|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Счетчики электрической энергии трехфазные статические |
| Обозначение типа | РиМ 489.01, РиМ 489.02 |
| Производитель | ЗАО "Радио и Микроэлектроника" (РиМ), г.Новосибирск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 16 лет |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 16.11.2021 |
| Назначение | Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02 (далее - счетчики) являются многофункциональными приборами, и предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в трехфазных четырехпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от исполнения). Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют многотарифный учет активной электрической энергии.
Счетчики измеряют среднеквадратические значения фазных токов нагрузки, среднеквадратических значений фазного и линейного напряжения, частоту, удельную энергии потерь в цепях тока, коэффициент реактивной мощности цепи (tg φ), коэффициент мощности (cos φ).
Счетчики измеряют комплексные параметры качества электрической энергии - продолжительность времени выхода напряжения и частоты за пределы нормальных (предельных) норм качества электричества по установившемуся отклонению напряжения δUu (ПКЭu) и отклонению частоты Δf (ПКЭf) по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013.
|
| Описание | Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Остальные параметры, измеряемые счетчиком, определяются расчетным путем по измеренным значениям тока и напряжения.
Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности (активной - по модулю, реактивной - с учетом направления), обрабатывается микроконтроллером пофазно. По полученным значениям модуля мгновенной активной мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной электрической энергии, в том числе потарифно, учет реактивной энергии ведется с учетом направления - отдельно для 1 и 3 квадрантов (индуктивная энергия) и 2 и 4 квадрантов (емкостная энергия). Расположение квадрантов соответствует геометрическому представлению С.1 ГОСТ 31819.23-2012.
Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами RF (радиоканал) и PLC (по силовой сети) для подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления (далее - АС).
Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены устройством коммутации нагрузки (далее - УКН) и позволяют выполнять отключение/подключение абонента автоматически в случае превышения установленного порога мощности (УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF.
Счетчики реализуют дополнительную функцию - отдельный учет потребленной активной электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности (далее - УПМ).
Счетчики размещаются непосредственно на опоре возле отвода воздушной линии к абоненту, в месте, недоступном для абонента, что исключает возможность скрытого подключения нагрузки.
Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RF и PLC.
Интерфейс PLC предназначен для обмена данными по силовой сети. Интерфейс RF предназначен для обмена данными по радиоканалу. Интерфейсы RF и PLC работают в тандеме, что обеспечивает резервирование обмена данными при работе счетчиков в составе АС. В качестве устройств АС могут использоваться устройства разработки ЗАО «Радио и Микроэлектроника», использующие для обмена информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например, маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.
При работе счетчиков в автономном режиме для считывания информации и конфигурирования счетчиков по всем вышеназванным интерфейсам (с учетом функциональных возможностей интерфейсов, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее - МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключения интерфейсов счетчиков и соответствующих программных продуктов. Информация, считанная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне соответствующей программы.
Считывание информации по интерфейсу RF выполняется также при помощи дисплея дистанционного РиМ 040.03 (далее - ДД). ДД используется непосредственно абонентом и выполняет функцию визуализации измерительной информации, считанной со счетчика. ДД считывает информацию только с того счетчика, номер которого занесен в ДД в процессе его конфигурирования. Питание ДД осуществляется от двух элементов питания типа АА 1,5 В или сетевого напряжения. Считанная информация сохраняется в энергонезависимой памяти ДД и недоступна корректировке. Информация на дисплее ДД отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию - на русском языке.
ДД (в зависимости от варианта исполнения) оснащен оптопортом по ГОСТ IEC 61107-2011 (IEC 61107), дискретными входами/выходами с целью для обеспечения функций телесигнализации и телемеханики (2 изолированных входа и 2 выхода с внутренним питанием 24 В), устройством подсветки дисплея и резервным источником питания.
Интерфейсы PLC, RF предназначены как для считывания информации со счетчиков (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно, других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика (т.е. задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМ, регистрации номера счетчика в ДД, задания параметров адресации по PLC и RF и других служебных параметров).
Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.
Примечание - Регистрация номера счетчика в ДД выполняется также вручную при помощи кнопки управления ДД.
Измерительная информация в счетчиках недоступна для корректировки при помощи внешних программ, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии сетевого напряжения.
Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.
Счетчики, оснащенные УКН, выполняют коммутацию нагрузки (отключение/ подключение). Отключение абонента от сети выполняется автоматически (в случае превышения УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF. Подключение абонента к сети выполняется при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF, или при помощи ДД (в том числе при отсутствии сетевого напряжения у абонента). Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМ, разрешение на подключение не требуется, включение возможно после снижения мощности нагрузки ниже УПМ и не ранее, чем через 1 минуту после отключения.
Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Условное обозна-чение исполнения счетчика | Базо-вый/ макси-маль-ный ток, А | Номинальное напряжение | Класс точности при измерении активной /реактивной энергии | Коли-чество тарифов/ тариф-ных зон | Интер-фейсы | УКН | Штрих-код по EAN-13 | Код типа счет-чика | | РиМ 489.01 | 5/80 | 3х220;230/380;400 | 1 / 2 | 8/256 | PLC, RF | Нет | 4607134511011 | 48901 | | РиМ 489.02 | 5/80 | 3х220;230/380;400 | 1 / 2 | 8/256 | PLC, RF | Есть | 4607134511028 | 48902 |
Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарификатором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов и тарифное расписание, а также перечень значений измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей МТ или ДД, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF или PLC (см. таблицу 3).
Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (далее - РДЧ) и др.).
Измерительная информация недоступна корректировке, служебная информация счетчиков защищена системой паролей, в том числе при считывании.
Функциональные возможности счетчиков:
Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование измеряемой величины | Тарификация | | Энергия | | | активная (по модулю): пофазно, суммарно | Потарифно | | реактивная индуктивная (1 и 3 квадрант): пофазно, суммарно | Не тарифицируется | | реактивная емкостная (2 и 4 квадрант): пофазно, суммарно | Не тарифицируется | | Удельная энергия потерь в цепи тока* пофазно, суммарно | | | Мощность* | | | активная (по модулю): пофазно,суммарно | | | реактивная индуктивная (1 и 3 квадрант): пофазно,суммарно | | | реактивная емкостная (2 и 4 квадрант): пофазно,суммарно | | | полная (по модулю)**** пофазно, суммарно | | | Среднее значение активной мощности на программируемом интервале** (активная пиковая мощность, Ринт) суммарно | | | Максимальное значение средней активной мощности на месячном интервале (максимальная пиковая на Ррдч)*** суммарно | | | Ток, среднеквадратическое (действующее) значение * пофазно | | | Фазное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение* пофазно | | | Линейное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение* пофазно | | | Частота питающей сети* | | | Коэффициент реактивной мощности цепи (tg φ) пофазно, суммарно | | | Коэффициент мощности (cos φ)**** пофазно, суммарно | | | Показатели качества электроэнергии (ПКЭu, ПКЭf) | | | Длительность провалов/перенапряжений /отключения фаз, **** | |
Окончание таблицы 2
| Наименование измеряемой величины | Тарификация | | Напряжение прямой последовательности **** | | | Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям**** | | | Температура внутри корпуса счетчика**** | |
Примечания * Время интегрирования значений (период измерения) мощностей составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения), частоты - 20 секунд, среднеквадратического (действующего) значения напряжения с усреднением по ГОСТ 30804.4.30-2013.
** Длительность интервала интегрирования программируется от 1 до 60 минут.
*** С фиксацией времени максимума
**** Показатели точности не нормируются
Активная и реактивной мощность с периодом интегрирования 1 с (далее - текущая мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно) определяются как энергия, потребленная за 1 с (активная и реактивная соответственно)
Суммарная текущая мощность (активная и реактивная) определяются как сумма соответствующих фазных значений мощности (для реактивной - отдельно индуктивная (1 и 3 квадрант) и емкостная (2 и 4 квадрант)).
Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная пиковая мощность Ринт) определяется методом «скользящего окна» по формуле
Т
Ринт= 1/Т х ∫ Ртек dt, (1)
0
где Ринт - значение суммарной средней активной мощности;
Pтек - измеренное значение текущей суммарной активной мощности, Вт;
Т - длительность программируемого интервала.
Максимальная средняя активная мощность на месячном интервале (максимальная пиковая мощность на расчетный день и час - Р рдч) определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.
Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле
T
Wуд= (10-3/3600) х ∫ (I 2) dt , (2)
0
где Wуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА 2 ч;
I-действующее (среднеквадратичное) значение тока с интервалом интегрирования 1 с;
T - время работы счетчика, с.
Суммарная удельная энергия потерь определяется как сумма фазных значений удельной энергии потерь.
Коэффициент реактивной мощности цепи tg φ определяется по формуле
tg φ = |Q| / |P|, (3)
где tg φ расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;
Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;
P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.
Коэффициент мощности cosφ определяется по формуле
cos φ = Р / SQRT (P2 + Q2), (4)
где cos φ -расчетное значение коэффициента мощности;
Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;
P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.
Счетчик определяет суммарное значение cos φ и tg φ как среднее геометрическое фазных значений соответствующих величин.
Показатели качества электроэнергии (продолжительность времени выхода за пределы нормальных (предельных) норм качества электричества) определяются по ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.30-2013 по количеству минутных значений напряжения (ПКЭu) и (или) частоты (ПКЭf), лежащих за пределами нормальных (предельных) норм качества электричества в течение суток, а также на РДЧ.
Длительность провалов/перенапряжений /отключения фаз и напряжение прямой последовательности и коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям определяются согласно ГОСТ 32144-2013 и ГОСТ 30804.4.30-2013.
Основные функциональные возможности счетчиков
сохранение в энергонезависимой памяти
- измерительной информации (текущих значений) по всем измеряемым величинам (см таблицу 2);
-установленных служебных параметров (тарифного расписания, параметров маршрутизации и др);
-защиту информации -пароль доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов;
самодиагностику - счетчики формируют и передают код режима работы (статус), отражающий наличие фаз сети, характеристики тарифного расписания и отображения информации, исправности ЧРВ. События, связанные с изменением статуса, регистрируются в соответствующем журнале счетчика с указанием времени наступления события;
обмен данными с ДД и устройствами АС по интерфейсам RF и PLC (см. таблицу 3);
ретрансляцию данных и команд - счетчики могут использоваться как независимые ретрансляторы по PLC и RF;
синхронизацию ЧРВ счетчиков по интерфейсам RF и PLC с использованием устройств АС;
конфигурирование счетчиков по интерфейсам RF и PLC с использованием устройств АС;
автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (РиМ 489.02).
дистанционное управление отключением/подключением абонента (РиМ 489.02):
- при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;
- при помощи устройств АС по интерфейсу RF;
- при помощи ДД по интерфейсу RF (только включение при наличии разрешения от устройств АС);
тарификатор поддерживает:
-до 8 тарифов;
-до 256 тарифных зон;
-переключение по временным тарифным зонам;
-переключение тарифов по превышению лимита заявленной мощности;
-автопереход на летнее/зимнее время;
-календарь выходных и праздничных дней;
-перенос рабочих и выходных дней;
ведение журналов:
- месячного потребления 36 записей (36 месяцев) - фиксация значений потребления по всем видам энергии (на РДЧ), максимальное значение средней активной мощности на программируемом интервале (Ррдч) с датой и временем фиксации, количество часов работы счетчика, продолжительность подачи некачественной энергии;
- суточного потребления 186 записей (6 месяцев) - фиксация значений потребления по всем видам энергии за сутки, фиксация даты и времени выхода напряжения и частоты за допустимые нормы, количество часов работы счетчика в течение суток;
- профилей нагрузки 8928 записей (6 месяцев при 30 минутном интервале) - фиксация значений потребления по всем видам энергии через выбранный интервал времени. Длительность интервала времени для фиксации профилей потребления выбирается из ряда 1,2,3,4,5,6,10,12,15,20,30,60 минут;
- «Событий», в которых отражены события, связанные с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки абонента, перепрограммирования служебных параметров и т.д. - не менее 5120 записей, в т.ч.:
Журнал «Коррекций» - 1024 записей, фиксация изменений служебных параметров;
Журнал «Вкл/Выкл» (включений/выключений) - 1024 записи, фиксация времени включения/отключения сетевого питания и включений / отключений абонента ;
Журнал отклонений по «tg φ» - 1024 записей фиксация времени перехода через порог и возвращения в норму значения tg φ;
Журнал ПКЭ (качества сети) - 1024 записей фиксация времени выхода за пределы частоты (±0,2Гц, ±0,4Гц) и напряжения (±5%, ±10%) согласно ГОСТ 32144-2013;
Журнал «Провалов/перенапряжений» - 1024 записей фиксация времени и длительности провалов/перенапряжений/отключений.
Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи внешних программ.
Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков
| Направ-ление обмена | Параметр | Тип интерфейса | | Передача данных | Тип | + | + | + | + | | Заводской номер | + | + | + | + | | Идентификатор ПО | + | + | + | + | | Показания | | | | | | Тарифицируемые | | | | | | - текущие по активной энергии (потарифно) | + | + | + | + | | - на РДЧ по активной энергии (потарифно) | + | + | + | + | | - текущие по активной энергии (суммарно по тарифам) | + | + | + | + | | - на РДЧ по активной энергии (суммарно по тарифам) | + | + | + | + | | Нетарифицируемые | | | | | | текущие по активной энергии (пофазно) | + | + | - | | | текущие по активной энергии (суммарно по фазам) | + | + | + | + | | на РДЧ по активной энергии (пофазно) | + | + | - | | | на РДЧ по активной энергии (суммарно по фазам) | + | + | + | + | | - текущие по индуктивной реактивной энергии (пофазно) | + | + | - | | | -текущие по индуктивной реактивной энергии (суммарно по фазам) | + | + | + | + | | - на РДЧ по индуктивной реактивной энергии (пофазно) | + | + | - | + | | -на РДЧ по индуктивной реактивной энергии (суммарно по фазам) | + | + | + | + | | - текущие по емкостной реактивной энергии (пофазно) | + | + | - | - | | -текущие по емкостной реактивной энергии (суммарно по фазам) | + | + | + | + | | - на РДЧ по емкостной реактивной энергии (пофазно) | + | + | - | | | -на РДЧ по емкостной реактивной энергии (суммарно по фазам) | + | + | + | + | | - текущее значение удельной энергии потерь в цепи тока (пофазно) | + | + | + | |
Продолжение таблицы 3
| Направле-ние обмена | Параметр | Тип интерфейса | | -текущее значение удельной энергии потерь в цепи тока (суммарно по фазам) | + | + | - | | | - значение удельной энергии потерь в цепи тока (пофазно) на РДЧ | + | + | - | | | - значение удельной энергии потерь в цепи тока (суммарно по фазам) на РДЧ | + | + | - | | | | | | | | | - текущая активная мощность (по модулю, пофазно) | + | + | - | | | - текущая активная мощность (по модулю, суммарно по фазам) | + | + | + | + | | - текущая реактивная мощность (пофазно, с индикацией индуктивная /емкостная) | + | + | - | - | | - текущая реактивная мощность (суммарно по фазам, с индикацией индуктивная /емкостная) | + | + | + | + | | -текущее значение средней активной мощности на программируемом интервале суммарно по фазам (Ринт) | + | + | - | | | - значение активной мощности на программируемом интервале суммарно по фазам на РДЧ (Ррдч) | + | + | + | - | | - текущая полная мощность (по модулю, пофазно) | + | + | - | | | - текущая полная мощность (по модулю, суммарно по фазам) | + | + | + | | | - фазное напряжение, среднеквадратичное значение (пофазно) | + | + | + | _ | | -линейное (междуфазное) напряжение, среднеквадратичное значение | + | + | + | | | - ток, среднеквадратичное значение (пофазно) | + | + | + | - | | - частота сети | + | + | + | - | | - текущее значение tg φ (пофазно) | + | + | - | | | - текущее значение tg φ (суммарно) | + | + | + | | | - текущее значение cos φ (пофазно) | + | + | - | | | - текущее значение cos φ (суммарно) | + | + | - | | | -длительность подачи некачественной электроэнергии на РДЧ | + | + | + | | | - показания ЧРВ | + | + | + | | | - температура внутри корпуса счетчика | + | + | + | | | Напряжение прямой последовательности | + | + | - | | | Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям | + | + | - | | | Журналы счетчика | + | + | - | | | Служебная информация | | | | | | - параметры связи по PLC | + | + | - | | | - параметры связи по RF | + | + | - | | | - параметры тарификации (в.т.ч. значениеУПМ) | + | + | - | + | | - параметры контроля качества сети | + | + | - | |
Окончание таблицы 3
| Направле-ние обмена | Параметр | Тип интерфейса | | Прием данных и команд | Корректировка служебной информации | | | | | | Управ-ление комму-тацией нагрузки | -подключение нагрузки | + | + | + | | | Ретранс-ляция данных и команд | | + | + | - | |
* только считывание наличия или отсутствия разрешения на подключение, полученного от устройств АС.
Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами А и R для активной и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соответствуют ГОСТ Р 52320-2005.
Внутренняя полость корпуса счетчиков заполнена герметиком. Степень защиты корпуса IP65. Корпус счетчиков пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется навесными пломбами на выступах основания и крышки корпуса.
Схема общего вида счетчиков с указанием места установки пломб поверителя приведена на рисунках 1, 2. Знак поверки наносят оттиском поверительного клейма.
На рисунке 3 приведена фотография общего вида ДД с указанием места установки пломбы изготовителя.
Рисунок 1 - Фотография общего вида
и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.01
Рисунок 2 - Фотография общего вида
и место установки пломбы поверителя счетчиков РиМ 489.02
Рисунок 3 - Фотография общего вида
и место установки пломбы изготовителя дисплея дистанционного РиМ 040.03
(одно из исполнений)
|
| Программное обеспечение | Используется программное обеспечение (ПО), записываемое в постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) контроллера счетчиков. ПО обеспечивает полное функционирование счетчиков.
При программировании используется файл с кодами, любое изменение которого приводит к полной потере работоспособности счетчиков. Считывание кода из счетчиков с целью его изменения невозможно, так как программирование происходит с установленным признаком «защита от считывания».
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с 4.5 Р 50.2.077—2014.
Подтверждение целостности и подлинности метрологически значимой части ПО обеспечивается методом вычисления контрольной суммы CRC16 метрологически значимой части ПО (являющейся также цифровым идентификатором метрологически значимой части ПО) с отображением ее на дисплее МТ по запросу пользователя.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Идентификационный номер метрологически значимой части программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычис-ления цифрового идентификатора программного обеспечения | | РиМ 489.01
программа | РМ489Ø1
ВНКЛ.411152.045 ДПО | 20886 | 48901 | CRC16 | | РиМ 489.02
программа | РМ489Ø2
ВНКЛ.411152.045-01 ДПО | 20694 | 48902 | CRC16 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Основные метрологические и технические характеристики счетчиков приведены в таблице 5.
Таблица 5
| Наименование характеристики | Значение | | Базовый ток, А | 5 | | Максимальный ток, А | 80 | | Номинальное напряжение, В | 3х220; 230 /380;400 | | Установленный рабочий диапазон фазного напряжения, В | от 198 до 253 | | Расширенный рабочий диапазон фазного напряжения, В | от 140 до 264 | | Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие фазного напря-жения1,7 U ном (400 В) без последующего ухудшения характеристик, ч, не менее | 0,5 | | Номинальная частота, Гц | 50 | | Класс точности при измерении активной/реактивной энергии | 1 /2 | | Стартовый ток, актив/реактив, мА | 20/25 | | Постоянная счетчика, имп./(кВт·ч), имп./(квар·ч) | 4000 | | Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, ВА, не более | 0,1 | | Полная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, ВА, не более | 8 | | Активная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, Вт, не более | 1,5 | | Мощность, дополнительно потребляемая встроенными модулями связи, ВА, не более | 3,0 | | Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее | 100 | | Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее | 100 |
Окончание таблицы 5
| Наименование характеристики | Значение | | Максимальное расстояние между счетчиком и ДД при считывании показаний, м, не менее | 25 | | Суточный ход ЧРВ, с/сутки, не более | 0,5 | | Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, час, не менее | 60 | | Количество тарифов | 8 | | Количество тарифных зон, не более | 256 | | Характеристики УКН счетчиков РиМ 489.02:
коммутируемый ток, А, не более
при напряжении , В, не более | 80
264 | | Время сохранения данных, лет, не менее | 40 | | Масса, кг, не более | 1,5 | | Габаритные размеры, мм, не более | 160х165х90 | | Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 180 000 | | Средний срок службы Тсл, лет, не менее | 30 |
Условия эксплуатации счетчиков: У1 по ГОСТ 15150 69 - на открытом воздухе при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 70 °С, верхнем значении относительной влажности окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С.
Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости, установленным ГОСТ 31818.11-2012. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и электромагнитной совместимости подтверждено сертификатом соответствия РОСС RU. АЯ79.В15538.
Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 6.
Таблица 6
| Измеряемая величина | Основная единица | Цена единицы старшего/младшего разряда | | Активная энергия | кВт(ч | 10 5 / 0,01 | 10 5 / 0,001 | | Реактивная энергия | квар(ч | 10 5 / 0,01 | 10 5 / 0,001 | | Активная мощность | кВт | 10 2 / 0,01 | 10 2 / 0,001 | | Реактивная мощность | квар | 10 2 / 0,01 | 10 2 / 0,001 | | Полная мощность | кВА | 10 2 / 0,01 | 10 2 / 0,001 | | Ток, среднеквадратическое (действующее) значение | А | 10 3 / 0,01 | 10 3 / 0,001 | | Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение | В | 10 2 / 0,01 | 10 2 / 0,001 | | Частота сети | Гц | 10 / 0,01 | 10 / 0,01 | | Удельная энергия потерь в цепи тока | кА2 (ч | | 104 / 0,001 | | Коэффициент реактивной мощности цепи (tg φ) | безразм. | 103 / 0,0001 | 103 / 0,0001 | | Коэффициент мощности (cos φ) | безразм. | 100 / 0,001 | 100 / 0,001 | | Показатели качества электроэнергии ПКЭu, ПКЭf | ч
мин | 10 2
1 | 10 2
1 |
Окончание таблицы 6
| Измеряемая величина | Основная единица | Цена единицы старшего/младшего разряда | | Длительность провалов /перенапряжений /отключения фаз | ч
мин | 10 2
1 | 10 2
1 | | Температура внутри корпуса счетчика | ° С | 10 / 1 | 10 / 1 | | Напряжение прямой последовательности | В | - | 10 2 / 0,001 | | Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям | % | - | 10 2 / 0,01 |
Показатели точности
При измерении энергии (активной и реактивной)
Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ 31819.21.2012 при измерении активной энергии, и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной энергии.
При измерении мощности (активной Ртек и реактивной Qтек) с периодом интегрирования 1 с
Пределы допускаемой основной относительной погрешности δр при измерении Ртек приведены в таблице 7.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности δq при измерении Qтек приведены в таблице 8.
Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21.2012 и 8.5 ГОСТ 31819.23-2012, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 7 ГОСТ 31819.21.2012 при измерении Ртек, и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении Qтек.
Таблица 7
| Ток, от Iб | сos φ | Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, % | | 0,10 | 1 | ±1,4 | | 1,00 | 1 | ±1,0 | | 3,00 | 1 | ±1,0 | | I макс | 1 | ±1,0 | | 0,20 | инд 0,5 | ±1,4 | | 1,00 | инд 0,5 | ±1,0 | | 3,00 | инд 0,5 | ±1,0 | | I макс | инд 0,5 | ±1,0 | | 0,20 | емк 0,8 | ±1,2 | | 1,00 | емк 0,8 | ±1,0 | | 3,00 | емк 0,8 | ±1,0 | | I макс | емк 0,8 | ±1,0 |
Таблица 8
| Ток, от I б | sin φ | Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, % | | 0,10 | 1 | ±2,2 | | 1,00 | 1 | ±2,0 | | 3,00 | 1 | ±2,0 | | I макс | 1 | ±2,0 | | 0,20 | инд 0,5 | ±2,2 | | 1,00 | инд 0,5 | ±2,0 | | 3,00 | инд 0,5 | ±2,0 | | I макс | инд 0,5 | ±2,0 | | 0,20 | инд 0,5 | ±2,2 | | 1,00 | емк 0,5 | ±2,0 | | 3,00 | емк 0,5 | ±2,0 | | I макс | емк 0,5 | ±2,0 | | 0,20 | инд 0,25 | ±3,1 | | 1,00 | инд 0,25 | ±2,6 | | 3,00 | инд 0,25 | ±2,5 | | I макс | инд 0,25 | ±2,5 | | 0,20 | емк 0,25 | ±3,1 | | 1,00 | емк 0,25 | ±2,6 | | 3,0 | емк 0,25 | ±2,5 | | I макс | емк 0,25 | ±2,5 |
При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт) и средней активной мощности на РДЧ (Р рдч)
Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт и Р рдч приведены в таблице 7.
Дополнительная погрешность, вызываемая изменением влияющих величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21.2012, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ 31819.21.2012.
При измерении среднеквадратических значений тока
Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока δI приведены в таблице 9
Таблица 9
| Ток, от Iб | Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока, % | | 0,1 | ±0,54 | | 0,2 | ±0,51 | | 1,0 | ±0,50 | | 3,0 | ±0,50 |
При измерении среднеквадратических значений напряжения, фазных и линейных (межфазных)
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средне-квадратических значений напряжения приведены в таблице 10.
Таблица 10
| Диапазон измеряемых среднеквадратических значений фазного напряжения, В | Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении напряжения , % | | От 140 до 264 | ±0,5 |
При измерении частоты напряжения сети
Пределы абсолютной погрешности при измерении частоты напряжения сети ±0,03 Гц.
Диапазон измеряемых частот от 45 до 55 Гц.
При измерении удельной энергии потерь в цепи тока
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии потерь вцепи тока приведены в таблице 11.
Таблица 11
| Ток, от Iб | Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических значений тока, % | | 0,1 | ±1,5 | | 0,2 | ±1,0 | | 1,0 | ±1,0 | | 3,0 | ±1,0 | | I макс | ±1,0 |
При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg φ)
Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении tg φ определяются по формуле
δtg = ±SQRT(δ р 2 + δ q 2), (5)
где δtg - расчетное значение пределов допускаемой относительной погрешности при измерении tg φ, %;
δр - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной энергии, %;
δq - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной энергии, %.
Пределы допускаемой основной погрешности указаны в таблице 12.
Таблица 12
| Ток, от Iб | Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении tg φ, %, при считывании показаний | | 0,2 | ±3,5 | | 1,0 | ±3,0 | | 3,0 | ±3,0 | | I макс | ±3,0 |
Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg φ определяются по формуле:
δ tgi = ±SQRT(δ рi 2 + δ qi 2), (6)
где δ tgi - расчетное значение пределов допускаемой дополнительной погрешности при измерении tg φ, вызываемой i - влияющей величиной, %
δ рi - пределы допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной энергии, вызываемой i - влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ 31819.21.2012,%;
δ qi - пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной энергии, вызываемой i - влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ 31819.23.2012, %.
Диапазон измеряемых значений tg φ от 0,25 до 0,75.
При измерении показателей качества электроэнергии
Погрешность определения времени подачи некачественной электроэнергии (ПКЭ u и ПКЭ f ) не более ±1 минуты.
|
| Комплектность | Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 13
Таблица 13
| Обозначение и наименование | РиМ 489.01 | РиМ 489.02 | | Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.01[02] ВНКЛ.411152.045 [01] | 1 | 1 | | Паспорт ВНКЛ.411152.045ПС | 1 | 1 | | Дисплей дистанционный РиМ 040.035) | 5) | 5) | | Комплект монтажных частей | 5) | 5) | | Терминал мобильный РиМ 099.01-01 6) | * | * | | Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.045 РЭ | *, **, **** | *, **, **** | | Методика поверки ВНКЛ.411152.045 ДИ | *,***, **** | *,***, **** |
* поставляется по отдельному заказу.
** поставляется по требованию организаций, производящих ремонт и эксплуатацию счетчиков.
*** поставляется по требованию организаций, производящих поверку счетчиков.
**** - поставляется на дискете.
счетчики по требованию заказчика могут комплектоваться:
-ДД РиМ 040.03-ХХ (исполнения ДД см. ТУ 4200 - 039- 11821941 - 2009);
-комплектом монтажных частей. В комплекте монтажных частей зажим анкерный DNS123- 1 шт., и (или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIW15.1- 4 шт, и (или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIW11.1- 1 шт. Допускается использовать зажимы других типов с аналогичными техническими характеристиками. Номенклатура комплекта поставки - количество поставляемых зажимов, исполнение ДД - по требованию заказчика.
программы Crowd_Pk.exe, Setting_Rm_489.exe, Optoport.exe в составе Терминала мобильного РиМ 099.01.
Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.01 без комплекта монтажных частей и ДД: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.01 ТУ 4228-056-11821941-2011.
Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.02 с полным комплектом монтажных частей и ДД РиМ 040.03-ХХ: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.02 ТУ 4228-056-11821941-2011 с ДД РиМ 040.03-ХХ и полным комплектом монтажных частей».
|
| Поверка |
осуществляется по документу ВНКЛ.411152.045 ДИ «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «СНИИМ" 31 октября 2011 года.
Перечень основных средств поверки приведен в таблице 14.
Таблица 14
| № п/п | Наименование | Метрологические характеристики | | Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности 0,05 | 220/380 В, (0,01- 100)А, ПГ ±(0,3-0,6)%. | | Секундомер СО-СПР | (0,2 - 60) м.; цена деления 0,2 с; ПГ ±1с/ч. | | Универсальная пробойная установка УПУ-1М. | Испытательное напряжение до 10 кВ, погрешность установки напряжения не более ±10%; | | Модем технологический РМ 056.01-01 | Считывание информации со счетчиков | | Терминал мобильный РиМ 099.01 | Визуализация информации |
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к счетчикам электрической энергии трехфазным статическим РиМ 489.01, РиМ 489.02
1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02.Технические условия ТУ-4228-056-11821941-2011».
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 31819.21.2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
4 ГОСТ 31819.23.2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
5 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.
6 «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02. Методика поверки. ВНКЛ.411152.045 ДИ».
|
| Заявитель | Закрытое акционерное общество «Радио и Микроэлектроника»
(ЗАО «Радио и Микроэлектроника»)
ИНН 5408110390
Адрес: 630082 г. Новосибирск, ул. Дачная, 60
Тел: (383) 2-26-83-13; факс: (383) 2-26-83-13
Е-mail:uto@zao-rim.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, пр. Димитрова, 4
Тел. (383) 210-08-14, факс (383) 210-13-60
E-mail: director@sniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30007-09 от 12.12.2009 г.
|
