Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02

Назначение

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02 (далее - счетчики) являются многофункциональными приборами, и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в трехфазных четырехпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от исполнения). Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют многотарифный учет активной электрической энергии.

Счетчики измеряют среднеквадратические значения фазных токов нагрузки, среднеквадратических значений фазного и линейного напряжения, частоту, удельную энергии потерь в цепях тока, коэффициент реактивной мощности цепи (tg ф), коэффициент мощности (cos ф).

Счетчики измеряют комплексные параметры качества электрической энергии -продолжительность времени выхода напряжения и частоты за пределы нормальных (предельных) норм качества электричества по установившемуся отклонению напряжения 6Uu (ПКЭи) и отклонению частоты Af (ПКЭ£) по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013.

Описание

Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Остальные параметры, измеряемые счетчиком, определяются расчетным путем по измеренным значениям тока и напряжения.

Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности (активной - по модулю, реактивной - с учетом направления), обрабатывается микроконтроллером пофазно. По полученным значениям модуля мгновенной активной мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной электрической энергии, в том числе потарифно, учет реактивной энергии ведется с учетом направления - отдельно для 1 и 3 квадрантов (индуктивная энергия) и 2 и 4 квадрантов (емкостная энергия). Расположение квадрантов соответствует геометрическому представлению С.1 ГОСТ 31819.23-2012.

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами RF (радиоканал) и PLC (по силовой сети) для подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления (далее - АС).

Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены устройством коммутации нагрузки (далее - УКН) и позволяют выполнять отключение/подключение абонента автоматически в случае превышения установленного порога мощности (УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF.

Счетчики реализуют дополнительную функцию - отдельный учет потребленной активной электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности (далее -УПМ).

Счетчики размещаются непосредственно на опоре возле отвода воздушной линии к абоненту, в месте, недоступном для абонента, что исключает возможность скрытого подключения нагрузки.

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RF и PLC.

Интерфейс PLC предназначен для обмена данными по силовой сети. Интерфейс RF предназначен для обмена данными по радиоканалу. Интерфейсы RF и PLC работают в тандеме, что обеспечивает резервирование обмена данными при работе счетчиков в составе АС. В качестве устройств АС могут использоваться устройства разработки ЗАО «Радио и Микроэлектроника», использующие для обмена информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например, маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.

При работе счетчиков в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования счетчиков по всем вышеназванным интерфейсам (с учетом функциональных возможностей интерфейсов, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее - МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейсов счетчиков и соответствующих программных продуктов. Информация, считанная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне соответствующей программы.

Считывание информации по интерфейсу RF выполняется также при помощи дисплея дистанционного РиМ 040.03 (далее - ДД). ДД используется непосредственно абонентом и выполняет функцию визуализации измерительной информации, считанной со счетчика. ДД считывает информацию только с того счетчика, номер которого занесен в ДД в процессе его конфигурирования. Питание ДД осуществляется от двух элементов питания типа АА 1,5 В или сетевого напряжения. Считанная информация сохраняется в энергонезависимой памяти ДД и недоступна корректировке. Информация на дисплее ДД отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию - на русском языке.

ДД (в зависимости от варианта исполнения) оснащен оптопортом по ГОСТ IEC 61107-2011 (IEC 61107), дискретными входами/выходами с целью для обеспечения функций телесигнализации и телемеханики (2 изолированных входа и 2 выхода с внутренним питанием 24 В), устройством подсветки дисплея и резервным источником питания.

Интерфейсы PLC, RF предназначены как для считывания информации со счетчиков (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика (т.е. задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМ, регистрации номера счетчика в ДД, задания параметров адресации по PLC и RF и других служебных параметров).

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.

Примечание - Регистрация номера счетчика в ДД выполняется также вручную при помощи кнопки управления ДД.

Измерительная информация в счетчиках недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии сетевого напряжения.

Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.

Счетчики, оснащенные УКН, выполняют коммутацию нагрузки (отключение/ подключение). Отключение абонента от сети выполняется автоматически (в случае превышения УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF. Подключение абонента к сети выполняется при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF, или при помощи ДД (в том числе при отсутствии сетевого напряжения у абонента). Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМ, разрешение на подключение не требуется, включение возможно после снижения мощности нагрузки ниже УПМ и не ранее, чем через 1 минуту после отключения.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1

Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарификатором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов и тарифное расписание, а также перечень значений измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей МТ или ДД, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF или PLC (см. таблицу 3).

Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (далее - РДЧ) и др.).

Измерительная информация недоступна корректировке, служебная информация счетчиков защищена системой паролей, в том числе при считывании.

Функциональные возможности счетчиков:

Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.

Таблица 2

Окончание таблицы 2

Примечания * Время интегрирования значений (период измерения) мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения), частоты - 20 секунд, среднеквадратического (действующего) значения напряжения с усреднением по ГОСТ 30804.4.30-2013.

* * Длительность интервала интегрирования программируется от 1 до 60 минут.

* ** С фиксацией времени максимума

* *** Показатели точности не нормируются

Активная и реактивной мощность с периодом интегрирования 1 с (далее - текущая мощность, активная Ртек или реактивная QmeK соответственно) определяются как энергия, потребленная за 1 с (активная и реактивная соответственно)

Суммарная текущая мощность (активная и реактивная) определяются как сумма соответствующих фазных значений мощности (для реактивной - отдельно индуктивная (1 и 3 квадрант) и емкостная (2 и 4 квадрант)).

Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная пиковая мощность Ринт) определяется методом «скользящего окна» по формуле

Т

Ринт= 1/Т х J Ртек dt,                               (1)

0

где     Ринт - значение суммарной средней активной мощности;

Ртек - измеренное значение текущей суммарной активной мощности, Вт;

Т - длительность программируемого интервала.

Максимальная средняя активная мощность на месячном интервале (максимальная пиковая мощность на расчетный день и час - Р рдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле

T

Wyg= (10-3/3600) х f (I 2) dt ,                       (2)

0

где Wyg - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА 2 ч;

I-действующее (среднеквадратичное) значение тока с интервалом интегрирования 1 с;

T - время работы счетчика, с.

Суммарная удельная энергия потерь определяется как сумма фазных значений удельной энергии потерь.

Коэффициент реактивной мощности цепи tg ф определяется по формуле

tg ф = |Q| / |Р|,                                       (3)

где     tg ф расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Коэффициент мощности cosф определяется по формуле

cos ф = Р / SQRT (P2 + Q2),                     (4)

где    cos ф -расчетное значение коэффициента мощности;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Счетчик определяет суммарное значение cos ф и tg ф как среднее геометрическое фазных значений соответствующих величин.

Показатели качества электроэнергии (продолжительность времени выхода за пределы нормальных (предельных) норм качества электричества) определяются по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013 по количеству минутных значений напряжения (ПКЭи) и (или) частоты (lllOt'), лежащих за пределами нормальных (предельных) норм качества электричества в течение суток, а также на РДЧ.

Длительность провалов/перенапряжений /отключения фаз и напряжение прямой последовательности и коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям определяются согласно ГОСТ 32144-2013 и ГОСТ 30804.4.30-2013.

Основные функциональные возможности счетчиков

а) сохранение в энергонезависимой памяти

- измерительной информации (текущих значений) по всем измеряемым величинам (см таблицу 2);

- установленных служебных параметров (тарифного расписания, параметров маршрутизации и др);

- защиту информации -пароль доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов;

б) самодиагностику - счетчики формируют и передают код режима работы (статус), отражающий наличие фаз сети, характеристики тарифного расписания и отображения информации, исправности ЧРВ. События, связанные с изменением статуса, регистрируются в соответствующем журнале счетчика с указанием времени наступления события;

в) обмен данными с ДД и устройствами АС по интерфейсам RF и PLC (см. таблицу 3);

г) ретрансляцию данных и команд - счетчики могут использоваться как независимые ретрансляторы по PLC и RF;

д) синхронизацию ЧРВ   счетчиков по интерфейсам RF и PLC с использованием

устройств АС;

е) конфигурирование счетчиков по интерфейсам RF и PLC с использованием устройств АС;

ж) автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (РиМ 489.02).

з) дистанционное управление отключением/подключением абонента (РиМ 489.02):

- при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;

- при помощи устройств АС по интерфейсу RF;

- при помощи ДД по интерфейсу RF (только включение при наличии разрешения от устройств АС);

и) тарификатор поддерживает:

- до 8 тарифов;

- до 256 тарифных зон;

- переключение по временным тарифным зонам;

- переключение тарифов по превышению лимита заявленной мощности;

- автопереход на летнее/зимнее время;

- календарь выходных и праздничных дней;

- перенос рабочих и выходных дней;

к) ведение журналов:

- месячного потребления 36 записей (36 месяцев) - фиксация значений потребления по всем видам энергии (на РДЧ), максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале (Ррдч) с датой и временем фиксации, количество часов работы счетчика, продолжительность подачи некачественной энергии;

- суточного потребления 186 записей (6 месяцев) - фиксация значений потребления по всем видам энергии за сутки, фиксация даты и времени выхода напряжения и частоты за допустимые нормы, количество часов работы счетчика в течение суток;

- профилей нагрузки 8928 записей (6 месяцев при 30 минутном интервале) - фиксация значений потребления по всем видам энергии через выбранный интервал времени. Длительность интервала времени для фиксации профилей потребления выбирается из ряда 1,2,3,4,5,6,10,12,15,20,30,60 минут;

- «Событий», в которых отражены события, связанные с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки абонента, перепрограммирования служебных параметров и т.д. -не менее 5120 записей, в т.ч.:

- Журнал «Коррекций» - 1024 записей, фиксация изменений служебных параметров;

- Журнал «Вкл/Выкл» (включений/выключений) - 1024 записи, фиксация времени включения/отключения сетевого питания и включений / отключений абонента ;

- Журнал отклонений по «tg ф» - 1024 записей фиксация времени перехода через порог и возвращения в норму значения tg ф;

- Журнал ПКЭ (качества сети) - 1024 записей фиксация времени выхода за пределы

частоты (±0,2Гц, ±0,4Гц) и напряжения (±5%, ±10%) согласно ГОСТ 32144-2013;

- Журнал «Провалов/перенапряжений» - 1024 записей фиксация времени и длительности провалов/перенапряжений/отключений.

Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи внешних программ.

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Окончание таблицы 3

* только считывание наличия или отсутствия разрешения на подключение, полученного от устройств АС.

Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами А и R для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соответствуют ГОСТ Р 52320-2005.

Внутренняя полость корпуса счетчиков заполнена герметиком. Степень защиты корпуса IP65. Корпус счетчиков пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется навесными пломбами на выступах основания и крышки корпуса.

Схема общего вида счетчиков с указанием места установки пломб поверителя приведена на рисунках 1, 2. Знак поверки наносят оттиском поверительного клейма.

На рисунке 3 приведена фотография общего вида ДД с указанием места установки пломбы изготовителя.

Рисунок 1 - Фотография общего вида

и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.01

Рисунок 2 - Фотография общего вида

и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.02

Рисунок 3 - Фотография общего вида и место установки пломбы изготовителя дисплея дистанционного РиМ 040.03 (одно из исполнений)

Программное обеспечение

Используется программное обеспечение (ПО), записываемое в постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) контроллера счетчиков. ПО обеспечивает полное функционирование счетчиков.

При программировании используется файл с кодами, любое изменение которого приводит к полной потере работоспособности счетчиков. Считывание кода из счетчиков с целью его изменения невозможно, так как программирование происходит с установленным признаком «защита от считывания».

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с 4.5 Р 50.2.077—2014.

Подтверждение целостности и подлинности метрологически значимой части ПО обеспечивается методом вычисления контрольной суммы CRC16 метрологически значимой части ПО (являющейся также цифровым идентификатором метрологически значимой части ПО) с отображением ее на дисплее МТ по запросу пользователя.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.

Таблица 4

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики счетчиков приведены в таблице 5.

Таблица 5

Окончание таблицы 5

Условия эксплуатации счетчиков: У1 по ГОСТ 15150 69 - на открытом воздухе при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 70 °С, верхнем значении относительной влажности окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ 31818.11-2012. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной     совместимости     подтверждено     сертификатом     соответствия

РОСС RU. АЯ79.В15538.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 6.

Таблица 6

Окончание таблицы 6

Показатели точности

1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ 31819.21.2012 при измерении активной энергии, и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии.

2 При  измерении мощности   (активной Ртек и реактивной  Qmek)  с периодом

интегрирования 1 с

2.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6р при измерении Ртек приведены в таблице 7.

2.2 Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6q при измерении Qтек приведены в таблице 8.

2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21.2012 и 8.5 ГОСТ 31819.23-2012, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 7 ГОСТ 31819.21.2012 при измерении Ртек, и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении Qтек.

Таблица 7

Таблица 8

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт) и средней активной мощности на РДЧ (Р рдч)

3.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт и Р рдч приведены в таблице 7.

3.2 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21.2012, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ 31819.21.2012.

4 При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока 6I приведены в таблице 9

Таблица 9

5 При измерении среднеквадратических значений напряжения, фазных и линейных (межфазных)

5.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений напряжения приведены в таблице 10.

Таблица 10

6 При измерении частоты напряжения сети

6.1 Пределы абсолютной погрешности при измерении частоты напряжения сети ±0,03 Гц.

6.2 Диапазон измеряемых частот от 45 до 55 Гц.

7 При измерении удельной энергии потерь в цепи тока

7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии потерь вцепи тока приведены в таблице 11.

Таблица 11

8 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg ф)

8.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении tg ф определяются по формуле

5tg = ±SQRT(6 р 2 + 6 q 2),                (5)

где     6tg - расчетное значение пределов допускаемой относительной погрешности при

измерении tg ф, %;

6р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной энергии, %;

6q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной энергии, %.

Пределы допускаемой основной погрешности указаны в таблице 12.

Таблица 12

8.2 Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg ф определяются по формуле:

6 tgi = ±SQRT(6 р1 2 + 6 qi 2),                       (6)

где 6   tgi - расчетное значение пределов допускаемой дополнительной погрешности при

измерении tg ф, вызываемой i - влияющей величиной, %

6 рi - пределы допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i - влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ 31819.21.2012,%;

6 qi - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ 31819.23.2012, %.

8.3 Диапазон измеряемых значений tg ф от 0,25 до 0,75.

9 При измерении показателей качества электроэнергии

Погрешность определения времени подачи некачественной электроэнергии (ПКЭ u и ПКЭ f ) не более ±1 минуты.

Знак утверждения типа

наносится на корпус счетчиков методом шелкографии.

В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится печатным способом.

Комплектность

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 13

Таблица 13

* поставляется по отдельному заказу.

** поставляется по требованию организаций, производящих ремонт и эксплуатацию счетчиков. *** поставляется по требованию организаций, производящих поверку счетчиков.

**** - поставляется на дискете.

5) счетчики по требованию заказчика могут комплектоваться:

-ДД РиМ 040.03-ХХ (исполнения ДД см. ТУ 4200 - 039- 11821941 - 2009);

-комплектом монтажных частей. В комплекте монтажных частей зажим анкерный DNS123- 1 шт., и (или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIW15.1- 4 шт, и (или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIW11.1- 1 шт. Допускается использовать зажимы других типов с аналогичными техническими характеристиками. Номенклатура комплекта поставки - количество поставляемых зажимов, исполнение ДД - по требованию заказчика.

6) программы Crowd_Pk.exe, Setting_Rm_489.exe, Optoport.exe в составе Терминала мобильного РиМ 099.01.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.01 без комплекта монтажных частей и ДД: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.01 ТУ 4228-056-11821941-2011.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.02 с полным комплектом монтажных частей и ДД РиМ 040.03-ХХ: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.02 ТУ 4228-056-11821941-2011 с ДД РиМ 040.03-ХХ и полным комплектом монтажных частей».

Поверка

осуществляется по документу ВНКЛ.411152.045 ДИ «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «СНИИМ" 31 октября 2011 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 14.

Таблица 14

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02.Технические условия ТУ-4228-056-11821941-2011».

2 ГОСТ 31818.11.2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.

3 ГОСТ 31819.21.2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

4 ГОСТ 31819.23.2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

5 ГОСТ 8.551-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц.

6 «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02. Методика поверки. ВНКЛ.411152.045 ДИ».