Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК
| Номер в ГРСИ РФ: | 64450-16 |
|---|---|
| Категория: | Счетчики электроэнергии |
| Производитель / заявитель: | ФГУП "Нижегородский завод им.М.В.Фрунзе" (НЗиФ), г.Нижний Новгород |
Счетчики предназначены для измерения и учета активной и реактивной энергии (в том числе и с учетом потерь), ведения массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе и с учетом потерь), фиксации максимумов мощности, измерения параметров сети и параметров качества электрической энергии в трехфазных сетях переменного тока.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64450-16 |
| Наименование | Счетчики электрической энергии многофункциональные |
| Модель | ПСЧ-4ТМ.05МК |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 29.06.2021 |
Производитель / Заявитель
АО "Нижегородское НПО им.М.В.Фрунзе", г.Нижний Новгород
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 12 лет |
| Зарегистрировано поверок | 11847 |
| Найдено поверителей | 77 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 11830 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 17 (0%) |
| Актуальность информации | 21.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 64450-16: Описание типа СИ | Скачать | 220 КБ | |
| 64450-16: Методика поверки ИЛГШ.411152.167РЭ1 | Скачать | 1.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Счетчики предназначены для измерения и учета активной и реактивной энергии (в том числе и с учетом потерь), ведения массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе и с учетом потерь), фиксации максимумов мощности, измерения параметров сети и параметров качества электрической энергии в трехфазных сетях переменного тока.
Описание
1 Функциональные возможности
Счетчики обеспечивают:
- многотарифный учет трехфазной активной и реактивной энергии прямого и обратного направления (в том числе с учетом потерь);
- не тарифицированный пофазный учет (раздельно по каждой фазе сети) активной и реактивной энергии прямого и обратного направления;
- ведение двух четырехканальных массива профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе и с учетом потерь);
- фиксации максимумов мощности;
- измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энергии;
- ведение журналов событий.
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 могут применяться как средство коммерческого или технического учета электрической энергии на предприятиях промышленности и в энергосистемах, осуществлять учет потоков мощности в энергосистемах и межсистемных перетоков.
Счетчики предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 60 °С.
2 Принцип действия
Счетчики серии ПСЧ-4ТМ.05МК 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 и полной 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 значений напряжений и токов в каждой фазе производится по следующим формулам:
|
для активной мощности |
ZUi ■ Ii P = ~, (1) n |
|
для полной мощности |
n-1 -> n-1 -> ZUi2 ■JZIi2 S = -^=0-------i----, (2) n |
|
для реактивной мощности |
Q = ^S2 - p2, (3) |
n-1
Z Ui2
i=0
для напряжения
для тока
U скз
I скз
n
n-1
Z Ii2
(4)
(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 производится по следующим формулам:
Qn
■ P +
A п.л.ном 1
lr I2 < IH J
Q п.л.ном
(112
■ P +
п.н.ном
UH
п.хх.ном
Qn.H.HOM
Qn.XX.HOM ,
(6)
(7)
где
- cpegHeKBagpamu4ecKoe 3Ha4eHue тока за период сети (5);
- cpegHeKBagpamu4ecKoe 3Ha4eHue фазнoгo напряжения (4);
Рп.л.ном - нoминальная активная мoщнocть потерь в линии электропередачи;
Pn.H.HOM - нoминальная активная мoщнocть нагрузочных потерь в силовом транс
форматоре;
Рп.хх.ном - нoминальная активная мoщнocть потерь холостого хода в силовом трансформаторе;
Qп.л.нoм - номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;
Qп.н.нoм - номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;
Qп.хх.нoм - номинальная реактивная мощность потерь холостого хода в силовом трансформаторе;
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 варианта исполнения и конфигурирования счетчика, как показано в таблице 1.
Таблица 1 - Знаки направления мощностей однофазных измерений
|
Мощность |
Двунаправленный счетчик |
Комбинированный счетчик |
Однонаправленный | ||
|
не конфигурированный |
конфигурированный |
не конфигурированный |
конфигурированный | ||
|
P+ |
PI и PIV |
PI, PII, PIII, PIV |
PI, PII, PIII, PIV |
PI, PII, PIII, PIV |
PI, PII, PIII, PIV |
|
P- |
PII и PIII |
- |
- |
- |
- |
|
Q+ |
QI и QII |
QI и QIII |
QI и QII |
QI и QIII |
- |
|
Q- |
QIII и QIV |
QII и QIV |
QIII и QIV |
QII и QIV |
- |
|
Примечание - P+, Q+ - активная и реактивная мощность прямого направления, P-, Q- - активная и реактивная мощность обратного направления, PI, QI, PII, QII, PIII, QIII, PIV, QIV - активная и реактивная составляющие вектора полной мощности первого, второго, третьего и четвертого квадрантов соответственно. | |||||
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 (Р±Рп 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.
3 Варианты исполнения
В модельный ряд счетчиков входят счетчики, отличающиеся номинальным (базовым) током, номинальным напряжением, наличием резервного блока питания, видами и числом направлений учета энергии, способом подключения к электрической сети и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 2. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 3.
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 11СЧ-4ТМ.05 VII<.XX.YY ИЛГШ.411152.167ТУ», где:
- XX - условное обозначение вариант исполнения счетчика в соответствии с таблицей 2;
- YY - условное обозначение типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 3.
Если в счетчик не устанавливается дополнительный интерфейсный модуль, то поле YY должно оставаться пустым.
Таблица 2 - Варианты исполнения счетчиков
|
Условное обозначение счетчика |
Номинальный, базовый (максимальный) ток, А |
Номинальное напряжение, В |
Класс точности по учету активной/ реактивной энергии |
Учет энергии |
Наличие резервного блока питания |
Вариант исполнения ИЛГШ. |
|
Счетчики трансформаторного включения | ||||||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
5(10) |
3х(57,7-115)/ (100-200) |
0,5S/1 |
Двунаправленные (четыре канала учета) активной и реактивной энергии прямого и обратного направления. |
есть |
411152.167 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.01 |
5(10) |
нет |
-01 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.02 |
1(2) |
есть |
-02 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.03 |
1(2) |
нет |
-03 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
5(10) |
3х(120-230)/ (208-400) |
есть |
-04 | ||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.05 |
5(10) |
нет |
-05 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.06 |
1(2) |
есть |
-06 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.07 |
1(2) |
нет |
-07 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.08 |
5(10) |
3х(57,7-115)/ (100-200) |
0,5S/1 |
Однонаправленные (один канал учета по модулю) активной энергии независимо от направления. |
есть |
-08 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.09 |
5(10) |
нет |
-09 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.10 |
5(10) |
3х(120-230)/ (208-400) |
есть |
-10 | ||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.11 |
5(10) |
нет |
-11 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.12 |
5(10) |
3х(57,7-115)/ (100-200) |
0,5S/1 |
Комбинированные (три канала учета) активной энергии независимо от направления и реактивной энергии прямого и обратного направления. |
есть |
-12 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.13 |
5(10) |
нет |
-13 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.14 |
1(2) |
есть |
-14 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.15 |
1(2) |
нет |
-15 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.16 |
5(10) |
3х(120-230)/ (208-400) |
есть |
-16 | ||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.17 |
5(10) |
нет |
-17 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.18 |
1(2) |
есть |
-18 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.19 |
1(2) |
нет |
-19 | |||
|
Счетчики непосредственного включения | ||||||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 |
5(100) |
3х(120-230)/ (208-400) |
1/2 |
Двунаправленные |
есть |
-20 |
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.21 |
5(100) |
нет |
-21 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.22 |
5(100) |
Однонаправленные |
есть |
-22 | ||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.23 |
5(100) |
нет |
-23 | |||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.24 |
5(100) |
Комбинированные |
есть |
-24 | ||
|
ПСЧ-4ТМ.05МК.25 |
5(100) |
нет |
-25 | |||
Таблица 3 - Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей
|
Условное обозначение |
Наименование |
|
01 |
Коммуникатор GSM C-1.02.01 |
|
02 |
Модем PLC M-2.01.01 (однофазный) |
|
03 |
Модем PLC M-2.01.02 (трехфазный) |
|
04 |
Коммуникатор GSM C-1.03.01 |
|
05 |
Модем Ethernet M-3.O1.ZZ |
|
06 |
Модем ISM M-4.01.ZZ (430 МГц) |
|
07 |
Модем ISM M-4.02.ZZ (860 МГц) |
|
08 |
Модем ISM M-4.03.ZZ (2400 МГц) |
|
09 |
Модем оптический M-5.01.ZZ |
Продолжение таблицы 3_____________________________________________________________
|
Условное обозначение |
Наименование |
|
10 |
Коммуникатор Wi-Fi C-2.ZZ.ZZ |
|
ZZ - вариант исполнения интерфейсного модуля Примечание - В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули не приведенные в таблице со следующими характеристиками: - при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 6 В потребляемый ток не должен превышать 400 мА; - при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть не менее 4000 В (среднеквад ратическое значение в течение 1 минуты). | |
Двунаправленные счетчики предназначены для многотарифного учета активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления (четыре канала учета). Двунаправленные счетчики могут конфигурироваться для работы в однонаправленном режиме (далее двунаправленные конфигурированные, 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).
Комбинированные счетчики предназначены для многотарифного учета активной энергии независимо от направления в каждой фазе сети (учет по модулю) и для учета реактивной энергии прямого и обратного направления (три канала учета). Комбинированные счетчики могут конфигурироваться для учета реактивной энергии в одном направлении (далее комбинированные конфигурированные) 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).
Однонаправленные счетчики предназначены для учета только активной электрической энергии независимо от направления тока в каждой фазе сети (один канал учета по модулю).
Подключение счетчиков трансформаторного включения к сети производится через измерительные трансформаторы напряжения и тока. Счетчики с номинальным напряжением 3х(57,7-115)/(100-200) В могут использоваться на подключениях с номинальными фазными напряжениями из ряда: 57,7, 63,5, 100, 110, 115 В. Счетчики с номинальным напряжением 3х(120-230)/(208-400) В могут использоваться как с измерительными трансформаторами напряжения, так и без них на подключениях с номинальными фазными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.
Счетчики непосредственного включения 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.
4 Тарификация и архивы учтенной энергии
Счетчики ведут 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 не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.
Счетчики, наряду с трехфазным учетом, ведут не тарифицированный пофазный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления, если это предусмотрено параметрами конфигурации. По умолчанию пофазный учет отключен.
Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии, не тарифицированной энергии с учетом потерь и не тарифицированный пофазный учет (активной, реактивной прямого и обратного направления), а также учет числа импульсов, поступающих от внешних устройств по цифровому входу:
- 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.
5 Профили мощности нагрузки
Двунаправленные счетчики ведут два четырехканальных независимых массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.
Комбинированные счетчики ведут два трехканальных массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной мощности не зависимо от направления и реактивной мощности прямого и обратного направления.
Однонаправленные счетчики ведут два одноканальных массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной мощности не зависимо от направления.
Примечание - Для счетчиков непосредственного включения и для счетчиков трансформаторного включения на подключениях с номинальными напряжениями 3х(100-115)/(173-200) В время интегрирования мощности может программироваться только в диапазоне от 1 до 30 минут.
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 массива профиля, при времени интегрирования 30 минут, составляет 113 суток, при времени интегрирования 60 минут - 170 суток.
6 Регистрация максимумов мощности нагрузки
Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) по каждому 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.
7 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, не зависимо 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 варианта исполнения и конфигурации, как описано в п. 2.
Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии согласно ГОСТ 32144-2013 по параметрам установившегося отклонения фазных (межфазных, прямой последовательности) напряжений и частоты сети.
Таблица 4 - Измеряемые параметры
|
Наименование параметра |
Цена единицы младшего разряда индикатора |
Примечание |
|
Активная мощность, Вт |
0,01 |
По каждой фазе сети и сумме фаз |
|
Реактивная мощность, вар |
0,01 | |
|
Полная мощность, В^А |
0,01 | |
|
Активная мощность потерь, Вт |
0,01 | |
|
Реактивная мощность потерь, вар |
0,01 | |
|
Коэффициент активной мощности cosф |
0,01 | |
|
Коэффициент реактивной мощности sinф |
0,01 | |
|
Коэффициент реактивной мощности tgф |
0,01 | |
|
Фазное напряжение, В |
0,01 |
По каждой фазе сети |
|
Межфазное напряжение, В |
0,01 |
По каждой паре фаз |
|
Напряжение прямой последовательности, В |
0,01 | |
|
Ток, А |
0,0001 |
По каждой фазе сети |
|
Ток нулевой последовательности, А |
0,0001 |
Справочные данные |
|
Частота сети, Гц |
0,01 | |
|
Коэффициент искажения синусоидальности кривой токов, % |
0,01 |
Справочные данные |
|
Коэффициент несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, % |
0,01 | |
|
Коэффициент искажения синусоидальности кривой фазных напряжений, % |
0,01 | |
|
Коэффициент искажения синусоидальности кривой межфазных напряжений, % |
0,01 | |
|
Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой и обратной последовательностям, % |
0,01 | |
|
Текущее время, с |
1 | |
|
Текущая дата | ||
|
Температура внутри счетчика, °С |
1 |
Примечания
1 Цена единицы младшего разряда и размерности указаны для коэффициентов трансформации, равных 1.
2 Все параметры индицируются с учетом введенных коэффициентов трансформации напряжения и тока.
8 Испытательные выходы и цифровой вход
В счетчиках функционируют два изолированных испытательных выхода основного передающего устройства. 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 сигналов телеуправления.
- для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов (канал 0).
- для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.
В счетчиках функционирует один цифровой вход, который может конфигурироваться:
- для управления режимом поверки;
- для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних устройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);
- как вход телесигнализации.
9 Управление нагрузкой
Счетчики позволяют формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям для целей управления нагрузкой внешним отключающим устройством и работать в следующих режимах:
- 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, сигнал управления нагрузкой формируется по интерфейсной команде оператора.
10 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 защитной крышки;
- 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 и второго 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, межфазных, прямой последовательности;
- частоты сети;
- коэффициентов искажения синусоидальности кривой фазных и межфазных 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 превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности прямого и обратного направления 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.
11 Устройство индикации
Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых величин и три кнопки управления режимами индикации.
Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:
- учтенную 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 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.
12 Интерфейсы связи
Счетчики имеют два равноприоритетных, независимых интерфейса связи: RS-485 и оптический интерфейс по ГОСТ IEC 61107-2011, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена.
В счетчиках могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 1 для обеспечения удаленного доступа к сети RS-485 объекта через сети: GSM, PLC, Ethernet, RF, Wi-Fi.
Счетчики через любой интерфейс обеспечивают возможность дистанционного управления функциями, программирования (перепрограммирования) режимов и параметров и считывания параметров, архивных данных и данных измерений.
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.
13 Защита от несанкционитрованного доступа
Для защиты от несанкционированного доступа в счетчике предусмотрена установка пломб ОТК завода-изготовителя и организации осуществляющей поверку счетчика.
После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации.
Схема пломбирования счетчиков приведена на рисунках 1, 2.
Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки зажимов и крышки счетчика.
Электронные пломбы работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий: «Открытие/закрытие защитной крышки», «Вскрытия счетчика» 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.
Внешний вид счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК с закрытой крышкой зажимов и схема пломбирования приведены на рисунке 1. Из четырех пломб обслуживающей организации могут устанавливаться только две, но обязательно слева и справа.
Пломбирование счетчиков организацией, осуществляющей поверку, производится с нанесением знака поверки давлением на пломбу или специальную мастику.
Рисунок 1 - Внешний вид счетчика с закрытой крышкой эажимов и схема пломбирования
Внешний вид отсека для установки дополнительных интерфейсных модулей с установленным коммуникатором GSM C-1.02.01 приведен на рисунке 2.
Рисунок 2 - Внешний вид отсека для установки дополнительных интерфейсных модулей
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. Массивы калибровочных коэффициентов 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.
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
4tmk.tsk |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
34.00.ХХ |
|
Цифровой идентификатор ПО |
782E |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
CRC 16 ModBus RTU |
Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО счетчика и измерительную информацию.
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 6
|
Таблица 6 - Метрологические и технические ха |
рактеристики |
|
Наименование величины |
Значение |
|
Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении: - активной энергии - реактивной энергии |
0,5S по ГОСТ 31819.22-2012; 1 по ГОСТ 31819.21-2012; 1 или 2 по ГОСТ 31819.23-2012 |
|
Номинальный (максимальный) ток, А Базовый (максимальный) ток, А |
1(2) или 5(10); 5(100) |
|
Стартовый ток (чувствительность), мА - трансформаторного включения - непосредственного включения |
0,0011ном; O,OO4I6 |
|
Номинальные напряжения, В |
3х(57,7-115)/(100-200) или 3х(120-230)/(208-400) (см. таблицу 2) |
|
Установленный рабочий диапазон напряжений, В, счетчиков с ином: - 3х(57,7-115)/(100-200) В - 3 х(120-230)/(208-400) В |
от 0,81’ном до ^ЬИном 3х(46-132)/(80-230); 3х(96-265)/(166-460) |
|
Предельный рабочий диапазон фазных напряжений (в любых двух фазах), В |
от 0 до 440 |
|
Номинальная частота сети, Гц |
50 |
|
Наименование величины |
Значение |
|
Диапазон рабочих частот, Гц |
от 47,5 до 52,5 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения, %: - активной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5P, счетчиков: 1) трансформаторного включения 2) непосредственного включения - реактивной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), 5Q, счетчиков: 1) трансформаторного включения 2) непосредственного включения - полной мощности, 8S - напряжения (фазного, межфазного, прямой последовательности и их усредненных значений), 5u - тока, 8I, счетчиков: 1) трансформаторного включения 2) непосредственного включения - частоты и ее усредненного значения - мощности активных потерь, 5Рп - мощности реактивных потерь, Sq, - активной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), 5Р ±:Рп |
±0,5 при 0,051ном < I < 1макс, coso=1; +0,6 при 0,051ном < I < 1макс, doso 0,5; ±1,0 при 0,011ном < I < 0,051ном, ooso=1; ±1,0 при 0,021ном < I < 0,051ном, doso 0,5; ±1,0 при 0,051ном < I < Ыакс, doso 0,25; |
|
±1,0 при 0,Иб < I < Ыакс, coso=1, ooso=0,5; ±1,5 при O,O5I6 < I < 0,Иб, ooso=1; ±1,5 при 0,Иб < I < Ыакс ooso=0,25; | |
|
±1,0 при 0,051ном < I < Ыакс, sino=1; 0,5; ±1,5 при 0,011ном < I < 0,051ном, sino=1; ±1,5 при 0,021ном < I < 0,051ном, sino=0,5; ±1,5 при 0,051ном < I < Ыакс, sino=0,25; | |
|
±2,0 при 0,Иб < I < Ыакс, sino=1, sino=0,5; ±2,5 при 0,05I6 < I < 0,Иб, sino=1; ±2,5 при 0,Иб < I < Ыакс, sino=0,25; 8S = 8Q (аналогично реактивной мощности); ±0,4 в диапазоне от 0,8ином до 1,15ином; ±0,9 (у счетчиков непосредственного включения) ±0,4 при 1ном < I < Шакс; ± 0,4 + 0,02| '"ом -1| L V /J прИ 0,0Ином < I < 1ном; ±0,9 при I6 < I < Ыакс ± 0,9 + 0,05| -1| при 0,05I6 < I < !б; L VI s Л ±0,05 в диапазоне от 47,5 до 52,5 Гц; (28i + 28u); (28i + 48u); ( Р Р„ 1 1 S р--— + 8 рп • -Р5- 1 V Р Р ± Рп Р ± Рп ) ; ; | |
|
- реактивной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), 5Q±Qn |
(8 Q +8 Q п 1 V Q Q ± Q п Qn Q ± Q п ) |
|
Наименование величины |
Значение | |||
|
Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от минус 40 до плюс 60°С, %/К, при измерении: - активной энергии и мощности 1) трансформаторного включения 2) непосредственного включения - реактивной энергии и мощности 1) трансформаторного включения 2) непосредственного включения |
0,03 при 0,051ном < I < 1макс, cos9=1; 0,05 при 0,051ном < I < 1макс, cos9=0,5; | |||
|
0,05 при 0,11б < I < 1макс, cos9=1; 0,07 при 0,21б < I < 1макс, cos9=0,5 | ||||
|
0,05 при 0,051ном < I < Ыакс, sin9=1; 0,07 при 0,051ном < I < Ыакс, sin9=0,5 | ||||
|
0,10 при 0,Иб < I < Ыакс, cos9=1; 0,15 при O,2I6 < I < Ыакс, cos9=0,5 | ||||
|
Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения частоты, напряжения и тока в диапазоне температур от минус 40 до плюс 60 °С, 51д, % |
0,05$дО- ta), где §д — пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины, t - температура рабочих условий, 1н - температура нормальных условий | |||
|
Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включенном и выключенном состоянии, лучше, c/сут |
±0,5 | |||
|
Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур, с/°С /сут: - во включенном состоянии в диапазоне температур от минус 40 до плюс 60 °С, менее - в выключенном состоянии в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, менее |
±0,1; ±0,22 | |||
|
Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, не более, ВА |
0,1 | |||
|
Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения в диапазоне номинальных напряжений, не более, Вт (В •А) |
57,7 В |
115 В |
120 В |
230 В |
|
0,5 (0,8) |
0,7 (1,1) |
0,7 (1,1) |
1,1 (1,9) | |
|
Максимальный ток, потребляемый от резервного источника питания переменного или постоянного тока, в диапазоне напряжений от 100 В до 265 В, без учета (с учетом) потребления дополнительного интерфейсного модуля (6 В, 500 мА), мА |
= 100 В |
= 265 В |
-100 В |
- 265 В |
|
30 (90) |
20 (40) |
50 (120) |
40 (70) | |
|
Начальный запуск счетчика, менее, с |
5 | |||
|
Жидкокристаллический индикатор: - число индицируемых разрядов - цена единицы младшего разряда при отображении энергии и коэффициентах трансформации равных 1, кВт-ч (квар-ч) |
8; 0,01 | |||
|
Наименование величины |
Значение |
|
Тарификатор: - число тарифов - число тарифных зон в сутках - число типов дней - число сезонов |
4; 144 зоны с дискретом 10 минут; 4; 12 |
|
Характеристики интерфейсов связи: - скорость обмена по оптическому порту - скорость обмена по порту RS-485 - протокол обмена - максимальный размер буфера прие ма/передачи, байт - максимальное число счетчиков, подключаемых к магистрали RS-485 |
9600 бит/с (фиксированная); от 300 до 38400 бит/с; ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 совместимый; 156; 64 |
|
Характеристики испытательных выходов: - количество испытательных выходов - максимальное напряжение |
2 изолированных конфигурируемых выхода; 30 В, в состоянии «разомкнуто»; |
|
- максимальный ток - выходное сопротивление |
50 мА, в состоянии «замкнуто»; > 50 кОм, в состоянии «разомкнуто»; < 200 Ом, в состоянии «замкнуто» |
|
Характеристики цифрового входа: - напряжение присутствия сигнала, В - напряжение отсутствия сигнала, В |
от 4 до 30; от 0 до 1,5 |
|
Постоянная счетчика в основном режиме (А), режиме поверки (В), имп./(кВт-ч), имп./(квар-ч) для счетчиков: 3х(57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А 3х(57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А 3х(120-230)/(208-400) В, 1(2) А 3х(120-230)/(208-400) В, 5(10) А 3х(120-230)/(208-400) В, 5(100) А |
А=25000, В=800000 А=5000, В=160000 А=6250, В=200000 А=1250, В=40000 А=250, В=8000 |
|
Помехоустойчивость: - к электростатическим разрядам - к наносекундным импульсным помехам - к микросекундным импульсным помехам большой энергии; - к радиочастотному электромагнитному полю; - к колебательным затухающим помехам; - к кондуктивным помехам |
ГОСТ 31818.11-2012, Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 020/2011 ГОСТ 30804.4.2-2013 (степень жесткости 4); ГОСТ 30804.4.4-2013 (степень жесткости 4); СТБ МЭК 61000-4-5-2006, ГОСТ Р 51317.4.5-99 (степень жесткости 4); ГОСТ 30804.4.3-2013 (степень жесткости 4); ГОСТ 30804.4.12-2002 (степень жесткости 3); СТБ IEC 61000-4-6-2011, ГОСТ Р 51317.4.6-99 (степень жесткости 3) |
|
Помехоэмиссия |
ГОСТ 30805.22-2013 для оборудования класса Б |
|
Сохранность данных при прерываниях питания, лет: - информации, более - внутренних часов, не менее |
40; 10 (питание от литиевой батареи) |
|
Наименование величины |
Значение |
|
Защита информации |
пароли трех уровней доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов |
|
Самодиагностика |
Циклическая, непрерывная |
|
Рабочие условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность при 30 °С, % - давление, кПа (мм рт. ст.) |
группа 4 по ГОСТ 22261 от минус 40 до плюс 60; до 90; от 70 до 106,7 (от 537 до 800) |
|
Степень защищенности корпуса от проникновения воды и посторонних предметов |
1Р51 по ГОСТ 14254-96 |
|
Средняя наработка до отказа, ч |
165000 |
|
Наименование величины |
Значение |
|
Средний срок службы, лет |
30 |
|
Время восстановления, ч |
2 |
|
Масса, кг |
1,7 |
|
Г абаритные размеры, мм |
309x170x92 |
|
Примечание - Для однонаправленных счетчиков пределы допускаемой погрешности измерения реактивной и полной мощности не нормируются. | |
Знак утверждения типа
наносится на панели счетчиков методом офсетной печати. В эксплуатационной документации на титульных листах изображение знака утверждения типа наносится типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 7
Таблица 7 - Комплект поставки
|
Обозначение документа |
Наименование и условное обозначение |
Кол. |
|
Согласно таблиц 2, 3 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК.XX.YY(одно из исполнений) |
1 |
|
ИЛГШ.411152.167ФО |
Формуляр |
1 |
|
ИЛГШ.411152.167РЭ |
Руководство по эксплуатации. Часть 1 |
1 |
|
ИЛГШ.411152.167РЭ1* |
Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки |
1 |
|
ИЛГШ.00004-01* |
Программное обеспечение «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» |
1 |
|
ИЛГШ.411915.247 |
Индивидуальная упаковка |
1 |
|
Примечания: 1 Позиции, помеченные знаком * поставляются по отдельному заказу. 2 В комплект поставки счетчиков с установленным дополнительным интерфейсным модулем входит руководство по эксплуатации и формуляр из комплекта поставки модуля. 3 Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с организациями, проводящими послегарантийный ремонт счетчиков. 4 Документы в электронном виде доступны на сайте завода-изготовителя по адресу http://www.nzif.ru/. | ||
Поверка
осуществляется по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
Установка для поверки счётчиков электрической энергии УАПС-1М:
- номинальные напряжения 57,7 и 230 В;
- диапазон токов (0,01-100) А;
- погрешность измерения активной/реактивной энергии +(0,15/0,3) %;
- погрешность измерения тока и напряжения +0,3 %.
Эталонный трехфазный ваттметр-счетчик ЦЭ7008:
- погрешность измерения активной/реактивной энергии +(0,05/0,1) %;
- погрешность измерения напряжения и тока +0,1 %.
Программируемый трехфазный источник фиктивной мощности МК7006:
- номинальные напряжения 57,7 и 230 В;
- диапазон токов (0,001-10) А.
Частотомер электронно-счетный Ч3-63: погрешность измерения 5-10’7;
Секундомер СОСпр-2б-2: цена деления 0,2 с, класс точности 2.
Знак поверки наносится давлением на пломбу или специальную мастику
Сведения о методах измерений
ИЛГШ.411152.167РЭ «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 1».
Нормативные документы
1 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.
2 ГОСТ 31818.11-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.
3 ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
4 ГОСТ 31819.21-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
5 ГОСТ 31819.23-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
6 ТР ТС 004/2011. Технический регламент Таможенного союза «О безопасности низковольтного оборудования».
7 ТР ТС 020/2011. Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств».
8 ИЛГШ.411152.167ТУ. «Счетчики электрической энергии многофункциональные
ПСЧ-4ТМ.05МК. Технические условия».
Другие Счетчики электроэнергии
