Счетчики электрической энергии многофункциональные ТЕ2000

Назначение

Счетчики предназначены для измерения и многотарифного учета активной и реактивной энергии (в том числе и с учетом потерь) прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии, измерения параметров сети и параметров качества электрической энергии (отклонения частоты и напряжений, провалы напряжений и перенапряжения) в трехфазных сетях переменного тока.

Описание

Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных ТЕ2000 основан на цифровой обработке 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 аналого-цифрового преобразователя (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.

Вычисления средних за период сети значений мощностей и среднеквадратических значений напряжений и токов производится по следующим формулам:

n-1

S Ui • Ii

для активной мощности

(1)

P = J=5-----

n

для полной мощности

для реактивной мощности

для напряжения

для тока

n-1           n-1

z Ui2 •Jz ii2

i=0

i=0

n

Q = S2 - P2 ,

UCK3

I скз

n-1 SUi2 i=0

n

n-1

SIi2 i=0

(2)

(3)

(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:

Рп

Qn

V IH )

п.л.ном

п.хх .ном

Q п.л.ном

I I A2

+ г

VIH)

Qn.H.HOM

VUH)

Qn.xx .ном ,

(6)

(7)

где I     - среднеквадратическое значение тока за период сети (5);

U    - среднеквадратическое значение фазного напряжения (4);

Рп.л.ном - номинальная активная мощность потерь в линии электропередачи;

Рп.н.ном - номинальная активная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;

Рп.хх.ном- номинальная активная мощность потерь холостого хода в силовом трансформаторе;

^^п.л.ном - номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;

^^п.н.ном - номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;

Q^xx^om- 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.

Счетчики являются двунаправленными измерителями и измеряют проекции вектора полной мощности на активную и реактивную оси круга мощностей. При этом образуются четыре канала измерения и учета активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.

Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети. При этом:

- прямому направлению (от генератора) активной энергии А+ (мощности P+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 90° (1-й квадрант, индуктивная нагрузка, импорт) и от 270° до 360° (4-й квадрант, емкостная нагрузка, импорт);

- обратному направлению (к генератору) активной энергии А- (мощности P-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 270° (3-й квадрант, индуктивная нагрузка, экспорт) и от 90° до 180° (2-й квадрант, емкостная нагрузка, экспорт);

- прямому направлению (от генератора) реактивной энергии R+ (мощности Q+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 180° (импорт);

- обратному направлению (к генератору) реактивной энергии R- (мощности Q-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 360° (экспорт).

Вычисление средних за период сети мощностей трехфазной системы производится суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Знаки трехфазных измерений мощности и знаки каналов учета трехфазной энергии формируются по-разному, в зависимости от конфигурации счетчика. Различаются следующие режимы работы счетчика в зависимости от конфигурации:

- двунаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (режим по умолчанию);

- однонаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) 3 канала в прямом направлении (конфигурируемый);

- двунаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (конфигурируемый);

Лист № 3

Всего листов 27

- однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) в обратном направлении (конфигурируемый).

В таблицах 1-4 приведены знаки направления активной и реактивной мощности однофазных и трехфазных измерений и каналы учета энергии в зависимости от положения вектора полной мощности и конфигурирования счетчика.

Таблица 1 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в двунаправленном

режиме

Таблица 2 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в однонаправленном режиме

Таблица 3 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном двунаправленном режиме

Таблица 4 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном однонаправленном режиме

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.

Функциональные возможности

Счетчики обеспечивают:

- многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии в трехфазной системе и не тарифицированный пофазный учет;

- не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе;

- ведение двух четырехканальных массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования;

- ведение многоканального профиля параметров с программируем временем интегрирования;

- измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энергии;

- ведение журналов событий.

Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой, с возможностью аппаратной блокирования срабатывания, 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, в том числе с установкой на DIN-рейку, предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 70 °С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предна-

Лист № 5

Всего листов 27 значены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 °С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.

Варианты исполнений

Счетчики выпускаются в различных модификациях, которые отличаются номинальным (базовым) током, номинальным напряжением, способом подключения к электрической сети, наличием реле управления нагрузкой, наличием радиомодема, способом установки (внутри или снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встроенного интерфейсного модуля и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля. Счётчики всех вариантов исполнения имеют оптический интерфейс. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 6. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 7.

Таблица 5 - Варианты исполнения счетчиков

Продолжение таблицы 5

Таблица 6 - Типы встраиваемых интерфейсных модулей

Таблица 7 - Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей для счетчиков внутренней установки (ТЕ2000.01 - ТЕ2000.07, ТЕ2000.20 - ТЕ2000.23)

Продолжение таблицы 7

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции

должна состоять из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения в соответствии с таблицей 5, условного обозначения типа встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (может отсутствовать), условного обозначения типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (может отсутствовать), номера настоящих технических условий.

Пример записи счётчика: «Счётчик электрической энергии многофункциональный TE2000.XX.YY.ZZ ФРДС.411152.007ТУ», где

XX - условное обозначение варианта исполнения счетчика в соответствии с таблицей 5;

YY - условное обозначение встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (00 - нет встроенного интерфейсного модуля);

ZZ - условное обозначение устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (00 - нет устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля).

Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-41 (таблица 5) поставляются с терминалами в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе:

- Т-1.02МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алка

линовых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

- Т-1.02МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алка

линовых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;

Примеры записи счётчика

1 «Счётчик    электрической    энергии    многофункциональный    ТЕ2000.40.02.00

ФРДС.411152.007ТУ с терминалом Т-1.02МТ»;

2 «Счётчик    электрической    энергии    многофункциональный    ТЕ2000.41.00.00

ФРДС.411152.007ТУ с терминалом Т-1.02МТ/1»;

Лист № 8

Всего листов 27 3 «Счётчик    электрической    энергии    многофункциональный    ТЕ2000.41.10.00

ФРДС.411152.007ТУ без терминала».

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 могут конфигурироваться для подключения к трехфазным трехпроводным сетям по схеме Арона, как двухэлементные.

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.

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.

Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии, не тарифицированной энергии с учетом потерь и не тарифицированный пофазный учет (активной, реактивной прямого и обратного направления):

- всего от сброса (нарастающий итог);

- за текущие и предыдущие сутки;

- на начало текущих и предыдущих суток;

- за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 180 дней;

- на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 180 дней;

- за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;

- на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;

- за текущий и 10 предыдущих лет;

- на начало текущего и 10 предыдущих лет.

В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.

Профиль мощности нагрузки

Счетчики ведут два четырехканальных базовых массива профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного 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 базового массива профиля мощности составляет 113 суток при времени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Профиль параметров

Счетчики, наряду с базовыми массивами профиля мощности нагрузки, ведут два независимых массива профиля параметров (расширенные массивы профиля или 3-й и 4-й массивы профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенные массивы профиля могут 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 48, а наименования профилируемых параметров выбираться из таблиц 8 и 9. Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовом массиве.

Таблица 8 - Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля

Продолжение таблицы 8

Регистрация максимумов мощности нагрузки

Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) по каждому массиву профиля мощности с использованием двенадцати сезонного 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.

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

Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд с шагом 200 мс) физических величин, характеризующих трехфазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 9, или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.

Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося отклонения напряжения, по характеристикам провалов и перенапряжений согласно ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.

При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхо-да/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений, где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы связи.

Таблица 9 - Измеряемые параметры

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.

Испытательные выходы и цифровые входы

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, и четырехквадрантной реактивной);

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

- для формирования сигнала телеуправления.

- для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.

- для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов.

В счетчиках трансформаторного включения функционируют два цифровых входа, в счетчиках непосредственного включения - один ( отсутствует в счетчиках наружной установки), которые могут конфигурироваться:

- для управления режимом поверки (только первый цифровой вход).

Лист № 12

Всего листов 27

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

- как вход телесигнализации.

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.

Встроенное реле имеет возможность аппаратной блокировки срабатывания.

Журналы

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

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, перечисленных в таблице 10.

Таблица 10 - Журналы событий

Продолжение таблицы 10

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхо-да/возврата за установленные границы параметров КЭ, усредненные в интервале времени (по умолчанию):

- 10 секунд для частоты сети.

- 10 минут для остальных параметров.

Перечень журналов ПКЭ и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 11.

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 12.

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.

В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 50 записей.

Таблица 11 - Журналы ПКЭ

Продолжение таблицы 11

Таблица 12 - Журналы провалов и перенапряжений

Устройство индикации

Счетчики внутренней установки и счетчики для установки на DIN-рейку (таблица 5), имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и одну кнопку управления режимами индикации. Счетчики наружной установки (таблица 5) не имеют собственного индикатора, и визуализация данных измерений счетчика производится через удаленный терминал Т-1.02МТ или Т-1.02МТ/1, подключаемый к счетчику по радиоканалу через встроенный радиомодем. Терминал счетчика имеет жидкокристаллический индикатор с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и кнопку управления режимами индикации, как и счетчики внутренней установки.

Лист № 15

Всего листов 27

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на индикаторе:

- учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления по каждому из четырех тарифов и по сумме тарифов;

- значение потребленной электрической энергии на начало текущего месяца суммарно и по тарифным зонам.

Выбор требуемого режима индикации основных параметров осуществляется посредством кнопки управления в ручном режиме управления или автоматически с программируемым периодом в режиме динамической индикации.

В счетчиках предусмотрена конфигурируемая возможность возврата в заданный режим индикации при не активности кнопок управления в течение заданного времени.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 9. Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на индикаторе:

- версию программного обеспечения (ПО) (21.00.ХХ);

- контрольную сумму метрологически значимой части ПО (30С4);

- загруженность процессора «EFF»;

- свободная память «FhP»;

- сетевой адрес «CA» короткий.

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 таблицами 5 - 7. В счетчик внутренней установки могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули в соответствии с таблицей 7 для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через соответствующие сети (GSM (2G), UMTS (2G+3G), LTE (2G+3G+4G), LTE (2G+4G), LTE(2G+NBIoT), PLC, Ethernet, RF (ZigBee), Wi-Fi).

Счетчик через любой интерфейс связи (RS-485, оптопорт) поддерживает следующие протоколы обмена:

- ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 - совместимый протокол;

- ModBus-RTU;

- ГОСТ Р 58940-2020 (СПОДЭС) с транспортным уровнем HDLC;

- Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Счетчики по любому интерфейсу обеспечивают возможность считывания архивных данных и измеряемых параметров, считывания, программирования и перепрограммирования параметров.

Счетчики обеспечивают возможность передачи сообщений в интеллектуальную систему учета при открытой сессии HDLC.

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения предприятия-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 (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 знака поверки.

Защита от несанкционированного 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, 3.

Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование крышки зажимов, крышки интерфейсных соединителей и батареи и крышки счетчика.

Электронные пломбы энергонезависимые, работают как во включенном, так и в выключенном состоянии счетчика. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соот-

ветствующих журналах событий без возможности инициализации журналов.

В счетчиках установлен измеритель магнитного поля, предназначенный для фиксации факта, величины и времени воздействия на счетчик переменного или постоянного магнитного поля повышенной индукции, превышающей установленное пороговое значение. Пороговое значение магнитной индукции программируется в диапазоне (0-169) мТл и по умолчанию имеет значение 3 мТл. Время начала и окончания воздействия магнитного поля повышенной индукции фиксируется в журнале событий счетчика, а факт воздействия индицируется на ЖКИ включением курсора «Z1X» или светодиодного индикатора «Z1X».

Заводской десятизначный номер наносится на панель счетчика методом лазерной маркировки.

Общий вид счетчиков внутренней установки (таблица 5), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 1.

А-5000 imp/(kW hXkvarh)

В - 160000 imp/(kW hXkvar h)

3 х (57.7-115И100-200) V 5(10) А 50 Hz 2070 г СДЕЛАНО В РОССИИ

Место для навесной пломбы со знаком поверки

Место для навесных пломб обслуживающей организации

Рисунок 1 - Общий вид счетчика внутренней установки, схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

О. 1 Я ГОСТ 31819.23-2012

IHIUIIIIIIII

Место для навесной пломбы со знаком ОТК

Общий вид счетчиков наружной установки (таблица 5) с удаленным терминалом, который может входить в состав комплекта поставки счетчиков наружной установки, схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.

Место для навесной пломбы со знаком поверки

Место для навесной пломбы со знаком ОТК

73 ТЕ2000.40.08.00

А =250 imp'fkWhi нш В = 8000 Imp'ikW •’I 1и

Место для навесных пломб обслуживающей организации

Рисунок 2 - Общий вид счетчика наружной установки, схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

00006

СДЕЛАНО В РОССИИ

Общий вид счетчиков установки на DIN-рейку (таблица 5), схема пломбировки от несанкционированного доступа, место нанесения знака поверки представлены на рисунке 3.

Место для пломбы со знаком ОТК

Место для навесных пломб обслуживающей организации

;'Э &;?. TE2000.80.01.00

СДЕЛАНО в РОССИИ 2020г ГАП г*~1

о« * ГОСТ 3181921-2012 0.1 р----

■! агз । ««•      -

Т                  _        CYIW ©АЗА 1

’___ S3S кВ.

"     3’81921-2012   ■ HI II

R ГОСТ 3181923-2012   I

ГОСТ 31818 11-2012

Й09200010

Место для навесной пломбы со знаком поверки

Рисунок 3 - Общий вид счетчика для установки на DIN-рейку, схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки

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, записанных в память счетчика на предприятии-изготовителе на стадии калибровки. Калибровочные коэффициенты защищаются циклической контрольной суммой, которая 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-15 - ошибка КС метрологически значимой части ПО;

Е-10 - ошибка КС массива калибровочных коэффициентов.

Идентификационные характеристики ПО счетчика приведены в таблице 13. Номер версии ПО состоит из трех полей. Каждое поле содержит два символа:

первой поле - код устройства (21 - ТЕ2000);

второе поле - номер версии метрологически значимой части ПО (00);

третье поле - номер версии метрологически незначимой части ПО.

Версия ПО счетчика и цифровой идентификатор ПО отображаются на табло ЖКИ в кольце индикации вспомогательных параметров. Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

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

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 13 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 14 - Метрологические характеристики

Таблица 15 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 16 - Комплект счетчиков

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе ФРДС.411152.007РЭ «Счетчик электрической энергии многофункциональный ТЕ2000. Руководство по эксплуатации. Часть 1». Раздел 2 Описание счетчика и принципа его работы.

Нормативные документы

электрической энергии многофункциональным ТЕ2000

ГОСТ 8.551-2013 ГСИ Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц.

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 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

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

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

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

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

Лист № 27

Всего листов 27

ФРДС.411152.007ТУ  «Счетчики электрической энергии многофункциональные

ТЕ2000. Технические условия».