| Описание | Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных– измерителей ПКЭ ТЕ3000 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов с применением алгоритма быстрого преобразования Фурье. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального 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 одному периоду сигнала, с использованием алгоритма быстрого преобразования Фурье (БПФ), вычисляется комплексный спектр входных сигналов по каналам напряжения и тока (формулы (1), (2))
,(1)
,(2)
где u, i- массивы выборок мгновенных значений напряжений и токов;
, - массивы комплексных спектральных составляющих напряжений и токов.
На основании спектральных составляющих вычисляются значения активной, реактивной и полной мощности (формулы (3) – (5)), которые используются для подсчета активной и реактивной энергии. Так же на одном периоде сигнала измеряются мгновенные значения параметров трехфазной сети с программируемым временем усреднения.
,(3)
,(4)
(5)
Для измерения параметров сети и показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по ГОСТ 30804.4.30-2013, ГОСТ 30804.4.7-2013 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 по формулам (6), (7);
среднеквадратические значения напряжений n-ой гармонической и m-ой интергармонической составляющей (n=2-40, m=1-39) по формулам (8), (9);
коэффициенты гармонических и интергармонических составляющих напряжений по формулам (10), (11);
суммарные коэффициенты гармонических составляющих напряжений по формуле (12);
коэффициенты несимметрии по обратной и нулевой последовательностям по формулам (13), (14).
,(6)
,(7)
,(8)
,(9)
,(10)
,(11)
,(12)
,(13)
,(14)
гдеi - номер спектральной составляющей;
U(n) - среднеквадратическое значение n-ой гармонической составляющей напряжения;
n- номер гармонической составляющей;
10- число периодов основной частоты в измерительном окне (для систем электроснабжения с частотой 50 Гц);
Uisg(m)- среднеквадратическое значение m-ой интергармонической составляющей напряжения;
m - номер интергармонической составляющей;
U(1)- среднеквадратическое значение напряжения основной частоты;
Ku - суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения;
U1, U2, U0 – среднеквадратическое значение напряжений прямой, обратной и нулевой последовательностей соответственно.
Расчет параметров, связанных с током, производится аналогично описанному выше.
Вычисление активной и реактивной мощности потерь в каждой фазе производится на основе измерений текущих значений напряжений и токов в каждой фазе сети по формулам (15), (16)
,(15) ,(16)
где I- 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.
Счетчик является двунаправленным измерителем и измеряет проекции вектора полной мощности на активную и реактивную оси круга мощностей, приведенного на рисунке 1. При этом образуются четыре канала измерения и учета:
P+ - активная мощность прямого направления – проекция вектора полной мощности 1-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 4-го квадранта (емкостная нагрузка);
P- - активная мощность обратного направления – проекция вектора полной мощности 3-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 2-го квадранта (емкостная нагрузка);
Q+ - реактивная мощность прямого направления – проекция вектора полной мощности 1-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 2-го квадранта (емкостная нагрузка);
Q- - реактивная мощность обратного направления – проекция вектора полной мощности 3-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 4-го квадранта (емкостная нагрузка).
Рисунок 1 – Круг мощностей
Кроме того, счетчик ведет учет реактивной энергии в каждом квадранте, образуя еще четыре канала учета:
реактивной энергии 1-го квадранта R1;
реактивной энергии 2-го квадранта R2;
реактивной энергии 3-го квадранта R3;
реактивной энергии 4-го квадранта R4;
При этом:
сумма R1+R2 соответствует реактивной энергии прямого направления R+;
сумма R3+R4 соответствует реактивной энергии обратного направления R-.
Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети, если счетчики включены по схемам, приведенным в руководстве по эксплуатации часть 1 с соблюдением подключения начала и конца обмоток измерительных трансформаторов. Это дает возможность использовать счетчик для контроля правильности подключения к 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 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 в обратном направлении (конфигурируемый);
однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) 3 канала 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
| Двунаправленный режим (4 канала) | | Квадрант вектора полной мощности S | Канал учета энергии трехфазных измерений | Знак мощности трехфазных измерений | Знак мощности однофазных измерений | Каналы телеметрии | | I | А+ | R+ | P+ | Q+ | P+ | Q+ | имп. А+ | имп. R+ | | II | А- | R+ | P- | Q+ | P- | Q+ | имп. А- | имп. R+ | | III | А- | R- | P- | Q- | P- | Q- | имп. А- | имп. R- | | IV | А+ | R- | P+ | Q- | P+ | Q- | имп. А+ | имп. R- |
Таблица 2 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в однонаправленномрежиме
| Однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в прямом направлении) | | Квадрант вектора полной мощности S | Канал учета энергии трехфазных измерений | Знак мощности трехфазных измерений | Знак мощности однофазных измерений | Каналы телеметрии | | I | А+ | R+ | P+ | Q+ | P+ | Q+ | имп. А+ | имп. R+ | | II | А+ | R- | P+ | Q- | P- | Q+ | имп. А+ | имп. R- | | III | А+ | R+ | P+ | Q+ | P- | Q- | имп. А+ | имп. R+ | | IV | А+ | R- | P+ | Q- | P+ | Q- | имп. А+ | имп. R- |
Таблица 3 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном двунаправленном режиме
| Реверсный двунаправленный режим (4 канала учета с инверсией знака направления) | | Квадрант вектора полной мощности S | Канал учета энергии трехфазных измерений | Знак мощности трехфазных измерений | Знак мощности однофазных измерений | Каналы телеметрии | | I | А- | R- | P- | Q- | P+ | Q+ | имп. А- | имп. R- | | II | А+ | R- | P+ | Q- | P- | Q+ | имп. А+ | имп. R- | | III | А+ | R+ | P+ | Q+ | P- | Q- | имп. А+ | имп. R+ | | IV | А- | R+ | P- | Q+ | P+ | Q- | имп. А- | имп. R+ |
Таблица 4 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном однонаправленном режиме
| Реверсный однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в обратном направлении) | | Квадрант вектора полной мощности S | Канал учета энергии трехфазных измерений | Знак мощности трехфазных измерений | Знак мощности однофазных измерений | Каналы телеметрии | | I | А- | R- | P- | Q- | P+ | Q+ | имп. А- | имп. R- | | II | А- | R+ | P- | Q+ | P- | Q+ | имп. А- | имп. R+ | | III | А- | R- | P- | Q- | P- | Q- | имп. А- | имп. R- | | IV | А- | R+ | P- | Q+ | P+ | Q- | имп. А- | имп. R+ |
По полученным значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы формируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных выходах счетчика. Импульсы телеметрии имеют максимальную длительность 150 мс, а частота их следования пропорциональна соответствующей мощности.
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 выпускаются в различных модификациях, которые отличаются классом точности, номинальными напряжениями, номинальными токами, наличием интерфейса Ethernet и типом установленного сменного дополнительного интерфейсного модуля. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения сменных дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 6.
Таблица 5 – 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 | | ТЕ3000.00 | 5(10) | 3((57,7-115)/(100-200) | 0,2S/0,5 | есть | ФРДС.411152.005 | | ТЕ3000.01 | 5(10) | | ТЕ3000.02 | 5(10) | | ТЕ3000.03 | 5(10) | | ТЕ3000.04 | 5(10) | 3((120-230)/(208-400) | 0,2S/0,5 | есть | -04 | | ТЕ3000.05 | 5(10) | | ТЕ3000.06 | 5(10) | | ТЕ3000.07 | 5(10) | | ТЕ3000.08 | 1(2) | 3((57,7-115)/(100-200) | 0,2S/0,5 | есть | -08 | | ТЕ3000.09 | 1(2) | | ТЕ3000.10 | 1(2) | | ТЕ3000.11 | 1(2) | | ТЕ3000.12 | 1(2) | 3((120-230)/(208-400) | 0,2S/0,5 | есть | -12 | | ТЕ3000.13 | 1(2) | | ТЕ3000.14 | 1(2) | | ТЕ3000.15 | 1(2) |
Таблица 6 – Типы устанавливаемых сменных дополнительных интерфейсных модулей
| Условное обозначение модуля | Наименование | | 01 | Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01, С-1.02.01 (сеть 2G) | | 02 | Модем PLC M-2.01(Т).01 (однофазный) | | 03 | Модем PLC M-2.01(Т).02 (трехфазный) | | 04 | Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01, С-1.03.01 (сеть 2G+3G) | | 05 | Модем Ethernet М-3.01(Т).ZZ | | 06 | Модем ISM М-4.01(Т).ZZ (430 МГц) | | 07 | Модем ISM М-4.02(Т).ZZ (860 МГц) | | 08 | Модем ISM М-4.03(Т).ZZ (2400 МГц) | | 09 | Модем оптический М-5.01(Т).ZZ | | 10 | Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.ZZ, C-2.01.ZZ | | 11 | Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01, С-1.04.01 (сеть 2G+3G+4G) | | 12 | Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1, С-1.04.01/1 (сеть 2G+4G) | | 13 | Коммуникатор NBIoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G NBIoT) | | 14 | Коммуникатор NBIoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G только NBIoT) | | 15 | Модем LoRaWAN M-6(Т).ZZ.ZZ | | 16 | Модем Bluetooth M-7(Т).ZZ.ZZ |
Продолжение таблицы 6
| Условное обозначение модуля | Наименование | | Примечания
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 и 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 ТЕ3000.ХX.YY ФРДС.411152.005ТУ». Где ХХ – вариант исполнения счетчика в соответствии с таблицей 5. YY – условное обозначение дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6. Если в счетчик не устанавливается дополнительный сменный интерфейсный модуль, то поле YY должно оставаться пустым.
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 активной и реактивной энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии в восьми тарифных зонах (тарифы Т1-Т8 и сумма по всем тарифам), по восьми типам дней (понедельник, вторник, среда, четверг, пятница, суббота, воскресение, праздник) в двенадцати сезонах. Сезоном является календарный месяц года. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала.
Тарификатор счетчика использует активное тарифное расписание, расписание праздничных дней и список перенесенных дней. Список перенесенных дней позволяет изменить тарификацию по типу дня, не изменяя тарифного расписания (например, рабочая суббота, которая должна тарифицироваться как вторник). Кроме активного тарифного расписания в счетчик может быть введено пассивное тарифное расписание, которое вступает в силу (становится активным) или по интерфейсной команде или по заданному времени.
Счетчик ведет нетарифицированный раздельный учет энергии (активной в двух направлениях и четырехквадрантной реактивной энергии) по каждой фазе сети, нетарифицированный учет энергии с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе и нетарифицированный учет числа импульсов, поступающих от внешних устройств по цифровым входам. При этом формируются следующие архивы ученной энергии, доступные через интерфейсы связи:
всего от сброса (нарастающий итог);
за текущий год и 9 предыдущих лет;
на начало текущего года и 10 предыдущих лет;
за текущий месяц и 35 предыдущих месяцев;
на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;
за текущие сутки и 123 предыдущих суток;
на начало текущих суток и 124 предыдущих суток.
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 в каждом массиве). 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 7 и 8 (кроме коэффициентов мощности, даты и времени). Кроме того, в расширенных массивах могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовых массивах без ограничений по времени интегрирования для структур данных 02, 04 - 06.
Таблица 7 – 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 | | 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) |
Продолжение таблицы 7
| Наименование параметра | Обозначение | | 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 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 или датчики параметров, приведенных в таблице 8, с нормированными метрологическими характеристиками. Все измеряемые параметры сети доступны через интерфейсы связи и могут отображаться на индикаторе счетчика в режиме вспомогательных параметров с разрешающей способностью, приведенной в таблице 8.
Таблица 8 – Измеряемые параметры
| Наименование параметра | Цена ед. мл. разряда индикатора | Примечание | | Активная мощность, Вт | 0,01 | По каждой фазе сети и сумме фаз | | Реактивная мощность, вар | 0,01 | | Полная мощность, В(А | 0,01 | | Активная мощность потерь, Вт | 0,01 | | Реактивная мощность потерь, вар | 0,01 | | Коэффициент активной мощности cos φ | 0,001 | | Коэффициент реактивной мощности sin φ | 0,001 | | Коэффициент реактивной мощности tg φ | 0,01 |
Продолжение таблицы 8
| Наименование параметра | Цена ед. мл. разряда индикатора | Примечание | | Фазное напряжение, В | 0,01 | По каждой фазе сети | | Межфазное напряжение, В | 0,01 | По каждой паре фаз | | Напряжение прямой последовательности, В | 0,01 | | | Ток, А | 0,0001 | По каждой фазе сети | | Ток нулевой последовательности, А | 0,0001 | | | Частота сети, Гц | 0,01 | | | Суммарный коэффициент гармонических составляющих токов, % | 0,01 | По каждой фазе сети | | Коэффициент несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, % | 0,01 | |
Счетчики ведут измерение параметров показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013 для класса измерений S и ГОСТ 30804.4.7-2013 класса II. Измеряемые параметры, объединенные на интервале времени 3 секунды, приведены в таблице 7. Кроме параметров, приведенных в таблице 7, к измеряемым параметрам КЭ относятся:
коэффициенты гармонических составляющих фазных, междуфазных напряжений и токов порядка n (n=2-40);
коэффициенты интергармонических составляющих фазных, междуфазных напряжений и токов порядка n (n=1-39);
характеристики провалов, прерываний напряжения и перенапряжений.
Счетчики ведут профиль ПКЭ по 40 параметрам, приведенным в таблице 5, объединенным на интервале времени 10 минут (по умолчанию).
Счетчики ведут непрерывный мониторинг ПКЭ в соответствии с ГОСТ 33073-2014 по следующим показателям:
отклонение частоты;
положительное и отрицательное отклонение фазных (или междуфазных) напряжений;
суммарный коэффициент гармонических составляющих фазных (или междуфазных) напряжений;
коэффициенты гармонических составляющих фазных (или междуфазных) напряжений порядка n (n=2-40);
коэффициенты интергармонических составляющих фазных (или междуфазных) напряжений порядка n (n=1-39);
коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательности;
характеристики провалов, перенапряжений и прерываний напряжения.
Счетчики ведут суточные статистические таблицы ПКЭ с формированием протокола испытаний по ГОСТ 33073-2014 для каждых календарных суток, глубиной 40 суток.
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.
Независимо от установленных режимов, сигнал управления нагрузкой формируется по интерфейсной команде оператора.
Журналы счетчиков.
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 событий. Каждое событие фиксируется в отдельном журнале. Перечень журналов и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 9.
Таблица 9 - Журналы событий
| Название журнала событий | Глубина хранения | | Журнал вскрытия крышки зажимов | 100 | 50 | | Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со счетчиком, приведший к изменению данных) | 50 | 50 | | Журнал вскрытия корпуса | 100 | 50 | | Дата и время последнего программирования | 1 | 1 | | Журнал неправильного чередования фаз | 100 | 50 | | Журнал инициализации счетчика | 100 | 100 | | Журнал сброса показаний | 10 | 10 | | Журнал выключения/включения счетчика | 100 | 50 | | Журнал выключения/включения фазы 1 | 100 | 50 | | Журнал выключения/включения фазы 2 | 100 | 50 | | Журнал выключения/включения фазы 3 | 100 | 50 | | Журнал перехода не резервное питание | 100 | 50 | | Журнал отклонения коэффициента мощности от нормированного значения (tg () | 100 | 50 | | Журнал воздействия повышенной магнитной индукции | 100 | 50 | | Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 1 | 40 | 20 | | Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 2 | 40 | 20 | | Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 3 | 40 | 20 | | Журнал коррекции тарифного расписания | 10 | 10 |
Продолжение таблицы 9
| Название журнала событий | Глубина хранения | | Журнал коррекции расписания праздничных дней | 10 | 10 | | Журнал коррекции расписания управления нагрузкой | 50 | 50 | | Журнал коррекции списка перенесенных дней | 10 | 10 | | Журнал коррекции расписания утренних и вечерних максимумов мощности | 10 | 10 | | Журнал инициализации массива профиля 1,2,3,4 (4 журнала) | 40 | 40 | | Журнал сброса максимумов по первому, второму и третьему массиву профиля (3 журнала) | 30 | 30 | | Журнал несанкционированного доступа к счетчику | 10 | 10 | | Журнал управления нагрузкой | 50 | 50 | | Журнал изменения состояний выходов телеуправления и входов телесигнализации | 100 | 100 | | Журнал изменений коэффициентов трансформации | 10 | 10 | | Журнал изменений параметров измерителя качества | 10 | 10 | | Журнал изменений параметров измерителя потерь | 10 | 10 | | Журнал превышения максимального тока в фазах 1,2,3 (3 журнала) | 120 | 60 | | Журнал обновления метрологически не значимой части ПО | 20 | 20 | | Журнал перепрограммирования параметров счетчика по протоколу СЭТ | 100 | 100 | | Журнал изменение знака направления активной мощности по фазе 1,2,3 (3 журнала) | 300 | 150 | | Журнал времени калибровки счётчика | 10 | 10 | | Журнал перепрограммирования параметров счетчика через протокол СПОДЭС | 100 | 100 | | Журнал HDLC коммуникаций | 100 | 100 |
В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/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 10.
Таблица 10 – Журналы ПКЭ
| Название журнала ПКЭ | Глубина хранения | | Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ* фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений. Положительные и отрицательные отклонения напряжений (12 журналов) | 1200 | 600 | | Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ* фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (12 журналов) | 1200 | 600 | | Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала) | 200 | 100 | | Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ напряжения прямой последовательности U1(1) (2 журнала) | 200 | 100 | | Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала) | 200 | 100 |
Продолжение таблицы 10
| Название журнала ПКЭ | Глубина хранения | | Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала) | 200 | 100 | | Время выхода/возврата за границу ПДЗ суммарного коэффициента гармонических составляющих фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов) | 600 | 300 | | Время выхода/возврата за границу НДЗ суммарного коэффициента гармонических составляющих фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов) | 600 | 300 | | Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несимметрии напряжения по нулевой последовательности K0u | 100 | 50 | | Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несимметрии напряжения по нулевой последовательности K0u | 100 | 50 | | Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности K2u | 100 | 50 | | Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности K2u | 100 | 50 | | Журнал положительного и отрицательного отклонения фазных или междуфазных напряжений за расчетный период | 50 | 50 | | * ПДЗ – предельно допустимое значение (граница 100 %);
НДЗ – нормально допустимое значение (граница 95 %) |
Журналы провалов, прерываний напряжений и перенапряжений относятся к журналам ПКЭ, но выделены в отдельную группу. В журналах провалов и перенапряжений фиксируется остаточное напряжение и длительность провала напряжения, величина и длительность перенапряжения для каждой фазы сети и трехфазной системы. Кроме журналов ведется статистическая таблица параметров провалов, прерываний напряжений 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.
Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 11.
Таблица 11 – Журналы провалов и перенапряжений
| Название журнала | Глубина хранения | | Журнал провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе | 50 | 50 | | Журналы провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала) | 150 | 150 | | Журнал очистки статистической таблицы провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе | 10 | 10 | | Журналы очистки статистических таблиц провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала) | 30 | 30 | | Журнал прерывания напряжения (выхода/возврата напряжения во всех трех фазах за заданный порог) | 100 | 50 |
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 50 записей с фиксацией 100 событий.
В статусном журнале фиксируются ошибки в работе счетчика, выявленные системой непрерывной диагностики. При обнаружении ошибки устанавливается позиционный флаг ошибки в слове состояния счетчика, которое фиксируется в статусном журнале со штампом времени возникновения ошибки. По измененному слову состояния подключается система реанимации, стремящаяся устранить возникшую ошибку. Если это удалось, то в слове состояния снимается флаг о |
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 13 - 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
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); 3×(120-230)/(208-400) |
Продолжение таблицы 11
| 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 | | 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, %/К, при измерении: | | | - активной энергии и мощности для класса точности 0,2S (0,5S)
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=1
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=0,5 | 0,01 (0,03);
0,02 (0,05); | | - реактивной энергии и мощности для класса точности 0,5 (1,0)
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=1
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=0,5 | 0,03 (0,05);
0,05 (0,07) | | Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включенном и выключенном состоянии, c/сут | (0,5 |
Продолжение таблицы 11
| Наименование характеристики | Значение | | 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 | | Номинальная частота сети, Гц | 50 | | 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 | | 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 |
Продолжение таблицы 11
| Наименование характеристики | Значение | | 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 | | 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+0,02·|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+0,02·|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+0,02·|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 |
Продолжение таблицы 11
| Наименование характеристики | Значение | | 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 | | 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)**** | | 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 11
| Наименование характеристики | Значение | | Нормальные условия измерений:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность, %
- давление, кПа | 23±2;
от 30 до 80;
от 84 до 106 | | * 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 14 – Основные технические характеристики
| 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 с установленным флагом «Резервное питание» 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 |
Продолжение таблицы 12
| Наименование характеристики | Значение | | Скорость обмена информацией, бит/с:
- по оптическому порту | 9600, НЕЧЕН; | | - по интерфейсу RS-485 | от 300 до 115200 | | Параметры Ethernet-интерфейса: | | | - спецификация | 100Base-T; | | - число TCP- портов | 4; | | - режим порта | клиент или сервер TCP/IP; | | - скорость обмена, Мбит/c | 100 | | 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, не менее
- в состоянии «замкнуто», Ом, не более | 50;
200 | | 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;
16 | | 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 |
|
