Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ289.01, РиМ 289.02, РиМ 289.03, РиМ 289.04, РиМ 289.05, РиМ 289.06, РиМ 289.07, РиМ 289.08, РиМ 289.09, РиМ 289.10

Назначение

Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 289.01, РиМ 289.02, РиМ 289.03, РиМ 289.04, РиМ 289.05, РиМ 289.06, РиМ 289.07, РиМ 289.08, РиМ 289.09, РиМ 289.10 (далее - счетчики) являются многофункциональными приборами, и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в однофазных двухпроводных 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 РиМ 289.01, РиМ 289.02 реализуют функцию исключения возможности неучтенного потребления электрической энергии.

Счетчики измеряют среднеквадратические значения напряжения и тока нагрузки, частоту, 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 (ПКЭГ) по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013.

Счетчики (в зависимости от исполнения) реализует дополнительную функцию - учет количества импульсов, поступивших на дискретные входы, в том числе при отсутствии сетевого напряжения на счетчике.

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. 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 (при индуктивном характере нагрузки, далее - индуктивная) и 2 и 4 квадрантов (при емкостном характере нагрузки, далее - емкостная). Расположение квадрантов соответствует геометрическому представлению С.1 ГОСТ 31819.23-2012.

Счетчики РиМ 289.01, РиМ 289.02 имеют два канала измерения тока- канал фазного тока (канал 1ф) и канал нулевого провода (канал 1о), который используется как дополнительный канал для исключения возможности неучтенного потребления энергии. Переключение на учет потребления энергии по каналу 1о выполняется измерительной микросхемой автоматически, если текущее значение тока в канале 1о превышает значение тока в канале 1ф на пороговое значения 1пор. Обратное переключение выполняется также автоматически при превышении тока в канале 1ф над током в канале Io. Специализированная измерительная микросхема формирует значение количества потребленной электроэнергии, используя значения текущей мощности (активной и реактивной) по включенному на текущий момент времени каналу измерения (далее - активный канал), формируя таким образом показания счетного механизма счетчика. Показания счетчика при измерении среднеквадратических значений тока формируются измерительной микросхемой автоматически, используя текущее значение тока в активном канале.

1пор определяется параметрами измерительной микросхемы и программного обеспечения счетчика, и находится в диапазоне от 6,25 до 6,50 % значения тока в активном канале, но не менее 300 мА.

Счетчики реализуют дополнительную функцию - отдельный учет потребленной активной электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности в соответствии с установленным тарифным расписание (далее - УПМт).

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами RF (радиоканал), RS-485, PLC (по силовой сети), в зависимости от исполнения и оптопортом 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).

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 АО «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.

Интерфейсы RS-485, RF, PLC 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, задания параметров адресации по интерфейсам PLC, RS-485, RF и других служебных параметров). Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe. Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсу RS-485 выполняется с использованием программы Setting_Rm_289.exe.

Интерфейс RF счетчика соответствует требованиям электромагнитной совместимости ГОСТ Р 52459.3 - 2009 для устройств группы 1, класс 1.

Интерфейс PLC счетчика соответствует требованиям электромагнитной совместимости 5.2, 6.1.2 б ГОСТ Р 51317.3.8-99.

Оптопорт счетчиков соответствует ГОСТ IEC 61107-2011 в части конструкции, магнитных и оптических характеристик, и предназначен только для считывания информации. Информации. Считывание информации по оптопорту выполняется с использованием программы Optoport.exe.

Счетчики, оснащенные интерфейсом PLC (в зависимости от исполнения, см. таблицу 1) выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.

Счетчики, в зависимости от варианта исполнения оснащены устройством коммутации нагрузки абонента (далее - УКН).

Отключение абонента от сети выполняется автоматически в случае превышения установленного порога мощности для отключения нагрузки (далее - УПМк), если эта функция задана при конфигурировании счетчика, или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC, RF, или RS-485.

Дисплей счетчиков выполнен на многофункциональном жидкокристаллическом индикаторе, который отображает все измеряемые величины и позволяет идентифицировать каждый применяемый тариф. Вывод данных на электронный дисплей выполняется в автоматическом режиме и ручном режиме с использованием КнУ. При отсутствии сетевого напряжения данные выводятся на дисплей нажатием КнУ. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Подсветка включается при помощи кнопки КнУ, отключается автоматически (если эта функция активирована при конфигурировании счетчика). Характеристики подсветки дисплея (сочетания режимов работы счетчика и цвета подсветки, автоматическое отключение и др.) задаются программно. Информация на дисплее счетчиков отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию - на русском языке.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Основные характеристики счетчиков

1) для технического учета

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 счетчика или для считывания по интерфейсам, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC (см. таблицу 3).

Счетчики (в зависимости от исполнения, см. таблицу 1) оснащены тремя дискретными входами, которые предназначены для подсчета импульсов с выходов счетчиков газа, горячей и холодной воды, имеющих импульсные выходы (сухой контакт) с характеристиками: частота следования импульсов не более 0,2 Гц при скважности не более 2. Количество импульсов на дискретных входах счетчиков определяется по изменению состояния выхода (замкнуто/ разомкнуто) подключенного счетчика энергоресурсов (водосчетчика или газосчетчика). Состояние импульсных входов опрашиваются даже при отсутствии сетевого напряжения.

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 и служебная информация в счетчике 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.

Функциональные возможности счетчиков:

Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень величин, измеряемых счетчиком

Активная и реактивная 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).

Полная мощность с периодом интергирования 1 с (далее - полная мощность) определяется по формуле

S = sqrt (P 2 + Q 2),                                      (1)

где Р - текущее значение активной мощности, Вт;

Q - текущее значение реактивной мощности, вар;

S - текущее значение полной мощности, В •А;

sqrt - функция, возвращающая квадратный корень числа.

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

Т

Ринт= 1/Т х J Ртек dt,                              (2)

0

где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;

Ртек -значение текущей активной мощности, Вт;

Т - значение программируемого интервала.

Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная - Ринт макс) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный период (максимальная интервальная мощность на РДЧ - Ррдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за прошедший месяц.

Коэффициент мощности cosф определяется по формуле

cos ф = Р / SQRT (Р2 + Q2),                     (4)

где    cos ф -расчетное значение коэффициента мощности;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

Р - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Показатели качества электроэнергии (продолжительность времени выхода за пределы нормальных (предельных) норм качества электричества) определяются по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2015 по количеству минутных значений напряжения (ПКЭи) и (или) частоты (ПКЭГ), лежащих за пределами нормальных (предельных) норм качества электричества в течение суток, а также на РДЧ.

Основные функциональные возможности счетчиков

а) сохранение в энергонезависимой памяти:

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

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

б) защита информации - 1 уровень паролей доступа и аппаратная защита памяти

метрологических коэффициентов;

в) вывод данных на электронный дисплей в автоматическом режиме и ручном режиме

при помощи КнУ, в том числе при отсутствии сетевого напряжения на счетчике;

г) подсветка дисплея (в зависимости от варианта исполнения, см. таблицу 1). Управление режимами подсветки дисплея - программно;

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

е) обмен данными с устройствами АС по интерфейсам RF, RS-485, PLC и оптопорту (см. таблицу 3), скорость обмена не менее 1200 бит/с;

ж) ретрансляция данных и команд - счетчики могут использоваться как независимые ретрансляторы по PLC и RF;

з) синхронизация ЧРВ счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC с использованием устройств АС;

и) конфигурирование счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC с использованием устройств АС;

к) автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (в зависимости от исполнения, см. таблицу 1);

л) дистанционное управление отключением/подключением абонента (в зависимости от исполнения, см. таблицу 1):

- при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;

- при помощи устройств АС по интерфейсу RF;

- при помощи устройств АС по интерфейсу RS-485;

- при помощи КнУ (только включение при наличии разрешения от устройств АС);

м) 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.

н) сохранение показаний на РДЧ в «Годовом журнале» за месяц, 36 записей (36 месяцев):

- активной энергии по каждому из используемых тарифов на РДЧ;

- реактивной энергии на РДЧ (емкостная);

- реактивной энергии на РДЧ (индуктивная);

- максимальное значение средней активной мощности на программируемом

интервале на РДЧ;

- дата и время фиксации максимума активной интервальной мощности;

- количество часов подачи некачественной электроэнергии за прошедший учетный

период (ПКЭ);

- алгоритм расчета ПКЭ за учетный период;

- количество часов работы счетчика;

- количество импульсов на дискретных входах за учетный период.

о) сохранение показаний в «Месячном журнале» за сутки, 186 записей (6 месяцев):

- активной энергии по каждому из используемых тарифов;

- реактивной энергии (емкостная);

- реактивной энергии (индуктивная);

- количества часов подачи некачественного напряжения сети в диапазоне ±(5 - 10) %;

- количества часов подачи некачественной частоты сети в диапазоне ±(0,2 - 0,4) Гц;

- количества часов подачи некачественного напряжения и частоты сети в выше

у казанных диапазонах с перекрытием по времени;

- флаги выхода за пороги ±10% напряжения сети и ±0,4 Гц частоты сети;

- количества часов работы счетчика;

- количества импульсов на дискретных входах.

п) ведение журнала «Профиль мощности» с изменяемым интервалом из ряда 1, 2, 3, 4, 5,

6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут, 8928 записей (6 месяцев при 30 минутном интервале).

В профиль включены:

- количество потребленной активной энергии на выбранном интервале (интервальная

активная энергия) (по модулю);

- количество потребленной реактивной энергии на выбранном интервале, емкостной,

(интервальная емкостная реактивная энергия);

- количество потребленной реактивной энергии на выбранном интервале,

индуктивной (интервальная индуктивная реактивная энергия).

р)  счетчики ведут журналы событий, в которых отражены события, связанные с

отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммирования служебных параметров, а также аварийной ситуации - обрывом нулевого провода - не менее 1024 записей, в т.ч.:

- журнал «Коррекций» - 512 записей: наименование изменяемого параметра

в счетчике, новое значение параметра;

- журнал «Вкл/Выкл» - 256 записей: включение/отключение напряжения сети,

в ключение/отключение нагрузки (только для счетчиков, оснащенных УКН, см. таблицу 1);

- журнал «Качества сети» - 256 записей: отклонение от номинала напряжение сети

в пределах ±(5 - 10) %, отклонение от номинала частоты сети в пределах ±(0,2 - 0,4) Гц.

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

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов

Окончание таблицы 3

Примечания

1) - доступно для вывода на дисплей счетчика. Остальное - только по интерфейсам в зависимости от вариантов исполнения.

2) - только по интерфейсу RS-485.

3) - для РиМ289.02 ток фазный или ток нулевого провода в зависимости от того, который больше по модулю.

4) - по интерфейсам RF и PLC

Счетчики оснащены электрическим испытательным выходом ТМ, предназначенным для проведения поверки счетчиков при измерении активной и реактивной энергии соответственно. Конфигурирование испытательного выхода по виду измеряемой энергии (активной или реактивной) выполняется программно. Электрический испытательный выход соответствует требованиям

ГОСТ 31818.11-2012.

Счетчик оснащен индикатором функционирования ТМ, который конфигурируется одновременно с испытательным выходом ТМ.

Степень защиты корпуса IP51 по ГОСТ 14254-2015. Корпус счетчиков пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется навесной пломбой на выступах основания и крышки корпуса.

Клеммной крышка счетчика колодки снабжена электронной пломбой (ЭПлК), состояние которой отображается в журнале и на дисплее счетчика.

Конструкция счетчиков предусматривает крепление на винтах и на DIN- рейку.

Примеры записи при заказе счетчика РиМ 289.03:

Счетчик   электрической   энергии   однофазный   статический   РиМ   289.03

ТУ 4228-057-11821941-2012.

Счетчик   электрической   энергии   однофазный   статический   РиМ   289.03

ТУ 4228-057-11821941-2012 с креплением на DIN-рейку.

Общий вид счетчиков, схема пломбировки от несанкционированного доступа и обозначение места нанесения знака поверки приведены на рисунках 1, 2.

Рисунок 1 - Общий вид счетчика РиМ 289.01

Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

Программное обеспечение

Используется программное обеспечение (ПО), встроенное 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- «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Подтверждение целостности и подлинности метрологически значимой части ПО обеспечивается методом вычислением контрольной суммы CRC16 ПО (являющегося также идентификационным номером метрологически значимой части ПО) с отображением ее на дисплее МТ по запросу пользователя.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 5 - Метрологические характеристики

Таблица 6 - Основные технические характеристики

Условия эксплуатации счетчиков У2 по ГОСТ 15150-69 - в палатках, металлических и иных помещениях без теплоизоляции, при отсутствии прямого воздействия солнечного излучения и атмосферных осадков, при температуре окружающего воздуха от минус 40°С до 70 °С, верхнем значении относительной влажности воздуха 100 % при температуре окружающего воздуха 25 °С, атмосферном давлении от 70 кПа до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.).

КнУ счетчиков функционирует при температуре от минус 25°С до 70 °С.

При температуре ниже минус 35 °С возможно резкое снижение или полная потеря контрастности дисплея счетчиков, при этом метрологические и функциональные характеристики счетчиков сохраняются.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ 31818.11-2012. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия TC RU С-Ки.АЯ79.В.О1372.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма

1) безразмерная величина. Отображается в единицах измерения счетчика энергоресурсов (далее - СЭР), подключенного к дискретному входу, с учетом коэффициента преобразования СЭР (задается при конфигурировании счетчика).

Показатели точности

1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ 31819.21-2О12 при измерении активной энергии, и ГОСТ 31819.23-2О12 при измерении реактивной энергии (в зависимости от варианта исполнения).

2 При измерении мощности (активной Ртек и реактивной Qтек) с периодом интегрирования 1 с

2.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6р при измерении Ртек приведены в таблице 8.

2.2 Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6q при измерении Qтек приведены в таблице 9.

2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21.2О12 (в зависисмости от варианта исполнения) и 8.5 ГОСТ 31819.23-2О12, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ 31819.21-2О12 при измерении Ртек, и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении Qтек.

Таблица 8 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6р при измерении

Ртек

Таблица 9 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6q при измерении

Отек___________________________________________________________________________

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт), максимальной средней активной мощности на программируемом интервале за текущий период (Ринт макс) и максимальной средней активной мощности на программируемом интервале на РДЧ (Р рдч)

3.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт, Р инт макс и Р рдч приведены в таблице 6 ГОСТ 31819.21-2012.

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 10.

Таблица 10 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока 6I

5 При измерении среднеквадратических значений напряжения

5.1 Пределы    допускаемой    относительной    погрешности    при    измерении

среднеквадратических значений напряжения приведены в таблице 11.

Таблица 11  - Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении

среднеквадратических значений напряжения

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 Гц до 55 Гц.

7 При измерении показателей качества электроэнергии

Погрешности 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 12

Таблица 12

Поверка

осуществляется по документу ВНКЛ.411152.044 ДИ «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 289.01, РиМ 289.02, РиМ 289.03, РиМ 289.04, РиМ 289.05, РиМ 289.06, РиМ 289.07, РиМ 289.08, РиМ 289.09, РиМ 289.10. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» 21 июня 2012 года.

Основные средства поверки:

Установка УППУ-МЭ 3.1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 29123-05, класс точности 0,05, 220/380 В, (0,01- 100) А, ПГ ±(0,03-0,06) %.

Секундомер СОС пр., регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 11519-11,

(0,2 - 60) мин.; цена деления 0,2 с; ПГ ±1 с/ч

Частотомер Ч3-63, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 9084-83.

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

Знак поверки наноситься в соответствующем разделе паспорта в виде оттиска поверительного клейма или на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

«Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 289.01, РиМ 289.02, РиМ 289.03, РиМ 289.04, РиМ 289.05, РиМ 289.06, РиМ 289.07, РиМ 289.08, РиМ 289.09, РиМ 289.10.Технические условия ТУ-4228-057-11821941-2012».

ГОСТ 31818.11-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.

ГОСТ 31819.21-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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.

«Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 289.01, РиМ 289.02, РиМ 289.03, РиМ 289.04, РиМ 289.05, РиМ 289.06, РиМ 289.07, РиМ 289.08, РиМ 289.09, РиМ 289.10. Методика поверки. ВНКЛ.411152.044 ДИ».