ГРСИ 51129-12: Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.07. Поверка

Приложение к свидетельству № 48032

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 14

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.07

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.07 (далее – счетчи-

ки) являются многофункциональными приборами и предназначены для измерения активной и

реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в трехфазных

четырехпроводных электрических цепях переменного тока промышленной частоты, а также

для дистанционного управления отключением / подключением абонента.

Счетчики РиМ 489.07 - трансформаторные универсальные счетчики.

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.

Счетчики определяют показатели качества электроэнергии - длительность прова-

лов/перенапряжений /отключения фазсогласно ГОСТ 13109-97,ГОСТ 51317.4.30-2008,

ГОСТ 21128-83: длительность провала напряжения ΔtП, величина остаточного напряжения

δUП, длительность перенапряжения ΔtПЕРU, напряжение прямой последовательности, ко-

эффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям.

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,

реактивной – с учетом направления), обрабатывается микроконтроллером пофазно. По полу-

ченным значениям мгновенной активной и реактивной мощности формируются накопленные

значения количества потребленной активной электрической энергии (импорт и экспорт), в том

числе потарифно, и учет реактивной энергии (по 4 квадрантам). Расположение квадрантов со-

ответствует геометрическому представлению С.1 ГОСТ Р 52425-2005.

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

485 (два независимых интерфейса, основной RS-485 и дополнительный RS-485-2, при нали-

чии) и оптопортом 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 реализуют дополнительную функцию – отдельный учет потребленной актив-

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

лее – УПМт).

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

порту. В качестве устройств АС могут использоваться устройства разработки ЗАО «Радио и

Микроэлектроника»,использующиедляобменаинформациейпротоколыобмена

ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например, маршрутизатор каналов связи РиМ

099.02.

Лист № 2

всего листов 14

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 предназначены как для считывания информации со счетчиков

(измерительной 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 УПМт,

задания параметров адресации по интерфейсам RS-485, RF, задания способа управления нагруз-

кой и других служебных параметров).

Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсу RF выполня-

ются с использованием программы Crowd_Pk.exe.

Считывание

информации и

конфигурирование счетчиков по интерфейсу RS-485 вы-

полняется с использованием программы Setting_Rm_489.exe.

Считывание информации по оптопорту выполняется с использованием программы Op-

toport.exe.

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

струкции, магнитных и оптических характеристик.

Счетчики оснащены клеммами для подключения резервного источника питания от 55

до 150 В (постоянного 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 оснащены дискретными входами/выходами с целью введения функции телеме-

ханики и

телесигнализации (2 изолированных входа IN1, IN2 и два выхода OUT1, OUT2

с

внутренним питанием 24 В). Дискретный выход OUT2 конфигурируется программным спосо-

бом для выполнения функции управления коммутацией нагрузки абонента.

Счетчики оснащены реле управления коммутацией нагрузки (далее - РУ). РУ счетчиков

предназначено для управления внешним устройством, выполняющим коммутацию нагрузки

(отключение/подключение абонента).

Отключение абонента

от сети выполняется автоматически в случае

превышения уста-

новленного порога мощности (далее - УПМк), если эта функция задана при конфигурирова-

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

Подключение абонента к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС по

интерфейсам 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 УПМк, разре-

шение на подключение от устройств АС не требуется, включение возможно при помощи КнУ или

автоматически (в зависимости от установок при конфигурировании счетчика) после снижения

мощностинагрузки ниже УПМк и не ранее, чем через 1 минутупосле отключения.

Управление коммутацией нагрузки абонента при помощи дискретного выхода OUT 2 вы-

полняется аналогично управлению нагрузки при помощи РУ.

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 кнопки управления (КнУ), в том числе при от-

Лист № 3

всего листов 14

сутствии сетевого напряжения. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Подсветка включает-ся

при помощи кнопки КнУ, отключается автоматически. Информация на дисплее счетчиков

отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По умолчанию – на русском

языке.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Таблица 1

Номи-

нальное

напряже-

ние, В

Включение

Посто-РУ

янная

счет-

чика

Штрих- Код

код по типа

EAN-13 счет-

чика

Условное

обозначе-

ние испол-

нениясчет-

чика

РиМ 489.07

Номи-

нальный/

макси-

мальный

ток, А

5/7,5

3х57,7

/ 100

Класс точно-

сти при изме-

рении актив-

ной/ реактив-

нойэнергии

0,5S / 1

С использо-

ванием

трансформа-

торов тока и

напряжения

36000Есть*

46071345 48907

11226

* Счетчики реализуют функцию РУ при помощи конфигурируемого выхода OUT2 и при помощи встроенно-

го РУ (при наличии).

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 (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.

Функциональные возможности счетчиков:

Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.

Таблица 2

Тарификация

Потарифно

Не тарифицируется

пофазно, суммарно

Наименование измеряемой величины

Энергия

активная (1 и 4 квадрант –импорт):

активная (2 и 3 квадрант - экспорт):

реактивная (по 4 квадрантам):

Удельная энергия потерь в цепях тока*

Мощность *

активная ( с указанием текущего положения вектора полной мощности):

пофазно, суммарно

реактивная мощность (с указанием текущего положения вектора полной

мощности):пофазно, суммарно

полная (по модулю)**** пофазно, суммарно

Максимальное значение средней активной мощности на программируемом

интервале в текущем отчетном периоде** (активная пиковая мощность, Ринт

макс)суммарно

Максимальное значение средней активной мощности на месячном интервале (за

прошедший отчетный период) (максимальная пиковая на РДЧ, Ррдч, )***

суммарно

Ток, среднеквадратическое (действующее) значение *пофазно

Фазное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение* пофазно

Лист № 4

всего листов 14

Тарификация

Наименование измеряемой величины

Линейное (междуфазное) напряжение, среднеквадратическое (действующее)

значение*пофазно

Частота питающей сети*

пофазно, суммарно

Коэффициент реактивной мощности цепи (tg φ)

Коэффициент мощности (cos φ)****

Показатели качества электроэнергии (ПКЭu, ПКЭf)

Длительность провалов/перенапряжений /отключения фаз****

Напряжение прямой последовательности ****

Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последова-

тельностям****

Температура внутри корпуса счетчика****

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

(50 периодов сетевого напряжения), частоты – 20 секунд, среднеквадратического (действующего)

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

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

*** С фиксацией даты и времени

**** Для технического учета

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.

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

определяется по формуле

S = SQRT (P

2

+ Q

2

),(1)

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.

Максимальное значениесредней активной мощности на программируемом

интервале в текущем отчетном периоде(активная пиковая мощность-Ринт макс)

определяется как максимальное значение из зафиксированных значений средней активной

мощности на программируемом интервале (Ринт) за текущий месяц.

Средняяактивнаямощностьнапрограммируемоминтервале(активная

интервальная мощность Ринт) определяется методом «скользящего окна» по формуле

Т

Ринт= 1/Т х ∫ Ртек dt,(2)

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 РДЧ- Р рдч)определяется как максимальное значение из

зафиксированных значений Ринт за прошедший месяц.

Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле

T

Wуд= (10

-3

/3600) х ∫ (I

2

) dt ,(3)

0

гдеWуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА

2

ч;

I–действующее(среднеквадратическое)значениетокасинтервалом

интегрирования 1 с;

Лист № 5

всего листов 14

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|,(4)

гдеtg φ расчетное значение коэффициента реактивной мощности цепи;

Q - значение текущей реактивной мощности, вар;

P –значение текущей активной мощности, Вт.

Коэффициент мощности cosφ определяется по формуле

cos φ = Р / SQRT (P

2

+ Q

2

),(5)

гдеcos φ -расчетное значение коэффициента мощности;

Q - значение текущей реактивной мощности, вар;

P –значение текущей активной мощности, Вт;

SQRT – функция, возвращающая квадратный корень числа.

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 (в том числе при отсутствии сетевого напряжения или резервного питания на

счетчике – только при помощи КнУ);

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

томатическое отключение подсветки по истечении заданного времени;

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

и оптопорту (см.

таблицу 3), скорость обмена не менее 1200 бит/с;

ж) синхронизация ЧРВ счетчиков по интерфейсам RF, RS-485 с использованием уст-

ройств АС;

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

уст-

ройств АС;

и) автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМк;

к)дистанционное управление отключением/подключением абонента:

- при помощи устройств АС по интерфейсу RF;

- при помощи устройств АС по интерфейсам RS-485;

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

Лист № 6

всего листов 14

л) 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;

м) ведение журналов:

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

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

программируемом интервале за прошедший отчетный перид (Ррдч) с датойи временем

фиксации, количество часов работы счетчика,продолжительность времениподачи

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, пере-

программирования служебных параметров и т.д. – не менее 5120 записей, в т.ч.:

-

журнал «Коррекций» - 1024 записи, 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 записи, фиксация времени перехода через порог и

возвращенияв нормузначения 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 записи,фиксациявремении

длительности провалов/перенапряжений/отключений.

-

журнал дискретных входов/выходов – 1024 записи, фиксация событий, связанных о

срабатыванием дискретных входов/выходов.

Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи

внешних программ.

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Направле-Параметр

ниеобмена

RF, RS- Опто-

485 порт

Передача

данных

Тип *

++

Заводскойномер*

++

Идентификатор ПО

++

Показания

Тарифицируемые

- текущие поактивнойэнергииимпорт (покаждомутарифу, суммарнопофазам) *

+ +

- наРДЧпо активнойэнергии импорт (покаждомутарифу, суммарнопофазам) *

+ +

Нетарифицируемые

текущие по активнойэнергииимпорт (пофазно)

+-

текущие поактивной энергииимпорт (суммарнопофазамитарифам)*

+ +

наРДЧ поактивной энергииимпорт (пофазно)

+-

Лист № 7

всего листов 14

Направле-Параметр

ниеобмена

RF, RS- Опто-

485 порт

Передача

данных

наРДЧпоактивной энергии импорт (суммарнопофазамитарифам)*

++

текущие поактивной энергииэкспорт (пофазно)

+ -

текущие поактивной энергииэкспорт (суммарнопофазам)

++

наРДЧ поактивной энергииэкспорт (пофазно)

+ -

наРДЧ поактивной энергииэкспорт (суммарнопофазам)

+ +

- текущие пореактивнойэнергииI квадранта (пофазно)

+ -

-

текущие пореактивнойэнергииI квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

наРДЧпо реактивнойэнергииI квадранта (пофазно)

+ -

-

наРДЧпореактивнойэнергии I квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

текущие пореактивнойэнергииII квадранта (пофазно)

+ -

-

текущие пореактивнойэнергииII квадранта (суммарнопофазам)*

+ +

-

наРДЧпо реактивнойэнергииII квадранта (пофазно)

+ -

-

наРДЧпореактивнойэнергии II квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

текущие пореактивнойэнергииIII квадранта (пофазно)

+ -

-

текущие пореактивнойэнергииIII квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

наРДЧпо реактивнойэнергииIII квадранта (пофазно)

+ -

-

наРДЧпореактивнойэнергии III квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

текущие пореактивнойэнергииIV квадранта (пофазно)

+ -

-

текущие пореактивнойэнергииIV квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

наРДЧпо реактивнойэнергииIV квадранта (пофазно)

+ -

-

наРДЧпореактивнойэнергии IV квадранта (суммарнопофазам) *

+ +

-

текущеезначениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (пофазно)

+ -

-

текущеезначениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (суммарнопофазам)*

+ +

-

значениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (пофазно) наРДЧ

+ -

-

значениеудельнойэнергиипотерь вцепитока (суммарнопофазам) наРДЧ*

+ +

-

текущаяактивная мощность (сознаком, пофазно) *

+ +

-

текущаяактивная мощность (сознаком, суммарнопофазам) *

+ +

-

текущаяреактивная мощность (сознаком, пофазно)

+ +

-

текущаяреактивная мощность (сознаком, суммарнопофазам)*

+ +

-

текущеемаксимальноезначениесреднейактивной мощностинапрограммируемом

+ +

интервалесуммарнопофазам (Ринтмакс)

- значениеактивной мощностинапрограммируемоминтервалезапрошедшийот-

++

четныйпериодсуммарнопофазамнаРДЧ (Ррдч)

- текущаяполная мощность (помодулю, пофазно)

++

- текущаяполная мощность (помодулю, суммарнопофазам)

++

- фазноенапряжение, среднеквадратическоезначение (пофазно)*

++

- линейное (междуфазное) напряжение, среднеквадратическоезначение*

+ -

-

ток, среднеквадратическоезначение (пофазно) *

++

- частотасети *

++

- текущеезначение tg φ (пофазно)

+ -

-

текущеезначение tg φ (суммарно) *

+ -

-

текущеезначение cos φ (пофазно)*

++

- текущеезначение cos φ (суммарно)*

++

- длительностьподачинекачественнойэлектроэнергиинаРДЧ*

+ -

-

показанияЧРВ *

++

- температуравнутрикорпусасчетчика

+ -

-

напряжение прямой последовательности

+ -

-

коэффициентынесимметриинапряженияпообратнойинулевойпоследовательно-

+ -

сти

Журналысчетчика

+-

Служебнаяинформация

- параметрысвязипоRF

+-

Лист № 8

всего листов 14

Направле-Параметр

ниеобмена

RF, RS- Опто-

485 порт

Передача

данных

- параметрытарификации

+-

- параметрыконтролякачествасети

+-

- адресирежимработыинтерфейсов RS-485*

+-

Прием

данныхи

команд

Корректировкаслужебнойинформации

- параметрысвязипоRF

+-

- адресирежимработыинтерфейсов RS-485

+-

- параметрыконтролякачествасети

+-

- параметрытарификации

+-

- синхронизацияЧРВ

+-

- параметрыбезопасности

+-

- параметрыиндикации

+-

Примечания

* - доступно для вывода на дисплей счетчика.

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 электронными пломбами.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.07: «Счетчик электрической энергии трех-

фазный статический РиМ 489.07 ТУ 4228-058-11821941-2011».

Фотография общего вида счетчиков с указанием места установки пломбы поверителя

приведена на рисунке 1.

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

РиМ 489.07

Программное обеспечение

Интегрированное программное обеспечение ПО записано в запоминающее

устройство

контроллера счетчика.

Встроенное ПО счетчика является метрологически значимым.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений А по МИ 3286-2010.

Место установки пломбы

поверителя

Лист № 9

всего листов 14

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.

Таблица 4

НаименованиеИдентификационное на-Номер версииЦифровойиденти-Алгоритм вычис-

программного именованиепрограммно- (идентификаци- фикатор программ-ления цифрового

обеспечения го обеспеченияонный номер) ного обеспечения идентификатора

программного (контрольная сумма программного

обеспечения исполняемого кода) обеспечения

РиМ 489.07

программа

РМ489Ø748907

03603*

CRC16

ВНКЛ.411152.046-04 ПО

* для исполненияс встроенным РУ, или21270 для исполнениябезвстроенного РУ

Метрологические и технические характеристики

Номинальный ток, А5

Максимальный ток, А7,5

Номинальное напряжение, В3х57,7 /100

Установленный рабочий диапазон фазного напряжения, Вот 51 до 67

Расширенный рабочий диапазон фазного напряжения, Вот 46 до 75

Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие фазного напряжения

1,7 U ном (110 В) без последующего ухудшения характеристик, ч , не менее 0,5

Номинальная частота, Гц 50

Trial точности при измерении активной/реактивной энергии0,5S /1

Стартовый ток, актив/реактив, мА,5/10

Постоянная счетчика, имп./(кВт·ч), имп./(квар·ч)36000

Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, ВА, не более0,1

Полная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, ВА, не более8,0

Активная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, Вт, не более1,5

Мощность, дополнительно потребляемая встроенными

модулями связи, ВА, не более3,0

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 дискретных входов

напряжение на дискретных входах, В24 ± 4,8

ток короткого замыкания, мА, не более 5

Характеристики дискретных выходов

выходное напряжение в состоянии 0, В, не более4,8 В,

выходное напряжение в состоянии 1, В, при токе нагрузки не более 30 мА24 ± 4,8

Характеристики РУ коммутируемый ток не более 2 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; 85

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-

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.

Лист № 10

всего листов 14

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.В15942.

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

Вт

вар

ВА

кВт

квар

кВА

А

Цена единицы старшего/младшего разряда

Привыводе При считывании по интерфейсам

на дисплей при помощи устройств АС

счетчикаRF, RS-485оптопорт

10

4

/ 0,00110

5

/ 0,00110

4

/ 0,001

10

4

/ 0,00110

5

/ 0,00110

4

/ 0,001

10

4

/ 0,110

4

/ 0,1*-

10

4

/ 0,110

4

/ 0,1*-

10

4

/ 0,110

4

/ 0,1*-

-10

2

/ 0,001**10

2

/ 0,001

-10

2

/ 0,001**10

2

/ 0,001

-10

2

/ 0,001**10

2

/ 0,001

10

1

/ 0,00110

3

/ 0,00110

1

/ 0,001

Активная энергия

Реактивная энергия

Активная мощность

Реактивная мощность

Полная мощность

Активная мощность

Реактивная мощность

Полная мощность

Ток, среднеквадратическое (дей-

ствующее) значение

Напряжение, среднеквадратиче-

ское (действующее) значение

В

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,00110

2

/ 0,01

Гц

кА

2

·

ч

10 / 0,01

10

4

/ 0,001

10 / 0,01

10

4

/ 0,001

10 / 0,01

10

4

/ 0,001

безразм.

10

3

/ 0,0001

10

3

/ 0,001

10

3

/ 0,0001

Частота сети

Удельная энергия потерь в цепях

тока

Коэффициент реактивной

мощности цепи (tg φ)

Коэффициент мощности (cos φ)

Показатели качества

электроэнергии ПКЭu, ПКЭf

безразм.

ч

мин

10

0

/ 0,001

10

2

/1

10

0

/1

10

0

/ 0,001

10

2

/ 1

10

0

/1

10

0

/ 0,001

10

2

/1

10

0

/1

Длительность

провалов/перенапряжений

/отключения фаз

-

10

3

/1

-

Период

сетевого

напряже-

ния

° С

-10 / 1

10 / 1

-

В

-

10

2

/ 0,001

-

Температура внутри корпуса

счетчика

Напряжение прямой

последовательности

Коэффициенты несимметрии

напряжения по обратной и

нулевой последовательности

%

-

10

1

/0,01

-

Примечания - * по интерфейсу RS-485;

** - по интерфейсу RF.

Лист № 11

всего листов 14

Показатели точности

1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчикисоответствуют требованиям точности ГОСТ Р 52323-2005 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 таблице 6.

2.2 Пределы допускаемой основной относительной погрешности δq при измерении Qтек

приведены в таблице 7.

2.3 Дополнительная погрешность, вызываемая изменениемвлияющих величин по

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

52425-2005 , не превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в

соответствии с

таблицей 6

ГОСТ Р 52323 при измерении Ртек, и ГОСТ

Р 52425-2005 при

измерении Qтек.

Таблица 6

Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек, Ринт,

Р инт макс, %

±1,9

±1,0

±0,7

±0,5

±1,9

±1,1

±0,6

±1,3

±0,9

±0,6

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

Таблица 7

Ток, от I ном

0,05

0,10

0,20

1,00

I макс

0,10

0,20

1,00

I макс

0,10

0,20

1,00

I макс

0,10

0,20

1,00

I макс

0,10

sin φ

1

инд0,5

емк 0,5

инд0,25

емк 0,25

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

±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

Лист № 12

всего листов 14

Ток, от I ном

0,20

1,00

I макс

sin φ

емк 0,25

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

±2,4

±1,6

3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале

(Ринт), максимального значения сердней активной мощности на программируемом

интервале (Ринт макс), средней активной мощности на РДЧ (Ррдч)

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

инт макс и Р рдч приведены в таблице 6.

3.2 Дополнительная погрешность, вызываемая изменениемвлияющих величин по

отношению к нормальным условиям, приведенным в ГОСТ Р 52323-2005, не превышает

пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 6

ГОСТ Р 52323-2005.

4 При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Пределыдопускаемойосновнойотносительнойпогрешностиприизмерении

среднеквадратических значений тока δI приведены в таблице 8.

Таблица 8

Ток, от Iном

0,1

0,2

1,0

I макс

Пределыдопускаемойотносительнойпогрешности приизмерениисреднеквадрати-

ческихзначенийтока, %

±0,54

±0,51

±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 измеряемыхсреднеквадратическихПределы допускаемой основнойотносительной

значенийфазного напряжения, В погрешности при измерениинапряжения, %

От 46 до 75±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 цепях тока

7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении удельной энергии

потерь в цепях тока приведены в таблице 10.

Таблица 10

Ток, от Iном

0,02

0,05

0,1

0,2

1,0

I макс

Пределыдопускаемойотносительнойпогрешности приудельнойэнергиипотерьв

цепяхтока, %

± 2,4

± 1,4

± 1,1

± 1,0

8 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg φ)

8.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении tg φ

указаны в таблице 11.

Лист № 13

всего листов 14

Таблица 11

Ток, от Iном

0,1

0,2

1,0

I макс

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

± 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 52323-2005, %;

SQRT – функция, возвращающая квадратный корень числа;

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 trial ± 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

Таблица 12

Обозначение

Количество

1 шт.

ВНКЛ.411152.046 РЭ

ВНКЛ.411152.046-01 ДИ

ВНКЛ.426487.030

Наименование

Счетчик электрической энергии трехфазный статиче-

ский РиМ 489.07

Паспорт

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

Терминал мобильный РиМ 099.01

Программа Crowd_Pk.exe

Программа Setting_Rm_489.exe

Программа Optoport.exe

1 экз.

*, **, ****

*,***,****

1 компл. *

*, ****

* поставляется по отдельному заказу.

** поставляется по требованию организаций, производящих ремонт и эксплуатацию счетчиков.

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

**** - поставляется на CD.

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

мобильного РиМ 099.01

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные ста-

тические РиМ 489.07. Методика поверки ВНКЛ.411152.046-01 ДИ с изменением 1», утвержден-

ному ГЦИ СИ «СНИИМ» 21 декабря 2012 года.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13.

Лист № 14

всего листов 14

Таблица 13

№ п/пНаименование

1Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности0,05

2Секундомер СО-СПР

3Универсальная пробойная установка УПУ-1М.

4Терминал мобильный РиМ 099.01

Метрологические характеристики

46-380 В, (0,01– 100)А,

ПГ ±(0,03–0,06)%.

(0,2 – 60) мин; цена деления 0,2 с;

ПГ ±1с/ч.

Испытательное напряжение до 10 кВ, по-

грешность установки напряжения не более

±10%;

Визуализация информации

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений приведен в документе «Счетчики электрической энергии трехфазные

статические РиМ 489.03, РиМ 489.04, РиМ 489.05, РиМ 489.06, РиМ 489.07. Руководство по экс-

плуатации ВНКЛ.411152.046 РЭ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам

электрической энергии трехфазным статическим РиМ 489.07

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

489.05, РиМ 489.06, РиМ 489.07.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 энергии.

3 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,5S и

0,2S.

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

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

5 ГОСТ 8.551-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Государствен-

ный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений электриче-

ской мощности и коэффициента мощности в диапазоне частот от 40 до 20000 Гц.

6 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ489.07. Методика поверки.

ВНКЛ.411152.046-01 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:rim@zao-rim.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФГУП «Сибирский государственный научно-исследовательский институт метрологии»,

регистрационный номер 30007-09

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

Тел.8(383) 210-16-18 e-mail:

evgrafov@sniim.nsk.ru

Ф.В. Булыгин

Заместитель Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

М.п.

«____» _________2013 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
23554-02	Счетчики холодной и горячей воды	MT50 QN, MST50 QN, M-T90 QN, MT50 QN-T	Фирма "Sensus Metering Systems a.s.", Словакия	4 года - для гор.воды; 6 лет - хол.	Перейти
82398-21	Счетчики газа бытовые	СГ-1	Акционерное общество Омское производственное объединение "Радиозавод имени А.С. Попова" (РЕЛЕРО) (АО ОмПО "Радиозавод им. А.С. Попова" (РЕЛЕРО)), г. Омск	12 лет	Перейти
31320-06	Анализаторы электрической сети и качества электроэнергии универсальные	System IWK	Фирма "Enetech Ing.-Buro Dr.Rosenhof", Германия	1 год	Перейти
33920-07	Счетчики электрической энергии статические однофазные	БИК-2	ЗАО "ЭНЕРГО", г.Красногорск	10 лет	Перейти
13332-92	Счетчики горячей воды	СКВГ 90-2/10	ОАО "Старорусприбор", г.Старая Русса	5 лет	Перейти

Заказать поверкуСчетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.07ГРСИ 51129-12

Заказать поверку
Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.07
ГРСИ 51129-12