: V1. V2. V3. V4, VREF • Max: 5.5V RMS {CAT I IEC 61010-1)
LOAD
@ • Rated Input: 347 LN/600 LL VAC RMS
0
Swilchge¡r
CtwsisGround }--4"v- (ft} • lmpedance: 220 kn max.
• Overload: 1500 VAC RMS continuous • 2 options:
Supply Pow,18 @) 0 • Dielectric Withstand: 3250 VAC RMS. 60Hz for 1 minute
- Current Probe lnputs for use with 0-1 VAC current
NOTE: Fuse is required if power is supplied • lmpedance: 5 Mn/phase probes. Probes sold separately Aaccuracy depends
from an ungrounded source (i.e. L-L voltage) • Fault Capture: 1400 Vpeak on probe specs.
Current lnputs - Curren! Probe lnputs with 3 calibrated Universal Technic
Connections • lnputs: 11. 12. 13, 14, 15 10A clamp-on CTs, meeting IEC 1036 accuracy
lnstallation , Standard Current Transformers: Waveform Recording
• 4-wire Wye, 3-wire Wye, 3-wire Delta, Direct • Class 2: • Sampling Rate: ION 7500 - 128 samptes/cycle.
Delta and Single Phase systems - Rated lnputs: Max voltage: 600V RMS ION 7600 - 256 samples/cycle lrom 47-63 Hz
• 4 voltage and 5 curren! inputs (CAT 111 IEC61010-1) • Dynamic range: Voltage lnputs-14 bits elfective.
• AII inputs pass ANSI/IEEE C37.90-1989 surge - Overload: 50A RMS for 1 second. non-recurring; Current lnputs -18 bits elfect1ve
withstand and fast transient tests 1DA continuous • Wavelorm recording options range from
- Starting current: 0.001A RMS 16 samples/cycle (96 cycles) to to 256
Voltage and Current lnputs - Fault capture: 17.SA peak samples/cycle (7 cycles) depending on model
• Autoranging 57 through 347 LN/600 LL inputs - Oielectric Wilhstand: 3250 VAC, 60Hz lor 1 minute Digital lnputs
• No PTs needed for Wye systems up to - Surden: 0.015 VA per phase (at 1 A) • 8 lnputs: S1-S8, SCOM Self-excited, dry contact
347/600 VAC • Class 20: sensing, no externa! voltage requ1red.
• Standard 5 to 20 Amp curren! inputs - Raled lnputs: Max voltage: 600V RMS {CAT 111 • Mínimum pulse width· 1ms
• Optional 1Amp curren! inputs IEC61010-1) • Maximum pulse rate: 20 pulses/sec.
• Low voltage curren! probe option - Qverload: 500A RMS lor 1 second, non-recurring; • Timing resolution: 1ms
20A continuous • Updated: ½ cycle {alter hming resolution)
Control Power - Starting curren!: 0.005A RMS • lsolation: 300 Vpeak for 10s. 60 Hz.
The ION 7500 and ION 7 600 standard power - Fault capture: 70A peak
supply has a voltage range of 85 to 240 VAC and - Oielectric Withstand: 3250 VAC, 60Hz lor 1 minute
11O to 330 VDC, and can be powered from a - Surden: O.OS VA per phase (at SA)
dedicated fused leed.
j
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¡ www.pwrm.com (. 10/!I 750_0/ION 7600 · . . ---��-. ·. · · ·

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1 Electomechanical Relays Ethernet Port Electromagnetic lmmunity

, • 3 Form e relays: R1 - R3 • Protocols: TCP/IP. Telnet. ION. Modbus TCP (continued)
· • Rated Vollage: 250VAC / 30VOC • Interface: IEEE 802.3-1993, ISO/IEC 8802-3:1993 • IEC1000-4-5 (EN61000-4-5/IEC801-5)
• Rated load at Rated Vollage: (Ethernet) 10Base-T ar 10Base-FL (optional) Surge lmmunity (B)
- Resistive: 1OA AC/DC 10Base-T: • IEC1000-4-6 (EN61000-4-6/IEC801-6)
- lnductive: 7.5A (AC. PF = 0.4) / 5A (OC. L/R = 7ms) - Cabling: unshielded twisted pair cable, 0.5 mm Conducted lmmunity
• Max Voltage: 380VAC / 125VDC (24 AWG). max. length 100 meters • ANSI C62.41 Surge lmmunity
• Max load at Max Voltage: 0.2A (OC) / 3A (AC) - Connector: RJ45 • IEC1000-3-2 (EN61000-3-2)
• Turn-on time: 15ms max. - lsotation: Transformer isolated, min isolation Limits for harmonic currents emissions
• Turn-ofl time: 5ms max. vollage: 1500 VAC RMS/2250 VDC (equipment input curren! < 16 amps per phase)
• 10Bse-FL • IEC1000-3-3 (EN61000-3-3) Limitation of vottage
• Max. switching capacity:
- Cabling: fiber optic cable, 62.5/125 um nominal. lluctuations and flicker in low vottage supply systems
- 2500VA. 300W resistive for equipment with rated curren!< 16 amps
- 1875VA. 150W inductive (p.l. = 0.4) wavelength 820 nm. max. length 2000 meters • ENV51040 Radiated EM Field lmmunity (A)
• tsolation: 5,000 VAC far 1 minute - Connector: ST
• ENV51041Conducted EM Field lmmunity (A)
• Lifetime: - tsolation: Optical
• EN50082-2 Electromagnetic Compat1b11ity, 1mmunity
-10,000.000 operations (no load) Environmental Conditions
• Operating Temp: -20 to +70 C (no formation of ice) Electromagnetic Emission
- 100.000 operations (rated vottage and load) • FCC Part 15 Subpart B, Class A Digital Device.
• Update Time: ½ cycle ar 1-second (-4ºF to 158ºF)
• Storage: -40 lo +85 e (-4ºF to 185ºF) Radiated Emissions
Solid State Outputs • • EN55011 (CISPR 11)
Humidity: 5 to 95% non-condensing
• 4 Form A outputs: 01-04 Radiated/Conducted Emissions (Group 1. Class A)
• Maximum vottage: 30 V OC Shipping • EN55022 (CISPR 22)
• • 7.11bs / 3.2 kg Radiated/Conducted Emissions (Class A)
Maximum curren!: 80 mA ¡
• ' • 17 x 10 x 11 inches (0.98 cu. 11.) ! • EN50081-2 Electromagnet1c Compatibility. em1ssions
tsotation: Optically isotated. Max 5000 Vrms
isolation (UL:E64380) 40.8 x 24 x 27.9 cm (0.0235 cu. m)
• Update Time: ½ cycle ar 1-second Display
• Type: FSTN Liquid Crystal Display (LCD)
Power Supply
• • Resolution: 320 x 240 pixels (1/4 VGA)
Rated lnputs: AC: 85- 240 VAC (+/-10%).
47-63 Hz OC: 110- 330 VDC (+/-10%) • Temperature: Display operational O to +60 C
• Dielectric Withstand: 2000 VAC RMS. 60Hz far 1 min. • Backlight: Cold Cathode Fluorescent (CCFT)
• Burden: Typical 1OVA; Max. 20 VA
• Ride-through: Min: 1 OOms (6 cycles at 60 Hz at Standards Compliance
96 VAC) 200ms (12 cycles al 60 Hz at 120 VAC). Accuracy 1
800ms (48 cycles al 60 Hz al 240 VAC) • lndependent Compliance with IEC60687 0.2S, 1A
Communications and 5A tested by KEMA
Serial Ports • Complies with ANSI C12.20, Class 10 & Ctass 20
• 1 RS-232/485 and 1 additional RS-485 port • Compties with Measuremenl Ganada AE-1021
• Protocols: ION. DNP 3.0, Modbus RTU, GPS, 1 Products mee/ or exceed /he accuracy requirements o/
EtherGate•• ModemGate, Modbus Master /he standards listed. A// products tested internally by
• Baud rate: RS-232: 300 bps to 115,200 bps Power Measurement. Some products tested by third-party
taboratory. Oue to form factor of some meters. no/ al/ ANSI/IEC
• RS-485: 300 bps to 57,600 bps comptiance tests may appty. Contact Power Measurement
lnfrared Port for further clarifica/ion.
• lrOA compliant
Safety/Construction
• Distance: O - 1 meter • IEC1010-1 (EN61010-1) Safely requirements far
• Optical range: +/- 15 degrees (min.). electrical equipment far measurement. control and
+/- 30 degrees (max.) laboratory use
• Baud rate - up to 115,200 bps • CSA C22.2 No 1010-1
• Protocols: ION. Modbus RTU. ONP 3.0 Canadian Standards Association
Interna! Modem • UL3111-1 Measuring, Testing and
• Data rate: 300 bps - 33.6 kbps (V.3.4. V.32 bis. V.32. Signa! Generation Equipment
V.22 bis, V.22 NB. V.23. V.21. Bell 212A, Betl 103)
Electromagnetic lmmunity
• Automatic data rate detection is supported • IEEE C.37-90.1-1989 IEEE Standard Surge Withstand
• Error corroction: V.42 LAPM, MNP2-4, MNP 10 Capability (SWC) Tests for Protective Relays and
• Data compression: V.42 bis/MNP 5 Relay Systems (ANSI) (AII inputs except for lhe
• Interface: RJ11 (tip & ring) ne·twork communication port)
• IEC1000-4-2 (EN61000-4-2/IEC801-2)
@·(E:®
®.
• Governmental approvals: FCC P68 (USA), lndustry
Ganada CS-03. CTR21 (Austria, Belgium. Denmark. Etectrostatic Discharge (B)
Fintand, France. Germany, Greece, lceland. treland, • IEC1000-4-3 (EN61000-4-3/IEC801-3)
ttaly, Luxembourg, Netherlands, Norway, Portugal. Radiated EM Field lmmunity (Al ISO 9002-94
Spain. Sweden, Switzerland, UK) • IEC1000-4-4 (EN61000-4-4/IEC801-4) Registration Cert# 002188
Electric Fast Transient (B)
Quality Assurance ISO 9002-1994
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Logging and Recording �· ·
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Standard memory capacity 1MB 4MB 2195 Keating Cross Rd.
Maximum optional memory capacily
Min/max logging for any parameter
Historical logs, maximum # of channels
•
8MB
•
8MB Saanichton, BC. Canada VBM 2/\S
Tel: 1-250-652-7100 Fax. 1-250-6'.1;i-1¡,¡ 11
800 800 email: sales@pwrm.com
Waveform logs, maximum I ol cycles 96 96
Timestamp resolution in seconds 0.001
•• ••
0.001 Europe
Historical trend information via front panel display Schulstrasse 6
GPS time synchronizalion 91320 Ebermannstadt, Germany
Communications and 1/0 ...�11"'· :\·,· Tel: +49 (O) 9194-724 765
RS-232/485 porls Fax: +49 {O) 9194-724 766
RS-485 ports email: pme@pwrm com
Ethe¡net ports
lnfrared optical port
Interna! Modem
D_NP 3.0 through serial, modem and 1/R ports •• ••
Modbus RTU slave on serial, modem and 1/R ports
Modbus RTU Master on serial ports •• ••
Modbus TCP lhrough Ethernet
EtherGate, data transfer between Ethernet & RS-485 •• •••
ModemGate. data transfer between interna! modem & RS-485
•• ---
----
MeterM@il, logged data and alarms via e-mail
WebMeter, on board web server
Analog lnputs
• .=..-
POWER
MEASUREMENT
4 4
Analog Outputs 4 4
Digital status inputs 16 16 Far /he mas/ up lo dale informa/wn. ¡¡u lo
Digital status outputs (standard) 4 4
Relay outputs (standard) 3 3 www.pwrm.com
Setpoints, Alarming, & Control . , :::wi)�·
Setpoints, mínimum response time ½ cycle ½ cycle Toll free 1-866-466-7627
Setpoints, number of
Math, logic, trig, log, linearizalion formulas
24
•• ••
24 866-ION-SMART
USA And Can,1da only
Single & multi-condition alarms
Call-out on alarms • • Rev,sion Dale Oc/o/Jer 2002

•• ••
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Revenue Meterin & Standards · . · <'.,.r.a::l,, ·- @2002 Powcr Measmemen/ Prm/1,r/ ,11 1;,111,11/.1 /O /f)(J 111 V
ANSI C12.16 accuracy compliant ION. ION Eolerpdsc, ION 1500. ION /{j/J/ Ml'lurMr0Jil. Wr:l,Md,•1
ANSI C12.20 0.2 compfiant. Class 10 & 20
IEC 60687 0.2S compliant, 1 & SA •• •• E/herGa/o, ModemGa/a are 1mr/111rn1k•, ,,t l'u11i,1 Mi·.,�u11·1111·111
MV-90 is a regis/ered 1rade111ark o! //11m llu. A11y ll'/Hmludum

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ar re-lra11sm1ss100 in wlwlc or 111 ¡1a11 ni l//1'; wmA r, ,,,,,r,,.·,1/y
IEC 60687 O.SS compliant 1 & SA prohi/Jiled wi/houl /he ¡mor w11s1:n1 ol l'vwc1 Mo01·;11re1111:111
Measurement Ganada Approved Informa/ion conlained l111wm 1s .�11/J¡r:I'/ to 1'/l,111q11w1///u1111111/11.1•
MV-90 supported
UNE REMOVED (Multi-year scheduling; hourly activity profiles)
Transformer/line loss compensation • •
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 BIBLIOGRAFIA

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11. Catálogos de medidores Ferraris