Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.08, РиМ 489.09

Назначение

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.08, РиМ 489.09 (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 5Uu (ПКЭи) и отклонению частоты Af (I ПОГ) по ГОСТ 13109-97, ГОСТ Р 51317.4.30-2008.

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 Р 52425-2005.

Счетчики оснащены гальванически развязанными цифровыми интерфейсами RF (радиоканал) и PLC (по силовой сети) с внутренним питанием цепей интерфейсов 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 (УПМк), при превышении максимального тока счетчика более чем на 3-7 %, 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 - УПМт).

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 различных исполнений (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 Р МЭК 61107-2001 (IEC 61107), интерфейсом RS-485, 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 УПМт, 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 УПМк, разрешение на подключение не требуется, включение возможно после снижения мощности нагрузки ниже УПМк 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

Активная и реактивной мощность с периодом интегрирования 1 с (далее - текущая мощность, активная Ртек или реактивная Qтек 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 интервальная мощность Ринт) определяется методом «скользящего окна» по формуле

Т

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

0

где Ринт - значение суммарной средней активной мощности;

Ртек - измеренное значение текущей суммарной активной мощности, Вт;

Т - длительность 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.

Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле

T

Wyg= (10—3/3600) х I (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 13109-97, ГОСТ Р 51317.4.30-2008 по количеству минутных значений напряжения (ПКЭи) и (или) частоты (ПКЭР), 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 13109-97 и ГОСТ 51317.4.30-2008.

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.:

- коррекций - 1024 записи, фиксация изменений служебных параметров;

- Вкл/Выкл   (включений/выключений) -   1024   записи,   фиксация   времени

включения/отключения сетевого питания и включений / отключений абонента ;

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

- ПКЭ (качества сети) - 1024 записей фиксация времени выхода за пределы частоты (± 0,2 Гц, ± 0,4 Гц) и напряжения (± 5 %, ± 10 %) согласно ГОСТ 13109-97;

- провалов/перенапряжений - 1024 записей фиксация времени и длительности провалов/перенапряжений/отключений.

При фиксации счетчиком событий, к которым относятся:

• поступление сигнала на дискретные входы;

• срабатывание УКН при превышении максимального тока счетчика

счетчик выступает в качестве инициатора связи с устройствами АС, посылая по интерфейсу RF информацию о наступлении данного события. Сброс фиксации данного события в счетчике произойдёт после принятия данного события устройствами АС.

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

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Окончание таблицы 3

Рисунок 1 - Фотография общего вида и место установки пломб поверителя счетчиков РиМ 489.08

Рисунок 2 - Фотография общего вида и место установки пломб поверителя счетчиков РиМ 489.09

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 - А по МИ 3286-2010.

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

Базовый ток, А                                                              5

Максимальный ток, А                                                      100

Номинальное напряжение, В                                                  3х220;230

/380;400 Установленный рабочий диапазон фазного напряжения, В                от 198 до 253

Расширенный рабочий диапазон фазного напряжения, В                  от 140 до 264

Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие фазного напряжения 1,7 U ном (400 В) без последующего ухудшения характеристик, ч , не менее

Номинальная частота, Гц

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии

Стартовый ток, актив/реактив, мА,

Постоянная счетчика, имп.ЛкВтч), имп./(квар^ч)

Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, ВА, не более

Полная мощность, пот|ебляемая каждой цепью нап|яжения, ВА, не более

Активная мощность, пот|ебляемая каждой цепью нап|яжения, Вт, не более

Мощность, дополнительно пот|ебляемая вст|оенными модулями связи, ВА, не более

Максимальная дальность обмена по инте|фейсу PLC, м, не менее

Максимальная дальность действия инте|фейса RF, м, не менее

Максимальное |асстояние между счетчиком и ДД п|и считывании показаний, м, не менее

Суточный ход ЧРВ, с/сутки, не более

В|емя автономности ЧРВ п|и отсутствии нап|яжения сети, час, не менее

Количество та|ифов

Количество та|ифных зон, не более

Ха|акте|истики УКН счетчиков РиМ 489.08          коммути|уемый ток не более 100 А

п|и нап|яжении не более 264 В

В|емя сох|анения данных, лет, не менее

Масса, кг, не более

Габа|итные |азме|ы, мм, не более                                             160;165;90

С|едняя на|аботка на отказ, ч, не менее                                          180 000

С|едний с|ок службы Тсл, лет, не менее

Условия эксплуатации счетчиков: У1 по ГОСТ 15150 69 - на открытом воздухе при тем-пе|ату|е ок|ужающего воздуха от минус 40 до 70 °С, ве|хнем значении относительной влажности окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С.

Условия эксплуатации устройства «Электрический испытательный выход» ВНКЛ.426476.022: У4* по ГОСТ 15150 69 - в помещении при температуре окружающего воздуха от 10 до 40 °С, верхнем значении относительной влажности окружающего воздуха 80 % при температуре 25 °С.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ Р 52320-2005. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия РОСС RU^79.R15910.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 5.

Таблица 5

Показатели точности1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ Р 52322-2005 при измерении активной энергии, и ГОСТ Р 52425-2005 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 5р при измерении Ртек приведены в таблице 6.

2.2 Пределы допускаемой основной относительной погрешности 5q при измерении Qтек приведены в таблице 7.

2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и ГОСТ Р 52422 при измерении Qтек.

Таблица 6

Таблица 7

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Ринт), максимального значения средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (Ринт макс) и средней активной мощности на РДЧ (Ррдч)

3.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Ринт, Ринт макс и Ррдч приведены в таблице 6.

3.2 Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ Р 52322-2005.

4 При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока 5I приведены в таблице 8.

Таблица 8

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

5.1 Пределы    допускаемой    относительной    погрешности    при    измерении

среднеквадратических значений напряжения приведены в таблице 9.

Таблица 9

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 в цепях тока

приведены в таблице 10.

Таблица 10

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(5 р 2 + 5 q 2),                (5)

где     5tg - расчетное значение пределов допускаемой относительной погрешности

при измерении tg ф, %;

5р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной энергии, %;

5q - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной энергии, %.

Пределы допускаемой основной погрешности указаны в таблице 11.

Таблица 11

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

5 tgi = ±SQRT(5 р1 2 + 5 qi 2),                (6)

где 5tgi - расчетное значение пределов допускаемой дополнительной погрешности при измерении tg ф, вызываемой i - влияющей величиной, %

5 рi - пределы допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i - влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52322-2005,%;

5 qi - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52425-2005, %.

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

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

зовать зажимы других типов с аналогичными техническими характеристиками. Номенклатура комплекта поставки - количество поставляемых зажимов, исполнение ДД - по требованию заказчика;

- устройством «Электрический испытательный выход» ВНКЛ.426476.022.

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

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Методика поверки ВНКЛ.411152.045

ДИ», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ 31 октября 2011 года с изменением № 3 16.10.2012 г.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13. Таблица 13

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.045 РЭ».

Нормативные документы

1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01,

РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Технические условия ТУ-4228-056-11821941-2011».

2 ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.

3 ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

4 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

5 ГОСТ 8.551-86 Метрология - Государственный специальный эталон - Государственная поверочная схема - Средства измерений - Коэффициент мощности - Электрическая .

6 «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Методика поверки. ВНКЛ.411152.045 ДИ».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.