Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МН

Назначение

Счётчики предназначены для многотарифного коммерческого или технического учета активной и реактивной энергии прямого и обратного направления (в том числе и с учетом потерь) в трехфазных сетях переменного тока с напряжением 3*(120-230)/(208-400) В, базовым (максимальным) током 5 (80) А, частотой (50 ± 2,5) Гц при непосредственном подключении к сети.

Описание

1 Функциональные возможности

Счетчики обеспечивают:

- ведение двух четырехканальных массивов профиля мощности нагрузки (в том числе и с учетом потерь) с программируемым временем интегрирования;

- ведение многоканального профиля параметров с программируем временем интегрирования;

- фиксацию максимумов активной и реактивной мощности (в том числе и с учетом потерь);

- измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энергии;

- ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.

Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счетчики внутренней установки предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 60 °С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предназначены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.

2 Принцип действия

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МН являются измерительными приборами, построенными по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует измерительные и управляющие алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК.

Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального аналогоцифрового преобразователя (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока параллельно по шести аналоговым каналам. Микроконтроллер, по выборкам мгновенных значений напряжения и тока, производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной, полной и реактивной мощности, активной и реактивной мощности потерь в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

Вычисления средних за период сети значений мощностей и среднеквадратических зна-

чений напряжений и токов в каждой фазе производится по следующим формулам:

для активной мощности

для полной мощности

для реактивной мощности

n-1

X Ui • Ii

P = 1=0_______

n

s = ^=0

ln-1      „ ln-1

2 ui2 •Jx и2

Q = Js2 - P2 ,

1=0

(1)

(2)

(3)

для напряжения

n-1

X Ui2

U скз

n-1

(4)

для тока

x Ii2

1 скз

(5)

где Ui, Ii - выборки мгновенных значений напряжения и тока; n - число выборок за период сети.

Вычисление активной и реактивной мощности потерь за период сети в каждой фазе про-

изводится по следующим формулам: 2

Pn

IH

• P +

A п.л.ыом =

(112

• P +

A n.H.HOM =

UH

• P

A n.XX.HOM ,

Qn

(112

• Q +

<п.ллом 1

• Q +

< n.H.HOM 1

п.хх.ном ,

(6)

(7)

где I    - cpegHeKBagpamu4ecKoe 3Ha4eHue тока за период сети (5);

U   - cpegHeKBagpamu4ecKoe 3Ha4eHue фазнoгo наnряжения (4);

Pn.n.HOM - нoминальная активная мoщнocть потерь в линии электропередачи;

Pn.H.HOM - нoминальная активная мoщнocть нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;

Гп.хх.ыом - нoминальная активная мoщнocть потерь холостого хода в силовом трансфор-

маторе;

Qn.л.нoм - нoминальная реактивная мoщнocть потерь в линии электропередачи;

Qn.н.нoм - нoминальная реактивная мoщнocть нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;

Qn.хх.нoм - нoминальная реактивная мoщнocть потерь холостого хода в силовом траис-форматоре;

Номинальные мощности потерь вводятся в счетчик как конфигурационные параметры и представляют собой мощность потерь в одной фазе, приведенную к входу счетчика при номинальном токе и напряжении счетчика.

Вычисление средних за период сети мощностей трехфазной системы производится алгебраическим (с учетом знака направления) суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Знаки мощностей однофазных измерений формируются по-разному в зависимости от конфигурирования счетчика, как показано в таблице 1.

Таблица 1

По полученным за период сети значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы формируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных выходах счетчика. Сформированные импульсы подсчитываются контроллером и сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии или мощности добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и массивы профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текущего тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля, определяемое по встроенным энергонезависимым часам реального времени.

При учете потерь импульсы телеметрии формируются с учетом мощности потерь (P±Pn формулы (1), (6), Q±Qn формулы (3), (7)), подсчитываются контроллером и отдельно сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности с учетом потерь по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. Знак учета потерь является конфигурационным параметром счетчика и зависит от расположения точки учета и точки измерения.

Измерение провалов напряжений и перенапряжений производится на основе измерений среднеквадратических значений фазных напряжений на каждом полупериоде сети. Измеряется остаточное напряжение провала или величина перенапряжения и длительность провала или перенапряжения в каждой фазе сети и в трехфазной системе.

3 Варианты исполнения

В модельный ряд счетчиков входят счетчики, отличающиеся наличием реле управления нагрузкой, типами интерфейсов связи и способом установки (внутри или снаружи помещений). Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 2.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции должна состоять из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения счетчика, условного обозначения типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля и номера технических условий.

Пример записи счётчика - «Счётчик электрической энергии многофункциональный 1IC4-4TM.O5VIII.XX.YY ИЛГШ.411152.178ТУ», где:

XX - условное обозначение варианта исполнения счетчика согласно таблице 2,

YY - условное обозначение типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля согласно таблице 3.

Если в счетчик не устанавливается дополнительный интерфейсный модуль, то поле YY должно оставаться пустым. Дополнительные интерфейсные модули могут устанавливаться только в счетчики с интерфейсом RS-485 (варианты исполнения 00-03, таблица 2).

Счетчики не чувствительны к постоянной составляющей в цепи переменного тока и предназначены для непосредственного подключения к сети с номинальными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.

аблица 2 - Варианты исполнения счетчиков

Счётчики всех вариантов исполнения работают как 4-х квадрантные измерители (четыре канала учета) активной и реактивной энергии и мощности прямого и обратного направления, имеют идентичные метрологические характеристики и единое программное обеспечение. Счетчики могут конфигурироваться для работы в однонаправленном режиме (три канала учета) и учитывать:

- активную энергию прямого и обратного направления, как активную энергию прямого направления (учет по модулю);

- реактивную энергию первого и третьего квадранта, как реактивную энергию прямого направления (индуктивная нагрузка);

- реактивную энергию четвертого и второго квадранта, как реактивную энергию обратного направления (емкостная нагрузка).

Таблица 3 - Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей

4   Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут трехфазный и раздельный по каждой фазе сети (пофазный) многотарифный учет энергии (без учета потерь) в четырех тарифных зонах, по четырем типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счетчиков использует расписание праздничных дней и список перенесенных дней.

Счетчики ведут нетарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии (трехфазной и пофазной, активной, реактивной, прямого и обратного направления) и трехфазной нетарифицированной энергии с учетом потерь (активной и реактивной прямого и обратного направления), а также учет числа импульсов, поступающих от внешних устройств по цифровым входам:

- всего от сброса (нарастающий итог);

- за текущие и предыдущие сутки;

- на начало текущих и предыдущих суток;

- за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 30 дней;

- на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 30 дней;

- за текущий месяц и двенадцать предыдущих месяцев;

- на начало текущего месяца и двенадцати предыдущих месяцев;

- за текущий и предыдущий год;

- на начало текущего и предыдущего года.

Счетчик позволяет получать значения учтенной трехфазной нетарифицированной активной и реактивной энергии прямого и обратного направления за сутки с глубиной хранения 248 суток при настройках расширенного массива профиля на четыре канала со временем интегрирования 30 минут.

5   Профили мощности нагрузки

Счетчики ведут два четырехканальных базовых массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления. Каждый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения профиля мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.

Глубина хранения каждого базового массива профиля составляет: - 114 суток (3,7 месяца) при времени интегрирования 30 минут;

- 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

6 Профиль параметров

Счетчики, наряду с двумя базовыми массивами профиля мощности нагрузки (п. 5), ведут третий независимый массив профиля параметров (расширенный массив профиля или 3-й массив профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенный массив профиля может конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а так же формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 16, а типы профилируемых параметров выбираться из таблицы 4. Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовых массивах.

Максимальная глубина хранения зависит от конфигурации расширенного массива и времени интегрирования и может составлять:

- 136 суток при 8-и канальном профиле со временем интегрирования 30 минут;

- 248 суток при 4-х канальном профиле со временем интегрирования 30 минут;

- 546 суток при одноканальном профиле со временем интегрирования 30 минут.

7 Регистрация максимумов мощности нагрузки

Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной и реактивной прямого и обратного направления) по каждому базовому массиву профиля мощности с использованием двенадцатисезонного расписания утренних и вечерних максимумов.

Максимумы мощности фиксируются в архивах счетчика:

- от сброса (ручной сброс или сброс по интерфейсному запросу): - за текущий и каждый из двенадцати предыдущих месяцев.

В архивах максимумов фиксируется значение максимума мощности и время, соответствующее окончанию интервала интегрирования мощности соответствующего массива профиля.

Если массив профиля мощности сконфигурирован для мощности с учетом потерь, то в архивах максимумов фиксируется максимальная мощность с учетом потерь.

8 Измерение и учет потерь

Счетчики производят расчет активной и реактивной мощности потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе по измеряемым значениям тока и напряжениям и на основании введенных значений номинальных мощностей потерь. Номинальные мощности потерь рассчитываются на основании паспортных данных силового и измерительного оборудования объекта.

9 Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд) физических величин, характеризующих трехфазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 4 или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики всех вариантов исполнения, независимо от конфигурации, работают как четырехквадрантные измерители с учетом направления и угла сдвига фаз между током и напряжением в каждой фазе сети и могут использоваться для оценки правильности подключения счетчика. Мгновенные мощности трехфазных измерений определяются с учетом конфигурации, как описано в п. 1 (таблица 1).

Таблица 4

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии согласно ГОСТ 13109-97, ГОСТ Р 54149-2010 с метрологическими характеристиками в соответствии с техническими условиям ИЛГШ.411152.178ТУ по параметрам установившегося отклонения фазных (междуфазных, прямой последовательности) напряжений, частоты сети, провалов напряжений и перенапряжений. Счетчики измеряют и фиксируют в журналах событий остаточное напряжение и длительность провалов напряжений, и величину и длительность перенапряжений в каждой фазе сети и в трехфазной системе. Счетчики ведут статистику характеристик провалов и перенапряжений в каждой фазе сети и в трехфазной системе с возможностью очистки статистической информации по интерфейсному запросу.

10 Испытательные выходы и цифровые входы

В счетчиках внутренней установки функционируют два изолированных испытательных выхода основного передающего устройства. В счетчиках наружной установки функционируют два испытательных выхода с общим «-». Каждый испытательный выход может конфигурироваться:

- для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной, реактивной, прямого и обратного направления, в том числе и с учетом потерь);

- для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);

- для формирования сигнала телеуправления.

- для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов (канал 0).

- для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям (канал 0).

В счетчиках внутренней установки функционируют два цифровых входа, которые могут конфигурироваться:

- для управления режимом поверки;

- для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних устройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);

- как входы телесигнализации.

11 Управление нагрузкой

Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям:

- в режиме ограничения мощности нагрузки;

- в режиме ограничения энергии за сутки;

- в режиме ограничения энергии за расчетный период (за месяц, если расчетный период начинается с первого числа месяца);

- в режиме контроля напряжения сети;

- в режиме контроля температуры счетчика;

- в режиме управления нагрузкой по расписанию.

Указанные режимы могут быть разрешены или запрещены в любых комбинациях.

Не зависимо от разрешенных режимов, управление нагрузкой и формирование сигнала управления нагрузкой производится по интерфейсной команде оператора.

12 Журналы

Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы превышения порога мощности и статусный журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий:

- время выключения/включения счетчика;

- время включения/выключения резервного источника питания;

- время выключения/включения фазы 1, фазы 2, фазы 3;

- время открытия/закрытия крышки зажимов;

- время вскрытия счетчика;

- время и причина формирования сигнала управления нагрузкой (50 записей);

- время изменения коэффициентов трансформации;

- время коррекции времени и даты;

- время коррекции тарифного расписания;

- время коррекции расписания праздничных дней;

- время коррекции списка перенесенных дней;

- время коррекции расписания утренних и вечерних максимумов мощности;

- время последнего программирования;

- время и количество перепрограммированных параметров;

- время изменения состояния входа телесигнализации (20 записей);

- время инициализации счетчика;

- время сброса показаний (учтенной энергии);

- время инициализации первого, второго и третьего массива профиля мощности;

- время сброса максимумов мощности по первому и второму массиву профиля;

- время и количество попыток несанкционированного доступа к данным;

- время и количество измененных параметров измерителя качества;

- время и количество измененных параметров измерителя потерь;

- время воздействия на счетчик повышенной магнитной индукции.

Все перечисленные журналы имеют глубину хранения по 10 записей, кроме указанных особо.

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхо-да/возврата за установленные верхнюю/нижнюю нормально/предельно допустимую границу: - отклонения напряжений: фазных, междуфазных, прямой последовательности;

- частоты сети;

- коэффициентов искажения синусоидальности кривой фазных и междуфазных напряжений;

- коэффициентов несимметрии напряжения по нулевой и обратной последовательностям.

Глубина хранения каждого журнала выхода за нормально допустимые границы 20 записей, за предельно допустимые границы - 10 записей.

В журналах провалов и перенапряжений фиксируется время начала, остаточное напряжение и длительность провала напряжения и величина и длительность перенапряжения для каждой фазы сети и трехфазной системы. Кроме журналов провалов и перенапряжений ведется статистическая таблица параметров провалов и перенапряжений для каждой фазы сети и трехфазной системы. Статистические таблицы могут очищаться по интерфейсному запросу с фиксацией факта и времени очистки в журналах очистки статистики.

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого или второго массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 10 записей.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 10 записей.

13 Устройство индикации

Счётчики внутренней установки имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров, три светодиодных индикатора состояния телеметрии и интерфейсов связи и три кнопки управления режимами индикации.

Счётчики наружной установки не имеют собственного ЖК индикатора, и имеет только три светодиодных индикатора состояния телеметрии и интерфейсов связи. Визуализация данных измерений счётчика наружной установки производится через удаленный терминал Т-1.02, подключаемый к счётчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал входит в комплект поставки счётчика наружной установки, имеет жидкокристаллический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и три кнопки управления режимами индикации, как и счётчики внутренней установки.

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:

- учтенную (трехфазную) активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по каждому тарифу и сумме тарифов;

- энергию с учетом потерь в линии передачи и силовом трансформаторе;

- число импульсов от внешних датчиков по цифровому входу.

Все перечисленные выше данные сохраняются в архивах с возможностью просмотра на индикаторе:

- всего от сброса показаний (нарастающий итог);

- за текущий и предыдущий год;

- за текущий и предыдущий месяц;

- за текущие и предыдущие сутки.

- на начало текущего года;

- на начало текущего и предыдущего месяца;

- на начало текущих и предыдущих суток.

Счетчики в режиме и индикации основных параметров, кроме перечисленных выше, отображают значения и время фиксации утренних и вечерних максимумов мощности по первому и второму базовому массиву профиля мощности.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенные в таблице 4.

Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе версию ПО счетчика и контрольную сумму метрологически значимой части ПО.

14 Интерфейсы связи

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют оптический интерфейс (оптопорт), физические и электрические параметры которого соответствуют ГОСТ IEC 61107-2011. Наличие других интерфейсов связи определяется вариантом исполнения счетчика в соответствии с таблицей 2.

В счетчики внутренней установки с интерфейсом RS-485 могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, перечисленные в таблице 3, для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM, PLC, Ethernet, RF). При этом счетчик начинает выполнять функцию коммуникатора, к интерфейсу RS-485 которого могут быть подключены другие счетчики объекта без дополнительных интерфейсных модулей, образуя локальную сеть с возможностью удаленного доступа к каждому счетчику объекта.

Счётчик c PLC-модемом обеспечивает передачу данных по низковольтным электрическим сетям общего назначения и соответствует требованиям ГОСТ Р 51317.3.8-99, ГОСТ 30804.3.8-2002 с поддержкой стека протоколов Y-NET фирмы Yitran, позволяющего организовывать сеть передачи данных древовидной структуры с автоматической адресацией, маршрутизацией и оптимизацией маршрутов.

Счётчики с радиомодемом и ZigBee-подобным модемом работают на частотах, выделенных по решению ГКРЧ №-7-20-03-001 от 07.05.2007 для устройств малого радиуса действия с выходной мощностью передатчика, не требующей разрешения ГКРЧ на использование радиочастотных каналов.

Счетчики со встроенным GSM-модемом работают в сети подвижной радиотелефонной связи стандарта GSM900/1800 в режиме пакетной передачи данных, как клиенты или серверы TCP/IP, с использованием технологии GPRS и в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD. Встроенные GSM-модемы по своим техническим свойствам полностью соответствует коммуникатору GSM С-1.02.01.

Счетчики поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол и обеспечивают возможность считывания через интерфейсы связи архивных данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования параметров.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения завода-изготовителя «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» или с применением программного обеспечения пользователей.

Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями на чтение, программирование и управление нагрузкой по команде оператора (три уровня доступа). Метрологические коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой защиты записи (аппаратный уровень доступа) и не доступны без снятия пломб завода-изготовителя и нарушения оттиска поверительного клейма.

15 Защита от несанкционитрованного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка навесной пломбы организации осуществляющей поверку счетчика.

После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации. Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунке 2.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки счетчика и крышки зажимов. Электронные пломбы работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий без возможности инициализации журналов.

В счетчиках установлен датчик магнитного поля, фиксирующий воздействие на счетчик магнитного поля повышенной индукции (2±0,7) мТл (напряженность (1600±600) А/м) и выше. Факт и время воздействия на счетчик повышенной магнитной индукции фиксируется в журнале событий.

16 Внешний вид и схема пломбирования

Внешний вид счётчика наружной установки и схема пломбирования приведены на рисунке 1. Внешний вид счетчика внутренней установки с установленной крышкой зажимов и снятой крышкой зажимов, а так же схема пломбирования приведены на рисунках 2 и 3.

Пломба с оттиском клейма ОТК

Навесная пломба с оттиском поверительного клейма

Пломба обслуживающей организации

Рисунок 1 - Внешний вид счётчика наружной установки и терминала Т-1.02

ОАО 'ННПО имени M.B. Фрунзе' ПСЧ-4ТМ.05МН.00.01

Навесные пломбы крышки зажимов обслуживающей организации (на винтах крепления крышки)

А=250 imp/(kW-hXkvar-h) В=8000 ImpZfkWhXkvarh) 3 х (120-230)7(208-400) V 5(80)А 50Hz

Illlllllllllllllllllllllllllll

N1510130001

Навесная пломба с оттиском поверительного клейма

Крышка зажимов

Рисунок 2 - Внешний вид счетчика внутренней установки с установленной крышкой зажимов

Мастичная пломба с оттиском клейма ОТК

Навесная пломба с оттиском поверительного клейма

Рисунок 3 - Внешний вид счетчика внутренней установки со снятой крышкой зажимов

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчика имеет структуру с разделением на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Каждая структурная часть исполняемого кода программы во внутренней памяти микроконтроллера защищается циклической контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчика.

Метрологические характеристики счетчика напрямую зависят от калибровочных коэффициентов, которые записываются в память счетчика на заводе-изготовителе на стадии калибровки. Калибровочные коэффициенты дублируются в двух массивах и защищаются циклическими контрольными суммами, которые непрерывно контролируется системой диагностики счетчика. Метрологически значимая часть ПО и калибровочные коэффициенты защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не доступны для изменения без вскрытия счетчика.

При обнаружении ошибок контрольных сумм (КС) системой диагностики устанавливаются флаги ошибок в слове состояния счетчика с записью события в статусный журнал счетчика и отображением сообщения об ошибке на экране ЖКИ:

- Е-09- ошибка КС метрологически не значимой части ПО;

- Е-42- ошибка КС метрологически значимой части ПО;

- Е-10- ошибка КС основного массива калибровочных коэффициентов;

- Е-11- ошибка КС дублирующего массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 5.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО могут отображаться на табло ЖКИ в режиме технологической индикации. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО счетчика и измерительную информацию.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий.

Таблица 5

Технические характеристики

Таблица 6 - Метрологические характеристики

Таблица 7 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати и в эксплуатационной документации на титульных листах типографским способом.

Комплектность

Таблица 8 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу ИЛГШ.411152.178РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МН. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «21» апреля 2014 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.551-2013;

- установка для поверки счётчиков электрической энергии УАПС-1М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 23832-07);

- частотомер электронно-счетный Ч3-63 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 9084-83);

- секундомер механический СОСпр-2б-2: (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 11519-11).

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

Знак поверки наносится на счетчик давлением на специальную мастику или навесную пломбу, расположенную в месте крепления верхней части корпуса к основанию.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе .

Нормативные документы

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 31819.23-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ИЛГШ.411152.178ТУ. Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МН. Технические условия

Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования» ТР ТС 004/2011

Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств» ТР ТС 020/2011