ГРСИ 49010-12: Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06. Поверка

Приложение к свидетельству № 45435

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 17

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ

489.05, РиМ 489.06 (далее – счетчики) являются многофункциональными приборами и пред-

назначены для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности (актив-

ной, реактивной, полной) в трехфазных четырехпроводных электрических цепях переменного

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

нента (в зависимости от исполнения).

Счетчики РиМ 489.03, РиМ 489.05 - трансформаторные универсальные счетчики, счет-

чики РиМ 489.04, Рим 489.06 – счетчики непосредственного включения.

Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют многотарифный учет активной

электрической энергии.

Счетчики измеряют среднеквадратические значения фазных токов, фазных и линейных

напряжений, частоту, удельную энергию потерь в цепях тока, коэффициент реактивной мощ-

ности цепи (tg φ), коэффициент мощности (cos φ), напряжение прямой последовательности и

коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям.

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.

Остальные параметры, измеряемые счетчиком, определяются расчетным путем по измерен-

ным значениям тока и напряжения.

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

активной – с учетом направления), обрабатывается микроконтроллером пофазно. По получен-

ным значениям модуля мгновенной активной мощности формируются накопленные значения

количества потребленной активной электрической энергии, в том числе потарифно, учет реак-

тивной энергии ведется с учетом направления – отдельно для 1 и 3 квадрантов (при индуктив-

ном характере нагрузки, далее - индуктивная) и 2 и 4 квадрантов (при емкостном характере

нагрузки, далее - емкостная). Расположение квадрантов соответствует геометрическому пред-

ставлению С.1 ГОСТ Р 52425-2005.

Счетчики оснащены гальванически развязанными интерфейсами RF (радиоканал), RS-

485, PLC (по силовой сети) и оптопортом для подключения к информационным сетям автома-

тизированных систем учета электроэнергии и предназначены для эксплуатации как автономно,

так и в составе автоматизированных систем контроля и учета энергопотребления (далее – АС).

Счетчики реализуют дополнительную функцию – отдельный учет потребленной актив-

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

лее – УПМ).

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RS-485, RF, PLC или

оптопорту. Интерфейсы RF и PLC работают в тандеме, что обеспечивает резервирование об-

мена данными при работе счетчиков в составе АС. В качестве устройств АС могут использо-

ваться устройства разработки ЗАО «Радио и Микроэлектроника», использующие для обмена

информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например,

маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.

Лист № 2

всего листов 17

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

рования счетчиков по всем вышеназванным интерфейсам (с учетом функциональных возмож-

ностей интерфейсов, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее –

МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных

средств для подключения интерфейсов счетчиков и соответствующих программных продук-

тов. Информация, считанная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера,

параметры адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабо-

чем окне соответствующей программы.

Интерфейсы RS-485, RF, PLC предназначены как для считывания информации со счет-

чиков (измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе по-

тарифно, других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика

(т.е. задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении

УПМ, задания параметров адресации по интерфейсам PLC, RS-485, RF и других служебных па-

раметров).

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

полняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсу RS-485 выпол-

няется с использованием программы Setting_Rm_489.exe.

Считывание информации по оптопорту выполняется с использованием программы

Optoport.exe.

Оптический интерфейс счетчиков соответствует ГОСТ Р МЭК 61107-2001 в части кон-

струкции, магнитных и оптических характеристик.

Счетчики оснащены, дискретными входами/выходами с целью введения функции теле-

механики и телесигнализации (2 изолированных входа и два выхода с внутренним питанием

24 В), и клеммами для подключения резервного источника питания от 100 до 264 В (посто-

янного или переменного).

Измерительная информация в счетчике недоступна для корректировки при помощи

внешних программ, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и со-

храняется в энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии сетевого напряжения.

Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени

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

Счетчики, в зависимости от варианта исполнения оснащены устройством коммутации

нагрузки (далее - УКН) или реле управления коммутацией нагрузки (далее - РУ). УКН счет-

чиков выполняет коммутацию нагрузки (отключение/подключение абонента), РУ счетчиков

предназначено для управления внешним устройством, выполняющим коммутацию нагрузки

(отключение/подключение абонента).

Отключение абонента от сети выполняется автоматически в случае превышения установ-

ленного порога мощности (далее - УПМ), если эта функция задана при конфигурировании

счетчика, или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC, RF, или RS-485.

Подключение абонента к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС по

интерфейсам PLC, RS-485, или RF.

Подключение абонента возможно также при помощи кнопок управления (далее - КнУ),

расположенных на лицевой поверхности счетчика при наличии разрешения, полученного от уст-

ройств АС. Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМ, разреше-

ние на подключение от устройств АС не требуется, включение возможно при помощи КнУ после

снижения мощностинагрузки нижеУПМ инеранее, чем через 1 минуту послеотключения.

Дисплей счетчиков выполнен на многофункциональном жидкокристаллическом индика-

торе, который отображает все измеряемые величины и позволяет идентифицировать каждый

применяемый тариф. Вывод данных на электронный дисплей выполняется в автоматическом

режиме и ручном режиме с использованием КнУ, в том числе при отсутствии сетевого на-

пряжения. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Подсветка включается при помощи кноп-

ки КнУ, отключается автоматически. Характеристикиподсветки дисплея задаются про-

Лист № 3

всего листов 17

граммно. Информация на дисплее счетчиков отображается на языке, определяемом в догово-

ре на поставку. По умолчанию – на русском языке.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1

Условное Базовый Номиналь- Класс точ- Включение Посто- УКН Штрих-код по Код

обозначе- (номи- ное на- ности при янная (РУ) EAN-13 типа

ние испол- нальный)/ пряжение, измерении счетчи- счет-

нениясчет- макси- В активной/ ка чика

чикамальныйреактивной

ток, А энергии

РиМ489.03 5/7,5 3х220;230 0,5S/ 1Сиспользовани- 36000Нет4607134511035 48903

/ 380; 400емтрансформа-

торовтока

РиМ489.04 5/80 3х220;230 1 / 2Непосредствен- 4000УКН 4607134511042 48904

/ 380;400ное

РиМ489.05 5/7,5 3х220;230 0,5S/ 1Сиспользовани- 36000РУ4607134511059 48905

/ 380;400емтрансформа-

торовтока

РиМ489.06 5/100 3х220;230 1 / 2Непосредствен- 4000Нет4607134511172 48906

/ 380; 400ное

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 счетчика или для считывания по интерфейсам, доступны для установки и корректиров-ки

дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации счетчиков по интерфейсам RF, RS-

485, PLC (см. таблицу 3).

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

формация (результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки

служебных параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значе-

ний измеряемых величин на расчетный день и час (далее - РДЧ) и др.).

Измерительная информация недоступна корректировке, служебная информация счетчи-

ков защищена системой паролей, в том числе при считывании.

Функциональные возможности счетчиков:

Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.

Таблица 2

Наименование измеряемой величиныТарификация

Энергия

активная (помодулю):пофазно, суммарноПотарифно

реактивная (характернагрузкииндуктивный) (1 и3 квадрант): пофазно, суммарно Не тарифицируется

реактивная (характернагрузкиемкостной) (2 и 4 квадрант):пофазно, суммарно Не тарифицируется

Удельнаяэнергияпотерь вцепяхтока* пофазно, суммарно

Мощность*

активная (помодулю):пофазно,суммарно

реактивнаямощность (индуктивная)(1 и3 квадрант): пофазно,суммарно

реактивнаямощность (емкостная) (2 и4 квадрант): пофазно,суммарно

полная (помодулю)**** пофазно,суммарно

Среднеезначениеактивноймощностинапрограммируемоминтервале** (активная

пиковаямощность, Ринт) суммарно

Максимальноезначение среднейактивноймощностина месячном интервале

(максимальнаяпиковаяна Ррдч)*** суммарно

Ток, среднеквадратическое (действующее) значение * пофазно

Фазное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение*пофазно

Линейное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение* пофазно

Лист № 4

всего листов 17

Частота питающейсети*

Коэффициентреактивноймощностицепи(tg φ)пофазно, суммарно

Коэффициент мощности (cos φ)**** пофазно, суммарно

Показатели качества электроэнергии (ПКЭu, ПКЭf)

Длительность провалов/перенапряжений /отключения фаз****

Напряжение прямой последовательности ****

Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последователь-

ностям****

Температура внутрикорпуса счетчика****

Примечания * Время интегрирования значений (период измерения) мощностей составляет 1 секун-

ду (50 периодов сетевого напряжения), частоты – 20 секунд, среднеквадратического (действующе-

го) значения напряжения с усреднением по ГОСТ 13109-97 на минутном интервале

** Длительность интервала интегрирования программируется от 1 до 60 минут.

*** С фиксацией времени максимума

**** Показатели точности 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).

Суммарная текущая мощность (активная и реактивная) определяются как сумма

соответствующих фазных значений мощности (для реактивной – отдельно индуктивная (1 и 3

квадрант) и емкостная (2 и 4 квадрант)).

Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная пиковая

мощность Ринт) определяется методом «скользящего окна» по формуле

Т

Ринт= 1/Т х ∫ Ртек dt,(1)

0

гдеРинт - значение суммарной средней активной мощности;

Pтек – измеренное значение текущей суммарной активной мощности, Вт;

Т – длительность программируемого интервала.

Максимальная средняя активная мощность на месячном интервале (максимальная

пиковая мощность на расчетный день и час- Р рдч)определяется как максимальное

значение из зафиксированных значений Ринт за текущий месяц.

Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле

T

Wуд= (10

-3

/3600) х ∫ (I

2

) dt ,(2)

0

где Wуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА

2

ч;

I–действующее (среднеквадратичное) значение тока с интервалом интегрирования

1 с;

T – время работы счетчика, с.

Суммарная удельная энергия потерь определяется как сумма фазных значений удельной

энергии потерь.

Коэффициент реактивной мощности цепи tg φ определяется по формуле

tg φ = |Q| / |P|,(3)

гдеtg φ расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P – измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Коэффициент мощности cosφ определяется по формуле

cos φ = Р / SQRT (P

2

+ Q

2

),(4)

где cos φ -расчетное значение коэффициента мощности;

Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P – измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

Лист № 5

всего листов 17

Счетчик определяет суммарное значение cos φ и tg φ как среднее геометрическое фазных

значений соответствующих величин.

Показатели качества электроэнергии (продолжительность времени выхода за пределы

нормальных (предельных) норм качества электричества) определяются по ГОСТ 13109-97,

ГОСТ Р 51317.4.30-2008 по количеству минутных значений напряжения (ПКЭu) и (или) час-

тоты (ПКЭf), лежащих за пределами нормальных (предельных) норм качества электричества

в течение суток, а также на РДЧ.

Длительность провалов/перенапряжений /отключения фаз определяется согласно

ГОСТ 13109-97 и ГОСТ 51317.4.30-2008.

Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательности

определяются согласно ГОСТ 13109-97 и ГОСТ 51317.4.30-2008.

Основные функциональные возможности счетчиков

а) сохранение в энергонезависимой памяти:

- измерительной информации по всем измеряемым величинам (см таблицу 2);

-установленныхслужебныхпараметров(тарифногорасписания,параметров

маршрутизации и др);

б) защита информации –пароль доступа и аппаратная защита памяти метрологических

коэффициентов;

в) вывод данных на электронный дисплей в автоматическом режиме и ручном режиме

при помощи КнУ;

г)подсветка дисплея. Управление подсветкой в ручном режиме при помощи КнУ, ав-

томатическое отключение подсветки по истечении заданного времени. Вид подсветки задает-

ся программно;

д) самодиагностика – счетчики формируют и передают код режима работы (статус), от-

ражающий наличие фаз сети, характеристики тарифного расписания и отображения информа-

ции, исправности ЧРВ. События, связанные с изменением статуса, регистрируются в соответ-

ствующем журнале счетчика с указанием времени наступления события;

е) обмен данными с устройствами АС по интерфейсам RF, RS-485, PLC и оптопорту

(см. таблицу 3);

ж) ретрансляция данных и команд – счетчики могут использоваться как независимые

ретрансляторы по PLC и RF;

з)синхронизация ЧРВ счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC с использованием

устройств АС;

и) конфигурирование счетчиков по интерфейсам RF, RS-485, PLC с использованием

устройств АС;

к) автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (РиМ 489.04,

РиМ 489.05);

л) дистанционное управление отключением/подключением абонента (РиМ 489.04, РиМ

489.05):

- при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;

- при помощи устройств АС по интерфейсу RF;

- при помощи устройств АС по интерфейсу RS-485;

- при помощи КнУ (только включение при наличии разрешения от устройств АС);

м) тарификатор поддерживает:

-до 8 тарифов;

-до 256 тарифных зон;

-переключение по временным тарифным зонам;

-переключение тарифов по превышению лимита заявленной мощности;

-автопереход на летнее/зимнее время;

-календарь выходных и праздничных дней;

-перенос рабочих и выходных дней;

н) ведение журналов:

Лист № 6

всего листов 17

- месячного потребления 36 записей (36 месяцев) - фиксация значений потребления по

всем видам энергии (на РДЧ), максимальное значение средней активной мощности на

программируемом интервале (Ррдч) с датой и временем фиксации, количество часов работы

счетчика, продолжительность подачи некачественной энергии;

- суточного потребления 186 записей

(6 месяцев)

- фиксация значений потребления по

всем видам энергии за сутки, фиксация даты и времени выхода напряжения и частоты за

допустимые нормы, количество часов работы счетчика в течение суток;

- профилей нагрузки 8928 записей (6 месяцев при 30 минутном интервале)- фиксация

значений потребления по всем видам энергии через выбранный интервал времени.

Длительность интервала времени для фиксации профилей потребления выбирается из ряда

1,2,3,4,5,6,10,12,15,20,30,60 минут;

- «Событий», в которых отражены события, связанные с отсутствием напряжения, ком-

мутацией нагрузки абонента , перепрограммирования служебных параметров и т.д. – не ме-

нее 5120 записей, в т.ч.:

-

журнал «Коррекций» - 1024 записей, фиксация изменений служебных параметров и

состояния электронных пломб;

-

журнал «Вкл/Выкл» (включений/выключений) - 1024 записи, фиксация времени

включения/отключения сетевого питания и включений / отключений абонента ;

-

журнал отклонений по «tg φ» - 1024 записей фиксация времени перехода через порог и

возвращениявнормузначения tg φ;

-

журнал ПКЭ (качества сети) - 1024 записей фиксация времени выхода за пределы

частоты (± 0,2Гц, ± 0,4Гц) и напряжения (± 5 %, ± 10 %) согласно ГОСТ 13109-97;

-

журнал «Провалов/перенапряжений»- 1024 записей фиксация времени и

длительности провалов/перенапряжений/отключений.

Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи

внешних программ.

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Направле- Параметр RF, Оп-

ние RS-485, то-

обмена PLC порт

1234

Тип* ++

Заводскойномер* ++

ИдентификаторПО ++

Показания

Тарифицируемые

- текущие поактивнойэнергии (покаждомутарифу, суммарнопофазам) * + +

- наРДЧпоактивнойэнергии (покаждомутарифу, суммарнопофазам)* + +

Нетарифицируемые

текущие поактивнойэнергии (пофазно) + -

текущие поактивнойэнергии (суммарнопофазамитарифам)* + +

Передача наРДЧ поактивнойэнергии (пофазно) + -

данных наРДЧпоактивнойэнергии (суммарнопофазамитарифам)* + +

- текущие поиндуктивнойреактивнойэнергии (пофазно) + -

-текущие поиндуктивнойреактивнойэнергии (суммарнопофазам)*++

- наРДЧпо индуктивнойреактивнойэнергии (пофазно)+ --

наРДЧпоиндуктивнойреактивнойэнергии (суммарнопофазам) *++

- текущие поемкостной реактивнойэнергии (пофазно)+ --

текущие поемкостной реактивнойэнергии (суммарнопофазам) *++

- наРДЧпоемкостнойреактивнойэнергии (пофазно)+ --

наРДЧпоемкостнойреактивнойэнергии (суммарнопофазам)*++

- текущеезначениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (пофазно)+ --

текущеезначениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (суммарнопофазам)*++

Лист № 7

всего листов 17

Передача

данных

1234

- значениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (пофазно) наРДЧ+ --

значениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (суммарнопофазам) наРДЧ *++

- текущаяактивнаямощность (помодулю, пофазно) *++

- текущаяактивнаямощность (помодулю, суммарнопофазам) *++

- текущаяреактивнаямощность (пофазно, синдикацией индуктивная++

/емкостная)*

- текущаяреактивнаямощность (суммарнопофазам, синдикациейиндуктивная++

/емкостная)*

-текущеезначениесреднейактивноймощностинапрограммируемоминтервале++

суммарнопофазам (Ринт)

-значениеактивноймощностинапрограммируемоминтервалесуммарнопофа-++

замнаРДЧ (Ррдч)

- текущаяполнаямощность (помодулю, пофазно)++

- текущаяполнаямощность (помодулю, суммарнопофазам)++

- фазноенапряжение, среднеквадратичноезначение (пофазно) *++

-линейное (междуфазное) напряжение, среднеквадратичноезначение*+--

- ток, среднеквадратичноезначение (пофазно)*++

- частотасети*++

- текущеезначение tg φ (пофазно)+ --

текущеезначение tg φ (суммарно)*+ --

текущеезначение cos φ (пофазно)*++

- текущеезначение cos φ (суммарно) *++

-длительностьподачинекачественнойэлектроэнергиинаРДЧ *+ --

показанияЧРВ*++

-температуравнутрикорпусасчетчика+ --

напряжение прямой последовательности+ --

коэффициентынесимметриинапряженияпообратнойинулевойпоследова-+ -

тельности

Журналысчетчика+-

Служебнаяинформация

- параметрысвязипоPLC+-

- параметрысвязипоRF+-

- параметрытарификации+-

- параметрыконтролякачествасети+-

- адресирежимработыинтерфейса RS-485*+-

Корректировкаслужебнойинформации

- параметровсвязипоPLC + -

-параметровсвязипо RF + -

Прием - адресаирежимаработыинтерфейса RS-485 + -

данныхи - параметрыконтролякачествасети + -

команд

- параметрытарификации + -

- синхронизацияЧРВ+-

- параметрыбезопасности+-

- параметрыиндикации+-

Управле- - разрешениенаподключение+-

ние-подключениенагрузки+-

комму-

- отключениенагрузки+-

тацией

нагрузки

Ретрансляцияданныхикоманд**-

Примечания

* - доступно для вывода на дисплей счетчика.

** - только по интерфейсам RF и PLC.

Лист № 8

всего листов 17

Счетчики оснащены электрическими испытательными выходами ТМА и ТМR для ак-

тивной и реактивной энергии соответственно, характеристики испытательных выходов соот-

ветствуют ГОСТ Р 52320-2005.

Степень защиты корпуса IP51 по ГОСТ 14254-96. Корпус счетчиков пломбируется

пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется навесной пломбой на высту-

пах основания и крышки корпуса.

Корпус и крышка клеммной колодки снабжены электронной пломбой.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.03: «Счетчик электрической энергии трех-

фазный статический РиМ 489.03 ТУ 4228-058-11821941-2011».

Фотографии общего вида счетчиков с указанием места установки пломбы поверителя

приведена на рисунках 1, 2, 3, 4.

Место установки

пломбы поверителя

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

РиМ 489.03

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

РиМ 489.04

Место установки

пломбы поверителя

Лист № 9

всего листов 17

Рисунок 4 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков

РиМ 489.06

Программное обеспечение

Счетчики функционируют под управлением встроенного ПО, расположенного в защи-

щенной от считывания и модификации памяти программы управляющего микроконтроллера.

Встроенное ПО счетчика является метрологически значимым.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений А по МИ 3286-2010.

Подтверждение целостности и подлинности метрологически значимой части ПО обес-

печивается путем автоматического вычисления значения хэш-функции по алгоритму CRC16

для исполняемого кодавстроенного ПОпозапросуоператорасотображением ее на дисплее МТ.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.

Рисунок 3 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков

РиМ 489.05

Место установки

пломбы поверителя

Место установки

пломбы поверителя

Лист № 10

всего листов 17

Таблица 4

НаименованиеИдентификационное на-

программного именование программного

обеспечения обеспечения

Номерверсии

(идентификаци-

онныйномер)

программного

обеспечения

48903

Цифровойидентифи-

катор программного

обеспечения (кон-

трольнаясумма ис-

полняемогокода)

36887

Алгоритм вычис-

ленияцифрового

идентификатора

программного

обеспечения

CRC16

48904

21087

CRC16

48905

37527

CRC16

РиМ489.03РМ489Ø3

программаВНКЛ.411152.046 ДПО

РиМ489.04РМ489Ø4

программаВНКЛ.411152.046-01 ДПО

РиМ489.05РМ489Ø5

программаВНКЛ.411152.046-02 ДПО

РиМ489.06РМ489Ø6

программаВНКЛ.411152.046-03 ДПО

48906

37847

CRC16

Метрологические и технические характеристики

Базовый (номинальный) ток, А5

Максимальный ток, Асм. таблицу 1

Номинальное напряжение, В 3х220, 230 /380; 400

Установленный рабочий диапазон фазного напряжения, Вот 198 до 253

Расширенный рабочий диапазон фазного напряжения, Вот 140 до 264

Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие фазного напряжения

1,7 U ном (380 В) без последующего ухудшения характеристик, ч , не менее 0,5

Номинальная частота, Гц 50

Класс точности при измерении активной/реактивной энергиисм таблицу 1

Стартовый ток, актив/реактив, мА,

-счетчиков РиМ 489.03, РиМ 489.055/10

-счетчиков РиМ 489.04, РиМ 489.0620/25

Постоянная счетчика, имп./(кВт·ч), имп./(квар·ч)см. таблицу 1

Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, ВА, не более 0,1

Полная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, ВА, не более 8

Активная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, Вт, не более 1,5

Мощность, дополнительно потребляемая встроенными

модулями связи, ВА, не более3,0

Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее100

Максимальная дальность действия интерфейса RF, м, не менее100

Суточный ход ЧРВ, с/сутки, не более0,5

Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, лет, не менее10

Количество тарифов8

Количество тарифных зон, не более256

Характеристики РУ счетчиков РиМ 489.05 коммутируемый ток не более 2 А

при напряжении не более 264 В

Характеристики УКН счетчиков РиМ 489.04коммутируемый ток не более 80 А

при напряжении не более 264 В

Время сохранения данных, лет, не менее40

Масса, кг, не более1,5

Габаритные размеры, мм, не более 176; 296; 75

Установочные размеры, мм, 155; (194 – 214)

Средняя наработка до отказа, ч, не менее180 000

Средний срок службы Тсл, лет, не менее30

Условия эксплуатации счетчиков У2 по ГОСТ 15150-69 – в палатках, металлических

и иных помещениях без теплоизоляции, при отсутствии прямого воздействия солнечного из-

Лист № 11

всего листов 17

лучения и атмосферных осадков, при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 70

°С, верхнем значении относительной влажности воздуха 100 % при температуре окружающе-го

воздуха 25 °С, атмосферном давлении от 70 до 106,7 кПа (от 537 до 800 мм рт. ст.).

КнУ счетчиков функционирует при температуре от минус 25 до 70 °С.

При температуре ниже минус 35

°

С возможно резкое снижение или полная потеря контра-

стности дисплея счетчиков, при этом метрологические и функциональные характеристики

счетчиков сохраняются.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости,

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

электромагнитнойсовместимостиподтвержденосертификатомсоответствия

РОСС RU. АЯ79.В15588.

Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы

старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 5.

Таблица 5

Измеряемая величинаОсновная Цена единицы старшего/младшего разряда

единица

При выводе на дисплей При считывании по

счетчикаинтерфейсампри

РиМ 489.03 РиМ 489.04помощи устройств

РиМ 489.05 РиМ 489.06АС

Активная энергия

кВт

·

ч

10

4

/ 0,001 10

5

/ 0,0110

5

/ 0,001

Реактивная энергия

квар

·

ч

10

4

/ 0,001 10

5

/ 0,0110

5

/ 0,001

Активная мощностьВт10

4

/ 0,110

4

/ 0,110

4

/ 0,1*

Реактивная мощностьвар10

4

/ 0,110

4

/ 0,110

4

/ 0,1*

Полная мощностьВА10

4

/ 0,110

4

/ 0,110

4

/ 0,1*

Активная мощностькВт--10

2

/ 0,001**

Реактивная мощностьквар--10

2

/ 0,001**

Полная мощностькВА--10

2

/ 0,001**

Ток, среднеквадратическое (дейст-А10

1

/ 0,001 10

2

/ 0,00110

3

/ 0,001

вующее) значение

Напряжение, среднеквадратическоеВ10

2

/ 0,0110

2

/ 0,0110

2

/ 0,001

(действующее) значение

Частота сетиГц10 / 0,0110 / 0,0110 / 0,01

Удельная энергия потерь в цепях тока

кА

2

·

ч

10

4

/ 0,00110

5

/ 0,0110

4

/ 0,001

Коэффициент реактивной мощностибезразм.10

3

/ 0,0001 10

3

/ 0,0001 10

3

/ 0,001

цепи (tg φ)

Коэффициент мощности (cos φ)безразм.10

0

/ 0,00110

0

/ 0,00110

0

/ 0,001

Показатели качества электроэнергиич10

2

/110

2

/ 110

2

/ 1

ПКЭu, ПКЭfмин10

0

/110

0

/110

0

/1

ДлительностьПериод--10

3

/1

провалов/перенапряженийсетевого

/отключения фазнапряже-

ния

Температура внутри корпуса счетчика ° С-10 / 110 / 110 / 1

Напряжение прямойВ--10

2

/ 0,001

последовательности

Коэффициенты несимметрии%--10

1

/0,01

напряжения по обратной и нулевой

последовательности

*При считывании показаний при помощи программы Setting_Rm_489.exe

**При считывании показаний при помощи программы Crowd_Pk.exe

Лист № 12

всего листов 17

Показатели точности

1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-

2005 в зависимости от варианта исполнения) при измерении активной энергии, и ГОСТ Р

52425-2005 при измерении реактивной энергии.

2 При измерении мощности(активной Ртек и реактивной Qтек) с периодом

интегрирования 1 с

2.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности δр при измерении Ртек

приведены в таблицах 6.1, 6.2.

2.2 Пределы допускаемой основной относительной погрешности δq при измерении Qтек

приведены в таблицах 7.1 (РиМ 489.04, РиМ489.06), 7.2 (РиМ 489.03, РиМ 489.05).

2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменениемвлияющих величин по

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

52323-2005 (в зависисмости от варианта исполнения) и 8.5 ГОСТ Р 52425-2005 , не превышает

пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6 ГОСТ

Р 52322-2005,

ГОСТ Р 52323 при измерении Ртек, и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении Qтек.

Таблица 6.1

Ток, от Iбсos φПределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, %

РиМ 489.04, РиМ489.06

0,10 1 ±1,4

1,00 1 ±1,0

I макс 1 ±1,0

0,20 инд 0,5 ±1,4

1,00 инд 0,5 ±1,0

I макс инд 0,5 ±1,0

0,20 емк 0,8 ±1,2

1,00 емк 0,8 ±1,0

I макс емк 0,8 ±1,0

Таблица 6.2

Ток, отсos φ

Iном

0,051

0,101

0,20

1,00 1

I макс 1

0,10 инд 0,5

0,20 инд 0,5

1,00 инд 0,5

I макс инд 0,5

0,10 емк 0,8

0,20 емк 0,8

1,00 емк 0,8

I макс емк 0,8

Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, %

РиМ 489.03, РиМ489.05

±1,9

±1,0

±0,7

±0,5

±1,9

±1,1

±0,6

±1,3

±0,9

±0,6

Таблица 7.1

Ток, от I б sin φ

0,10 1

1,00 1

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

РиМ 489.04, РиМ489.06

±2,2

±2,0

Лист № 13

всего листов 17

Ток, от I б

sin φ

I макс

0,20

1,00

I макс

0,20

1,00

I макс

0,20

1,00

I макс

0,20

1,00

I макс

1

инд0,5

емк 0,5

инд0,25

емк 0,25

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

РиМ 489.04, РиМ489.06

±2,0

±2,2

±2,0

±2,2

±2,0

±3,1

±2,6

±2,5

±3,1

±2,6

±2,5

Таблица 7.2

Ток,sin φ

от I ном

0,05 1

0,10 1

0,20 1

1,00 1

I макс 1

0,10 инд0,5

0,20 инд0,5

1,00 инд0,5

I макс инд0,5

0,10 емк 0,5

0,20 емк 0,5

1,00 емк 0,5

I макс емк 0,5

0,10 инд0,25

0,20 инд0,25

1,00 инд0,25

I макс инд0,25

0,10 емк 0,25

0,20 емк 0,25

1,00 емк 0,25

I макс емк 0,25

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

РиМ 489.03, РиМ489.05

±2,1

±1,4

±1,1

±1,0

±2,0

±2,1

±1,4

±1,0

±2,1

±1,4

±1,0

±4,0

±2,4

±1,6

±4,0

±2,4

±1,6

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Ринт)

и средней активной мощности на РДЧ (Ррдч)

3.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт и Р

рдч приведены в таблице 6.1.

3.2 Дополнительная погрешность, вызываемая изменениемвлияющих величин по

отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-

2005, не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с

таблицей 6 ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005.

4 При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Пределыдопускаемойосновнойотносительнойпогрешностиприизмерении

среднеквадратических значений тока δ

I

приведены в таблицах 8.1, 8.2.

Лист № 14

всего листов 17

Таблица 8.1

Ток, от IбПределыдопускаемойотносительнойпогрешностиприизмерениисреднеквадратиче-

скихзначенийтока,%

РиМ 489.04, РиМ489.06

0,1±0,54

0,2±0,51

1,0±0,50

I макс±0,50

Таблица 8.2

Ток, от IномПределыдопускаемойотносительнойпогрешностиприизмерениисреднеквадратиче-

скихзначенийтока,%

РиМ 489.03, РиМ489.05

0,02±1,20

0,05±0,64

0,1±0,54

0,2±0,51

1,0±0,50

I макс±0,50

5 При измерении среднеквадратических значений напряжения, фазных и линейных

(межфазных)

5.1 Пределыдопускаемойотносительнойпогрешностиприизмерении

среднеквадратических значений напряжения приведены в таблице 9.

Таблица 9

Диапазон измеряемых среднеквадратическихПределыдопускаемой основной относительной

значенийфазногонапряжения, В погрешностиприизмерениинапряжения, %

От 140 до 264±0,5

6 При измерении частоты напряжения сети

6.1 Пределы абсолютной погрешности при измерении частоты напряжения сети ±0,03 Гц.

6.2 Диапазон измеряемых частот от 45 до 55 Гц.

7 При измерении удельной энергии потерь в цепи тока

7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии

потерь вцепи тока приведены в таблицах 10.1 и 10.2.

Таблица 10.1

Ток, от IбПределыдопускаемойотносительнойпогрешностиприудельнойэнергиипо-

терьвцепяхтока, %

РиМ 489.04, РиМ489.06

0,1± 1,5

0,2± 1,0

1,0± 1,0

I макс± 1,0

Таблица 10.2

Ток, от Iном

0,02

0,05

0,1

0,2

1,0

I макс

Пределыдопускаемойотносительнойпогрешностиприудельнойэнергиипо-

терьвцепяхтока, %

РиМ 489.03, РиМ489.05

± 2,4

± 1,4

± 1,1

± 1,0

Лист № 15

всего листов 17

8 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg φ)

8.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении tg φ

определяются по формуле

δtg = ± SQRT(δ р

2

+ δ q

2

),(5)

где δtg – расчетное значение пределов допускаемой относительной погрешности при

измерении tg φ, %;

δр – пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной

энергии, %;

δq – пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной

энергии, %.

Пределы допускаемой основной погрешности указаны в таблицах 11.1, 11.2.

Таблица 11.1

Ток, от IбПределы допускаемой основной погрешности, при измерении tg φ, %,

РиМ 489.04, РиМ489.06

0,2± 3,5

1,0± 3,0

I макс± 3,0

Таблица 11.2

Ток, от Iном

0,1

0,2

1,0

I макс

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении tg φ, %,

РиМ 489.03, РиМ489.05

± 4,1

± 2,5

± 1,7

8.2 Пределы дополнительныхпогрешностей при измерении tg φопределяются по

формуле:

δ tgi = ±SQRT(δ рi

2

+ δ qi

2

),(6)

где δtgi – расчетное значение пределов допускаемой дополнительной погрешности при

измерении tg φ, вызываемой i – влияющей величиной, %;

δ рi – пределы допускаемой дополнительной погрешности при измерении активной

энергии, вызываемой i – влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52322-2005, 8.2

ГОСТ Р 52323-2005, %;

δ qi – пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении

реактивной энергии, вызываемой i – влияющей величиной, в соответствии с 8.2 ГОСТ Р

52425-2005, %.

8.3 Диапазон измеряемых значений tg φ от 0,25 до 0,75.

9 При измерении показателей качества электроэнергии

Погрешности 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.

В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится

печатным способом.

Комплектность средства измерений

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 12

Лист № 16

всего листов 17

Таблица 12

Обозначение НаименованиеКоличество

Счетчик электрической энергии трехфазный статический1 шт.

РиМ 489.03 (РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06)

Паспорт1 экз.

ВНКЛ.411152.046 РЭРуководство по эксплуатации*, **, ****

ВНКЛ.411152.046 ДИ Методикаповерки*,***, ****

ВНКЛ.426487.030Терминал мобильныйРиМ099.011 компл. *

ПрограммаCrowd_Pk.exe*, ****

ПрограммаSetting_Rm_489.exe*, ****

ПрограммаOptoport.exe*, ****

* поставляется по отдельному заказу.

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

ков.

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

**** - поставляется на CD.

Примечание - Программы Crowd_Pk.exe, Setting_Rm_489.exe, Optoport.exe в составе Терминала

мобильногоРиМ 099.01

Поверка

осуществляется по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ

489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06. Методика поверки ВНКЛ.411152.046 ДИ», утвер-

жденному ГЦИ СИ «СНИИМ» 15 декабря 2011 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13.

Таблица 13

№ п/пНаименованиеМетрологические характеристики

1Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности 220/380 В, (0,01– 100)А, ПГ ±(0,03–0,06)%.

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 документе «Счетчики электрической энергии трехфаз-

ные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06. Руководство по эксплуата-

ции ВНКЛ.411152.046 РЭ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам

электрической энергии трехфазным статическим РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05,

РиМ 489.06

1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ

489.05, РиМ 489.06.Технические условия ТУ-4228-058-11821941-2011».

2 ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энер-

гии.

3 ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

4 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного то-

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

0,5S и 0,2S.

Лист № 17

всего листов 17

5 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

6 ГОСТ 8.551-86 Метрология – Государственный специальный эталон – Государственная

поверочная схема - Средства измерений – Коэффициент мощности – Электрическая .

7 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ

489.05, РиМ 489.06. Методика поверки. ВНКЛ.411152.046 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 метрологииФ.В.Булыгин

М.п.«____» _________2012 г.1

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
27793-06	Счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока статические	СОЭ-У-03	ФГУП "Сибирские приборы и системы", г.Омск	16 лет	Перейти
17352-98	Счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока трехфазные статические	ПСЧ-4 ТА	ЗАО "Дальневосточные сервисные торговые системы", г.Хабаровск	6 лет	Перейти
25085-03	Счетчики аэрозольных частиц	Монитор МК-93Б	ООО "Центр физико-механических измерений "МЕТ", г.Москва	1 год	Перейти
44259-10	Расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые	РАПИРА-ПВ	ЗАО "Когерент", г.Новосибирск	1 год	Перейти
25617-03	Счетчики электрической энергии трехфазные статические	Меркурий 230АМ	ООО "Инкотекс", г.Москва	10 лет	Перейти

Заказать поверкуСчетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06ГРСИ 49010-12

Заказать поверку
Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06
ГРСИ 49010-12