Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01
Номер в ГРСИ РФ: | 52668-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Радио и Микроэлектроника" (РиМ), г.Новосибирск |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 52668-13 |
Наименование | Интеллектуальные приборы учета электроэнергии |
Модель | РиМ 184.01 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | 08.02.2018 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
Дата протокола | Приказ 95 п. 19 от 08.02.2013 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Радио и Микроэлектроника" (РиМ), г.Новосибирск
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | ВНКЛ.411152.031 ДИ |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 16 лет |
Зарегистрировано поверок | 5 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
52668-13: Описание типа СИ | Скачать | 325.4 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01 (далее - ИПУЭ) являются специальными многофункциональными измерительными приборами, предназначенными для измерения потребления активной и реактивной электрической энергии, мощности - активной, реактивной и полной, а также для измерения параметров электроэнергии и её качества. ИПУЭ предназначены для установки непосредственно на шинах трансформаторных подстанций на стороне 0,4 кВ. При учете потребления электрической энергии ИПУЭ заменяют собой информационно-измерительные комплексы точек учета электрической энергии (ИИК): измерительный трансформатор тока и подключенный к его вторичной обмотке счетчик электрической энергии.
ИПУЭ выполняют измерение следующих видов энергий:
- активной энергии по модулю (потарифно, суммарно);
- реактивной энергии прямого и обратного направления (экспортируемой и импортируемой) (не тарифицируется).
ИПУЭ выполняют измерение следующих параметров электроэнергии: среднеквадратических значений напряжения, частоты сети, а также измерение среднеквадратических значений силы тока, измерение коэффициента реактивной мощности цепи tgф, коэффициента мощности cos ф, удельной энергии потерь в цепях тока.
ИПУЭ оснащены интерфейсом RF (радиоканал) для подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии (АС) и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе АС.
Описание
Принцип действия ИПУЭ основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Цифровые сигналы, пропорциональные мощности (активной и реактивной), току и напряжению, обрабатывается микроконтроллером. По полученным значениям мгновенной мощности формируются накопленные значения количества потребленной электрической энергии, в том числе по каждому тарифу (активной - по модулю, реактивной - с учетом направления).
В качестве датчика тока в ИПУЭ использован шинный измерительный трансформатор тока в специальном режиме - в режиме короткозамкнутой вторичной обмотки.
Количество тарифов и тарифное расписание ИПУЭ задаются встроенным тарификатором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов, тарифное расписание, а также перечень измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей ИПУЭ, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации ИПУЭ по интерфейсу RF (см. таблицу 3).
ИПУЭ 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 (РДЧ) и др.).
Интерфейс RF предназначен как для считывания информации с ИПУЭ (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых величин и служебных параметров), так и для конфигурирования ИПУЭ (т.е. задания тарифного расписания, задания параметров адресации по RF и других служебных параметров).
Интерфейс RF ИПУЭ соответствует требованиям электромагнитной совместимости ГОСТ Р 52459.3 - 2009 для устройств группы 1, класс 1.
При работе ИПУЭ в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования ИПУЭ по интерфейсу RF (с учетом функциональных возможностей интерфейса, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее - МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейса RF ИПУЭ и соответствующих программных продуктов. Считывание информации и конфигурирование ИПУЭ по интерфейсу RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe. Информация, считанная с ИПУЭ (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне программы.
При работе ИПУЭ в составе АС считывание информации ИПУЭ и конфигурирование выполняются при помощи специализированных устройств АС, например, маршрутизатора каналов связи РиМ 099.02.
Измерительная информация ИПУЭ недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программы конфигурирования, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 30 лет при отсутствии напряжения питания.
ИПУЭ выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсу RF ИПУЭ.
Дисплей ИПУЭ выполнен на базе жидкокристаллического индикатора. На дисплей выводятся значения потребленной энергии, в том числе по каждому тарифу, текущей мощности, а также символы, позволяющие идентифицировать режим работы и показания ИПУЭ по каждому тарифу. Данные выводятся на дисплей в автоматическом режиме, перечень параметров для индикации задается программно при конфигурировании ИПУЭ.
Основные характеристики ИПУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Условное обозначение ИПУЭ |
Ток базовый/ максимальный, А |
Количество тарифов / тарифных зон 1) |
Постоянная ИПУЭ в рабочем режиме /при поверке 2) |
Код типа ean |
Код типа ITF |
РиМ 184.01 |
20/800 |
8/256 |
400 / 6400 |
4607134510489 |
18401 |
Примечания 1) Тарификация по временным тарифным зонам, реализация отдельного учета при превы шении установленного порога мощности (УПМт). 2) Переключение постоянной из рабочего режима в режим поверки по интерфейсу RF. |
Перечень величин, измеряемых ИПУЭ, соответствует приведенному в таблице 2. Таблица 2
Наименование измеряемой величины |
Тарификация |
Энергия | |
активная (импорт+экспорт) (по модулю) |
Потарифно |
реактивная (импорт) |
Не тарифицируется |
реактивная (экспорт) |
Не тарифицируется |
Мощность* | |
активная (импорт+экспорт) (по модулю) | |
реактивная (импорт) | |
реактивная (экспорт) | |
полная**** | |
Ток, среднеквадратическое (действующее) значение * | |
Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение * | |
Частота **, *** | |
Удельная энергия потерь в цепи тока* | |
Коэффициент реактивной мощности цепи tg ф | |
Коэффициент мощности cos ф**** |
Среднее значение активной мощности на программируемом интервале** (активная интервальная мощность, Ринт) | |
Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная Ринт макс) | |
Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный период (максимальная интервальная на Ррдч) | |
* Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения). * * Длительность интервала интегрирования программируется (устанавливается из ряда: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут). * ** при определении отклонений от установленных пороговых значений длительность интервала интегрирования 20 с. * *** метрологические характеристики для технического учета Импорт - энергия прямого направления Экспорт - энергия обратного направления |
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, ВА;
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 I Ртек dt, (2)
0
где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;
Ртек - измеренное 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 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.
Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле
T
Wyg= (10-3/3600) х J (I 2) dt , (5)
0
где Wyg - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА 2 ч;
I - действующее (среднеквадратическое) значение тока с интервалом интегрирования
1 с;
T - время работы ИПУЭ, с.
Функциональные возможности ИПУЭ:
а) измерение активной энергии (без учета направления): -суммарной;
-потарифно;
б) измерение реактивной энергии (с учетом направления);
в) измерение активной мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей активной мощности, без учета направления (по модулю));
г) измерение реактивной мощности с периодом интегрирования 1 с (текущей реактивной мощности, с учетом направления);
д) измерение полной мощности;
е) измерение среднеквадратического (действующего) значения тока *;
ж) измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения*;
з) измерение удельной энергии потерь в цепи тока*;
и) измерение частоты сети;
Примечание * Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения).
к) определение расчетных величин:
- коэффициента мощности cos ф;
- коэффициента реактивной мощности цепи tg ф;
- средней активной мощности с интервалом интегрирования от 1 до 60 минут (текущая пиковая мощность);
- максимальной средней активной мощности на месячном интервале, т.е. на РДЧ (максимальная пиковая мощность на РДЧ);
л) синхронизация ЧРВ и корректировка тарифного расписания по интерфейсу RF (см. таблицу 2);
м) ведение журналов:
- ежемесячный - не менее 48 записей (по активной энергии суммарно и потарифно на РДЧ ,
по реактивной энергии (импорт и экспорт) на РДЧ, по удельной энергии потерь в цепи тока на РДЧ, Ррдч);
- ежедневный - не менее 183 записей (по активной энергии суммарно и потарифно, по
реактивной энергии (импорт и экспорт), по удельной энергии потерь в цепи тока на РДЧ, Ринт макс);
- профилей нагрузки - не менее 8192 записей. В профиль нагрузки включены: активная
э нергия суммарно по 8 тарифам, реактивная энергия (импорт, экспорт);
- журналов событий (не менее 1024 записей), в том числе:
- событий по tg ф - не менее 256 записей;
- качества сети - не менее 256 записей (отклонения напряжения от номинального
з начения по ± 5 %, ± 10 %, отклонения частоты ± 0,2 Гц, ± 0,4 Гц);
- коррекций - не менее 256 записей (изменение группы, адреса, синхронизация ЧРВ,
Р ДЧ, параметров тарифного расписания, праздничных дней и переносов);
- включения/выключения - не менее 256 записей.
События в журналах фиксируются с привязкой к дате/времени.
н) выполнение самодиагностики - ИПУЭ формируют и передают код режима работы
(статус), отражающий наличие нарушения режима работы (неисправность или остановка ЧРВ и др). События, связанные с изменением статуса, регистрируются в журнале включе-ний/отключений с указанием времени события;
о) сохранение данных: - текущего суммарного потребления энергии;
- суммарного потребления энергии на РДЧ;
- текущего потребления энергии потарифно;
- потребления энергии потарифно на РДЧ;
- максимальной пиковой мощности на РДЧ;
- журналов;
п) считывание данных по интерфейсу RF (см. таблицу 3):
р) тарификатор ИПУЭ поддерживает:
- до 8 тарифов;
- до 256 тарифных зон;
- переключение по временным тарифным зонам;
- возможность отдельного учета при превышении установленного порога мощности;
- возможность автоперехода на летнее/зимнее время;
- календарь выходных и праздничных дней;
- перенос рабочих и выходных дней.
Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейса RF ИПУЭ
Параметр |
Интерфейс RF | |
Чтение |
Запись | |
Заводской номер * |
+ |
- |
Код типа |
+ |
- |
Версия ИПУЭ |
+ |
- |
Идентификатор ПО * |
+ |
- |
Показания: | ||
-тарифицируемые |
+ |
- |
-текущие по активной энергии (суммарные и потарифно)* |
+ |
- |
-на расчетный день и час по активной энергии (суммарные и потарифно)* |
+ |
- |
нетарифицируемые | ||
- текущие по реактивной энергии (импорт, экспорт)* |
+ |
- |
-на расчетный день и час по реактивной энергии (импорт, экспорт)* |
+ |
- |
-максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале Ринт макс (текущей) |
+ |
- |
-максимальной средней активной мощности на РДЧ Р рдч с указанием даты и времени фиксации |
+ |
- |
-текущей активной мощности * |
+ |
- |
-текущей реактивной мощности * |
+ |
- |
- cos ф (текущее значение)* |
+ |
- |
-tg ф (текущее значение)* |
+ |
- |
- среднеквадратическое значения напряжения сети (текущее значение)* |
+ |
- |
- среднеквадратическое значения тока (текущее значение)* |
+ |
- |
- значение удельной энергии потерь (текущей, на РДЧ)* |
+ |
- |
- частота сети (текущее значение)* |
+ |
- |
-показания в режиме СК |
+ |
- |
Журналы ИПУЭ |
+ |
- |
Служебные параметры | ||
Текущий статус |
+ |
- |
Счётчики работы (коррекций) |
+ |
- |
Параметры RF (сетевой адрес, номер радиоканала) |
+ |
+ |
Значение РДЧ |
+ |
+ |
Режим индикации |
+ |
+ |
Параметр |
Интерфейс RF | |
Чтение |
Запись | |
Значение постоянной |
+ |
+** |
Текущее значение ЧРВ* |
+ |
+ |
Параметры тарифного расписания | ||
Тарифные зоны |
+ |
+ |
Номер специального тарифа |
+ |
+ |
Строка файла праздничных дней |
+ |
+ |
Строка файла перенесённых дней |
+ |
+ |
Значение УПМт |
+ |
+ |
Коэффициент расчета УПМт |
+ |
+ |
Номер текущего тарифа* |
+ |
- |
Параметры контроля качества электроэнергии | ||
Значение порога по tg ф (верхний) |
+ |
+ |
Время усреднения отклонений от пороговых значений (U ,tg ф, УПМт) |
+ |
+ |
Интервал интегрирования при определении средней активной мощности на интервале интегрирования Р инт |
+ |
+ |
Период фиксации показаний для профилей |
+ |
+ |
Профили нагрузки по указанному в запросе номеру записи |
+ |
- |
Параметры безопасности | ||
Изменение пароля для записи |
- |
+ |
Примечания * - выводится на дисплей ИПУЭ * * - переключение из основного режима в режим поверки и обратно |
ИПУЭ оснащены оптическими испытательными выходами А и Р для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соответствуют ГОСТ Р 52320-2005.
ИПУЭ выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень защиты оболочек IP 54 по ГОСТ 14254-96. Корпус ИПУЭ пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование ИПУЭ осуществляется навесной пломбой на пломбировочном винте крышки корпуса с фиксацией герметичных вводов.
Общий вид ИПУЭ с указанием места установки пломбы поверителя приведен на рисунке 1.
Пример записи при заказе ИПУЭ РиМ 184.01: «Интеллектуальный прибор учета электроэнергии РиМ 184.01 ТУ 4228-041-11821941-2011».
Место установки пломбы поверителя
Рисунок 1 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя ИПУЭ РиМ 184.01
Программное обеспечение
Интегрированное программное обеспечение (ПО) ИПУЭ сохраняется в постоянном запоминающем устройстве контроллера ИПУЭ. Считывание исполняемого кода из ИПУЭ с и его модификация с использованием интерфейса RF ИПУЭ невозможны, так как корпус опломбирован пломбой поверителя.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 4.
Таблица 4
Наименование про граммного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
РиМ 184 программа |
РМ184_ХХ ВНКЛ.411152.031 ПО |
184.01 1.00 и выше |
09d2 |
CRC16 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - А по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Базовый ток, А
Максимальный ток, А
Номинальное напряжение, В
Установленный рабочий диапазон напряжения, В от 198 до 253
Расширенный рабочий диапазон напряжения, В от 160 до 280
Номинальная частота, Гц
Класс точности при измерении энергии активной/реактивной по ГОСТ Р 52322-2005/ГОСТ Р 52425-2005 |
1 / 2 |
Стартовый ток, актив/реактив, мА, |
80/100 |
Постоянная, имп./ (кВт^-ч), имп./ (квар-^ч) |
см. таблицу 1 |
Полная мощность, потребляемая цепью напряжения, ВА, не более |
4,0 |
Активная мощность, потребляемая цепью напряжения, Вт, не более |
1,5 |
Полная мощность, потребляемая встроенным модулем связи, ВА, не более |
3,0 |
Цена единицы разряда счетного механизма |
см. таблицу 5 |
Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее |
50 |
Количество тарифов/тарифных зон |
8/256 |
Время сохранения данных, лет, не менее |
30 |
Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, не менее, лет |
10 |
Суточный ход часов реального времени, с/сутки, не более |
1,0 |
Масса, кг, не более |
1,8 |
Габаритные размеры, мм, не более |
95; 185; 165 |
Средняя наработка до отказа, То, часов |
200000 |
Средний срок службы Тсл, лет, не менее |
30 |
Условия эксплуатации - У3 по ГОСТ 15150 -69- в помещениях подстанций категории G по ГОСТ Р 51317.6.5-2006, при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 50 °С, верхнем значении относительной влажности воздуха 98% при температуре окружающего воздуха 25 °С, атмосферном давлении 70-106,7 кПа (537-800 мм рт ст).
При температуре ниже минус 35 °С возможно резкое снижение или полная потеря контрастности дисплея, при этом в рабочем диапазоне температур метрологические и функциональные характеристики ИПУЭ сохраняются.
ИПУЭ соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 51317.6.5-2006. Соответствие ИПУЭ требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия
№ РОСС RU. АЯ79 В15920.
Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы
старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 5. Таблица 5
Измеряемая величина |
Основная единица |
Цена единицы старшего/ младшего разряда | |
при выводе на дисплей |
при считывании по интерфейсу RF | ||
Активная энергия |
кВт*ч |
10 6 / 1 |
10 6 / 0,001 |
Реактивная энергия |
квар*ч |
10 6 / 1 |
10 6 / 0,001 |
Активная мощность |
Вт |
10 5 / 1 |
- |
кВт |
- |
10 2 / 0,001 | |
Реактивная мощность |
вар |
10 5 / 1 |
- |
квар |
- |
10 2 / 0,001 | |
Полная мощность |
ВА |
10 5 / 1 |
- |
кВА |
- |
10 2 / 0,001 | |
Максимальное значение средней активной мощности на прог-раммируемом интервале (активная интервальная мощность, Ринт макс) |
кВт |
- |
10 2 / 0,001 |
Максимальное значение средней активной мощности на месячном интервале (максимальная пиковая на Ррдч) |
Вт |
10 5 / 1 |
- |
кВт |
- |
10 2 / 0,001 | |
Ток, среднеквадратическое (действующее) значение |
А |
10 3 / 0,1 |
10 3 / 0,001 |
Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение |
В |
10 2 / 0,1 |
10 2 |
/ 0,001 |
Удельная энергия потерь в цепи тока |
кА 2 *ч |
10 6 / 1 |
10 6 |
/ 0,001 |
Коэффициент мощности cos ф |
безразм |
10 0 / 0,001 |
10 0 |
/ 0,001 |
Коэффициент реактивной мощности цепи tg ф |
безразм |
10 1 / 0,001 |
10 1 |
/ 0,001 |
Частота сети |
Гц |
10 1 / 0,001 |
10 1 |
/ 0,001 |
Показатели точности1 При измерении энергии (активной и реактивной)
ИПУЭ соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ Р 52322-2005 при измерении активной энергии.
ИПУЭ соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии с уточнениями, приведенными в таблице 6.
Таблица 6
Ток, от I б |
sin ф |
Пределы допускаемой основной погрешности, %, при измерении реактивной энергии, импорт и экспорт, по ТУ 4228-041-11821941-2011 |
0,05 |
1 |
± 3,0 |
0,10 |
1 |
± 2,0 |
0,20 |
1 |
± 2,0 |
0,50 |
1 |
± 2,0 |
1,00 |
1 |
± 2,0 |
I макс |
1 |
± 2,0 |
0,10 |
инд 0,5 |
± 3,0 |
0,20 |
инд 0,5 |
± 2,5 |
0,50 |
инд 0,5 |
± 2,0 |
1,00 |
инд 0,5 |
± 2,0 |
I макс |
инд 0,5 |
± 2,0 |
0,10 |
емк 0,5 |
± 3,0 |
0,20 |
емк 0,5 |
± 2,5 |
0,50 |
емк 0,5 |
± 2,0 |
1,00 |
емк 0,5 |
± 2,0 |
I макс |
емк 0,5 |
± 2,0 |
0,20 |
инд 0,25 |
± 3,5 |
0,50 |
инд 0,25 |
± 2,5 |
1,00 |
инд 0,25 |
± 2,5 |
I макс |
инд 0,25 |
± 2,5 |
0,20 |
емк 0,25 |
± 3,5 |
0,50 |
емк 0,25 |
± 2,5 |
1,00 |
емк 0,25 |
± 2,5 |
I макс |
емк 0,25 |
± 2,5 |
Требования к дополнительным погрешностям при воздействии постоянной составляющей и четных гармоник в цепи переменного тока не предъявляются.
2 При измерении мощности (активной и реактивной) с периодом интегрирования 1 с
2.1 Допускаемая основная относительная погрешность 5р при измерении Ртек не превышает пределов, приведенных в таблице 7.
2.2 Допускаемая основная относительная погрешности 5q при измерении Qтек не превышает пределов, приведенных в таблице 8.
2.3 Дополнительные погрешности, вызываемае изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425, не превышают пределов для счетчиков электрической энергии соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и таблицей 8 ГОСТ Р 52422 при измерении QmeK.
Требования к дополнительным погрешностям при воздействии постоянной составляющей и четных гармоник в цепи переменного тока не предъявляются.
Таблица 7
Ток, от I б |
cos ф |
Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, Ринт макс, Ррдч %, импорт и экспорт |
0,20 |
1 |
± 1,5 |
1,00 |
1 |
± 1,0 |
I макс |
1 |
± 1,0 |
0,20 |
инд 0,5 |
± 1,5 |
0,50 |
инд 0,5 |
± 1,0 |
1,00 |
инд 0,5 |
± 1,0 |
I макс |
инд 0,5 |
± 1,0 |
0,20 |
емк 0,8 |
± 1,5 |
0,50 |
емк 0,8 |
± 1,0 |
1,00 |
емк 0,8 |
± 1,0 |
I макс |
емк 0,8 |
± 1,0 |
Таблица 8
Ток, от I б |
sin ф |
Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Qтек, %, импорт и экспорт |
0,20 |
1 |
± 3,0 |
0,50 |
1 |
± 2,0 |
1,00 |
1 |
± 2,0 |
I макс |
1 |
± 2,0 |
0,20 |
инд 0,5 |
± 3,0 |
0,50 |
инд 0,5 |
± 2,0 |
1,00 |
инд 0,5 |
± 2,0 |
I макс |
инд 0,5 |
± 2,0 |
0,20 |
емк 0,5 |
± 3,0 |
0,50 |
емк 0,5 |
± 2,0 |
1,00 |
емк 0,5 |
± 2,0 |
I макс |
емк 0,5 |
± 2,0 |
0,20 |
инд 0,25 |
± 3,5 |
0,50 |
инд 0,25 |
± 2,5 |
1,00 |
инд 0,25 |
± 2,5 |
I макс |
инд 0,25 |
± 2,5 |
0,20 |
емк 0,25 |
± 3,5 |
0,50 |
емк 0,25 |
± 2,5 |
1,00 |
емк 0,25 |
± 2,5 |
I макс |
емк 0,25 |
± 2,5 |
3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале Ринт, максимального значения средней активной мощности на программируемом интервале Ринт макс и средней активной мощности на РДЧ Ррдч
3.1 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении Р инт, Р инт макс и Р рдч не превышает пределов, приведенных в таблице 7.
3.2 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322, не превышают пределов для счетчиков электрической энергии соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322.
4 При измерении среднеквадратических значений тока
4.1 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении
среднеквадратических значений силы тока не превышает пределов указанных в таблице 8.
Таблица 8
Диапазон измеряемых среднеквадратических значений тока, А |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока, % |
От 0,5 I б до 2,5 I б |
± 1,5 |
От 2,5 I б до I макс |
± 1,0 |
5 При измерении удельной энергии потерь в цепях тока
5.1 Допускаемая относительная погрешность при измерении удельной энергии потерь в цепи тока не превышает пределов, приведенных в таблице 9.
Таблица 9
Диапазон среднеквадратических значений тока, А |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии потерь, % |
От 0,5 I б до 2,5 I б |
± 3,0 |
От 2,5 I б до I макс |
± 2,0 |
6 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи tg ф
6.1 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении tg ф не превышает пределов, приведенных в таблице 10.
Таблица 10
Ток, от I б |
Диапазон измеряемых значений tg ф |
Пределы допускаемой основной погрешности при измерении tg ф, % |
0,50 |
От 0,25 до 0,75 |
± 2,7 |
1,00 |
От 0,25 до 0,75 |
± 2,3 |
I макс |
От 0,25 до 0,75 |
± 2,3 |
6.2 Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg ф определяются по формуле
5 tgi = ±(5 р1 + 5 qi), (6)
где 5 tgi - расчетное значение предела допускаемой дополнительной погрешности при измерении tg ф, вызываемой i - влияющей величиной, %;
5 рi - предел допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i - влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52322-2005,%;
5 qi - предел допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52425-2005, %.
7 При измерении частоты сети
Абсолютная погрешность при измерении частоты сети не более ± 0,03 Гц.
Диапазон измеряемых частот от 45 до 55 Гц.
8 При измерении среднеквадратических значений напряжения
8.1 Допускаемая основная относительная погрешность при измерении
среднеквадратических значений напряжения не превышает пределов, указанных в таблице 11.
Таблица 11
Диапазон измеряемых среднеквадратических значений напряжения, В |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении напряжения , % |
От 160 до 280 |
± 1,0 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на корпус ИПУЭ методом шелкографии или другим способом, не ухудшающим качество.
В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится печатным способом.
Комплектность
Комплект поставки ИПУЭ приведен в таблице 12
Таблица 12
Обозначение |
Наименование |
Количество |
Интеллектуальный прибор учета электроэнергии РиМ 184.01 в упаковке |
3 шт **** | |
Паспорт |
3 экз.**** | |
Документация ** | ||
ВНКЛ.411152.031ДИ |
Методика поверки | |
ВНКЛ.411152.031РЭ |
Руководство по эксплуатации | |
Сервисное оборудование и ПО | ||
ВНКЛ.426476.013 |
Фотосчитывающее устройство для РиМ 184.01 *,** | |
ВНКЛ.725000.005 |
Шина токовая *,** | |
ВНКЛ.426487.030 |
Терминал мобильный РиМ 099.01 *, ** | |
Программа конфигурирования Crowd Pk.exe *** | ||
* поставляется по отдельному заказу. * * поставляется по требованию организаций, производящих поверку, ремонт и эксплуатацию ИПУЭ. * ** программа Crowd_Pk.exe в составе МТ РиМ 099.01. * *** количество в упаковке - по требованию заказчика |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01. Методика поверки ВНКЛ.411152.031 ДИ», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ 28 ноября 2012 года.
Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13.
Таблица 13
№ п/п |
Наименование |
Метрологические характеристики |
1 |
Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности 0,05 |
220/380 В, (0,01- 100)А, ПГ ±(0,3-0,6)% |
2 |
Регулируемый источник тока РИТ 3000 |
Максимальный ток 3000 А |
3 |
Фазорегулятор ФР 132 УХЛ4 | |
4 |
Шина токовая ВНКЛ.725000.005 | |
5 |
Трансформатор тока ТШП 0,66-800/5 У3 |
Класс точности 0,2S |
6 |
Энергомонитор 3.1 К |
Класс точности 0,05. Измеряемые величины: ток, напряжение, мощность (активная и реактивная) в 4 квадрантах |
7 |
Терминал мобильный РиМ 099.01 |
Визуализация информации |
8 |
Секундомер СО-СПР |
(0,2 - 60) м.; цена деления 0,2 с; ПГ ±1с/ч. |
9 |
Универсальная пробойная установка УПУ-1М |
Испытательное напряжение до 10 кВ, погрешность установки напряжения не более ±10% |
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в руководстве по эксплуатации ВНКЛ.411152.031 РЭ «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01 Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
«Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01. Технические условия ТУ 4228-041-11821941-2011».
ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.
ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 8.551-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и коэффициента мощности в диапазоне частот от 40 до 20000 Гц.
«Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 184.01. Методика поверки. ВНКЛ.411152.031 ДИ».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.