SmartDC reúne en un solo lugar la electricidad que alimenta sus servidores, desde la conexión con la compañía eléctrica, pasando por la UPS, hasta el rack, para detectar lo que está fallando mientras todavía es un aviso y no un apagón.
Este es el sistema en sí, no una imagen de él. El ancho de cada franja es la potencia en esa etapa en este momento, con lecturas simuladas. Seleccione cualquier etapa para abrirla en la demo.
Un centro de datos depende de una larga cadena de equipos eléctricos: la conexión con la compañía eléctrica, la UPS que convierte la energía a DC y de vuelta, las baterías que sostienen la carga durante una falla y la distribución que llega a cada rack. Un problema rara vez empieza donde finalmente aparece. Una conexión puede calentarse mucho antes de que algo se dispare, y una perturbación en el suministro entrante solo importa si llega hasta los servidores.
SmartDC mide toda esa cadena y la reúne en un solo lugar, en ambas rutas de energía independientes. Vigila el sistema eléctrico, no el software ni la red de los servidores: si ya monitorea eso, esto es lo que vigila la energía que hay debajo.
La energía llega a un servidor a través de una cadena, y cada punto de ella responde a una pregunta distinta. Esta es una ruta. Una segunda copia independiente funciona a su lado, sin enlace DC entre ambas, de modo que si se pierde una, la otra sigue llevando la carga.
Energizado y sin carga en operación normal. Se mide de todos modos, porque es el camino alternativo alrededor de la UPS.
Lo que entrega la compañía eléctrica, antes de que intervenga cualquier equipo nuestro.
Lo que realmente llega a la UPS, y cómo el rectificador carga el suministro.
Aquí se unen el rectificador, la batería y las secciones del inversor. Se miden tensión, rizado, corriente, temperatura y aislamiento.
Lo que la UPS produce para la carga, haga lo que haga el suministro aguas arriba.
Lo que finalmente llega a los racks. Esta es la lectura con la que viven los servidores.
Carga, salud, tensiones de celda, temperaturas y autonomía estimada.
Una referencia, no un límite. La clase de tensión, la puesta a tierra, los valores nominales y la selección de sensores se ajustan a su instalación.
Algunas vistas del sistema, en vivo con lecturas simuladas. Pase el cursor para ver los valores, o abra cualquiera de ellas en la demo.
Sigue la energía por cada etapa, contrasta las lecturas con sus límites y muestra hasta qué punto se puede confiar en cada una. Todo funciona en la demo, sobre un centro de datos simulado en su navegador, y nada de lo que haga allí toca ningún equipo. La demo está en inglés.
Todo el sitio en una sola vista: la cadena de energía desde la red hasta el rack en ambas rutas, lo que está protegido y cuánto margen queda, cuánto durarían las baterías y cada alarma activa.
Abrir en la demo →El estado en vivo del suministro en el medidor que usted elija: tensión, corriente, frecuencia, potencia real y aparente y factor de potencia en cada fase, con la ruta de conversión, un diagrama de fases, tensiones de línea, desequilibrio, corriente de neutro y 24 horas de energía y demanda.
Abrir en la demo →La distorsión desglosada orden por orden, del 2.º al 50.º armónico, para tensión o corriente y para cada fase. Junto a ella, la forma de onda, la carga del neutro, el factor de cresta y el flicker, con la distorsión de la forma de onda separada de la cifra basada en la demanda que usa un estudio de cumplimiento.
Abrir en la demo →Cada hueco, elevación, interrupción y transitorio, con su profundidad, su duración y las fases que afectó. La perturbación aguas arriba aparece junto a lo que hizo la salida de la UPS en el mismo instante, para que vea si llegó o no a la carga.
Abrir en la demo →Tome una lectura de un medidor o impórtela desde un archivo CSV, y compárela con los límites que usted define: tensión, frecuencia, distorsión, desequilibrio, factor de potencia y rotación de fases. Cada ejecución congela su evidencia y sus límites, y se exporta como un informe CSV o un registro JSON.
Abrir en la demo →Ambas barras de 800 V de un vistazo: potencia, tensión, carga, un diagrama unifilar, tendencias de demanda y cada alimentador. Elija un alimentador y verá su tensión, corriente, potencia y temperatura de unión, el estado de su interruptor y cuál sería su carga si se perdiera su alimentación pareja.
Abrir en la demo →Tensión polo a polo y polo a tierra, corriente, rizado y potencia de cada barra, la pérdida a lo largo de la distribución y capturas disparadas de las caídas rápidas que una visualización lenta nunca detectaría.
Abrir en la demo →Un mapa de cada unión de barra y cada derivación, por temperatura o por elevación sobre el ambiente, con velocidad de aumento, caída de tensión y resistencia estimada. Una unión más caliente que sus vecinas resalta, y un sensor que dejó de reportar aparece como desconocido, no como correcto.
Abrir en la demo →Condiciones activas explicadas en lenguaje claro, aislamiento y corriente residual, estado de los dispositivos de protección, umbrales de alarma e historial de eventos. Reconocer una alarma deja constancia de que alguien la vio, y la condición sigue activa hasta que realmente se despeja.
Abrir en la demo →Energía y demanda móvil, la capacidad que queda si se pierde una ruta, el estado de cada módulo rectificador y la carga, la salud y la autonomía estimada de cada batería.
Abrir en la demo →Qué sensores están reportando, cómo están los gateways y los relojes, qué canales se desactualizaron y qué sigue pendiente de puesta en marcha. Así sabe hasta qué punto confiar en todas las demás lecturas.
Abrir en la demo →Cada medición definida en un solo lugar, con búsqueda y exportación: su unidad, su tipo, el instrumento que la respalda y cómo leerla, con las normas y referencias técnicas en las que se basan.
Abrir en la demo →Un informe diario de operaciones elaborado con las mismas lecturas: energía, demanda pico, capacidad, respaldo, las uniones más calientes, eventos de calidad de energía y el registro de alarmas, listo para imprimir, guardar como PDF o exportar.
Abrir en la demo →Vea lo que hace el sistema en un mal día. Saque de servicio una alimentación de la red o una ruta completa de la UPS, sobrecaliente una unión, haga fallar un módulo rectificador o provoque una falla de aislamiento, y cada lectura, diagrama y alarma responde.
Abrir en la demo →La unión J04-A sube a unos 63 °C, cerca de 35 K por encima de su ambiente local, mientras sus vecinas rondan los 45 °C. La caída de tensión en ella sitúa su resistencia estimada en cerca del doble de la de ellas, y sube más rápido que cualquiera.
Supera el límite de aviso de 60 °C. El aviso identifica la unión, el alimentador y el motivo, junto con la corriente, la velocidad de aumento y lo que llevaría su alimentación pareja si se perdiera esta. El sistema en sí no dispara nada.
Reconocerlo deja constancia de que alguien lo vio, y la condición sigue activa. La respuesta es una inspección programada según los procedimientos de trabajo eléctrico del propio sitio, mientras todavía es un trabajo de mantenimiento.
Abra Thermal health (estado térmico), elija J04-A y sígala desde el mapa hasta el alimentador, el aviso y lo que llevaría su alimentación pareja.
El simulador de fallas saca de servicio una alimentación de la red o una ruta completa de la UPS, sobrecalienta una unión, hace fallar un módulo rectificador o provoca una falla de aislamiento. Cada lectura, diagrama y alarma responde, y nada toca ningún equipo.
Una alarma que se restablece en cuanto una lectura baja es ruido, por eso cada límite tiene un retardo y un punto de restablecimiento aparte. Son puntos de partida para el monitoreo, no ajustes de relés de protección ni de interruptores, y se revisan según sus equipos.
Noventa y nueve definiciones en quince disciplinas. Cuáles aplican depende de los sensores instalados en su sitio, y las cadencias son objetivos. Abra un grupo para ver el detalle.
V01 · V DC
MedidoTensión media entre los conductores positivo y negativo en cada barra principal y cada alimentador. El valor nominal del sistema es de 800 V polo a polo.
V02 · V DC
MedidoPotencial con signo del conductor positivo respecto a la tierra de protección. En un sistema IT flotante puede desplazarse; no es un riel regulado de +400 V.
V03 · V DC
MedidoPotencial con signo del conductor negativo respecto a la tierra de protección. Junto con la tensión del positivo a PE, revela el desplazamiento del sistema flotante.
V04 · V DC · hora
MedidoTensión polo a polo más baja y más alta en el período seleccionado, con marcas de tiempo y el intervalo de agregación del medidor. Independiente de los extremos de los eventos de forma de onda.
V05 · V · %
DerivadoTensión aguas arriba menos la tensión en el extremo del alimentador; la caída porcentual usa la tensión aguas arriba. Compare lecturas alineadas en el tiempo con carga estable y tenga en cuenta la incertidumbre del medidor.
V06 · V DC
DerivadoPotencial de modo común = (Vpositivo a PE + Vnegativo a PE) / 2. Solo diagnóstico; un valor equilibrado no prueba que el aislamiento esté sano.
I01 · A DC
MedidoCorriente a través de cada barra independiente. El signo positivo indica flujo de la fuente a la carga; el negativo, flujo inverso. No sume las magnitudes de los conductores de ida y de retorno como corriente de carga.
I02 · A DC
MedidoCorriente de rama de cada rack o zona. Conserve junto a la medición la capacidad nominal del circuito y la convención de polaridad.
I03 · A DC
MedidoCorriente en cada conductor positivo o negativo en paralelo donde haya sensores instalados. Ayuda a identificar repartos desiguales y rutas individuales sobrecargadas.
I04 · %
Derivado100 × desviación absoluta máxima respecto a la corriente media de los conductores / corriente media absoluta, calculada para conductores en paralelo del mismo polo. Se suprime con carga cercana a cero.
I05 · A · hora
MedidoCorriente más alta, con intervalo de captura y marca de tiempo. Los picos de eventos de alta velocidad son distintos de los picos de los agregados lentos de visualización.
P01 · kW
MedidoMedia de las muestras simultáneas de tensión instantánea × corriente. El signo positivo es importación hacia la carga. Tensión media × corriente media es solo una aproximación en régimen estable cuando la correlación del rizado es despreciable.
P02 · kW
DerivadoPotencia importada promedio en una ventana móvil de 15 minutos que termina en cada límite de muestra de 5 minutos. El panel usa demanda móvil en lugar de bloques de demanda fijos.
P03 · kW · hora
DerivadoLa mayor demanda móvil de 15 minutos del período seleccionado, evaluada en los límites de muestra de 5 minutos, con marcas de tiempo de inicio y fin del intervalo. No deben sumarse los máximos independientes de cada ruta.
P04 · kWh
MedidoIntegral en el tiempo de la potencia activa positiva. Mantenga separados los totales acumulados, por intervalo y diarios, con manejo de reinicios y desbordes.
P05 · kWh
MedidoIntegral en el tiempo de la potencia activa negativa, informada como una cantidad positiva de energía exportada. No oculte la energía inversa dentro de un registro solo neto.
P06 · % · A libres
DerivadoCorriente absoluta dividida entre el límite de operación continua aplicable. Un valor nominal de placa configurado no es automáticamente el límite de operación admisible de la instalación.
P07 · kW · %
DerivadoPérdida = potencia de entrada menos la suma de la potencia aguas abajo, ajustada por el almacenamiento y otras ramas. Eficiencia = salida/entrada. Señale los resultados por debajo de la incertidumbre combinada de los medidores.
Q01 · V RMS
MedidoRMS de v(t) menos su media DC. Conserve siempre el ancho de banda de medición, la ventana y la frecuencia de muestreo; la banda de diseño de ejemplo es de 10 Hz a 20 kHz.
Q02 · V p-p
MedidoTensión máxima menos mínima de la componente AC en la ventana de captura y el ancho de banda indicados. No es intercambiable con el rizado RMS.
Q03 · %
Derivado100 × tensión RMS de la componente AC / tensión media DC absoluta, en el mismo intervalo de observación. Indique el ancho de banda y suprima el valor con tensión DC cercana a cero.
Q04 · A RMS · %
MedidoRMS de la corriente después de quitar su media DC, con el ancho de banda declarado. El rizado relativo usa la corriente media absoluta y no es válido con corriente cercana a cero.
Q05 · V · ms · cantidad
MedidoTipo de evento, umbral, hora de inicio, duración, mínimo y máximo, y forma de onda antes y después del disparo. La duración del evento proviene de la adquisición rápida local; nunca se deduce del sondeo del panel cada 2 segundos.
Q06 · V/ms
DerivadodV/dt máximo y mínimo en una ventana de evento especificada. Los resultados de la derivada deben incluir el intervalo de muestreo y el filtrado, para no presentar ruido como un transitorio.
Q07 · A/ms
DerivadodI/dt máximo y mínimo, con intervalo de captura, ancho de banda del sensor y ajustes de filtro. Útil para diagnosticar cargas dinámicas y eventos de falla.
T01 · °C
MedidoTemperaturas de las uniones de barras positivas y negativas, de las terminaciones y de los conductores, con identificadores de ubicación. Las mediciones IR requieren supuestos válidos de emisividad y de línea de visión.
T02 · °C
MedidoTemperatura del aire local asociada a cada zona térmica. Sirve para distinguir una sala caliente de un calentamiento local de la conexión.
T03 · °C de elevación
DerivadoTemperatura de la unión menos la temperatura ambiente local, con lecturas alineadas. Los límites de operación dependen del equipo, el aislamiento y la instalación aprobados.
T04 · °C/min
DerivadoPendiente en una ventana reciente especificada, como cinco minutos, junto con la tendencia simultánea de corriente o de carga. Un aumento rápido puede importar antes de alcanzar un límite absoluto.
T05 · mV
MedidoPequeña tensión diferencial sobre una conexión definida bajo carga. La medición debe tolerar la tensión de modo común de la barra y usar un aislamiento adecuado.
T06 · µΩ
DerivadoR = 1000 × caída de tensión de la unión en mV / corriente en A. Válida solo con corriente suficiente y estable, tras compensar el offset; es una estimación en línea, no una prueba fuera de línea con micro-ohmímetro.
T07 · W
DerivadoPérdida resistiva aproximada = I RMS al cuadrado × R. Con R en µΩ, divida entre 1,000,000. Distinga esta estimación local de las pérdidas medidas de toda la ruta.
G01 · MΩ
MedidoResistencia efectiva del sistema activo conectado respecto a PE. Registre la tendencia de cada barra independiente y conserve el tiempo de respuesta, el estado del autodiagnóstico y el valor más bajo registrado.
G02 · MΩ
DerivadoEstimaciones de positivo a PE y de negativo a PE solo si el IMD seleccionado entrega datos válidos por polo. Nunca deduzca una resistencia de aislamiento exacta solo a partir de la tensión del polo.
G03 · µF
MedidoCapacitancia del sistema conectado respecto a PE. Afecta la respuesta del monitor de aislamiento y el comportamiento ante fallas; conserve la capacitancia admisible y las características de respuesta del IMD.
G04 · mA DC / RMS
MedidoCorriente residual alrededor de todos los conductores activos, indicando el ancho de banda y si es DC o RMS. En un sistema flotante complementa al IMD; no reemplaza el monitoreo de la resistencia de aislamiento.
G05 · estado · hora
EstadoDispositivo sano o en falla, resultado de la prueba y continuidad de los cables de medición. Si las barras están acopladas, coordine los IMD según la arquitectura aprobada; no suponga que monitores independientes pueden operar en un solo sistema conectado.
G06 · circuito · estado
EstadoAlimentador identificado, confianza o estado del localizador y hora del evento, cuando hay un localizador de fallas instalado. Si no lo hay, muestre Sin instrumentar; la corriente residual por sí sola no prueba la ubicación de una falla de aislamiento en un sistema IT.
R01 · estado
EstadoCerrado, abierto, disparado o desconocido para cada dispositivo principal y de rama. Distinga la retroalimentación de posición de los comandos y de la corriente que circula por el circuito.
R02 · causa · hora
EstadoCausa retenida, marca de tiempo del disparo, secuencia de operación y datos de falla capturados cuando el equipo lo admite. Conserve por separado los estados reconocido y despejado, y la calidad de la marca de tiempo de origen.
R03 · estado
EstadoUnidad de disparo sana, alimentación auxiliar sana y continuidad del circuito de disparo donde se supervise. Ningún estado puede marcarse como sano si el canal está desactualizado o ausente.
R04 · V DC · A · kA
ConfiguradoTensión y corriente DC nominales y las capacidades de interrupción y de resistencia aplicables, con la configuración de polos y las condiciones requeridas. Son metadatos de ingeniería, no una corriente de falla medida ni un margen de seguridad en vivo.
R05 · A · V · ms · °C · MΩ
ConfiguradoReglas de arranque, retardo, histéresis, enclavamiento y restablecimiento, identificando por separado la protección por hardware y las alarmas del panel. Los umbrales de ejemplo del panel no son ajustes aprobados de los equipos.
R06 · estado
EstadoMuestre por separado cada alarma de fusible instalada, la posición de cada contactor, la precarga lista o en falla y el estado de cada dispositivo de protección contra sobretensiones. Use Sin instrumentar para los dispositivos sin retroalimentación.
R07 · estado · hora
EstadoEstado del detector y registro de alarmas solo donde haya un detector adecuado instalado. La ausencia de alarma, una telemetría normal de la barra o el estado del panel no pueden demostrar que no haya arco.
S01 · en línea / total · estado
EstadoMódulos disponibles, en falla, en espera y limitados en corriente, incluido el estado del controlador. La capacidad de salida disponible debe reflejar los módulos en falla y la reducción de capacidad en operación.
S02 · A / módulo · %
DerivadoCorrientes de salida de cada módulo y desviación máxima respecto a la media entre los módulos activos. Evalúe con carga suficiente y tenga en cuenta las diferencias de capacidad nominal entre módulos.
S03 · %
Derivado100 × potencia activa de salida DC / potencia activa de entrada AC en el mismo intervalo. La calidad de energía AC corresponde a la vista del medidor aguas arriba; no es una medición de la barra DC.
S04 · %
DerivadoFracción de carga restante informada por el BMS, con la antigüedad del dato y la calidad de la estimación del BMS. El estado de carga es una estimación, no una garantía directa de la autonomía disponible.
S05 · %
DerivadoSalud informada por el BMS según la definición del fabricante y la capacidad de referencia. Registre la fecha de la prueba y la disponibilidad del estimador.
S06 · kW · A
MedidoPotencia y corriente de carga y descarga con signo, potencia y corriente de descarga permitidas, reducción por temperatura y disponibilidad del contactor. Indique la convención de polaridad de forma explícita.
S07 · kWh · min
DerivadoAutonomía estimada = energía útil del lado de la barra / carga protegida × 60. Aplique la eficiencia de conversión solo si la energía se especifica aguas arriba del convertidor. Siguen aplicando los límites de descarga del BMS y la carga real ante contingencias.
S08 · V · mV · °C
MedidoTensión de celda más baja y más alta, dispersión entre celdas, temperatura más alta y más baja, y ubicación del sensor. Incluya los estados de advertencia y de falla del BMS.
S09 · estado A/B
EstadoDisponibilidad de cada ruta completa de la fuente a la carga, incluida la disponibilidad de módulos, interruptores y cargas de doble entrada. Un interruptor principal cerrado por sí solo no prueba la redundancia.
S10 · MW · %
DerivadoEvalúe los límites de la fuente, la barra, el alimentador y la entrada de carga que quedan tras perder una ruta. Con dos barras de 800 V / 4000 A, la potencia nominal por ruta es de 3.2 MW; 6.4 MW instalados no son 6.4 MW de capacidad redundante.
D01 · s · calidad
EstadoIndicadores de válido, desactualizado, faltante, fuera de rango o sustituido para cada medición. Suprima las conclusiones derivadas de estado sano cuando cualquier entrada necesaria no sea válida.
D02 · ms · estado
MedidoFuente de reloj, desfase y estado de sincronización de medidores, gateways y registradores de eventos. Las lecturas sin sincronizar no permiten ordenar eventos con precisión ni calcular pérdidas pequeñas.
D03 · fecha · % / absoluta
ConfiguradoIdentificación, rango, exactitud, fecha de calibración y fecha de vencimiento del sensor o medidor. Incluya la incertidumbre del divisor de tensión y del sensor de corriente al evaluar cambios pequeños o pérdidas calculadas.
D04 · S/s · Hz · s
ConfiguradoFrecuencia de muestreo de adquisición, ancho de banda analógico, filtros, ventana de promediado, refresco del panel y retención. Son cosas distintas; un sondeo lento no puede reconstruir transitorios eléctricos rápidos.
D05 · en línea / total · ms
EstadoCanales esperados frente a canales que reportan, latencia del enlace, pérdida de paquetes y estado del gateway. La cobertura debe calcularse contra el inventario configurado, no solo con los dispositivos que reporten.
AC-V01 · V RMS
MedidoTensiones RMS verdaderas totales L1-N, L2-N y L3-N en un sistema estrella trifásico de cuatro hilos configurado. Los perfiles usan 480/√3 V a 60 Hz o 400/√3 V a 50 Hz; no se supone que los valores de línea a neutro sean idénticos.
AC-V02 · V RMS
MedidoRMS de las formas de onda diferenciales L1-L2, L2-L3 y L3-L1, incluidos los armónicos modelados. Con desequilibrio, calcule cada tensión de línea a partir de sus formas de onda de fase reales en lugar de multiplicar un promedio por √3.
AC-V03 · Hz · hora
MedidoFrecuencia fundamental medida, con mínimo y máximo con marca de tiempo en un intervalo definido de forma explícita. La frecuencia y los 50/60 Hz corresponden a los puntos de medición del lado AC, no al enlace interno de 800 VDC.
AC-V04 · secuencia
EstadoSecuencia positiva L1 → L2 → L3, secuencia inversa o desconocida. Mantenga coherentes las etiquetas de fase y la polaridad de los sensores durante la puesta en marcha; una fase faltante o no válida debe invalidar la conclusión sobre la secuencia.
AC-V05 · %
Derivado100 × magnitud de la tensión de secuencia negativa / magnitud de la tensión de secuencia positiva. Difiere de la desviación máxima de la magnitud RMS respecto a la media trifásica; etiquete ambas definiciones por separado.
AC-V06 · V RMS
MedidoPotencial de neutro a tierra de protección en el punto AC monitoreado, indicando la conexión y el ancho de banda. Requiere su propio canal de medición y no se deduce del desequilibrio de las tensiones de fase.
AC-I01 · A RMS
MedidoCorriente RMS verdadera total por fase, incluidas las componentes armónicas. La relación, la polaridad, el ancho de banda, la carga y el desempeño ante saturación del sensor de corriente deben corresponder a la aplicación.
AC-I02 · A RMS
MedidoLa corriente de neutro incluye el desequilibrio de fases y los armónicos triples. Puede medirse directamente o derivarse sumando las tres corrientes de fase instantáneas, y el panel debe indicar cuál de las dos se usa.
AC-I03 · %
Derivado100 × magnitud de la corriente de secuencia negativa / magnitud de la corriente de secuencia positiva. Suprima las relaciones con corriente insuficiente y distinga el desequilibrio de secuencia de la simple dispersión de magnitudes de las corrientes de fase.
AC-I04 · relación
DerivadoPico absoluto de la forma de onda dividido entre el RMS total en el mismo intervalo de captura. Una forma de onda distorsionada puede superar la relación sinusoidal de √2. El factor de cresta de corriente no está definido en el bypass sin carga.
AC-I05 · V · A · grados
DerivadoMagnitud RMS fundamental y ángulo de cada fase sobre una referencia común. El desplazamiento de la corriente respecto a su propia tensión establece el adelanto o atraso fundamental; los fasores no representan la distorsión armónica total.
AC-I06 · mA RMS · ancho de banda
EstadoLa corriente residual medida alrededor de todos los conductores vivos es distinta de la corriente de neutro de la carga. Las cargas con convertidores requieren un sensor adecuado para las posibles componentes AC y DC. Conserve el tipo de sensor y el ancho de banda.
AC-P01 · kW
MedidoMedia de la tensión instantánea × corriente por fase, sumada para obtener la potencia total. Incluye la potencia armónica real cuando hay armónicos tanto de tensión como de corriente. El signo positivo indica importación de la fuente hacia la carga.
AC-P02 · kVA
DerivadoEste panel define la potencia aparente total como la suma aritmética de Vrms × Irms por fase. Existen otras convenciones de potencia aparente efectiva; conserve la definición del medidor al integrar equipos reales.
AC-P03 · kvar
DerivadoSuma por fase de V1 × I1 × sen(ángulo de desplazamiento). El signo positivo indica atraso. Q1 excluye las contribuciones armónicas y de distorsión; no suponga que kVA² = kW² + Q1² en condiciones distorsionadas.
AC-P04 · relación
DerivadoPF real = potencia activa / potencia aparente, con la convención de kVA total indicada. Incluye los efectos de la distorsión de la forma de onda y no está definido cuando el bypass monitoreado lleva cero potencia aparente.
AC-P05 · relación · adelanto/atraso
DerivadoCoseno del ángulo de desplazamiento entre la tensión y la corriente fundamentales de cada fase. Aquí, el DPF total es la potencia activa fundamental total / la suma de las potencias aparentes fundamentales. Es distinto del PF real en cargas no lineales.
AC-P06 · kWh
MedidoAcumule por separado la energía activa positiva y la negativa; la energía neta es la importación menos la exportación. Los totales derivados de otros medidores no son registros de calidad de facturación.
AC-P07 · kW · hora
DerivadoPotencia activa promedio móvil de 15 minutos evaluada en los límites de muestra de 5 minutos, más su máximo en la ventana de historial indicada. Los picos de cada ruta no se suman, salvo que sus intervalos de demanda coincidan.
AC-H01 · %
Derivado100 × raíz de la suma de cuadrados de la tensión RMS en los órdenes armónicos 2 a 50 / tensión RMS fundamental, por fase. Excluye los interarmónicos y las componentes por encima del orden 50; no es un veredicto universal de cumplimiento.
AC-H02 · %
Derivado100 × raíz de la suma de cuadrados de la corriente RMS en los órdenes 2 a 50 / corriente RMS fundamental. Un THD alto con carga ligera necesita contexto. El THD no está definido en el bypass sin carga y no debe sustituir al TDD.
AC-H03 · % de la fundamental · V · A
MedidoMagnitud y fase de cada orden armónico en cada fase, con valores porcentuales referidos a la fundamental de esa fase, en los órdenes 2 a 50.
AC-H04 · %
Derivado100 × corriente armónica RMS / corriente fundamental de demanda máxima IL. No está disponible al inicio hasta que se configure un IL válido. Un IL configurado, un valor instantáneo o un umbral arbitrario de THD de corriente no establecen el cumplimiento de IEEE 519.
AC-H05 · V / A · Hz
EstadoLas componentes entre armónicos enteros requieren una agrupación espectral, un ventaneo y una capacidad de instrumento adecuados. Un valor provisional de cero no debe dar a entender que no hay interarmónicos.
AC-H06 · V / A · kHz
EstadoLas componentes conducidas de alta frecuencia requieren un ancho de banda, una agrupación, unos transductores y unos métodos de medición definidos. Un espectro de los órdenes 2 a 50 no cubre la banda de 2 a 150 kHz.
AC-Q01 · % nominal · ms · fase
MedidoAlmacene la tensión RMS residual, las fases afectadas, la hora de inicio y de fin, la duración y la base del umbral.
AC-Q02 · % nominal · ms · fase
MedidoAlmacene la tensión RMS elevada, la duración del evento, las fases afectadas y la forma de onda o envolvente sincronizada. Compare con la tensión nominal del sistema configurada y con el umbral operativo documentado.
AC-Q03 · % nominal · ms · ubicación
MedidoRegistre la tensión residual, el punto de medición afectado y la duración. Una interrupción en una fuente de bypass en reposo es distinta de la pérdida de la salida del inversor o de un corte de la carga.
AC-Q04 · V pico · µs / ms
MedidoTensión pico instantánea, polaridad, frecuencia de oscilación y duración a partir de una captura con un muestreo adecuado. Un pico transitorio no es un porcentaje RMS residual.
AC-Q05 · V · A · ms
MedidoCompare el momento de la perturbación en la entrada de la UPS, el bypass y la salida del inversor. Conserve el modo, las ventanas antes y después del disparo y la incertidumbre del reloj. Que la salida se mantenga en un evento no prueba que los equipos soporten la perturbación ni el desempeño de la transferencia.
AC-Q06 · índice · 10 min
MedidoSeveridad del flicker de corta duración a partir de un intervalo completo de 10 minutos del instrumento. El Pst no puede calcularse con una forma de onda instantánea breve ni con una simple dispersión de la tensión RMS.
AC-Q07 · índice · 2 h
DerivadoRaíz cúbica de la media de los cubos de 12 valores Pst consecutivos de 10 minutos. Conserve todas las marcas de tiempo de los intervalos y su validez.
AC-Q08 · % nominal · hora
EstadoIdentifique los cambios rápidos de la tensión RMS con el método de medición adoptado, los umbrales, la histéresis y los indicadores de evento. Los ejemplos de huecos y elevaciones no aportan por sí mismos cobertura de RVC.
AC-S01 · estado · hora
EstadoDoble conversión normal, bypass estático, operación con batería o estado de mantenimiento, según el sistema instalado. Solo lectura: el sistema de monitoreo no ofrece comandos de conmutación.
AC-S02 · kW · %
DerivadoEntrada AC del rectificador, enlace de 800 VDC, secciones de inversor alimentadas en DC, salida AC del inversor y salida de la PDU aguas abajo. Calcule las pérdidas con medidores alineados; no cuente la misma energía en límites sucesivos como cargas separadas de la instalación.
AC-S03 · V · A · kA · curva
ConfiguradoLímites continuos, relaciones de TC/TP, capacidades de interrupción y de resistencia al cortocircuito, y ajustes de protección. La corriente de falla presunta no puede deducirse de la corriente de operación normal.
AC-S04 · calidad · hora · fecha
EstadoMarca de tiempo de origen, actualidad, canales faltantes, sincronización, calibración, polaridad y evidencia de la clase del instrumento. Una instantánea matemáticamente válida no establece la disponibilidad ni la calibración real del medidor.
AC-S05 · configuración · evidencia
ConfiguradoIdentifique el punto de acoplamiento común real, la base de corriente de demanda IL, la base del nivel de falla y la duración y estadística de medición aplicables. Los umbrales operativos solo generan avisos; no se da por cumplida ninguna norma IEEE 519 ni IEC.
AC-S06 · V · Hz · grados · estado
EstadoConserve las diferencias de tensión, frecuencia y ángulo de fase, además del estado de transferencia permitida o inhibida que informa el fabricante. Un bypass energizado por sí solo no prueba que esté disponible para una transferencia segura.
Un sistema de monitoreo solo es útil si se puede confiar en él, por eso la mayor parte del diseño consiste en ser honesto con lo que sabe y con lo que no.
No hay controles de conmutación ni de disparo en ninguna parte del sistema. Puede mostrarle lo que hacen los equipos, pero no puede decirles qué hacer.
Los interruptores, los relés y el sistema de control instalado siguen protegiendo, y cualquier disparo es suyo. El monitoreo funciona junto a ellos y no los reemplaza.
Un último valor conocido nunca se hace pasar por uno actual. Un canal desactualizado se marca y queda fuera de los totales, y un instrumento que no está instalado dice “Sin instrumentar”, no cero.
Cada valor lleva su marca de tiempo de origen, su indicador de calidad y la forma en que se adquirió, y un resultado calculado hereda la antigüedad y la calidad de lo que entró en él.
Una visualización que se actualiza cada 2 segundos no puede ver un hueco de 12 ms. Los eventos rápidos provienen de registradores en los equipos, con su propio muestreo, y nunca del sondeo del panel.
Los valores medidos, derivados, de estado y configurados se mantienen separados. Una resistencia de unión en vivo es una estimación bajo carga, no una prueba con micro-ohmímetro de cuatro hilos sobre una unión desenergizada.
Las verificaciones se hacen contra los límites que usted define. IEEE 519 e IEC 61000-4-30 exigen un punto de acoplamiento común definido, una base de demanda, instrumentos documentados y períodos de observación adecuados, así que una lectura puntual no da ni un aprobado ni un reprobado.
Dos rutas de 3.2 MW son 6.4 MW instalados y 3.2 MW redundantes. La cifra que importa es lo que puede llevar una sola ruta restante, y esa es la cifra que informa el sistema.
Medidores de calidad de energía en la acometida, la entrada del rectificador, el bypass, la salida de la UPS y la PDU, además de medidores DC aislados, sensores térmicos, monitores de aislamiento y el BMS. La adquisición se mantiene local en cada dispositivo.
Leen registros Modbus RTU/TCP compatibles y luego normalizan unidades, identidad del dispositivo, marcas de tiempo e indicadores de calidad.
Publican mediante una integración aprobada por MQTT, OPC UA o HTTPS hacia el historiador y el sistema de monitoreo de la instalación.
Mediciones de solo lectura, tendencias y un flujo de trabajo de alarmas, con la actualidad y la cobertura de cada canal.
El software por sí solo no puede hacer confiable una lectura, por eso la puesta en marcha construye estos registros con usted antes de entrar en servicio en sus equipos. El espacio de pruebas evalúa registros; no genera perturbaciones, no opera un banco de carga ni conmuta su UPS.
Identificadores de medidores y sensores, números de serie, firmware, ubicaciones, relaciones, rangos y polaridad.
Relaciones de TC y TP, polaridad, el canal de neutro y la asignación de fases, verificados hasta su visualización.
Umbrales, retardos, histéresis y política de restablecimiento aprobados, revisados para los equipos reales.
Fuente y exactitud del reloj, fechas de calibración y de vencimiento, e incertidumbre de los transductores.
Qué puntos se esperan, cómo se marca la calidad y cómo se adquieren y almacenan los datos.
Escalones de carga y transferencias a batería y a bypass, con registros sincronizados de entrada y salida.
Casi todo lo que aparece en esta página tiene que cablearse en el sistema eléctrico: sensores de corriente en la barra y los alimentadores, entradas de tensión aisladas, sensores térmicos en las uniones y monitores de aislamiento en cada barra. Si se instala después, ese trabajo compite con equipos energizados por espacio y acceso. Si se planifica desde el inicio, va en los mismos planos que todo lo demás.
Por eso forma parte de nuestro trabajo en la alianza con TPI. Ya planificamos los tableros, las celdas de distribución y la cuadrilla que los instala como un solo trabajo desde el primer plano. El monitoreo pertenece a esa misma conversación.
¿Le queda alguna duda? Llame al +1 (305) 205-6409 y hable con alguien que estará en la obra.
¿Planifica o moderniza un centro de datos en cualquier lugar del sur de Florida? Cuéntenos qué está construyendo y le mostraremos cómo encaja.
