Untitled document

Приложение к свидетельству № 48688

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 16

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Cчетчики электрической энергии трехфазные статические

РиМ 489.08, РиМ 489.09

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии трехфазные статические РиМ 489.08, РиМ 489.09 (да-

лее – счетчики) являются многофункциональными приборами, и предназначены для измере-

ния активной и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, пол-

ной) в трехфазных четырехпроводных электрических цепях переменного тока промышленной

частоты, а также для дистанционного отключения / подключения абонента (в зависимости от

исполнения). Счетчики имеют встроенный тарификатор и реализуют многотарифный учет ак-

тивной электрической энергии

.

Счетчики измеряют среднеквадратические значения фазных токов нагрузки, средне-

квадратических значений фазного и

линейного напряжения, частоту, удельную энергии по-

терь в

цепях тока, коэффициент реактивной мощности цепи (tg φ), коэффициент мощности

(cos φ).

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,

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

ченным значениям модуля мгновенной активной мощности формируются накопленные зна-

чения количества потребленной активной электрической энергии, в том числе потарифно,

учет реактивной энергии ведется с учетом направления – отдельно для 1 и 3 квадрантов (ин-

дуктивная энергия) и 2 и 4 квадрантов (емкостная энергия). Расположение квадрантов соот-

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

Счетчики оснащены гальванически развязанными цифровыми интерфейсами RF (ра-

диоканал) и PLC (по силовой сети) с внутренним питанием цепей интерфейсов для подклю-

чения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии и предна-

значены для эксплуатации как автономно, так и в составе автоматизированных систем кон-

троля и учета энергопотребления (далее – АС).

·

Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены устройством коммута-

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

матически в случае превышения установленного порога мощности (УПМк), при превышении

максимального тока счетчика более чем на 3-7 %, или дистанционно при помощи устройств

АС по интерфейсам PLC или RF.

Счетчики реализуют дополнительную функцию – отдельный учет потребленной актив-

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

лее – УПМт).

Счетчики размещаются непосредственно на опоре возле отвода воздушной линии к або-

ненту, в месте, недоступном для абонента, что исключает возможность скрытого подключе-

ния нагрузки.

Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RF и PLC.

Лист № 2

всего листов 16

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, что обеспечивает 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 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.

Считывание информации по интерфейсу RF выполняется также при помощи дисплея

дистанционного РиМ 040.03 различных исполнений (далее – ДД). ДД используется непосред-

ственно абонентом и выполняет функцию визуализации измерительной информации, считан-

ной со счетчика. ДД считывает информацию только с того счетчика, номер которого занесен в

ДД в процессе его конфигурирования. Питание ДД осуществляется от двух элементов пита-

ния типа АА 1,5 В или сетевого напряжения. Считанная информация сохраняется в энергоне-

зависимой памяти ДД и недоступна корректировке. Информация на дисплее ДД отображается

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

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

61107-2001 (IEC 61107),

интерфейсом RS-485, дискретными входами/выходами с целью для

обеспечения функций телесигнализации и телемеханики (2 изолированных входа и 2 выхода с

внутренним питанием 24 В), устройством подсветки дисплея и резервным источником пита-

ния.

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 УПМт,

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 помо-

щи кнопки управления ДД.

Измерительная информация в счетчиках 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,оснащенныеУКН,выполняюткоммутациюнагрузки

(отключение/подключение).Отключение абонента от сети выполняется автоматически (в

случае превышения УПМ) или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам

PLC или RF. Подключение абонента к сети выполняется при помощи устройств АС по ин-

терфейсам PLC или RF, или при помощи ДД (в том числе при отсутствии сетевого напряже-ния

у абонента). Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк,

разрешение на подключение не требуется, включение возможно после снижения мощности нагруз-ки

ниже УПМк ине ранее, чем через 1 минутупосле отключения.

Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.

Лист № 3

всего листов 16

Таблица 1

Базовый/

Условноемакси-

обозначение мальный

исполненияток, А

счетчика

Номинальное

напряжение, В

Класс точ-

ности при

измерении

активной

/реактивной

энергии

Количе- Интер-

ство та- фейсы

рифов/

н

т

ы

ар

х

и

з

ф

о

-

н

УКН Штрих-код поКод

EAN-13 типа

счет-

чика

РиМ489.085/100

3х220;230/

380;400

1 / 28/256

PLC, RF Есть

4607134511233 48908

РиМ489.095/100

3х220;230/

380;400

1 / 28/256

PLC, RF Нет

4607134511240 48909

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 интерфейсам RF или 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

Тарификация

пофазно, суммарно

пофазно,

Наименование измеряемой величины

Энергия

активная (помодулю):

реактивная индуктивная

(1 и3 квадрант):

суммарно

Потарифно

Не

тарифицируется

реактивная емкостная (2 и4 квадрант):пофазно, суммарноНе

тарифицируется

пофазно, суммарно

Удельная энергия потерь в цепитока*

Мощность*

активная (помодулю):

реактивная индуктивная(1 и3 квадрант):

реактивная емкостная (2 и4 квадрант):

полная (по модулю)****

пофазно,суммарно

пофазно, суммарно

Среднее значениеактивноймощностина программируемоминтервале** (активная

интервальная мощность, Ринт)суммарно

Максимальное значение средней активноймощностина месячноминтервале в

текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная мощность,

Ринтмакс)***суммарно

Максимальное значение средней активноймощностиза прошедщийотчетный

период (максимальная интервальная мощность на РДЧ, Ррдч)*** суммарно

Ток, среднеквадратическое (действующее) значение*

Фазное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение*

пофазно

Линейное (межфазное) напряжение, среднеквадратическое (действующее) значе-

ние*пофазно

Частота питающейсети*

Коэффициентреактивноймощностицепи (tg φ)

Коэффициентмощности(cos φ)****

пофазно, суммарно

Лист № 4

всего листов 16

Окончание таблицы 2

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

секунду (50 периодов сетевого напряжения), частоты – 20 секунд, среднеквадратического (дейст-

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

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

*** С фиксацией времени максимума.

**** Для технического учета.

Активная и реактивной 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)).

Средняяактивнаямощностьнапрограммируемоминтервале(активная

интервальная 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.

Максимальное значениесредней активной мощности на программируемом

интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная - Ринт макс)

определяется как максимальное значение из зафиксированных значений Ринт за текущий

месяц.

Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный

период (максимальная интервальная мощность на РДЧ - Ррдч) 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 ,(2)

0

гдеWуд – 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)

гдеcos φ – расчетное значение коэффициента мощности;

Лист № 5

всего листов 16

Q – измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;

P – измеренное значение текущей активной мощности, Вт.

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 и напряжение прямой по-

следовательности и коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последова-

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

Основные функциональные возможности счетчиков

а) сохранение в энергонезависимой памяти:

-измерительной информации (текущих значений) по всем измеряемым величинам (см

таблицу 2);

-установленныхслужебныхпараметров(тарифногорасписания,параметров

маршрутизации и др);

-защиту информации –пароль доступа и аппаратная защита памяти метрологических

коэффициентов;

б) самодиагностику – 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;

в) обмен данными с ДД и устройствами АС по интерфейсам RF и PLC (см. таблицу 3);

г) ретрансляцию данных и команд – счетчики могут использоваться как независимые

ретрансляторы по PLC и RF;

д) синхронизацию ЧРВ счетчиков по интерфейсам RF и PLC с использованием уст-

ройств АС;

е) конфигурирование счетчиков по интерфейсам RF и PLC с использованием устройств

АС;

ж)автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМ (РиМ 489.02);

з) дистанционное управление отключением/подключением абонента (РиМ 489.02):

- при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;

- при помощи устройств АС по интерфейсу RF;

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

ройств АС);

и) 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;

к) ведение журналов:

- 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;

Лист № 6

всего листов 16

- 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, комму-

тацией нагрузки абонента, перепрограммирования служебных параметров

и т.д. – не менее

5120 записей, в т.ч.:

-

коррекций - 1024 записи, фиксация изменений служебных параметров;

-

Вкл/Выкл(включений/выключений)-1024записи,фиксациявремени

включения/отключения сетевого питания и включений / отключений абонента ;

-

отклонений по tg φ - 1024 записей фиксация времени перехода через порог и возвра-

щенияв нормузначения tg φ;

-

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

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

-

провалов/перенапряжений - 1024 записей фиксация времени и длительности

провалов/перенапряжений/отключений.

При фиксации счетчиком событий, к которым относятся:

·

поступление сигнала на дискретные входы;

·

срабатывание УКН при превышении максимального тока счетчика

счетчик выступает в качестве инициатора связи с устройствами АС, посылая по интерфейсу RF

информацию о наступлении данного события. Сброс фиксации данного события в счетчике про-

изойдёт после принятия данного события устройствами АС.

Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи

внешних программ.

Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов счетчиков

Типинтерфейса

PLCRF

Направ-Параметр

ление

обмена

с устройст-с ДД

вамиАС

дисплей оптопорт,

RS-485

Передача

данных

Тип++++

Заводскойномер++++

ИдентификаторПО++ - -

Показания

Тарифицируемые

- текущие поактивнойэнергии (потарифно)++++

- на РДЧпоактивнойэнергии (потарифно)++++

- текущиепоактивнойэнергии (суммарнопотарифам)++ - -- на

РДЧпоактивнойэнергии (суммарнопотарифам)++ - -

Нетарифицируемые

текущие

поактивнойэнергии (пофазно)++--

текущие поактивнойэнергии (суммарнопофазам)++- +

trial поактивнойэнергии (пофазно)++--

наРДЧпоактивнойэнергии (суммарнопофазам)++- +

- текущие поиндуктивнойреактивнойэнергии (пофаз-++--

но)

Лист № 7

всего листов 16

Продолжение таблицы 3

Передача

данных

-текущие поиндуктивнойреактивнойэнергии (суммарно++++

пофазам)

- на РДЧ по индуктивной реактивной энергии (пофаз-++--

но)

-наРДЧпоиндуктивнойреактивнойэнергии (суммарно++++

пофазам)

- текущие поемкостной реактивнойэнергии (пофазно)++--

-текущие поемкостной реактивнойэнергии (суммарно++ + +

пофазам)

- наРДЧпоемкостнойреактивнойэнергии (пофазно)++-

-наРДЧпоемкостнойреактивнойэнергии (суммарно по++++

фазам)

- текущеезначениеудельнойэнергиипотерь вцепитока++--

(пофазно)

-текущеезначениеудельнойэнергиипотерь вцепитока++--

(суммарнопофазам)

- значение удельнойэнергиипотерь вцепитока (пофаз-++--

но) наРДЧ

- значение удельнойэнергиипотерь вцепитока (сум-++--

марнопофазам) наРДЧ

- текущаяактивнаямощность (помодулю, пофазно)++--

- текущаяактивнаямощность (помодулю, суммарнопо++ + +

фазам)

- текущаяреактивнаямощность (пофазно, с индикацией++--

индуктивная /емкостная)

- текущаяреактивнаямощность (суммарнопофазам, с++++

индикациейиндуктивная /емкостная)

-текущеезначениесреднейактивноймощностинапро-++++

граммируемоминтервалесуммарнопофазам (Ринтмакс)

- значениеактивноймощностинапрограммируемомин-++++

тервалесуммарнопофазам наРДЧ (Ррдч)

- текущаяполнаямощность (помодулю, пофазно)++--

- текущаяполнаямощность (помодулю, суммарнопофа-++ +-

зам)

- фазноенапряжение, среднеквадратичноезначение (по-++++

фазно)

-линейное (междуфазное) напряжение, среднеквадратич-++--

ноезначение

- ток, среднеквадратичноезначение (пофазно)++++

- частотасети++++

- текущеезначение tg φ (пофазно)++ - --

текущеезначение tg φ (суммарно)++ - --

текущеезначение cos φ (пофазно)++ - --

текущеезначение cos φ (суммарно)+++ --

длительность подачинекачественнойэлектроэнергии+++ -

наРДЧ

- показанияЧРВ++++

- температуравнутрикорпусасчетчика+++ -

Напряжение прямой последовательности++ - -

Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной++ - -и

нулевой последовательностям

Лист № 8

всего листов 16

Окончание таблицы 3

ПередачаЖурналысчетчика++--

данных

Служебная информация

- параметрысвязипоPLC + + - --

параметрысвязипо RF + + - -

- параметрытарификации (в.т.ч. значениеУПМт) + + + +

- параметрыконтролякачествасети + + - -

ПриемКорректировкаслужебнойинформации

данных и - параметровсвязипо PLC + + - -

команд

- параметровсвязипоRF + + - -

- параметрыконтролякачествасети + + - -

- параметрытарификациииуправленияУКН++--

Управле--подключениенагрузки++ +-

ние комму- - отключениенагрузки++--

тацией

- разрешениенаподключение++ +*-

нагрузки

Ретрансляцияданныхикоманд++--

* только считывание наличия или отсутствия разрешения на подключение, полученного от

устройств АС.

Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами А и R для активной и ре-

активной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов соот-

ветствуют

ГОСТ Р 52320-2005.

Внутренняя полость корпуса счетчиков заполнена герметиком. Степень защиты корпуса

IP65 по ГОСТ 14254-96. Корпус счетчиков пломбируется пломбами поверителя. Пломбирова-

ние счетчиков осуществляется навесными пломбами на выступах основания и крышки корпу-

са.

Счетчики оснащены дополнительными электрическими испытательными выходами.

Электрические испытательные выходы реализованы в виде устройства «Электрический испы-

тательный выход» ВНКЛ.426476.022 и предназначены для проведения поверки счетчиков при

измерении активной и реактивной энергии. Электрические испытательные выходы соответ-

ствуют требованиям ГОСТ Р 52320-2005, МЭК 62053-31 (1998).

Схема общего вида счетчиков с указанием места установки пломб поверителя приведе-

на на рисунках 1, 2.

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.08 без комплекта монтажных частей и ДД:

«Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.08 ТУ 4228-056-11821941-

2011».

Пример записи при заказе счетчика РиМ 489.09 с комплектом монтажных частей, ДД

РиМ 040.03-ХХ: «Счетчик электрической энергии трехфазный статический РиМ 489.09 ТУ

4228-056-11821941-2011 с ДД РиМ 040.03-ХХ, и комплектом монтажных частей».

Лист № 9

всего листов 16

Рисунок 1 – Фотография общего вида и место установки пломб поверителя счетчиков РиМ

489.08

Рисунок 2 – Фотография общего вида и место установки пломб поверителя счетчиков РиМ

489.09

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 при-

водит 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

обеспечивается методом вычисления контрольной суммы CRC16 метрологически значимой

Место установки пломб по-

верителя

(с двух сторон корпуса

)

Место установки пломбы

поверителя

(с двух сторон корпуса)

Лист № 10

всего листов 16

части ПО (являющейся также цифровым идентификатором метрологически значимой части

ПО) с отображением ее на дисплее МТ по запросу пользователя.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 4.

Таблица 4

Наименова-Идентификационное на-

Номер версии Цифровой иденти- Алгоритмвычис-

ние программ- именование программно- (идентифика- фи-каторпро-

ления цифрового

много обеспе- го обеспеченияци-онный но- граммного обеспе-

идентификатора

чения мер)про- чения (контрольная программного обес-

граммногосумма исполняемо- печения

обеспеченияго кода)

РиМ 489.08

программа

РиМ 489.09

программа

РМ489Ø84890822358CRC16

ВНКЛ.411152.044 ПО

РМ489Ø94890938807CRC16

ВНКЛ.411152.044-01 ПО

Метрологические и технические характеристики

Базовый ток, А5

Максимальный ток, А100

Номинальное напряжение, В3х220;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 (400 В) без последующего ухудшения характеристик, ч , не менее0,5

Номинальная частота, Гц50

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии1 /2

Стартовый ток, актив/реактив, мА,20/25

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

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

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

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

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

Максимальное расстояние между счетчиком и ДД

при считывании показаний, м, не менее25

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

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

Количество тарифов8

Количество тарифных зон, не более256

Характеристики УКН счетчиков РиМ 489.08 коммутируемый ток не более 100 А

при напряжении не более 264 В

Время сохранения данных, лет, не менее40

Масса, кг, не более1,5

Габаритные размеры, мм, не более160;165;90

Средняя наработка на отказ, ч, не менее180 000

Средний срок службы Тсл, лет, не менее30

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 влаж-

ности окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С.

Лист № 11

всего листов 16

Условияэксплуатацииустройства«Электрическийиспытательныйвыход»

ВНКЛ.426476.022: У4*

по ГОСТ 15150 69 – в помещении при температуре окружающего

воздуха

от 10 до 40 °С, верхнем значении относительной влажности окружающего воздуха 80

% при температуре 25 °С.

Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости,

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

электромагнитнойсовместимостиподтвержденосертификатомсоответствияРОСС

RU.АЯ79.В15910.

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 Присчитываниипри

дисплей ДДпомощи устройств АС по

интерфейсам

RFRF, PLC

10

5

/ 0,0110

5

/ 0,001

10

5

/ 0,0110

5

/ 0,001

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,001

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,001

10

2

/ 0,01 10

2

/ 0,001

10

2

/ 0,01 10

2

/ 0,001

Активная энергия

Реактивная энергия

Активная мощность

Реактивная мощность

Полная мощность

Ток, среднеквадратическое (дейст-

вующее) значение

Напряжение, среднеквадратическое

(действующее) значение

В

10

2

/ 0,0110

2

/ 0,001

10 / 0,01

10

4

/ 0,001

10

3

/ 0,0001

10

3

/ 0,0001

Частота сетиГц

Удельная энергия потерь в цепи

кА

2

·

ч

тока

Коэффициент реактивной мощности безразм.

цепи tg φ

Коэффициент мощности cos φбезразм.

Показатели качества электроэнергии ч

ПКЭu, ПКЭfмин

Длительность провалов/ч

перенапряжений /отключения фазмин

10

0

/ 0,001

10

2

1

10

2

1

10

0

/ 0,001

10

2

1

10

2

1

10 / 1

10

2

/ 0,001

Температура внутри корпуса° С10 / 1

счетчика

Напряжение прямой последователь- В-

ности

Коэффициенты несимметрии напря-%-

жения по обратной и нулевой после-

довательностям

10

2

/ 0,01

Показатели точности

1 При измерении энергии (активной и реактивной)

Счетчикисоответствуют требованиям точности ГОСТ Р 52322-2005 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

Лист № 12

всего листов 16

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 52322 и 8.5 ГОСТ Р 52425, не

превышает пределов для счетчиков соответствующего класса точности в соответствии с

таблицей 6 ГОСТ Р 52322 при измерении Ртек, и ГОСТ Р 52422 при измерении Qтек.

Таблица 6

Ток, отсos φ

Iб

0,10 1

1,00 1

3,00 1

I макс 1

0,20 инд 0,5

1,00 инд 0,5

3,00 инд 0,5

I макс инд 0,5

0,20 емк 0,8

1,00 емк 0,8

3,00 емк 0,8

I макс емк 0,8

Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек,

Ринт макс, Ррдч %

±1,4

±1,0

±1,4

±1,0

±1,2

±1,0

Таблица 7

sin φ

Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %

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

0,20

1,00

3,00

I макс

0,20

1,00

3,0

I макс

1

инд0,5

емк 0,5

инд0,25

емк 0,25

±2,2

±2,0

±2,2

±2,0

±2,2

±2,0

±3,1

±2,6

±2,5

±3,1

±2,6

±2,5

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

максимального значения средней активной мощности на программируемом интервале в

текущем отчетном периоде (Ринт макс) и средней активной мощности на РДЧ (Ррдч)

Лист № 13

всего листов 16

3.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Ринт, Ринт

макс и Ррдч приведены 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.

4 При измерении среднеквадратических значений тока

4.1 Пределыдопускаемойосновнойотносительнойпогрешностиприизмерении

среднеквадратических значений тока δ

I

приведены в таблице 8.

Таблица 8

Ток, отПределыдопускаемойотносительнойпогрешностиприизмерениисреднеквадратических

Iб значенийтока, %

0,1±0,54

0,2±0,51

1,0±0,50

3,0±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 измеряемыхсреднеквадратических

значенийфазного напряжения, В

От 140 до 264

Пределы допускаемойосновнойотносительнойпо-

грешности при измерении напряжения, %

± 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 в цепях тока

приведены в таблице 10.

Таблица 10

Ток, отПределыдопускаемойотносительнойпогрешности приизмеренииудельной энергии

Iб потерь в цепях тока, %

0,1±1,5

0,2±1,0

1,0±1,0

3,0±1,0

I макс±1,0

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)

гдеδtg – 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 таблице 11.

Лист № 14

всего листов 16

Таблица 11

Ток, отПределы допускаемой основной погрешности, при измерении tg φ, %, при считыва-

Iб нии показаний

0,2±3,5

1,0±3,0

3,0±3,0

I макс±3,0

дополнительныхпогрешностей при измерении tg φ

определяются по

8.2 Пределы

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,%;

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

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.

В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится

печатным способом.

РиМ489.08

1

РиМ489.09

1

5)

1

5)

Комплектность средства измерений

Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 12.

Таблица 12

Обозначение и наименование

Счетчикэлектрической энергии трехфазныйстатический РиМ

489.08 (РиМ 489.09)

Паспорт

Дисплей дистанционный РиМ040.03-ХХ

5)

Комплект монтажныхчастей

Электрический испытательный выходВНКЛ.426476.022

ТерминалмобильныйРиМ 099.01

6)

Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.045 РЭ

Методика поверкиВНКЛ.411152.045 ДИ

*

*, **, ****

*,***, ****

*

*, **, ****

*,***, ****

* 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);

-комплектоммонтажных частей. В комплекте монтажных частейзажим анкерный

DNS123- 1 шт.,

и (или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIW15.1- 4 шт, и

(или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIW11.1- 1 шт. Допускается исполь-

Лист № 15

всего листов 16

зовать зажимы других типов с аналогичными техническими характеристиками. Номенклатура

комплекта поставки - количество поставляемых зажимов, исполнение ДД – по требованию за-

казчика;

- устройством «Электрический испытательный выход» ВНКЛ.426476.022.

6) программы Crowd_Pk.exe, Setting_Rm_489.exe, Optoport.exe в составе Терминала мо-

бильного РиМ 099.01.

Поверка

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

тические РиМ 489.01, РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Методика поверки ВНКЛ.411152.045

ДИ», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ 31 октября 2011 года с изменением № 3 16.10.2012 г.

Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13.

Таблица 13

№ п/пНаименованиеМетрологические характеристики

220/380 В, (0,01– 100)А, ПГ ±(0,3–0,6)%.

1Установка УППУ-МЭ3.1, класс точно-

сти 0,05

2Секундомер СО-СПР

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

3Универсальнаяпробойнаяустановка

УПУ-1М.

4Модем технологический РМ 056.01-01

5Терминал мобильный РиМ 099.01

Испытательное напряжение до 10 кВ, погреш-

ность установки напряжения не более ±10%;

Считывание информации со счетчиков

Визуализация информации

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений приведен в документе «Счетчики электрической энергии трехфазные

статические РиМ 489.01, РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Руководство по эксплуатации

ВНКЛ.411152.045 РЭ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам

электрической энергии трехфазным статическим РиМ 489.08, РиМ 489.09

1«СчетчикиэлектрическойэнергиитрехфазныестатическиеРиМ489.01,

РиМ 489.02, РиМ 489.08, РиМ 489.09. Технические условия ТУ-4228-056-11821941-2011».

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 то-

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

и 2.

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 Метрология – Государственный специальный эталон – Государственная

поверочная схема - Средства измерений – Коэффициент мощности – Электрическая .

6 «Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 489.01, РиМ 489.02,

РиМ 489.08, РиМ 489.09. Методика поверки. ВНКЛ.411152.045 ДИ».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Лист № 16

всего листов 16

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 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 метрологииБулыгин Ф.В.

М.п.«____» _________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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