| Описание | Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.07 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует измерительные и управляющие алгоритмы в соответствии со специализированной программой, помещенной в его внутреннюю память программ. Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК
Измерительная часть счетчиков выполнена на основе аналого-цифрового преобразователя (АЦП), встроенного в микроконтроллер. АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока, активной и полной мощности, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
Вычисления средних за период сети значений мощностей и среднеквадратических значений напряжений и токов производится по следующим формулам:
для активной мощности,(1)
для полной мощности,(2)
для реактивной мощности,(3)
для напряжения, (4)
для тока,(5)
гдеUi, Ii- выборки мгновенных значений напряжения и тока;
n- число выборок за период сети.
Вычисление активной и реактивной мощности потерь за период сети в каждой фазе производится по следующим формулам:
,(6)
,(7)
гдеI- среднеквадратическое значение тока за период сети (5);
U- среднеквадратическое значение фазного напряжения (4);
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 напряжении счетчика.
Счетчики являются двунаправленными измерителями и измеряют проекции вектора полной мощности на активную и реактивную оси круга мощностей. При этом образуются четыре канала измерения и учета активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.
Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети. При этом:
прямому направлению (от генератора) активной энергии А+ (мощности P+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 90° (1-й квадрант, индуктивная нагрузка, импорт) и от 270° до 360° (4-й квадрант, емкостная нагрузка, импорт);
обратному направлению (к генератору) активной энергии А- (мощности P-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 270° (3-й квадрант, индуктивная нагрузка, экспорт) и от 90° до 180° (2-й квадрант, емкостная нагрузка, экспорт);
прямому направлению (от генератора) реактивной энергии R+ (мощности Q+) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 180° (импорт);
обратному направлению (к генератору) реактивной энергии R- (мощности Q-) соответствует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 360° (экспорт).
Вычисление средних за период сети мощностей трехфазной системы производится суммированием соответствующих мощностей однофазных измерений. Знаки трехфазных измерений мощности и знаки каналов учета трехфазной энергии формируются по-разному, в зависимости от конфигурации счетчика. Различаются следующие режимы работы счетчика в зависимости от конфигурации:
двунаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (режим по умолчанию);
однонаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) 3 канала в прямом направлении (конфигурируемый);
двунаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 канала (конфигурируемый);
однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по модулю) в обратном направлении (конфигурируемый).
В таблицах 1-4 приведены знаки направления активной и реактивной мощности однофазных и трехфазных измерений и каналы учета энергии в зависимости от положения вектора полной мощности и конфигурирования счетчика.
Таблица 1 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в двунаправленном режиме
| 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 однонаправленном режиме
| 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 за период сети значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы формируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных выходах счетчика. Сформированные импульсы подсчитываются контроллером и сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии или мощности добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и массивы профиля мощности. При этом в качестве события выступает время окончания текущего тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля, определяемое по встроенным энергонезависимым часам реального времени.
При учете потерь импульсы телеметрии формируются с учетом мощности потерь (P±Pп формулы (1), (6), Q±Qп формулы (3), (7)), подсчитываются контроллером и отдельно сохраняются в регистрах текущих значений энергии и профиля мощности с учетом потерь по каждому виду энергии (мощности) и направлению до свершения события. Знак учета потерь является конфигурационным параметром счетчика и зависит от расположения точки учета и точки измерения.
Функциональные возможности
Счетчики обеспечивают:
многотарифный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления и четырехквадрантной реактивной энергии в трехфазной системе и не тарифицированный пофазный учет;
не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе;
ведение двух четырехканальных массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования;
ведение многоканального профиля параметров с программируем временем интегрирования;
измерение параметров трехфазной сети и параметров качества электрической энергии;
ведение журналов событий.
Счётчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой, с возможностью аппаратной блокирования срабатывания, и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе по различным программируемым критериям.
Счетчики имеют интерфейсы связи, поддерживают ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена, и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).
Счетчики внутренней установки, в том числе с установкой на DIN-рейку, предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 70 (С. Счетчики наружной установки имеют расщепленную архитектуру, предназначены для работы в диапазоне температур от минус 40 до плюс 70 (С, не чувствительны к воздействию солнечной радиации, инея и росы.
Варианты исполнений
Счетчики выпускаются в различных модификациях, которые отличаются номинальным (базовым) током, номинальным напряжением, способом подключения к электрической сети, наличием реле управления нагрузкой, наличием радиомодема, способом установки (внутри или снаружи помещений, на DIN-рейку), типом встроенного интерфейсного модуля и типом установленного дополнительного интерфейсного модуля. Счётчики всех вариантов исполнения имеют оптический интерфейс. Варианты исполнения счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения встроенного интерфейсного модуля приведены в таблице 6. Варианты исполнения дополнительных интерфейсных модулей приведены в таблице 7.
Таблица 5 – Варианты исполнения счетчиков
| Условное обозначение
счетчика | Номинальный/ базовый (максимальный) ток, А | Номинальное напряжение, В | Класс точности измерения активной/реактивной энергии | Реле | Резервный блок питания | Радиомодем(RF2) | Наличие RS-485 | | Счетчики внутренней установки | | ПСЧ-4ТМ.07.00 | 5(10) | 3((57,7-115)/(100-200) | 0,5S/1,0 | - | + | + | 2 | | ПСЧ-4ТМ.07.01 | 5(10) | | ПСЧ-4ТМ.07.02 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.03 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.04 | 5(10) | 3((120-230)/(208-400) | 0,5S/1,0 | - | + | + | 2 | | ПСЧ-4ТМ.07.05 | 5(10) | | ПСЧ-4ТМ.07.06 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.07 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.20 | 5(100) | 3((120-230)/(208-400) | 1/1 | + | - | + | 1 | | ПСЧ-4ТМ.07.21 | 5(100) | | ПСЧ-4ТМ.07.22 | 5(100) | | ПСЧ-4ТМ.07.23 | 5(100) | | Счетчики наружной установки | | ПСЧ-4ТМ.07.40 | 5(100) | 3((120-230)/(208-400) | 1/1 | + | - | + | - | | ПСЧ-4ТМ.07.41 | 5(100) | | ПСЧ-4ТМ.07.42 | 5(100) | | ПСЧ-4ТМ.07.43 | 5(100) | | Счетчики для установки на DIN рейку | | ПСЧ-4ТМ.07.60 | 5(10) | 3((57,7-115)/(100-200) | 0,5S/1,0 | - | + | + | 2 | | ПСЧ-4ТМ.07.61 | 5(10) | | ПСЧ-4ТМ.07.62 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.63 | 1(2) |
Продолжение таблицы 5
| Условное обозначение счетчика | Номинальный (максимальный) ток, А | Номинальное напряжение, В | Класс точности измерения активной/реактивной энергии | Реле | Резервный блок питания | Радиомодем(RF2) | Наличие RS-485 | | ПСЧ-4ТМ.07.64 | 5(10) | 3((120-230)/(208-400) | 0,5S/1,0 | - | + | + | 2 | | ПСЧ-4ТМ.07.65 | 5(10) | | ПСЧ-4ТМ.07.66 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.67 | 1(2) | | ПСЧ-4ТМ.07.80 | 5(80) | 3((120-230)/(208-400) | 1/1 | - | - | + | 1 | | ПСЧ-4ТМ.07.81 | 5(80) |
Таблица 6 – Типы встраиваемых интерфейсных модулей
| Условное обозначение модуля | Наименование | | 00 | Отсутствие интерфейсного модуля | | 01 | Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01А (сеть 2G) | | 02 | Модем PLC | | 04 | Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01А (сеть 2G+3G) | | 08 | Модем ISM M-4.03Т.0.102А (ZigBee 2400 МГц) | | 10 | Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01А | | 11 | Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01А (сеть 2G+3G+4G) | | 13 | Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А (сеть 2G+4G NB-IoT) | | 14 | Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01А/1 (сеть 4G только NB-IoT) | | 15 | Модем LoRaWAN M-6Т.ZZ.ZZ | | 16 | Модем Bluetooth M-7Т.ZZ.ZZ | | 17 | Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01А | | Примечание - ZZ – вариант исполнения интерфейсного модуля |
Таблица 7 – Типы устанавливаемых дополнительных интерфейсных модулей для счетчиков внутренней установки (ПСЧ-4ТМ.07.01 - ПСЧ-4ТМ.07.07, ПСЧ-4ТМ.07.20 - ПСЧ-4ТМ.07.23)
| Условное обозначение
модуля | Наименование | | 00 | Отсутствие интерфейсного модуля | | 01 | Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01 (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 (сеть 2G+3G) | | 05 | Модем Ethernet М-3.01Т.01 | | 06 | Модем ISM М-4.01(Т).ZZ (430 МГц) | | 07 | Модем ISM М-4.02(Т).ZZ (860 МГц) |
Продолжение таблицы 7
| Условное обозначение
модуля | Наименование | | 08 | Модем ISM М-4.03Т.0.112 (2400 МГц) | | 09 | Модем оптический М-5.01Т.ZZ | | 10 | Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.01 | | 11 | Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01 (сеть 2G+3G+4G)* | | 12 | Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1 (сеть 2G+3G +4G)** | | 13 | Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G (NB-IoT)) | | 14 | Коммуникатор NB-IoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G (только NB-IoT)) | | 15 | Модем LoRaWAN M-6Т.ZZ.ZZ | | 16 | Модем Bluetooth M-7Т.ZZ.ZZ | | 17 | Модем PLC/ISM ТЕ103.01.01 (однофазный) | | 18 | Модем PLC/ISM ТЕ103.01.02 (трехфазный) | | Примечания
ZZ – вариант исполнения интерфейсного модуля
В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведенные в таблице со следующими характеристиками:
при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В ток потребления 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).
* Максимальная скорость в сети 4G 150 Мбит/с.
** Максимальная скорость в сети 4G 10 Мбит/с. |
Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции должна состоять из наименования счетчика, условного обозначения варианта исполнения в соответствии с таблицей 5, условного обозначения типа встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (может отсутствовать), условного обозначения типа устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (может отсутствовать), номера настоящих технических условий.
Пример записи счётчика: «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.07.XX.YY.ZZ ИЛГШ.411152.188ТУ», где
XX – условное обозначение варианта исполнения счетчика в соответствии с таблицей 5;
YY – условное обозначение встроенного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 6 (00 – нет встроенного интерфейсного модуля);
ZZ – условное обозначение устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля в соответствии с таблицей 7 (00 – нет устанавливаемого дополнительного интерфейсного модуля).
Счётчики наружной установки вариантов исполнения 40-41 (таблица 5) поставляются с терминалами в двух вариантах исполнения, что в явном виде указывается при заказе:
Т-1.02МТ с питанием от сети переменного тока и с резервным питанием от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;
Т-1.02МТ/1 без источника сетевого электропитания и с питанием только от двух алкалиновых батарей или двух аккумуляторов типоразмера ААА;
Примеры записи счётчика
«Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.07.40.02.00 ИЛГШ.411152.188ТУ с терминалом Т-1.02МТ»;
«Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.07.41.00.00 ИЛГШ.411152.188ТУ с терминалом Т-1.02МТ/1»;
«Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.07.41.10.00 ИЛГШ.411152.188ТУ без терминала».
Подключение счетчиков трансформаторного включения 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.
Счетчики могут конфигурироваться для подключения к трехфазным трехпроводным сетям по схеме Арона, как двухэлементные.
Счетчики непосредственного включения не чувствительны к постоянной составляющей в цепи переменного тока и предназначены для непосредственного подключения к сети с номинальными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.
Тарификация и архивы учтенной энергии
Счетчики ведут многотарифный учет энергии (без учета потерь) в четырех тарифных зонах, по четырем типам дней в двенадцати сезонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала. Тарификатор счетчиков использует расписание праздничных дней и список перенесенных дней.
Счетчики ведут не тарифицированный учет активной и реактивной энергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе.
Счетчики, наряду с трехфазным учетом, ведут не тарифицированный пофазный учет активной и реактивной энергии прямого и обратного направления.
Счетчики ведут архивы тарифицированной учтенной энергии, не тарифицированной энергии с учетом потерь и не тарифицированный пофазный учет (активной, реактивной прямого и обратного направления):
всего от сброса (нарастающий итог);
за текущие и предыдущие сутки;
на начало текущих и предыдущих суток;
за каждые предыдущие календарные сутки глубиной до 180 дней;
на начало каждых предыдущих календарных суток глубиной до 180 дней;
за текущий месяц и 36 предыдущих месяцев;
на начало текущего месяца и 36 предыдущих месяцев;
за текущий и 10 предыдущих лет;
на начало текущего и 10 предыдущих лет.
В счетчиках может быть установлено начало расчетного периода отличное от первого числа месяца. При этом в месячных архивах энергии будет фиксироваться энергия за расчетный период и на начало расчетного периода, начинающиеся с установленного числа.
Профиль мощности нагрузки
Счетчики ведут два четырехканальных базовых массива профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления.
Примечание – Для счетчиков непосредственного включения и для счетчиков трансформаторного включения на подключениях с номинальными напряжениями 3×(100-115)/(173-200) В время интегрирования мощности может программироваться только в диапазоне от 1 до 30 минут.
Каждый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения профиля мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.
Глубина хранения базового массива профиля мощности составляет 113 суток при времени интегрирования 30 минут и 170 суток при времени интегрирования 60 минут.
Профиль параметров
Счетчики, наряду с базовыми массивами профиля мощности нагрузки, ведут два независимых массива профиля параметров (расширенные массивы профиля или 3-й и 4-й массивы профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут. Расширенные массивы профиля могут конфигурироваться в части выбора количества и типа профилируемых параметров, а так же формата хранения данных. Число каналов расширенного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а наименования профилируемых параметров выбираться из таблиц 8 и 9. Кроме того, в расширенном массиве могут профилироваться все четыре мощности, как и в базовом массиве.
Таблица 8 – Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля
| Наименование параметра | Обозначение | | Напряжение в фазе 1 | U1 | | Напряжение в фазе 2 | U2 | | Напряжение в фазе 3 | U3 | | Напряжение прямой последовательности | U1(1) | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 1 | Ku1 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения в фазе 2 | Ku2 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой 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 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фазами 1 и 2 | Ku12 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения между фазами 2 и 3 | Ku23 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой 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) | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 1 | KI1 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 2 | KI2 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока в фазе 3 | KI3 | | Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности | К0I | | Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности | К2I |
Продолжение таблицы 8
| Наименование параметра | Обозначение | | 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 двенадцати сезонного расписания утренних и вечерних максимумов.
Максимумы мощности фиксируются в архивах счетчика:
от сброса (ручной сброс или сброс по интерфейсному запросу):
за текущий и каждый из двенадцати предыдущих месяцев.
В архивах максимумов фиксируется значение максимума мощности и время, соответствующее окончанию интервала интегрирования мощности.
Если массив профиля мощности сконфигурирован для мощности с учетом потерь, то в архивах максимумов фиксируется максимальная мощность с учетом потерь.
Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии
Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд с шагом 200 мс) физических величин, характеризующих трехфазную электрическую сеть, и могут использоваться как измерители параметров, приведенных в таблице 9, или как датчики параметров с нормированными метрологическими характеристиками.
Счетчики могут использоваться как измерители показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по параметрам установившегося отклонения частоты сети и установившегося отклонения напряжения, по характеристикам провалов и перенапряжений согласно ГОСТ 32144-2013 для класса измерений S в соответствии с ГОСТ 30804.4.30-2013.
При выходе параметра за границу ПДЗ на индикаторе отображается сообщение о факте нарушения. При этом счётчик ведет журналы ПКЭ, в которых фиксируется время выхода/возврата за установленные верхние/нижние нормально/предельно допустимые границы установившихся отклонений напряжения и частоты, и журналы провалов и перенапряжений, где фиксируются остаточное напряжение или уровень перенапряжения и длительность. Доступ к журналам ПКЭ и журналам провалов и перенапряжений возможен только через интерфейсы связи.
Таблица 9 – Измеряемые параметры
| Наименование параметра | Цена единицы младшего разряда индикатора | Примечание | | Активная мощность, Вт | 0,01 | По каждой фазе сети и сумме фаз | | Реактивная мощность, вар | 0,01 | | Полная мощность, В(А | 0,01 | | Активная мощность потерь, Вт | - | | Реактивная мощность потерь, вар | - | | Коэффициент активной мощности cos φ | 0,01 | | Коэффициент реактивной мощности sin φ | 0,01 | | Коэффициент реактивной мощности tg φ | 0,01 | | Фазное напряжение, В | 0,01 | По каждой фазе сети | | Междуфазное напряжение, В | - | По каждой паре фаз | | Напряжение прямой последовательности, В | - | | | Ток, А | 0,01 | По каждой фазе сети | | Ток нулевой последовательности, А | 0,01 | Справочные данные | | Частота сети, Гц | 0,01 | | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой токов, % | 0,01 | Справочные данные | | Коэффициент несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, % | 0,01 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой фазных напряжений, % | 0,01 | | Коэффициент искажения синусоидальности кривой междуфазных напряжений, % | - | | Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой и обратной последовательностям, % | 0,01 | | Температура внутри счетчика, °С | 1 | | Текущее время, с | 1 | | | Текущая дата | | | Примечания
Цена единицы младшего разряда и размерности указаны для коэффициентов трансформации, равных 1.
Все параметры индицируются с учетом введенных коэффициентов трансформации напряжения и тока. |
Испытательные выходы и цифровые входы
В счетчиках функционируют два изолированных испытательных выхода основного передающего устройства. Каждый испытательный выход может конфигурироваться:
для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной, реактивной прямого и обратного направления, в том числе и с учетом потерь, и четырехквадрантной реактивной);
для формирования сигнала индикации превышения программируемого порога мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);
для формирования сигнала телеуправления.
для формирования сигнала управления нагрузкой по программируемым критериям.
для формирования сигнала контроля точности хода встроенных часов.
В счетчиках трансформаторного включения функционируют два цифровых входа, в счетчиках непосредственного включения – один (отсутствует в счетчиках наружной установки), которые могут конфигурироваться:
для управления режимом поверки (только первый цифровой вход).
для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних устройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);
как вход телесигнализации.
Управление нагрузкой
Счетчики позволяют управлять нагрузкой посредством встроенного реле управления нагрузкой и формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям.
Встроенное реле имеет возможность аппаратной блокировки срабатывания.
Журналы
Счетчики ведут журналы событий, журналы показателей качества электрической энергии, журналы превышения порога мощности, журналы провалов и перенапряжений, статусный журнал.
В журналах событий фиксируются времена начала/окончания следующих событий, перечисленных в таблице 10.
Таблица 10 – Журналы событий
| 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 | | Журнал вскрытия крышки интерфейсных соединителей и батареи | 100 | 50 | | Дата и время последнего программирования | 1 | 1 | | 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 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 времени | 200 | 100 | | Журнал коррекции тарифного расписания | 10 | 10 | | Журнал коррекции расписания праздничных дней | 10 | 10 | | Журнал коррекции расписания управления нагрузкой | 10 | 10 | | Журнал коррекции списка перенесенных дней | 10 | 10 |
Продолжение таблицы 10
| Название журнала событий | Глубина хранения | | Журнал коррекции расписания утренних и вечерних максимумов мощности | 10 | 10 | | Журнал инициализации массива профиля 1,2,3 (3 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 | 100 | 100 | | Журнал изменения состояний выхода телеуправления | 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 11.
Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала приведены в таблице 12.
В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за установленную границу среднего значения активной и реактивной мощности из первого массива профиля мощности. Глубина хранения журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.
В статусном журнале фиксируется время и значение измененного слова состояния счетчика. Глубина хранения статусного журнала 50 записей.
Таблица 11 – Журналы ПКЭ
| 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 |
Продолжение таблицы 11
| Название журнала ПКЭ | Глубина хранения | | 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 | | Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ частоты сети. Отклонение частоты (2 журнала) | 200 | 100 | | Время выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициентов искажений синусоидальности кривой фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов) | 600 | 300 | | Время выхода/возврата за границу НДЗ коэффициентов искажений синусоидальности кривой 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
НДЗ – нормально допустимое значение |
Таблица 12 – Журналы провалов и перенапряжений
| Название журнала ПКЭ | 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 |
Устройство индикации
Счетчики внутренней установки и счетчики для установки на DIN-рейку (таблица 5), имеют жидкокристаллический индикатор (ЖКИ) для отображения учтенной энергии и измеряемых параметров и одну кнопку управления режим |
| Метрологические и технические характеристики |
Таблица 14 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении:
активной энергии
по ГОСТ 31819.22-2012
по ГОСТ 31819.21-2012
реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012 | 0,5S
1
1 | | Номинальный (максимальный) ток, А
Базовый (максимальный) ток, А | 1(2) или 5(10)
5(80) или 5(100) | | Стартовый ток (чувствительность), мА:
трансформаторного включения
непосредственного включения | 0,001Iном
0,004Iб | | Номинальные напряжения, В | 3((57,7-115)/(100-200) или 3×(120-230)/(208-400) | | Максимальный ток, А, счетчиков:
трансформаторного включения в течение 0,5 с
непосредственного включения в течение 10 мс | 20Iмакс
30Iмакс | | Установленный рабочий диапазон напряжений, В, счетчиков с Uном:
3((57,7-115)/(100-200) В
3×(120-230)/(208-400) В | от 0,8Uном до 1,2Uном
3×(46-138)/(80-240);
3×(96-276)/(166-480) | | Предельный рабочий диапазон фазных напряжений (в любых двух фазах), В | от 0 до 440 | | Номинальная частота сети, Гц | 50 | | Диапазон рабочих частот, Гц | от 47,5 до 52,5 | | Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения, %:
активной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), (P, счетчиков:
трансформаторного включения класса точности 0,5S:
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=1
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, сos(=0,5
при 0,01Iном ( I ( 0,05Iном, сos(=1 | (0,5
(0,6
(1,0 |
Продолжение таблицы 14
| Наименование характеристики | Значение | | при 0,02Iном ( I ( 0,05Iном, сos(=0,5
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, сos(=0,25 | (1,0
(1,0 | | непосредственного включения класса точности 1:
при 0,1Iб ( I ( Iмакс, cos(=1, сos(=0,5
при 0,05Iб ( I ( 0,1Iб, сos(=1
при 0,1Iб ( I ( Iмакс сos(=0,25 | (1,0
(1,5
(1,5 | | реактивной мощности (прямого и обратного направления при активной, индуктивной и емкостной нагрузках), (Q, счетчиков: | | | трансформаторного включения класса точности 1:
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, sin(=1, 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 | (1,0
(1,5
(1,5
(1,5 | | непосредственного включения класса точности 1:
при 0,1Iб ( I ( Iмакс, sin(=1, sin(=0,5
при 0,05Iб ( I ( 0,1Iб, sin(=1
при 0,1Iб ( I ( Iмакс, sin(=0,25 | (1,0
(1,5
(1,5 | | полной мощности, (S, (аналогично реактивной мощности); | (Q | | мощности активных потерь, (Pп | (2(i + 2(u) | | мощности реактивных потерь, (Qп | (2(i + 4(u) | | активной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), (P ±Pп | | | реактивной энергии и мощности с учетом потерь (прямого и обратного направления), (Q±Qп | | | коэффициента активной мощности, δkp | (δp+δs) | | коэффициента реактивной мощности, δkQ | ((Q+δs) | | коэффициента реактивной мощности, δktg | ((Q+δp) | | Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от -40 до +70 (С, %/К, при измерении:
активной энергии и мощности
трансформаторного включения
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=1
при 0,05Iном ( I ( Iмакс, cos(=0,5 | 0,03
0,05 | | непосредственного включения
при 0,1Iб ( I ( Iмакс, cos(=1
при 0,2Iб ( I ( Iмакс, cos(=0,5 | 0,05
0,07 | | реактивной энергии и мощности трансформаторного (непосредственного) включения
при 0,05Iном ( I ( Iмакс (0,1Iб ( I ( Iмакс), sin(=1
при 0,05Iном ( I ( Iмакс (0,2Iб ( I ( Iмакс), sin(=0,5 | 0,05
0,07 |
Продолжение таблицы 14
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измеряемых частот, Гц | от 42,5 до 57,5 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты, Гц | ±0,05 | | Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц | от -7,5 до +7,5 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения отклонения частоты, Гц | ±0,05 | | 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 0,8Uном н
до 1,2Uном в * | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения напряжения для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, % | ±0,4 (±0,5) | | Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадратического значения напряжения (δU(+)), % | от 0 до +20 | | Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратического значения напряжения (δU(-)), % | от 0 до +20** | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положительного и отрицательного отклонений среднеквадратического значения фазного и междуфазного напряжения для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, % | ±0,4 (±0,5) | | Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты (φU) в диапазоне напряжений от 0,8Uном н до 1,2Uном в, ( | от -180 до +180 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фазового сдвига между фазными напряжениями основной частоты для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения,( | ±1(±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 для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, (
- при 0,1Iном ≤ I ≤ Iмакс (0,1Iб ≤ I ≤ Iмакс)
- при 0,01Iном ≤ I ≤ 0,1Iном (0,05Iб ≤ I ≤ 0,1Iб) | ±1(±2)
±5 | | Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов трансформаторного (непосредственного) включения (I), А | от 0,01Iном до Iмакс
(от 0,05Iб до Iмакс) | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения среднеквадратического значения фазных токов для счетчиков трансформаторного (непосредственного) включения, %:
- при 0,05Iном ≤ I ≤ Iмакс (0,1Iб ≤ I ≤ Iмакс)
- при 0,01Iном ≤ I < 0,05Iном (0,05Iб ≤ I ≤ 0,1Iб) | ±0,4 (±0,9)
±(0,4+0,02·|0,05Iном/Iх-1|)
(±(0,9+0,05·|0,1Iб/Iх-1|)) | | Диапазон измерения длительности провала напряжения (∆tп), с | от 0,02 до 60 |
Продолжение таблицы 14
| Наименование характеристики | Значение | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности провала напряжения, с | ±0,02 | | Диапазон измерения глубины провала напряжения (δUп), %, | от 10 до 20*** | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины провала напряжения, % | ±1,0 | | Диапазон измерения длительности временного перенапряжения (∆tпер u), с | от 0,02 до 60 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения длительности временного перенапряжения, с | ±0,02 | | Диапазон измерения значения перенапряжения, (δUпер), % опорного напряжения | от 110 до 120 | | 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 +70 (С, δtд, % | 0,05δД(t˗t23)**** | | 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 +70 (С
в выключенном состоянии в диапазоне температур от -40 до +70 (С | (0,1
(0,22 | | Постоянная счетчика, имп/(кВт(ч), имп/(квар(ч), для счетчиков:
режим испытательных выходов (А) | | | 3((57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А | 25000 | | 3((57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А | 5000 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 1(2) А | 6250 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 5(10) А | 1250 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 5(80) А | 250 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 5(100) А | 200 | | режим испытательных выходов (В) | | | 3((57,7-115)/(100-200) В, 1(2) А | 800000 | | 3((57,7-115)/(100-200) В, 5(10) А | 160000 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 1(2) А | 200000 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 5(10) А | 40000 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 5(80) А | 8000 | | 3×(120-230)/(208-400) В, 5(100) А | 6400 | | Нормальные условия измерений:
температура окружающего воздуха, °С
относительная влажность, %
атмосферное давление, кПа | 23±2
от 30 до 80
от 84 до 106 | | * при резервном питании от 0,1Uном н до 1,2Uном в;
** при резервном питании от 0 до 90 %
*** при резервном питании диапазон измерения глубины провалов от 10 до 100 %;
**** где (д – пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины, t – температура рабочих условий, t23 – температура 23(С |
Таблица 15 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В·А, не более | 0,1 | | Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения, для счетчиков без встроенного модуля, Вт (В(А), не более:
при 57,7 В
при 115 В и 120 В
при 230 В | 0,5 (0,8)
0,7 (1,1)
1,1 (1,9) | | Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения, для счетчиков со встроенными модемами, Вт (В(А), не более:
при 57,7 В
при 115 В и 120 В
при 230 В | 1,2 (1,7)
1,5 (2,5) [7]*
2,0 (3,0) [10]* | | Максимальный ток, потребляемый от резервного источника питания переменного или постоянного тока, в диапазоне напряжений от 80 В до 276 В, без учета (с учетом) потребления дополнительного интерфейсного модуля (12В, 200 мА), мА:
при = 80 В
при = 276В
при ( 80 В
при ( 276 В | 35 (80);
15 (30);
50 (90);
20 (40) | | Начальный запуск счетчика, с, менее | 5 | | Жидкокристаллический индикатор:
число индицируемых разрядов
цена единицы младшего разряда при отображении энергии нарастающего итога, кВт(ч (квар(ч) | 8
0,01 | | Тарификатор:
число тарифов
число тарифных зон в сутках с дискретом 10 минут
число типов дней
число сезонов | 8
144
8
12 | | Характеристики интерфейсов связи:
скорость обмена по оптическому порту (фиксированная), бит/с
скорость обмена по порту RS-485, бит/с
скорость обмена по радиоканалу, бит/с | 9600
38400, 28800, 19200, 9600, 4800, 2400, 1200, 600, 300;
38400 | | Скорость передачи данных в электрической сети, модуляция DCSK, бит/с | 2400 | | Характеристики цифровых входов:
количество цифровых входов
напряжение присутствия сигнала, В
напряжение отсутствия сигнала, В | 2
от 4 до 30
от 0 до 1,5 | | Характеристики испытательных выходов: | | | количество испытательных изолированных конфигурируемых выходов | 2 |
Продолжение таблицы 15
| Наименование характеристики | Значение | | максимальное напряжение в состоянии «разомкнуто», В | 30 | | максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА | 50 | | выходное сопротивление:
в состоянии «разомкнуто», кОм, не менее
в состоянии «замкнуто», Ом, не более | 50
200 | | Сохранность данных при прерываниях питания, лет:
информации, более
внутренних часов (питание от батареи), не менее | 40
16 | | Защита информации | пароли двух уровней доступа, отдельный пароль для управления нагрузкой и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов | | Самодиагностика | циклическая, непрерывная | | Условия эксплуатации счетчиков внутренней установки:
температура окружающего воздуха, °С
относительная влажность при 30 °С, %
атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) | от -40 до +70
до 90
от 70 до 106,7 (от 537 до 800) | | Условия эксплуатации счетчиков наружной установки:
температура окружающего воздуха, °С | от -40 до +70 | | относительная влажность при 25 °С, %
атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.) | до 100
от 70 до 106,7 (от 537 до 800) | | Степень защищенности корпуса от проникновения воды и внешних твердых предметов ГОСТ 14254-2015 | | | счетчиков внутренней установки и на DIN-рейку | IР51 | | счетчиков наружной установки | IP55 | | Средняя наработка до отказа, ч | 220000 | | Средний срок службы, лет | 30 | | Время восстановления, ч | 2 | | Габаритные размеры, мм, не более: | | | счетчиков внутренней установки
высота
длина
ширина | 289
170
91 | | счетчиков наружной установки
высота
длина
ширина | 198
256
122 | | счетчиков наружной установки со швеллером крепления на опоре
высота
длина
ширина | 350
256
130 | | счетчиков установки на DIN-рейку
высота
длина
ширина | 150
198
70 |
Продолжение таблицы 15
| Наименование характеристики | Значение | | Масса, кг, не более | | | счетчика внутренней установки | 1,8 | | счетчика наружной установки | 2,0 | | счетчика для установки на DIN-рейку | 1,1 | | * в квадратных скобках значения для счетчиков с PLC-модемом |
|
