Описание | Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных - измерителей ПКЭ СЭТ-4ТМ.03МК (далее счетчиков) основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов с помощью быстрого преобразования Фурье.
Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК.
Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока параллельно по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллеру.
Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений одного из каналов напряжения вычисляет значение периода основной частоты сигнала. В измерительном окне, равном периоду сигнала, используя быстрое преобразование Фурье, вычисляется комплексный спектр входных сигналов по каналам напряжения и тока. На основании спектральных составляющих вычисляются значения активной, реактивной и полной мощностей, которые используются для подсчета активной и реактивной энергии.
Для измерения параметров сети и показателей качества электрической энергии (ПКЭ) вычисляется комплексный спектр входных сигналов в измерительном окне, равном десяти периодам основной частоты. При этом расстояние между спектральными составляющими составляет 1/10 частоты основной гармоники. По спектру сигналов рассчитываются среднеквадратические значения напряжений и токов, коэффициенты гармонических и интергармонических составляющих, суммарные коэффициенты гармонических составляющих, коэффициенты несимметрии по обратной и нулевой последовательностям.
Вычисление активной и реактивной мощности потерь в каждой фазе производится по следующим формулам:
,(1)
,(2)
гдеI- среднеквадратическое значение тока;
U- среднеквадратическое значение фазного напряжения;
Pп.л.ном- номинальная активная мощность потерь в линии электропередачи;
Pп.н.ном- номинальная активная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;
Pп.хх.ном- номинальная активная мощность потерь холостого хода в силовом трансформаторе;
Qп.л.ном- номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;
Qп.н.ном- номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом трансформаторе;
Qп.хх.ном- 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 номинальном напряжении счетчика.
Вычисление мощностей трехфазной системы производится алгебраическим (с учетом знака направления) суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений.
Знаки мощностей однофазных измерений формируются в зависимости от конфигурирования счетчика, как показано в таблице 1.
Таблица 1 - Знаки мощностей
Мощность | Двунаправленный счетчик | Однонаправленный (конфигурированный) счетчик | P+ | PI и PIV | PI, PII, PIII, PIV | P- | PII и PIII | - | Q+ | QI и QII | QI и QIII | Q- | QIII и QIV | QII и QIV | Q1 | QI | QI и QIII | Q2 | QII | - | Q3 | QIII | - | Q4 | QIV | QII и QIV | _______________
«P+», «Q+» - активная и реактивная мощность прямого направления, «P-», «Q-» - активная и реактивная мощность обратного направления, «Q1»-«Q4» – реактивная мощность 1-4 квадрантов, «PI», «QI», «PII», «QII», «PIII», «QIII», «PIV», «QIV» – активная и реактивная составляющие вектора полной мощности первого, второго, третьего и четвертого квадрантов соответственно.
Направление энергии определяется фазовым сдвигом между током и напряжением в каждой фазе сети:
прямое направление активной энергии соответствует фазовому сдвигу от 0° до 90° (1-й квадрант, индуктивная нагрузка) и от 270° до 360° (4-й квадрант, емкостная нагрузка);
обратное направление активной энергии соответствует фазовому сдвигу от 180° до 270° (3-й квадрант, индуктивная нагрузка) и от 90° до 180° (2-й квадрант, емкостная нагрузка);
прямое направление реактивной энергии соответствует фазовому сдвигу от 0° до 180°;
обратное направление реактивной энергии соответствует фазовому сдвигу от 180° до 360°;
Двунаправленные счетчики допускают реверсное включение токовых цепей. При этом измерение и учет будет вестись в регистрах противоположного направления. |
По полученным 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(=P±Pп, Q(=Q±Qп, 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.
Счетчики электрической энергии многофункциональные – измерители ПКЭСЭТ-4ТМ.03МК выпускаются в различных модификациях, которые отличаются классом точности, номинальными напряжениями, номинальными токами, наличием интерфейса Ethernet и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 2. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 3.
Таблица 2 – Варианты исполнения счетчиков
Условное обозначение счетчика | Номинальный (максимальный) ток, А | Номинальное напряжение, В | Класс точности измерения активной/реак-тивной энергии | Наличие интерфейса Ether-net | Вариант исполнения | СЭТ-4ТМ.03МК | 5(10) | 3((57,7-115)/(100-200) | 0,2S/0,5 | есть | ИЛГШ.411152.184 | СЭТ-4ТМ.03МК.01 | 5(10) | СЭТ-4ТМ.03МК.02 | 5(10) | СЭТ-4ТМ.03МК.03 | 5(10) | СЭТ-4ТМ.03МК.04 | 5(10) | 3((120-230)/(208-400) | 0,2S/0,5 | есть | -04 | СЭТ-4ТМ.03МК.05 | 5(10) | СЭТ-4ТМ.03МК.06 | 5(10) | СЭТ-4ТМ.03МК.07 | 5(10) | СЭТ-4ТМ.03МК.08 | 1(2) | 3((57,7-115)/(100-200) | 0,2S/0,5 | есть | -08 | СЭТ-4ТМ.03МК.09 | 1(2) | СЭТ-4ТМ.03МК.10 | 1(2) | СЭТ-4ТМ.03МК.11 | 1(2) | СЭТ-4ТМ.03МК.12 | 1(2) | 3((120-230)/(208-400) | 0,2S/0,5 | есть | -12 | СЭТ-4ТМ.03МК.13 | 1(2) | СЭТ-4ТМ.03МК.14 | 1(2) | СЭТ-4ТМ.03МК.15 | 1(2) |
Таблица 3 – Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей
Условное обозначение модуля | 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 3G C-1.03.01 | 05 | Модем Ethernet М-3.01.ZZ | 06 | Модем ISM М-4.01.ZZ (430 МГц) | 07 | Модем ISM М-4.02.ZZ (860 МГц) | 08 | Модем ISM М-4.03.ZZ (2400 МГц) |
Продолжение таблицы 3
Условное обозначение модуля | Наименование | 09 | Модем оптический М-5.01.ZZ | 10 | Коммуникатор Wi-Fi C-2.ZZ.ZZ | 11 | Коммуникатор 4G C-1.04.01 | 12 | Коммуникатор 4G C-1.04.01/1 | 13 | Коммуникатор NB IoT C-3.ZZ.ZZ | 14 | Модем LoRaWAN M-6.ZZ.ZZ | 15 | Модем Bluetooth M-7.ZZ.ZZ | _______________
ZZ – вариант исполнения интерфейсного модуля
В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные в таблице 3 со следующими характеристиками:
при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В потребляемый ток не должен превышать 200 мА;
при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интерфейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое значение в течение 1 минуты). |
Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют два интерфейса RS-485, оптический интерфейс, блок резервного питания.
Все интерфейсы независимые, равноприоритетные и гальванически изолированы друг от друга и силовой сети.
Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции должна содержать: наименование «Счётчик электрической энергии многофункциональный – измеритель ПКЭ», условное обозначения счетчика, условное обозначение устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля и номера технических условий. Пример записи счётчика - «Счётчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ СЭТ-4ТМ.03МК.ХX.YY ИЛГШ.411152.184ТУ». Где ХХ – вариант исполнения счетчика в соответствии с таблицей 2. YY – условное обозначение дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 3. Если в счетчик не устанавливается дополнительный интерфейсный модуль, то поле YY должно оставаться пустым.
Примечание – Счетчик может поставляться с прозрачной крышкой зажимов, если это в явном виде указано при заказе. Например: «Счётчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ СЭТ-4ТМ.03МК.ХX.YY ИЛГШ.411152.184ТУ с прозрачной крышкой зажимов».
Счетчики ведут измерения и учет: активной энергии прямого и обратного направления, реактивной энергии прямого и обратного направления и реактивной энергии первого, второго, третьего и четвертого квадрантов (8 каналов учета).
Счетчики могут конфигурироваться для работы в однонаправленном режиме (пять каналов учета) и учитывать:
активную энергию прямого и обратного направления, как активную энергию прямого направления (учет по модулю не зависимо от направления тока в каждой фазе сети);
реактивную энергию первого и третьего квадранта, как реактивную энергию прямого направления и реактивную энергию первого квадранта (индуктивная нагрузка);
реактивную энергию четвертого и второго квадранта, как реактивную энергию обратного направления и реактивную энергию четвертого квадранта (емкостная нагрузка).
Подключение счетчиков к сети производится через измерительные трансформаторы напряжения и тока. Счетчики с номинальным напряжением 3×(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 3×(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.
Тарификация и архивы учтенной энергии
Счетчики ведут многотарифный учет энергии (без учета потерь) в восьми тарифных зонах, по восьми типам дней в двенадцати сезонах. Дискретность установки 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 бестарифный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.
Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии и не тарифицированной энергии с учетом потерь (активной, реактивной прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии):
всего от сброса (нарастающий итог);
за текущий и предыдущий год;
на начало текущего и предыдущего года;
за текущий месяц и каждый из 36 предыдущих месяцев;
на начало текущего месяца и каждого из 36 предыдущих месяцев;
за текущие и предыдущие сутки;
на начало текущих и предыдущих суток;
за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 124 дней;
на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 124 дней.
Профили мощности нагрузки
Счетчики ведут два базовых четырехканальных независимых массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления (четыре канала). Если счетчики используются на подключениях с номинальными напряжениями 3×(100-115/173-200) В, то время интегрирования может программироваться только в диапазоне от 1 до 30 минут.
Каждый базовый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения профиля мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.
Глубина хранения каждого базового массива профиля составляет:
114 суток при времени интегрирования 30 минут;
170 суток при времени интегрирования 60 минут.
Счетчики, наряду с двумя базовыми массивами профиля мощности нагрузки, ведут два независимых массива профиля параметров (далее - расширенные массивы профиля или 3-й и 4-й массивы профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Каждый расширенный массив профиля может конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а также формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а типы профилируемых параметров выбираться из таблиц 4 и 5 (кроме коэффициентов мощности, даты и времени). Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовых массивах.
Таблица 4 - Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля
Наименование параметра | Обозначение | Напряжение в фазе 1 | U1 | Напряжение в фазе 2 | U2 | Напряжение в фазе 3 | U3 | Напряжение прямой последовательности | U1(1) | Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения в фазе 1 | Ku1 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения в фазе 2 | Ku2 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения в фазе 3 | Ku3 | Продолжение таблицы 4
Наименование параметра | Обозначение | Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности | К0U | Межфазное напряжение межу фазами 1 и 2 | U12 | Межфазное напряжение между фазами 2 и 3 | U23 | Межфазное напряжение между фазами 3 и 1 | U31 | Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности | К2U | Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения между фазами 1 и 2 | Ku12 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения между фазами 2 и 3 | Ku23 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения между фазами 3 и 1 | Ku31 | Частота сети | F | Ток в фазе 1 | I1 | Ток в фазе 2 | I2 | Ток в фазе 3 | I3 | Ток нулевой последовательности | I0(1) | Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока в фазе 1 | KI1 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока в фазе 2 | KI2 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока в фазе 3 | KI3 | Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности | К0I | Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности | К2I | Температура внутри счетчика | T | Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 1 | δU1(+) | Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 2 | δU2(+) | Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 3 | δU3(+) | Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 12 | δU12(+) | Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 23 | δU23(+) | Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 31 | δU31(+) | Положительное отклонение частоты | δf(+) | Отрицательное отклонение частоты | δf(-) | Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 1 | δU1(-) | Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 2 | δU2(-) | Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 3 | δU3(-) | Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 12 | δU12(-) | Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 23 | δU23(-) | Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 31 | δU31(-) |
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.
Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии.
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.
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 5. Все измеряемые параметры сети доступны через интерфейсы связи и могут отображаться на индикаторе счетчика в режиме вспомогательных параметров с разрешающей способностью, приведенной в таблице 5.
Таблица 5 – Измеряемые параметры
Наименование параметра | Цена единицы младшего разряда индикатора | Активная мощность, Вт | 0,01 | 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 cos φ | 0,001 | Коэффициент реактивной мощности sin φ | 0,001 | Коэффициент реактивной мощности tg φ | 0,01 | Фазное напряжение, В | 0,01 | Межфазное напряжение, В | 0,01 | Напряжение прямой последовательности, В | 0,01 | Ток, А | 0,0001 | Ток нулевой последовательности, А | 0,0001 | Частота сети, Гц | 0,01 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих токов, % | 0,01 | Коэффициент несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, % | 0,01 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих фазных напряжений, % | 0,01 | Суммарный коэффициент гармонических составляющих 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 | _______________
1 Цена единицы младшего разряда указана для коэффициентов трансформации напряжения и тока равных 1.
2 Все физические величины индицируются с учетом введенных коэффициентов трансформации напряжения и тока. |
Счетчики измеряют показатели качества электрической энергии в соответствии с ГОСТ 32144-2013 (класс измерений S по ГОСТ 30804.4.30-2013 и класс II по ГОСТ 30804.4.7-2013) и могут использоваться для непрерывного мониторинга качества электрической энергии в соответствии с ГОСТ 33073-2014 по параметрам:
отклонение частоты;
отрицательное и положительное отклонение напряжения;
значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения;
значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения;
коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательности;
характеристики провалов, прерываний напряжения и перенапряжений.
Счетчик ведет статистические таблицы данных ПКЭ для составления суточных отчетов и имеет возможность вести профиль ПКЭ (профиль № 4).
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, и четырехквадрантной реактивной, в том числе и с учетом потерь);
для формирования сигналов индикации превышения программируемого порога мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);
для формирования сигналов телеуправления;
для проверки точности хода встроенных часов реального времени (только канал 0);
для формирования сигнала управления нагрузкой по различным программируемым критериям (только выход канала 0).
В счетчиках функционируют два цифровых входа, которые могут конфигурироваться:
для управления режимом поверки (только первый цифровой вход).
для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних устройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);
как вход телесигнализации.
Управление нагрузкой
Счетчики позволяют формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям для целей управления нагрузкой внешним силовым отключающим устройством и могут работать в следующих режимах:
в режиме ограничения мощности нагрузки;
в режиме ограничения энергии за сутки;
в режиме ограничения энергии за расчетный период;
в режиме контроля напряжения сети;
в режиме контроля температуры счетчика;
в режиме управления нагрузкой по расписанию;
в режиме управления нагрузкой по наступлению сумерек.
Указанные режимы могут быть разрешены или запрещены в любых комбинациях.
Журналы
Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы провалов и перенапряжений, журналы превышения порога мощности и статусный журнал.
В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий:
время выключения/включения счетчика;
время включения/выключения резервного источника питания;
время выключения/включения фазы 1, фазы 2, фазы 3;
время открытия/закрытия крышки зажимов;
время открытия/закрытия счетчика;
время изменения коэффициентов трансформации;
время и причина управления нагрузкой;
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 коррекции расписания управления нагрузкой;
время последнего программирования;
время и количество перепрограммированных параметров;
время изменения состояния входов телесигнализации;
время инициализации счетчика;
время сброса показаний (учтенной энергии);
время инициализации первого, второго и третьего массива профиля;
время сброса максимумов мощности по первому, второму и третьему 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.
время наличия тока по каждой фазе при напряжении ниже установленного порога;
время превышения максимального тока по каждой фазе;
время обновления встроенного ПО счетчика;
время изменения коммуникаций по HDLC (HDLC communication);
время изменения состояния цифровых выходов в режиме телеуправления;
время превышения порога для tg(φ);
время автоматической калибровки счетчика по интерфейсному запросу;
время инициализации четвертого массива профиля;
время прерывания напряжения (по заданному порогу);
В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/возврата за установленные верхнюю/нижнюю нормально/предельно допустимую границу:
установившихся напряжений: фазных, межфазных, прямой последовательности;
установившейся частоты сети;
суммарных коэффициентов гармонических составляющих 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 провалов и перенапряжений фиксируется остаточное напряжение и длительность провала напряжения и величина и длительность перенапряжения для каждой фазы сети и трехфазной системы. Глубина хранения фазных журналов 20 записей, трехфазной системы – 40 записей. Кроме журналов провалов и перенапряжений ведется статистическая таблица параметров провалов и перенапряжений для каждой фазы сети и трехфазной системы. Статистические таблицы могут очищаться по интерфейсному запросу с фиксацией факта и времени очистки в журналах очистки статистики.
В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности прямого и обратного направления из первого, второго или третьего 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.
Устройство индикации
Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) с подсветкой для отображения учтенной энергии и измеряемых величин с соответствующими OBIS кодами 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 и четырехквадрантную реактивную энергию по каждому тарифу и сумме тарифов;
энергию с учетом потерь в линии передачи и силовом трансформаторе;
число импульсов от внешних датчиков по цифровому входу 1 и 2.
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, второму и третьему массиву профиля мощности.
Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на индикаторе данные вспомогательных режимов измерения, приведенных в таблице 5, версию ПО счетчика и контрольную сумму метрологически значимой части ПО.
Интерфейсы связи
Счетчики СЭТ-4ТМ.03МК имеют четыре равноприоритетных, независимых, гальванически изолированных интерфейса связи: два RS-485, оптический интерфейс (ГОСТ IEC 61107-2011) и Ethernet (опционально).
Счетчики обеспечивают возможность дистанционного управления функциями, программирования (перепрограммирования) режимов и параметров, считывания параметров и данных измерений через интерфейсы связи. Счетчики поддерживают ModBus–подобный, СЭТ-4ТМ совместимый протокол обмена, протокол DLMS/COSEM (СПОДЭС) и канальный пакетный протокол системы «Пирамида» через интерфейс связи Ethernet.
Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением программного обеспечения «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».
Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями на чтение и программирование (два уровня доступа). Метрологические коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой и не доступны без снятия пломб предприятия-изготовителя и нарушения знака поверки.
Защита от несанкционированного доступа
Для защиты от несанкционированного доступа в счетчиках предусмотрена установка пломб ОТК предприятия-изготовителя и организации, осуществляющей поверку счетчика.
После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживающей организации.
Кроме механического пломбирования в счетчике предусмотрено электронное пломбирование корпуса счетчика и крышки зажимов. При этом факт и время вскрытия крышек фиксируется в соответствующих журналах событий счетчика.
В счетчиках установлен датчик магнитного поля, фиксирующий воздействие на счетчик магнитного поля повышенной индукции. Факт и время воздействия на счетчик повышенной магнитной индукции фиксируется в журнале событий.
Общий вид счетчика, схема пломбирования от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 1.
Рисунок 1 – Общий вид счетчика, схема пломбирования от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки
|
Метрологические и технические характеристики | Таблица 7 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики | Значение | Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении в соответствии с вариантом исполнения:
активной энергии по ГОСТ 31819.22-2012
реактивной энергии по ИЛГШ.411152.184ТУ
реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012 | 0,2S или 0,5S;
0,5*
1,0 | Номинальный (максимальный) ток (Iном/Iмакс), А | 1 (2) или 5 (10) | Максимальный ток в течение 0,5 с, А | 20Iмакс | Стартовый ток (чувствительность) (0,001Iном), мА | 1 или 5 | Номинальное напряжение (Uном), В | 3×(57,7-115)/(100-200) или 3×(120-230)/(208-400) | Продолжение таблицы 7
Наименование характеристики | Значение | Установленный рабочий диапазон напряжений от 0,8Uном до 1,2Uном, В:
- для счетчиков с Uном 3((57,7-115)/(100-200) В
- для счетчиков с Uном 3×(120-230)/(208-400) В | 3×(46-138)/(80-240);
3×(96-276)/(166-480) | Диапазон входных напряжений резервного источника питания
(переменного или постоянного тока), В | от 90 до 276 | Номинальная частота сети, Гц | 50 | Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения, %:
- активной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках в зависимости от класса точности 0,2S или 0,5S), (P
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=1;
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=0,5;
при 0,01Iном ( I ( 0,05Iном, cos(=1;
при 0,02Iном ( I ( 0,05Iном, cos(=0,5;
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=0,25 | (0,2 или (0,5;
(0,3 или (0,6;
(0,4 или (1,0;
(0,5 или (1,0;
(0,5 или (1,0 | - реактивной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках в зависимости от класса точности 0,5 или 1), (Q
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=1;
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=0,5;
при 0,01Iном ( I ( 0,05Iном, sin(=1;
при 0,02Iном ( I ( 0,05Iном, sin(=0,5;
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=0,25; | (0,5 или (1,0;
(0,6 или (1,0;
(1,0 или (1,5;
(1,0 или (1,5;
(1,0 или (1,5; | - полной мощности, (S (аналогично реактивной мощности) | (Q; | - коэффициента активной мощности, δkР
- коэффициента реактивной мощности, δkQ
- коэффициента реактивной мощности, δktg
- мощности активных потерь, (Pп
- мощности реактивных потерь, (Qп | (δp+δs);
(δQ+δs);
(δQ+δp);
(2(i + 2(u);
(2(i + 4(u); | - активной энергии и мощности с учетом потерь (P+Pп) прямого и обратного направления, (P+Pп | ; | - реактивной энергии и мощности с учетом потерь (Q+Qп) прямого и обратного направления, (Q+Qп | | Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от –40 до +60 (С (в зависимости от класса точности), %/К, при измерении: | | - активной энергии и мощности
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=1
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=0,5 | 0,01 или 0,03;
0,02 или 0,05; | - реактивной энергии и мощности
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=1;
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=0,5 | 0,03 или 0,05;
0,05 или 0,07 | Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включенном и выключенном состоянии, c/сут | (0,5 | Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур, c/(С /сут:
- во включенном состоянии в диапазоне температур от –40 до +60 (С
- в выключенном состоянии в диапазоне температур от –40 до +70 (С | (0,1;
(0,22 | Продолжение таблицы 7
Наименование характеристики | Значение | Диапазон измеряемых частот, Гц | от 42,5 до 57,5 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц | ±0,01 | Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц | от -7,5 до +7,5 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения отклонения частоты, Гц | ±0,01 | Диапазон измерения среднеквадратического значения напряжения, В:
- фазного напряжения (UA, UB, UC)
- фазного напряжения основной частоты (UA(1), UB(1), UC(1))
- междуфазного напряжения (UAB, UBC, UCA)
- междуфазного напряжения основной частоты (UAB(1), UBC(1), UCA(1))
- напряжения прямой последовательности (U1) | от 0,1Uном н
до 1,5Uном в | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения напряжения, % | ±0,2 | Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадратического значения фазного и междуфазного напряжения (δU(+)), % | от 0 до +50 | Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратического значения фазного и междуфазного напряжения (δU(-)), % | от 0 до +90 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положительного и отрицательного отклонений среднеквадратического значения фазного и междуфазного напряжения, % | ±0,2 | Диапазон измерения коэффициента несимметрии напряжения по нулевой (К0U) и обратной (К2U) последовательностям, % | от 0 до 20 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения коэффициента несимметрии напряжения, % | ±0,15 | Диапазон измерения суммарного коэффициента гармонических составляющих фазных (КUA, КUB, КUC) и междуфазных (КUAB, КUBC, КUCA) напряжений, % | от 0,1 до 50 | Пределы допускаемой погрешности измерения суммарного коэффициента гармонических составляющих фазных и междуфазных напряжений, %:
- при Кu< 1 %, (∆)**
- при Кu ≥ 1 %, (δ)*** | ±0,1
±5 | Диапазон измерения коэффициента n-ой гармонической составляющей фазного (КUA(n), КUB(n), КUC(n)) и междуфазного (КUAB(n), КUBC(n), КUCA(n)) напряжения, (n=2 – 40), % | от 0,05 до 50 | Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента n-ой гармонической составляющей фазного и междуфазного напряжения, %:
- при Кu< 1 %, (∆)**
- при Кu ≥ 1 %, (δ)*** | ±0,05
±5 | Диапазон измерения коэффициента n-ой интергармонической составляющей фазного (КUAisg (n), КUBisg (n), КUCisg (n)) и междуфазного (КUABisg (n), КUBCisg (n), КUCAisg (n)) напряжения, (n=1 – 39), % | от 0,05 до 50 | Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента n-ой интергармонической составляющей фазного и междуфазного напряжения, %:
- при Кu< 1 %, (∆)**
- при Кu ≥ 1 %, (δ)*** | ±0,05
±5 | Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты (φU) в диапазоне напряжений от 0,8Uном н до 1,5Uном в, ( | от -180 до +180 | Продолжение таблицы 7
Наименование характеристики | Значение | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты,( | ±0,2 | Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазным напряжением и током основной частоты (φUI), ( | от -180 до +180 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между фазным напряжением и током основной частоты, (:
- при 0,1Iном ≤ I ≤ 2Iном
- при 0,01Iном ≤ I ≤ 0,1Iном | ±0,5
±5 | Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов (I), А | от 0,01Iном до 2Iном | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения фазных токов, %:
- при 0,05Iном ≤ I ≤ 2Iном
- при 0,01Iном ≤ I < 0,05Iном | ±0,2
±(0,2+0,01·|Iном/I-1|) | Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов основной частоты (I(1)), А | от 0,01Iном до 2Iном | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения фазных токов основной частоты, %:
- при 0,05Iном ≤ I ≤ 2Iном
- при 0,01Iном ≤ I < 0,05Iном | ±0,2
±(0,2+0,01·|Iном/I(1)-1|) | Диапазон измерения среднеквадратического значения тока прямой (I1) последовательности основной частоты, А | от 0,01Iном до 2Iном | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения тока прямой (I1) последовательности основной частоты, %:
- при 0,05Iном ≤ I ≤ 2Iном
- при 0,01Iном ≤ I < 0,05Iном | ±0,2
±(0,2+0,01·|Iном/I1-1|) | Диапазон измерения коэффициента несимметрии тока по нулевой (К0I) и обратной (К2I) последовательностям в диапазоне токов от 0,05Iном до 2Iном, % | от 0 до 50 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения коэффициента несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, % | ±0,3 | Диапазон измерения суммарного коэффициента гармонических составляющих фазных токов (КI), % | от 0,1 до 60 | Пределы допускаемой погрешности измерения суммарного коэффициента гармонических составляющих фазных токов, %:
- при KI < 3 %, (∆)**
- при KI ≥ 3 %, (δ)*** | ±0,5
±5 | Диапазон измерения коэффициента n-ой гармонической составляющей тока КI(n), (n=2 – 40), % | от 0,05 до 50 | Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента n-ой гармонической составляющей тока, %:
- при КI(n)< 3 %, (∆)**
- при КI(n) ≥ 3 %, (δ)*** | ±0,5
±5 | Диапазон измерения коэффициента интергармонической составляю-щей фазного тока порядка n (KIAisg(n), KIBisg(n), KICisg(n)), (n=1…39), % | от 0,05 до50 | Продолжение таблицы 7
Наименование характеристики | Значение | Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента интергармонической составляющей фазного тока порядка n, %:
- при КI(n)< 3 %, (∆)**
- при КI(n) ≥ 3 %, (δ)*** | ±0,5
±5 | Диапазон измерения длительности провала напряжения (∆tп), с | от 0,01 до 60 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности провала напряжения, с | ±0,02 | Диапазон измерения глубины провала напряжения (δUп), % | от 10 до 100 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины провала напряжения, % | ±1,0 | Диапазон измерения длительности временного перенапряжения (∆tпер u), с | от 0,01 до 60 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности временного перенапряжения, с | 0,02 | Диапазон измерения значения перенапряжения, (δUпер), % опорного напряжения | от 110 до 150 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения значения перенапряжения, % опорного напряжения | 1,0 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения частоты, напряжения и тока в диапазоне температур от –40 до +60 (С, (tд, % | 0,05 δд(t-t23)**** | _______________
* в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
** где ∆ – абсолютная погрешность.
*** где ( - относительная погрешность.
**** где (д – пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины, t – температура рабочих условий, t23 – температура +23 (С. |
Таблица 8 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики | Значение | Постоянная счетчиков, имп./(кВт(ч), имп./(квар(ч): | | - режим испытательных выходов А | | для счетчиков с Uном 3((57,7-115)/(100-200) В | | Iном=1 А | 25000 | Iном=5А | 5000 | для счетчиков с Uном 3×(120-230)/(208-400) В | | Iном=1 А | 6250 | Iном=5А | 1250 | - режим испытательных выходов В | | для счетчиков с Uном 3((57,7-115)/(100-200) В | | Iном=1 А | 800000 | Iном=5А | 160000 | для счетчиков с Uном 3×(120-230)/(208-400) В | | Iном=1 А | 200000 | Iном=5А | 40000 | Продолжение таблицы 8
Наименование характеристики | Значение | Жидкокристаллический индикатор:
- число индицируемых разрядов | 8; | - цена единицы младшего разряда при отображении энергии и коэффициентах трансформации равных 1, кВт(ч (квар(ч) | 0,01 | Тарификатор:
-число тарифов
- число тарифных зон в сутках с дискретностью 10 мин
- число типов дней
- число сезонов | 8;
144;
8;
12 | Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения счетчика, Вт (В(А), не более:
при 57,7 В
при 115 В
при 120 В
при 230 В | 1,1 (1,2)
1,2 (1,3)
1,2 (1,3)
1,6 (1,8) | При работе от источника резервного питания для каждой параллельной цепи напряжения:
- ток потребления, мА, не более
- входное сопротивление, МОм
- входная емкость, пФ | 0,5
1
1500 | Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В(А, не более | 0,1 | Максимальный ток потребления от резервного источника питания переменного и постоянного тока в диапазоне напряжений от 90 до 276 В, мА, не более | | - счетчики без дополнительного интерфейсного модуля | | при = 90 В | 35 | при = 276 В | 15 | при ( 90 В | 50 | при ( 276 В | 20 | - счетчики с дополнительным интерфейсным модулем (ток 200 мА) | | при = 90 В | 80 | при = 276 В | 30 | при ( 90 В | 90 | при ( 276 В | 40 | Скорость обмена информацией, бит/с:
- по оптическому порту
- по интерфейсу RS-485 | 9600;
115200, 76800, 57600, 38400, 19200, 9600, 4800, 2400, 1200, 600, 300 | Начальный запуск счетчика, с, менее, | 5 | Характеристики испытательных выходов:
- количество выходов изолированных конфигурируемых
- максимальное напряжение в состоянии «разомкнуто», В
- максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА
- выходное сопротивление: | 2;
30;
50; | в состоянии «разомкнуто», кОм
в состоянии «замкнуто», Ом | > 50;
< 200 |
Продолжение таблицы 8
Наименование характеристики | Значение | Характеристики цифровых входов:
- количество цифровых входов
- напряжение присутствия сигнала, В
- напряжение отсутствия сигнала, В | 2;
от 4 до 30;
от 0 до 1,5; | Сохранность данных при прерываниях питания, лет:
- информации, более
- внутренних часов (питание от литиевой батареи), не менее | 40;
12 | Самодиагностика | Циклическая, непрерывная | Рабочие условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность при 30 °С, %
- давление, кПа | от –40 до +60;
90;
от 70 до 106,7 | Габаритные размеры, мм, не более | | - высота | 299 | - ширина | 170 | - длина | 101 | Масса, кг, не более | 1,65 | Средний срок службы, лет | 30 | Средняя наработка до отказа, ч | 220000 | Время восстановления, ч | 2 |
|