ГРСИ 48456-11: Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03, РиМ 189.04. Поверка

Приложение к свидетельству № 44742

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 15

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии однофазные статические

РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03, РиМ 189.04

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.01, РиМ 189.02,

РиМ 189.03, РиМ 189.04 (далее – счетчики) являются многофункциональными приборами, и

предназначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (ак-

тивной, реактивной, полной) в однофазных двухпроводных электрических цепях переменного

тока промышленной частоты, а также для дистанционного отключения / подключения або-

нента (в зависимости от исполнения). Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют

многотарифный учет активной электрической энергии.

Счетчики измеряют среднеквадратические значения напряжения, тока нагрузки, часто-

ту, коэффициент мощности cos φ а также (в зависимости от варианта исполнения) количество

ампер-часов, потребленных абонентом при обрыве нулевого провода.

Счетчики измеряют комплексные параметры качества электрической энергии - продол-

жительность времени выхода напряжения и частоты за пределы нормальных (предельных) норм

качества электричества по установившемуся отклонению напряжения δUu (ПКЭu) и отклоне-

нию частоты Δf (ПКЭf) по ГОСТ 13109-97, ГОСТ Р 51317.4.30-2008.

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных сиг-

налов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП.

Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности (активной - по модулю, реак-

тивной – с учетом направления), обрабатывается микроконтроллером. По полученным значе-

ниям модуля мгновенной активной мощности формируются накопленные значения количест-

ва потребленной активной электрической энергии, в том числе потарифно, учет реактивной

энергии ведется с учетом направления – отдельно для 1 и 3 квадрантов (индуктивная энергия)

и 2 и 4 квадрантов (емкостная энергия).

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами RF (радиоканал) и PLC

(по силовой сети) для подключения к информационным сетям автоматизированных систем

учета электроэнергии и предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе авто-

матизированных систем контроля и учета энергопотребления (далее АС).

Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены устройством коммутации

нагрузки (далее - УКН) и позволяют выполнять отключение/подключение абонента автомати-

чески (в случае превышения УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интер-

фейсам PLC или RF.

Счетчики реализуют дополнительную функцию – отдельный учет потребленной актив-

ной электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности (да-

лее – УПМ).

Счетчики размещаются непосредственно на отводе воздушной линии к абоненту, в мес-

те, недоступном для абонента, что исключает возможность скрытого подключения нагрузки.

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RF и PLC.

Интерфейс PLC предназначен для обмена данными по силовой сети. Интерфейс RF

предназначен для обмена данными по радиоканалу. Интерфейсы RF и PLC работают в танде-ме

и обеспечивают резервирование обмена данными при работе счетчиков в составе АС. В

качестве устройств АС могут использоваться устройства разработки ЗАО «Радио и Микро-

электроника», использующие для обмена информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029

ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.

При работе счетчиков в автономном режиме для считывания информации и конфигури-

рования счетчиков по интерфейсам (с учетом функциональных возможностей интерфейсов,

Лист № 2

всего листов 15

см. таблицу 1) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее – МТ), представляющий

собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств для подключе-

ния интерфейсов счетчиков и соответствующих программных продуктов. Информация, счи-

танная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры адресации

и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне соответст-

вующей программы.

Считывание информации по интерфейсу RF выполняется при помощи дистанционного

дисплея РиМ 040.03 (далее – ДД). ДД используется непосредственно абонентом и выполняет

функцию визуализации измерительной информации, считанной со счетчика. ДД считывает

информацию только с того счетчика, номер которого занесен в ДД в процессе его конфигури-

рования. Питание ДД (в зависимости от варианта исполнения) осуществляется от двух эле-

ментов питания типа АА 1,5 В или сетевого напряжения. Считанная информация в ДД недос-

тупна корректировке.

ДД (в зависимости от варианта исполнения) оснащен оптопортом по ГОСТ Р МЭК

61107-2001 (IEC 61107).

Интерфейсы PLC, RF предназначены как для считывания информации со счетчиков (из-

мерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно,

других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика (т.е. за-

дания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМ,

регистрации номера счетчика в ДД, задания параметров адресации по PLC и RF и других слу-

жебных параметров).

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF вы-

полняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.

Примечание – Регистрация номера счетчика в ДД выполняется также вручную при помощи

кнопки управления ДД.

Измерительная информация недоступна для корректировки при помощи внешних про-

грамм, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и сохраняется в

энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии напряжения питания счетчика.

Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени

(режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.

Счетчики,оснащенныеУКН,выполняюткоммутациюнагрузки(отключение/

подключение). Отключение абонента от сети выполняется автоматически (в случае превыше-

ния УПМ, а также при обрыве нулевого провода) или дистанционно при помощи устройств

АС по интерфейсам PLC или RF. Подключение абонента к сети выполняется при помощи

устройств АС по интерфейсам PLC или RF, или при помощи ДД. Если отключение абонента

произошло автоматически по превышению УПМ, разрешение на подключение не требуется, вклю-

чение возможно после снижения мощности нагрузки ниже УПМ и не ранее, чем через 1 минутупо-

слеотключения.

Счетчики, не оснащенные УКН, при обрыве нулевого провода измеряют количество по-

требленных trial-часов, которое может использоваться для расчета потребления энергии

абонентом в случае преднамеренного или непреднамеренного нарушения работы счетчика.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1

Условное Базовый/ Учет Класс точности Количе- Интер- УКН Штрих-код по Код

обозначение макси- ам- приизмеренииак- ствота- фейсы EAN-13 типа

мальный пер- тивной /реактивной рифов/ счет-

ток, А часов энергии тариф- чика

ныхзон

РиМ189.01 5/100Есть1 / 28/256PLC, RF Нет4607134510854 189.01

РиМ189.02 5/80Нет1 / 28/256PLC, RF Есть4607134510861 189.02

РиМ189.03 5/100Есть1 / Не нормируется 8/256PLC, RF Нет4607134510991 189.03

РиМ189.04 5/80Нет1 / Не нормируется 8/256PLC, RF Есть4607134511004 189.04

Лист № 3

всего листов 15

Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарифика-

тором, имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов и тарифное рас-

писание, а также перечень значений измеряемых и служебных величин, выводимых на дис-

плей МТ или ДД, доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредст-

венно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсу RF или PLC (см. таблицу 3).

Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная ин-

формация (результаты самодиагностики, дата и время включения и выключения сети, коррек-

тировки (перепрограммирования) служебных параметров, время фиксации максимальной

средней активной мощности, значений измеряемых величин на расчетный день и час (РДЧ) и

др.). В журнале событий выделены отдельные журналы для фиксации групп событий.

Измерительная информация недоступна корректировке, служебная информация счетчи-

ков защищена системой паролей, в том числе при считывании.

Перечень величин, измеряемых счетчиками, соответствует приведенному в таблице 2.

Таблица 2

Наименование измеряемой величиныТарификация

Энергия

активная (импорт+экспорт) (по модулю)Потарифно

реактивнаяиндуктивная(I и III квадрант)Нетарифицируется

реактивная емкостная (II и IV квадрант)Нетарифицируется

Мощность*

активная (импорт+экспорт)

реактивнаяиндуктивная(I и III квадрант)

реактивная емкостная (II и IV квадрант)

полная мощность ****

Ток, среднеквадратическое (действующее) значение*

Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение *

Частотасети ***

Ампер-часыпри отсутствиинапряжениянасчетчике (при обрывенулевого

провода)

Среднеезначениеактивноймощностинапрограммируемоминтервале**

(активнаяинтервальная мощность, Ринт)

Максимальноезначение средней активной мощностинамесячноминтервале

(максимальнаяинтервальная мощность наРДЧ, Ррдч)

Коэффициент мощности cos φ****

Температура внутри корпуса счетчика****

Показателькачестваэлектроэнергии (времяподачинекачественной элек-

троэнергии)

* Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей

составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения).

** Длительность интервала интегрирования программируется (устанавливается из ря-

да: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут).

*** длительность интервала интегрирования 20 с.

**** метрологические характеристики не нормируются

Активная и реактивная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее – текущая

мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно), определяются как энергия,

потребленная за 1 с (активная и реактивная соответственно).

Полная мощность с периодом интергирования 1 с (далее – полная мощность)

определяется по формуле

S = sqrt (P

2

+ Q

2

),(1.0)

Лист № 4

всего листов 15

где Р – текущее значение активной мощности, Вт;

Q – текущее значение реактивной мощности, вар;

S – текущее значение полной мощности, ВА;

sqrt – функция, возвращающая квадратный корень числа.

Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная интервальная

мощность) определяется методом «скользящего окна» по формуле

Т

Ринт= 1/Т х ∫ Ртек dt,(1.1)

0

где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;

Pтек – измеренное значение текущей активной мощности, Вт;

Т – значение программируемого интервала.

Максимальная средняя активная мощность на месячном интервале (максимальная

интервальная мощность на РДЧ- Ррдч) определяется как максимальное значение из

зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Количество ампер-часов при отсутствии напряжения определяется по формуле

T

А= 10

-3

/3600 х ∫ I dt,(1.2)

0

где А- расчетное значение ампер-часов, А ч;

I–действующее (среднеквадратичное) значение тока;

Т - время работы счетчика с отключенным напряжением питания (с отключенным

нулевым проводом), с.

Показатель качества электроэнергии ПКЭ U определяется по алгоритму:

а)Установившееся значение напряжения определяется усреднением секундных зна-

чений среднеквадратических U

эфф

в течение минуты по формуле

n

-1

U

у

=sqrt[(Σ U

эфф

²)/n]/n(1.3)

i

=

0

где Uу - установившееся значение напряжения, В;

Uэфф – среднеквадратическое значение напряжения, В;

n – количество секундных значений в течении минуты;

sqrt – функция, возвращающая квадратный корень числа.

б)Усредненные значения напряжения сравниваются с номинальным значением и вы-

числяются установившиеся отклонения напряжения в процентах по формуле

δU = 100*(Uy – Uном)/Uном(1.4)

где δU - отклонение напряжения, %;

Uу - усредненное значения напряжения, В;

Uном - номинальное значение напряжения по ГОСТ 21128-83 , В.

в)Установившиеся отклонения напряжения сравниваются с порогами ±5% и ±10%.

При единичном выходе отклонения напряжения за пределы ±10% фиксируется некаче-

ственное напряжение в течение текущих суток.

При установившемся отклонении напряжения, лежащем в диапазоне между 5% и 10%

фиксируется количество минутных отсчетов с таким отклонением в отдельном счетчике.

При превышении содержимого этого счетчика значения «72» (5% от времени суток)

фиксируется некачественное напряжение в течение текущих суток.

Показатель качества электроэнергии ПКЭ f определяется по алгоритму:

а)Установившееся значение частоты определяется усреднением N отсчетов частоты

за 20 с по формуле

N

F

y

=( Σ f

i

)/N ,(1.5)

i=

1

Лист № 5

всего листов 15

где Fy - установившееся значение частоты, Гц;

fi – отсчет частоты за 20 с;

N – количество отсчетов за 20 с.

б)вычисляется отклонение частоты по формуле

Δf = F

y

- F

ном

,(1.6)

где Fном – номинальное значение частоты - 50 Гц;

Fy - установившееся значение частоты, Гц;

Δf - отклонение частоты.

в) Отклонение частоты сравнивается с нормально допустимыми (± 0,2 Гц) и предельно

допустимыми значениями (± 0,4 Гц).

Если в течение суток наблюдается выход частоты за предельно допустимые значения, то

фиксируется некачественная частота в течение суток.

Если наблюдается выход частоты за нормально допустимые пределы (но в предельно

допустимых значениях), то нарушение качества энергии по частоте фиксируется, если коли-

чество отклонений в течение суток более 216, т.е. более 5% времени подачи электроэнергии.

Коэффициент мощности соs φ определяется по формуле

соs φ= P / S,(1.7)

где Р – текущее значение активной мощности, Вт;

Q – текущее значение реактивной мощности, вар;

S – текущее значение полной мощности, ВА.

Функциональные возможности счетчиков:

а)измерение активной энергии (по модулю):

(1)– текущей потарифно;

(2)- на РДЧ (потарифно);

б)измерение реактивной энергии (индуктивной, емкостной)):

(1)- текущей;

(2)- на РДЧ;

в)измерение активной, реактивной и полной * мощности с периодом интегрирова-

ния 1 с (текущей мощности);

г)измерение средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт), с

длительностью интервала от 1 до 60 минут;

д)определение максимального значения Р инт на расчетный день и час с фиксаци-

ей времени максимума;

е)измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения с усред-

нением по ГОСТ 13109 на минутном интервале;

ж)определение количества минутных значений напряжения, лежащих за пределами

нормальных (предельных) норм качества электричества в течение суток;

з)измерение среднего значения частоты сети на интервале 20 с по ГОСТ 13109-97;

и)определение количества 20-секундных отсчетов частоты, лежащих за пределами

нормальных (предельных) норм показателей качества электроэнергии в течение суток;

к)определение ПКЭ за сутки;

л)фиксация показаний активной энергии в режиме «Стоп-кадр» в установленный

момент времени относительно времени посылки запроса;

м)Учет амперчасов при наличии тока нагрузки в диапазоне от 1 до 80 А при обрыве

нулевого провода (только для РиМ 189.01, РиМ 189.03);

н)сохранение показаний на РДЧ в «Годовом журнале» за месяц, 36 записей:

-

активной энергии по каждому из используемых тарифов на РДЧ;

-

реактивной энергии на РДЧ (емкостная) *;

-

реактивной энергия на РДЧ (индуктивная)*;

Лист № 6

всего листов 15

-

Максимальное значение средней активной мощности на программируемом интер-

вале на РДЧ;

-

Дата и время фиксации максимума активной интервальной мощности;

-

Количество часов некачественной электроэнергии за учетный период (ПКЭ);

-

Алгоритм расчета ПКЭ за учетный период;

-

Количество часов работы счетчика за учетный период.

о)сохранение показаний в «Месячном журнале» за сутки, 186 записей:

-

активной энергии по каждому из используемых тарифов;

-

реактивной энергии (емкостная);

-

реактивной энергии (индуктивная);

-

количества часов некачественного напряжения сети в диапазоне ± (5 – 10)%;

-

количества часов некачественной частоты сети в диапазоне ± (0,2 – 0,4) Гц;

-

количества часов некачественного напряжения и частоты сети в выше указанных

диапазонах с перекрытием по времени;

-

флаги выхода за пороги ± 10% напряжения сети и ± 0,4 Гц частоты сети;

-

количества часов работы счетчика в сутки.

п)ведение журнала «Профиль мощности» с изменяемым интервалом из ряда 1, 2,

3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут, 8928 записей.

В профиль включены:

-

количество потребленной активной энергии на выбранном интервале (интерваль-

ная активная энергия) (по модулю);

-

количество потребленной реактивной энергии на выбранном интервале, емкост-

ной, (интервальная емкостная реактивная энергия);

-

количество потребленной реактивной энергии на выбранном интервале, индук-

тивной (интервальная индуктивная реактивная энергия).

р)счетчики ведут журналы событий, в которых отражены события, связанные с

отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммирования служебных пара-

метров, а также аварийной ситуации - обрывом нулевого провода – не менее 1024 записей, в

т.ч.:

-

журнал «Коррекций» - 512 записей: наименование изменяемого параметра в счет-

чике, новое значение параметра;

-

журнал «Вкл/Выкл» - 256 записей: включение/отключение напряжения сети, вклю-

чение/отключение нагрузки (только для РиМ 189.02 и РиМ 189.04);

-

журнал «Качества сети» - 256 записей: отклонение от номинала напряжение сети в

пределах ± (5 – 10)%, отклонение от номинала частоты сети в пределах ± (0,2 – 0,4) Гц.

Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи

внешних программ.

с)обмен данными (см. таблицу 3)

- по интерфейсу PLC (скорость обмена не менее 1200 бит/с);

- по интерфейсу RF (скорость обмена не менее 4800 бит/с);

т)ретрансляция данных и команд (см. таблицу 3). Счетчики могут использоваться

как независимые ретрансляторы по PLC и RF;

у)автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (только для

РиМ 189.02, РиМ 189.04).

ф)дистанционное управление отключением/подключением абонента (только для

РиМ 189.02 и РиМ 189.04):

-при помощи устройств АС по интерфейсам RF - PLC;

-при помощи ДД по интерфейсу RF (только включение при наличии разрешения от

устройств АС).

* Для РиМ 189.03, РиМ 189.04 - справочный параметр. Метрологические характеристики

не гарантируются.

Лист № 7

всего листов 15

Передача

данных

Прием

данныхи

команд

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Направле Параметр

ние

обмена

ТипинтерфейсаПримечание

PLCRF

с устройст-сДД

вамиАС дисплейоптопорт

1

56

-

+

-

- РиМ189.01,

РиМ 189.03

+

-

+

-

+

-

234

Тип + ++

Заводскойномер + ++

ИдентификаторПО + +-

Показаниятекущие:

- модульактивнойэнергиипотарифно + + +

- реактивнаяэнергияиндуктивная + + +

- реактивнаяэнергияемкостная + + +

- активнаямощность + + +

- реактивнаямощность, индуктивная/ + + +

емкостная

-полнаямощность+++

- ампер-часы приотсутствии+++

напряжения

- напряжение сети+++

- частотасети+++

- токнагрузки+++

- максимальнаясредняяактивная+++

мощность

- датаивремямаксимумамощности+++

- коэффициентмощностиcos φ+++

- датаивремяЧРВсчетчика+++

- действующийтариф+++

- температуравнутрикорпуса+++

ПоказаниянаРДЧ:

- модуляактивнойэнергиипотарифно + + +

- реактивнойэнергии индуктивной + + +

- реактивнойэнергииемкостной + + +

- максимальнаясредняяактивная + + +

мощностьзамесяц

- датаивремямаксимумамощности + + +

- интегральныйПКЭзамесяц + + +

ВрежимеСК:

- модульактивнойэнергии потарифно++-

Служебнаяинформация

- параметрысвязипоPLC++-

- параметрысвязипо RF++-

- значениеУПМ (коммутации)++ +

-

+ РиМ 189.02,

РиМ 189.04

-

- режимучета (сучетомпревышения+++

УПМ/безучетапревышенияУПМ)

- состояниеУКН+++

(отключено/подключено)

Корректировкаслужебнойинформации

- номерДД, скотороговозможно++-

включениеУКН

- параметровсвязипоPLC + + -

- параметровсвязипоRF + + -

- РиМ 189.02,

РиМ 189.04

-

- РиМ 189.02,

РиМ 189.04

-

Лист № 8

всего листов 15

Прием

данныхи

команд

123456

- датыивремени + +--

- тарифногорасписанияипереносовдней++--

(вт.ч. значениеУПМ)

- значенияУПМ++--

Управлен -подключениенагрузки++ +-

ие- отключениенагрузки++--

коммутац

- разрешениенаподключение++--

ией

нагрузки

Ретрансля++--

ция

данных и

команд

Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами ТМА и ТМР для активной

и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов

соответствуют ГОСТ Р 52320-2005.

Счетчики выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень защиты оболочек

IP 65 по ГОСТ 14254-96. Внутренняя полость корпуса счетчиков заполнена герметиком. Кор-

пус счетчиков пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется

навесной пломбой на выступах основания и крышки корпуса.

Общий вид счетчиков с указанием места установки пломбы поверителя приведен на ри-

сунках 1, 2, 3.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.01 без комплекта монтажных частей и ДД:

«Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 189.01 ТУ 4228-055-11821941-

2011».

Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.02 с комплектом монтажных частей и ДД

РиМ 040.03-ХХ: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 189.02 ТУ

4228-055-11821941-2011 с ДД РиМ 040.03-ХХ и комплектом монтажных частей».

Рисунок 1 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков

РиМ 189.01, РиМ 189.03

Место установки плом-

бы поверителя

Лист № 9

всего листов 15

Рисунок 2 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков

РиМ 189.02, РиМ 189.04

Рисунок 3 – Фотография общего вида и место установки пломбы изготовителя дисплея

дистанционного РиМ 040.03 (одно из исполнений)

Программное обеспечение

Используется программное обеспечение (ПО), записываемое в постоянное запоминаю-

щее устройство (ПЗУ) контроллера счетчиков. ПО обеспечивает полное функционирование

счетчиков.

При программировании используется файл с кодами, любое изменение которого приво-

дит к полной потере работоспособности счетчиков. Считывание кода из счетчиков с целью

его изменения невозможно, так как программирование происходит с установленным призна-

ком «защита от считывания».

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений – А по МИ 3286-2010.

Подтверждение целостности и подлинности метрологически значимой части ПО обеспе-

Место нанесения пломбы

изготовителя (1 из 2 показанных)

Место установки плом-

бы поверителя

Лист № 10

всего листов 15

чивается методом расчета для исполняемого кода ПО значений хэш-функции MD5 (Специфи-

кация RFC-1321) и вычислением контрольной суммы CRC16 ПО (являющегося также иден-

тификационным номером метрологически значимой части ПО) с отображением ее на дисплее

МТ по запросу пользователя.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.

Таблица 4

Наименование Идентификационное Цифровой иденти- Номер версии Алгоритм вы-

программного наименование про- фикаторпрограмм- (идентифика- числения циф-

обеспечения граммного обеспечения ногообеспечения ционный но- рового иден-

(контрольная суммамер) про-тификатора

исполняемогокода) граммного программного

обеспеченияобеспечения

РиМ 189.01 (03) РМ189Ø1Заводскиеномера 18901 CRC16

программаВНКЛ.411152.042 ДПО более 900500: 20614

Заводские номера

до 900500: 21557

РиМ 189.02 (04) РМ189Ø2Заводскиеномера 18902CRC16

программаВНКЛ.411152.043 ДПО более 900500:

20934

Заводские номера

до 900500: 21932

Метрологические и технические характеристики

Базовый ток, А

Максимальный ток, А

Номинальное напряжение, В

Установленный рабочий диапазон напряжения, В

Расширенный рабочий диапазон напряжения, В

5

см. таблицу 1

220;230

от 198 до 253

от 140 до 280

Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие напряжения

1,7 U

ном

(400 В), без последующего ухудшения характеристик, ч, не менее0,5

Номинальная частота, Гц50

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии *1 / 2

Стартовый ток, при измерении активной энергии, мА20

Стартовый ток, при измерении реактивной энергии, мА*25

Постоянная счетчика, имп./(кВт·ч), имп./(квар·ч)4000

Мощность, потребляемая в цепи напряжения счетчика:

- полная мощность, ВА, не более 4,0

- активная мощность, Вт, не более 1,5

Полная мощность, потребляемая в цепи тока, ВА, не более0,1

Мощность, дополнительно потребляемая встроенными

модулями связи, ВА, не более3,0

Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее100

Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее100

Максимальное расстояние между счетчиком и ДД

при считывании показаний и подключении нагрузки, м, не менее25

Время сохранения данных, лет, не менее40

Суточный ход ЧРВ, с/сут, не более0,5

Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, ч, не менее60

Характеристики тарификатора

Лист № 11

всего листов 15

Количество тарифов8

Количество тарифных зон256

Таблица праздничных дней (для тарифного расписания)16

Таблица переноса дней (для тарифного расписания)16

Характеристики УКН счетчиков РиМ 189.02, РиМ 189.04 коммутируемый ток не более 80 А

Погрешность измерения частоты, Гц, не более

Погрешность определения ПКЭ, мин., не более

при напряжении не более 264 В

± 0,03

± 1

Масса, кг, не более0,65

Габаритные размеры, мм, не более130 х 90 х 165

Установочные размеры: наружный диаметр фазного провода, ммот 7 до 12

Средняя наработка до отказа То, ч, не менее180000

Средний срок службы Тсл, лет, не менее30

Примечания - * для счетчиков РиМ 189.03, РиМ 189.04 метрологические параметры при

измерении реактивной энергии не нормируются;

**-метрологические параметры не нормируются.

Условия эксплуатации счетчиков: У1 по ГОСТ 15150 69 – на открытом воздухе при тем-

пературе окружающего воздуха от минус 40 до 70 °С , верхнем значении относительной

влажности окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости,

установленным ГОСТ Р 52320-2005. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и

электромагнитнойсовместимостиподтвержденосертификатомсоответствия

№ РОСС RU. АЯ79 В15527.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы

старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 5.

Таблица 5

Измеряемая величина

Основная

единица

кВт

·

ч

квар

·

ч

кВт

квар

кВА

А

Цена единицы старшего/младшего разряда

При выводе на При считывании по интерфейсам

дисплей ДДRFPLC

10

5

/ 0,0110

5

/ 0,00110

5

/ 0,001

10

5

/ 0,0110

5

/ 0,00110

5

/ 0,001

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,00110

2

/ 0,001

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,00110

2

/ 0,001

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,00110

2

/ 0,001

10

3

/ 0,110

3

/ 0,00110

3

/ 0,001

В

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,00110

2

/ 0,001

Гц

А

·

ч

10 / 0,0110 / 0,00110 / 0,001

10

5

/ 0,0110

5

/ 0,00110

5

/ 0,001

10

2

/ 0,01--

Активная энергия

Реактивная энергия

Активная мощность

Реактивная мощность

Полная мощность

Ток, среднеквадратическое (дей-

ствующее) значение

Напряжение, среднеквадратиче-

ское (действующее) значение

Частота сети

Ампер-часы

Показатель качества

электроэнергии

Показатель качества

электроэнергии

Коэффициент мощности cosφ

Температура внутри корпуса

счетчика

ч

минут

безразм

° С

-10

2

10

2

11

1 / 0,011 / 0,0011 / 0,001

10 / 110 / 110 / 1

Лист № 12

всего листов 15

Показатели точности

1При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчикисоответствуют требованиям точности раздела ГОСТ Р 52322-2005 при

измерении активной энергии, и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии.

2Приизмерении мощности (активной иреактивной) спериодоминтегрирования1 с

2.1 Предел допускаемой основной относительной погрешности δр при измерении Ртек

не превышает значений, приведенных в таблице 6.

2.2 Предел допускаемой основной относительной погрешности δq при измерении Qтек

не превышает значений, приведенных в таблице 7.

2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменениемвлияющих величин по

отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425,

не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с

таблицей 8 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и ГОСТ Р 52422 при измерении Qтек.

Таблица 6

Ток, от Iб

0,10

1,00

3,00

I макс

0,20

1,00

3,00

I макс

0,20

1,00

3,00

I макс

сos φПределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, %

11,4

11,0

инд 0,5 1,4

инд 0,5 1,0

емк 0,8 1,2

емк 0,8 1,0

Таблица 7

Ток, от I б

0,10

1,00

3,00

I макс

0,20

1,00

3,00

I макс

0,20

1,00

3,00

I макс

1,00

3,00

I макс

1,00

3,0

I макс

sin φ

1

инд0,5

емк 0,5

инд0,25

емк 0,25

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

2,2

2,0

2,2

2,0

2,2

2,0

2,6

2,5

2,6

2,5

Лист № 13

всего листов 15

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале

(Р инт) и средней активной мощности на РДЧ (Р рдч)

3.1 Предел допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт и

Р рдч не превышает значений, приведенных в таблице 6.

3.2 Дополнительная погрешность, вызываемая изменениемвлияющих величин по

отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005, не превышает

пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6

ГОСТ Р 52322-2005.

4При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Пределдопускаемойосновнойотносительнойпогрешностиприизмерении

среднеквадратических значений тока δ

I

не превышает значений, приведенных в таблице 8

Таблица 8

Ток, отПределдопускаемойотносительнойпогрешностиприизмерениисреднеквадратических

Iб значенийтока,%

0,10,54

0,20,51

1,00,50

3,00,50

I макс0,50

4.2 Рабочий диапазон напряжений от 140 до 280 В.

5При измерении среднеквадратических значений напряжения

5.1 Пределдопускаемойотносительнойпогрешностиприизмерениисредне-

квадратических значений напряжения не превышает значений, приведенных в таблице 9.

Таблица 9

Диапазон измеряемых среднеквадратических

значенийнапряжения, В

От 140 до 280

Предел допускаемой основной относительнойпо-

грешности при измерениинапряжения, %

0,5

6При измерении частоты напряжения сети

6.1 Предел абсолютнойпогрешности при измерении частоты напряжения сети не

превышает ±0,03 Гц.

6.2 Диапазон измеряемых частот должен быть от 45 до 55 Гц.

6.3 Рабочий диапазон напряжений от 140 до 280 В.

7При измерении показателя качества электроэнергии

Погрешность определения времени подачи некачественной электроэнергии (ПКЭ u и

ПКЭ f ) не более ± 1 минуты .

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на корпус счетчиков методом шелкографии или дру-

гим способом, не ухудшающим качество.

В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится

печатным способом.

Комплектность средства измерений

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 10

Таблица 10

Обозначение и наименование

РиМ 189.02

РиМ 189.04

РиМ 189.01

РиМ 189.03

1

Счетчик электрической энергии однофазный статическийРиМ 189.01[03]

Счетчик электрической энергии однофазный статическийРиМ 189.02[04]

Паспорт

Дисплей дистанционный РиМ 040.03-ХХ

1

5

)

1

5

)

Лист № 14

всего листов 15

Терминал мобильный РиМ099.01

6)**

Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.042 РЭ*, **, *****, **, ****

Методикаповерки ВНКЛ.411152.042 ДИ*,***,*,***,

********

Комплект монтажных частей

5)5)

* поставляется по отдельному заказу.

** поставляется по требованию организаций, производящих ремонт и эксплуатацию счетчи-

ков.

*** поставляется по требованию организаций, производящих поверку счетчиков.

**** - поставляется на дискете.

5)

счетчики по требованию заказчика могут комплектоваться:

-ДД РиМ 040.03-ХХ (исполнения ДД см. ТУ 4200 – 039– 11821941 – 2009);

-комплектом монтажных частей. В комплект монтажных частей входят: SLIW11.1-1 шт. и

(или) зажим анкерный DNS123- 1 шт. и (или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO

SLIP12.1 - 1 шт. Допускается использовать зажимы других типов с аналогичными техниче-

скими характеристиками. Номенклатура комплекта поставки - количество поставляемых за-

жимов, исполнение ДД – по требованию заказчика.

6)

программы Crowd_Pk.exe, Setting_Rm_189.exe, Optoport.exe в составе Терминала мобиль-

ного РиМ 099.01.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии однофазные

статические РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03, РиМ 189.04. Методика поверки

ВНКЛ.411152.042 ДИ», утвержденномуГЦИ СИ СНИИМ 21 октября 2011 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 11.

Таблица 11

№ п/п Наименование Метрологические характеристики

1 Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности 220/380 В, (0,01– 100)А, ПГ ±(0,3–0,6)%.

0,05

2Секундомер СО-СПР(0,2 – 60) м.; цена деления 0,2 с; ПГ ±1с/ч.

3Универсальнаяпробойнаяустановка Испытательное напряжение до 10 кВ, погреш-

УПУ-1М. ность установки напряжения не более ±10%;

4Модем технологический РМ 056.01-01Считывание информации со счетчиков

5Терминал мобильный РиМ 099.01Визуализация информации

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений приведен в руководстве по эксплуатации ВНКЛ.411152.042 РЭ «Счет-

чики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03,

РиМ 189.04. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам

электрической энергии однофазным статическим РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03,

РиМ 189.04

«Счетчики электрической энергии однофазные статическиеРиМ 189.01, РиМ 189.02,

РиМ 189.03, РиМ 189.04.Технические условия ТУ-4228-055-11821941-2011».

ГОСТ Р 51317.4.30-2008 Электрическая энергия. Совместимость технических средств

электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

ка. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической

энергии.

Лист № 15

всего листов 15

ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

ка. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1

и 2.

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

ка. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 8.551-86 Метрология – Государственный специальный эталон – Государственная

поверочная схема - Средства измерений – Коэффициент мощности – Электрическая .

«Счетчики электрической энергии однофазные статическиеРиМ 189.01, РиМ 189.02,

РиМ 189.03, РиМ 189.04. Методика поверки. ВНКЛ.411152.042 ДИ».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «Радио и Микроэлектроника»

(ЗАО «Радио и Микроэлектроника»)

Адрес: 630082 г. Новосибирск, ул. Дачная 60,

Тел: (383) 2-26-83-13

факс: (383) 2-26-83-13, e-mail:

uto@zao-rim.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФГУП «Сибирский государственный научно-исследовательский институт метроло-

гии», регистрационный номер 30007-09

Адрес: 630004 г.Новосибирск, пр.Димитрова, 4

Тел.8(383) 210-16-18 e-mail:

evgrafov@sniim.nsk.ru

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииЕ.Р.Петросян

М.п.«____» _________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
43024-09	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 500/220/110/35/10 кВ "Холмогорская" - АИИС КУЭ ПС 500/220/110/35/10 кВ "Холмогорская"	Нет данных	ЗАО "Метростандарт", г.Москва	4 года	Перейти
17097-98	Счетчики воды - расходомеры	UFC 002R	ЗАО "Альбатрос Инжиниринг РУС", г.Москва	2 года	Перейти
30845-05	Счетчики холодной и горячей воды крыльчатые	МС15	ООО "Мультисистема", г.Москва	4 года - для гор.воды; 6 лет - хол.	Перейти
15413-96	Счетчики газа вихревые	WBZ 08	Фирма "RMG Messtechnik GmbH", Германия	4 года	Перейти
57460-14	Счетчики электрической энергии многофункциональные	Ресурс-Е4	ООО "Электрокомплект", г.Пенза	8 лет	Перейти

Заказать поверкуСчетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03, РиМ 189.04ГРСИ 48456-11

Заказать поверку
Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.01, РиМ 189.02, РиМ 189.03, РиМ 189.04
ГРСИ 48456-11