Приложение к свидетельству № 50720/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 181.01, РиМ 181.02,
РиМ 181.03, РиМ 181.04, РиМ 181.05, РиМ 181.06, РиМ 181.07, РиМ 181.08
Назначение средства измерений
Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 181.01, РиМ 181.02,
РиМ 181.03, РиМ 181.04, РиМ 181.05, РиМ 181.06, РиМ 181.07, РиМ 181.08 (далее - счетчики)
являютсямногофункциональными приборами, и предназначены для измерения активной
и реактивной электрической энергии и мощности (активной, реактивной, полной) в однофазных
двухпроводных 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 активной электрической
энергии.
Счетчики измеряют среднеквадратические значения напряжения и тока нагрузки, частоту,
коэффициент мощности cos φ, удельную энергию потерь в цепи тока.
Описание средства измерений
Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных
сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП.
Остальные параметры, измеряемые счетчиком, определяются расчетным путем по измеренным
значениям тока, напряжения и частоты сети.
Цифровой сигнал, пропорциональный мгновенной мощности (активной - по модулю,
реактивной - с учетом характера нагрузки, емкостного или индуктивного), обрабатывается
микроконтроллером. По полученным значениям модуля мгновенной активной мощности
формируются накопленные значения количества потребленной активной электрической энергии,
в том числе потарифно, учет реактивной энергии ведется с учетом направления - отдельно для 1
и 3 квадрантов (при индуктивном характере нагрузки, далее - индуктивная) и 2 и 4 квадрантов
(при емкостном характере нагрузки, далее - емкостная). Расположение квадрантов соответствует
геометрическому представлению С.1 ГОСТ Р 52425-2005.
Счетчики реализуют дополнительную функцию - отдельный учет потребленной активной
электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности в
соответствии с установленным тарифным расписание (далее - УПМт).
Счетчики оснащены гальванически развязанными цифровыми интерфейсами RS-485,
оптопортом и PLC (по силовой сети) в зависимости от исполнения (см. таблицу 1) для
подключения к информационным сетям автоматизированных систем учета электроэнергии и
предназначены для эксплуатации как автономно, так и в составе автоматизированных систем
контроля и учета энергопотребления (далее - АС).
В качестве устройств АС могут использоватьсяустройства разработки ЗАО «Радио
иМикроэлектроника»,использующиедляобмена информациейпротоколыобмена
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
конфигурирования счетчиков по всем вышеназванным интерфейсам (с учетом функциональных
возможностей интерфейсов, см. таблицу 3) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01
(далее - МТ), представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных
средств для подключения к интерфейсам счетчиков и соответствующих программных продуктов.
Информация, считанная со счетчиков (значения измеряемых величин, заводские номера, параметры
адресации и другие служебные параметры), отображается на мониторе МТ в рабочем окне
соответствующей программы.
Лист № 2
Всего листов 15
Интерфейсы RS-485 и PLC 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. задания
тарифного расписания, активирования функции отдельного учета при превышении УПМт,
задания параметров адресации по интерфейсам PLC, RS-485 и других служебных параметров).
Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсу PLC выполняется
с использованием программы Crowd_Pk.exe. Считывание информации и конфигурирование
счетчиков по интерфейсу RS-485 выполняется с использованием программы Setting_Rm_181.exe.
Интерфейс PLC счетчика соответствует требованиям электромагнитной совместимости
ГОСТ Р 51317.3.8-99, пп.5.2, 6.1.2 б.
Оптопорт счетчиков соответствует ГОСТ Р МЭК 61107-2001 в части конструкции,
магнитных и оптических характеристик, и предназначен только для считывания информации.
Считывание информации по оптопорту выполняется с использованием программы Optoport.exe.
Счетчики, оснащенные интерфейсом PLC (в зависимости от исполнения, см. таблицу 1)
выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим Стоп-
кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейу PLC счетчика.
Счетчики, в зависимости от варианта исполнения (см. таблицу 1) оснащены устройством
коммутации нагрузки абонента (далее - УКН).
Отключение абонента от сети выполняется автоматически в случае превышения
максимального тока счетчика на 3-5 %, при превышении установленного порога мощности для
отключения нагрузки (далее - УПМк), если эта функция заданапри конфигурировании
счетчика, или дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RS-485.
Подключение абонента к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС
по интерфейсам PLC или RS-485.
Подключение абонента возможно также при помощи кнопкиуправления (далее - КнУ),
расположенной на лицевой поверхности счетчикапри наличии разрешения, полученного от
устройств АС.Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк,
разрешениенаподключениеот устройствАС нетребуется.
Дисплей счетчиков выполнен на многофункциональном жидкокристаллическом индикаторе,
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. При отсутствии сетевого напряжения данные
выводятся на дисплей нажатием КнУ. Дисплей счетчиков снабжен подсветкой. Подсветка
включается при помощи кнопки КнУ только при наличии сетевого напряжения, отключается
автоматически. Информация на дисплее счетчиковотображается на языке, определяемом
в договоре на поставку. По умолчанию - на русском языке.
Счетчики оснащены электрическим испытательным выходом ТМ, предназначенным для
проведения поверки счетчиков при измерении активной и реактивной энергии. Конфигурирование
испытательного выхода по виду измеряемой энергии (активной или реактивной) или в состояние
для контроля технологического параметра ТМ ЧРВ выполняется программно. Электрический
испытательный выход соответствует требованиям ГОСТ Р 52320-2005, МЭК 62053-31 (1998).
Счетчики оснащены индикатором функционирования ТМ, который конфигурируется
одновременно с конфигурированием испытательного выхода ТМ.
Счетчики оснащены электронной пломбой клеммной крышки (ЭПлК), состояние которой
отображается в журнале и на дисплее счетчика.
Основные характеристики счетчиков приведены в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 15
ЗАО «Радио и
Микроэлектроника»
Таблица 1
Условное
обозначение
исполнения
счетчика
Базовый/
макси-
мальный
ток, А
нерги
Штрих-кодпо Код
EAN-13 ** типа
счет-
чика
РиМ 181.01
5 / 80
КлассточностиИнтерфейсыУКН
приизмерении
активной /
Опто- PLC RS-485
реактивной
порт
э1
/
2*
и+-+
нет
4607134511257 /18101
4627084520017
РиМ 181.025/ 801 / 2*
+-+есть
РиМ 181.035 / 801 / 2*
+++нет
РиМ 181.045/ 801 / 2*
+++есть
РиМ 181.055 / 801 / 2
+-+нет
РиМ 181.065/ 801 / 2
+-+есть
РиМ 181.075 / 801 / 2
+++нет
4607134511264 /18102
4627084520024
4607134511271 /18103
4627084520031
4607134511288 /18104
4627084520048
4607134511295 /18105
4627084520055
4607134511301 /18106
4627084520062
4607134511318 /18107
4627084520079
РиМ 181.085/ 80
1 / 2+
++есть
4607134511325 /18108
4627084520086
/ код для предприятия
* для технического учета
** код для предприятия
ООО «РИМ-РУС»
Количество тарифов и тарифное расписание счетчиков задаются встроенным тарификатором,
имеющим часы реального времени (далее ЧРВ). Количество тарифов и тарифное расписание,
а также перечень значений измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей счетчика,
доступны для установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте
эксплуатации счетчиков по интерфейсам RS-485 и PLC (см. таблицу 3).
Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная информация
(результаты самодиагностики, время включения и выключения, корректировки служебных
параметров, время фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых
величин на расчетный день и час (далее - РДЧ) и др.).
Измерительная и служебная информация в счетчике недоступна для корректировки при
помощи внешних программ, в том числе при помощи программ конфигурирования счетчиков, и
сохраняется в энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии сетевого напряжения.
Функциональные возможности счетчиков:
Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.
Тарификация
Потарифно
Не тарифицируется
Не тарифицируется
Таблица 2
Наименование измеряемой величины
Энергия
4)
активная (по модулю)
реактивная (индуктивная) (1 и 3 квадрант)
реактивная (емкостная) (2 и 4 квадрант)
Мощность*,
4)
активная (по модулю)
реактивная (индуктивная) (1 и 3 квадрант)
реактивная (емкостная) (2 и 4 квадрант)
полная***
Лист № 4
Всего листов 15
Окончание таблицы 2
Наименование измеряемой величиныТарификация
Среднее значение активной мощности на программируемом интервале
(активная интервальная мощность, Ринт) **
Максимальное значение средней активной мощности на программируемом
интервале в текущем отчетном периоде (текущая максимальная интервальная
мощность, Ринт макс)
Максимальное значение средней активной мощности за прошедщий отчетный
период (максимальная интервальная мощность на РДЧ, Ррдч)
Ток, среднеквадратическое (действующее) значение *
Удельная энергия потерь в цепи тока ***
Напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение*
Коэффициент мощности cos φ ***
Частота питающей сети*
Температура внутри корпуса счетчика ***
* Время интегрирования значений (период измерения) напряжений, токов, мощностей,
частоты составляет 1 секунду (50 периодов сетевого напряжения).
** Длительность интервала интегрирования программируется (устанавливается из ряда: 1,
2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 минут).
*** Для технического учета.
4)
метрологические параметры при измерении реактивной энергии и мощности
нормируются в зависимости от исполнения, см. таблицу 1.
Активная и реактивная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее - текущая
мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно), определяются как энергия,
потребленная за 1 с (активная и реактивная соответственно).
Полная мощность с периодом интегрирования 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.
Средняя активная мощность на программируемом интервале (активная интервальная
мощность) определяется методом «скользящего окна» по формуле
Т
Ринт= 1/Т х ∫ Ртек dt,(2)
0
где Ринт - расчетное значение средней активной мощности;
Pтек -значение текущей активной мощности, Вт;
Т - значение 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.
Лист № 5
Всего листов 15
Коэффициент мощности cosφ определяется по формуле
cos φ = Р / SQRT (P
2
+ Q
2
),(3)
гдеcos φ -расчетное значение коэффициента мощности;
Q - измеренное значение текущей реактивной мощности, вар;
P - измеренное значение текущей активной мощности, Вт.
Удельная энергия потерь в цепи тока определяется по формуле
T
Wуд= (10
-3
/3600) х ∫ (I
2
) dt ,(4)
0
где Wуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепи тока, кА
2
ч;
I-действующее (среднеквадратичное) значение тока с интервалом интегрирования 1 с;
T - продолжительность работы счетчика, с.
Основные функциональные возможности счетчиков
а) сохранение в энергонезависимой памяти
- измерительной информации по всем измеряемым величинам (см таблицу 2);
-установленных служебных параметров (тарифного расписания, параметров маршрутизации
и др);
б) -защита информации - 1 уровень паролей 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 на счетчике;
г)подсветка дисплея;
д) самодиагностика - счетчики формируют и передают код режима работы (статус),
отражающий характеристики тарифного расписания и отображения информации, исправности
ЧРВ. События, связанные с изменением статуса, регистрируются в соответствующем журнале
счетчика с указанием времени наступления события;
е) обмен данными с устройствами АСпо интерфейсамRS-485, PLC и оптопорту
(см. таблицу 3), скорость обмена не менее 1200 бит/с;
ж) ретрансляция данных и команд - счетчики могут использоваться как независимые
ретрансляторы по PLC;
з)синхронизация ЧРВ счетчиков по интерфейсам RS-485, PLC с использованием
устройств АС;
и) конфигурирование счетчиков по интерфейсамRS-485, PLC с использованием
устройств АС;
к) автоматическое отключение абонента от сети по превышению УПМк (в зависимости
от исполнения, см. таблицу 1);
л) дистанционное управление отключением/подключением абонента (в зависимости
от исполнения, см. таблицу 1):
- при помощи устройств АС по интерфейсу PLC;
- 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.
Лист № 6
Всего листов 15
б)сохранение показаний на РДЧ в «Месячномжурнале» за месяц, 36 записей
(36 месяцев):
-
активной энергии по каждому из используемых тарифов на РДЧ;
-
реактивной энергии на РДЧ (емкостная);
-
реактивной энергии на РДЧ (индуктивная);
-
максимальное значение средней активной мощности на программируемом
интервале на РДЧ;
-
дата и время фиксации максимума активной интервальной мощности;
-
количество часов работы счетчика.
в)сохранение показаний в «Суточном журнале» за прошедшие сутки на расчетный
час, 31 запись, в т.ч:
-активной энергии по каждому тарифу;
-реактивной энергии (емкостная);
-реактивной энергии (индуктивная);
-удельной энергии потерь в цепи тока.
г)ведение журнала «Профиль мощности» с интервалом 15, 20, 30, 60 минут,
не менее 1536 записей на 30 минутном интервале (32 дня)
.
В профиль включено количество потребленной активной энергии на выбранном
интервале (интервальная активная энергия) (по модулю).
д)счетчики ведут журналы событий, в которых отражены события, связанные
с отсутствием напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммирования служебных
параметров - не менее 2048 записей, в т.ч.:
-
журнал «Коррекций» - 1536 записей: наименование изменяемого параметра
в счетчике, новое значение параметра, состояние ЭПлК (вскрытие клеммной крышки),
результат самодиагностики счетчика в виде числового значения статуса, в том числе сбой или
отказ ЧРВ (таймера);
-
журнал «Вкл/Выкл» - 512 записей: включение/отключение напряжения сети,
включение/отключение нагрузки (только для счетчиков, оснащенных УКН, см. таблицу 1).
Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи
внешних программ.
RS-485, PLCОпто-
порт
++
++
+ -++
Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов
Направ- Параметр
ление
обмена
Передача Тип *
данныхЗаводской номер *
Идентификатор ПО
Версия счетчика *
Показания
Тарифицируемые
- текущие по активной энергии (по каждому тарифу) *
- на РДЧ по активной энергии (по каждому тарифу) *
+ +
+ +
Лист № 7
Всего листов 15
RS-485, PLCОпто-
порт
++
++
++
++
++
++
++
+ +
+ +
+ +
+ +
++
+ -+
-++
++
++
++
++
+ -+
-
+-
+-
+ +
+-
+-
+ +
+-
Продолжение таблицы 3
Направ- Параметр
ление
обмена
Нетарифицируемые
-текущие по активной энергии (суммарно по тарифам)*
-текущие по индуктивной реактивной энергии *
-на РДЧ по индуктивной реактивной энергии *
-текущие по емкостной реактивной энергии *
-на РДЧ по емкостной реактивной энергии *
- текущая активная мощность (по модулю) *
- текущая реактивная мощность (с индикацией
индуктивная /емкостная) *
-текущая полная мощность*
-текущее значение максимума средней активной мощности
на программируемом интервале (Ринт макс)*
-дата, время фиксации Р инт макс*
-максимальное значение активной мощности на
программируемом интервале на РДЧ (Ррдч)*
-дата, время фиксации Р рдч*
-текущее значение удельной энергии потерь в цепи тока *
- значение удельной энергии потерь на РДЧ *
- напряжение, среднеквадратичное значение *
- ток, среднеквадратичное значение *
- частота сети *
- коэффициент мощности *
- температура внутри корпуса счетчика
-показания ЧРВ *
-показания в режиме СК ***
Журналы счетчика
Служебная информация
- параметры связи по PLC
-адрес и режим работы RS-485*,**
- параметры тарификации
- значение РДЧ *
- текущая настройка выхода ТМ
- статус ЭПлК*
-напряжение (состояние) батарейки
ПриемКорректировка служебной информации
данных
и команд - параметров связи по PLC
- настройка ТМ по виду энергии
- адреса и режима работы интерфейса RS-485 **
- значение РДЧ
- параметров тарификации (в том числе значение УПМк)
- синхронизация ЧРВ
- параметры безопасности
- параметры вывода на индикацию
- разрешение на подключение*
+-
+-
+-
+-
+-
+-
+-
+-
+-
Лист № 8
Всего листов 15
Окончание таблицы 3
Направ-ПараметрRS-485, PLCОпто-
ление порт
обмена
Управ--подключение нагрузки+-
ление- отключение нагрузки*+-
комму-
тацией
нагрузки
Ретранс-+***-
ляция
данных
и команд
* - доступно для вывода на дисплей счетчика. Остальное - только по интерфейсам
в зависимости от вариантов исполнения.
** - только по интерфейсу RS-485.
*** - по интерфейсу PLC
Степень защиты корпуса IP51 по ГОСТ 14254-96. Корпус счетчиков пломбируется
пломбой поверителя. Пломбирование счетчиков осуществляется навесной пломбой на выступах
основания и крышки корпуса.
Конструкция счетчиков предусматривает крепление на винтах и на DIN- рейку.
Примеры записи при заказе счетчика РиМ 181.03:
Счетчик электрической энергии однофазный статическийРиМ 181.03 ТУ4228-057-11821941-2012.
Счетчик электрической энергии однофазный статический РиМ181.03 ТУ4228-057-11821941-2012
с креплением на DIN-рейку.
Фотография общего вида счетчиков с указанием места установки пломбы поверителя
приведена на рисунках 1, 2.
Рисунок 1 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков
РиМ 181.08 производства ЗАО «Радио и Микроэлектроника»
Место установки
пломбы поверителя
Лист № 9
Всего листов 15
Рисунок 2 - Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков
РиМ 181.03 производства ООО «РИМ-РУС»
Программное обеспечение
Интегрированное программное обеспечение (ПО) счетчика сохраняется в постоянном
запоминающем устройстве контроллера счетчика. Считывание исполняемого кода из счетчика
и его модификация с использованием интерфейсов счетчика невозможны. Защита выполнена
аппаратно, корпус счетчика опломбирован пломбой поверителя.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 4.
Таблица 4
Наименование Идентификационное
программного наименование
обеспеченияпрограммного
обеспечения
РиМ 181.01РМ181Ø1
программаВНКЛ.411152.047 ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Не используется
РиМ 181.02РМ181Ø2
программаВНКЛ.411152.047-01 ПО
РиМ 181.03РМ181Ø3
программаВНКЛ.411152.047-02 ПО
РиМ 181.04РМ181Ø4
программаВНКЛ.411152.047-03 ПО
РиМ 181.05РМ181Ø5
программаВНКЛ.411152.047-04 ПО
Номер версии Цифровой
(идентифика- идентификатор
ционныйномер) программного
программного обеспечения
обеспечения(контрольная сумма
исполняемого кода)
18101 v1.00Исполняемый код
и выше защищен от
считывания и
модификации
18102 v1.00
и выше
18103 v1.00
и выше
18104 v1.00
и выше
18105 v1.00
и выше
Место установки
пломбы поверителя
Лист № 10
Всего листов 15
Окончание таблицы 4
Наименование Идентификационное
программного наименование
обеспеченияпрограммного
обеспечения
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения
(контрольная сумма
исполняемого кода)
РиМ 181.06РМ181Ø6
программаВНКЛ.411152.047-05 ПО
Номер версии
(идентифика-
ционный
номер)
программного
обеспечения
18106 v1.00
и выше
Исполняемый код
защищен от
считывания и
модификации
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
Неиспользуется
РиМ 181.07РМ181Ø7
программаВНКЛ.411152.047-06 ПО
РиМ 181.08РМ181Ø8
программаВНКЛ.411152.047-07 ПО
18107 v1.00
и выше
18108 v1.00
и выше
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений - А по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Максимальный ток, Асм. таблицу 1
Номинальное напряжение, В230
Установленный рабочий диапазон напряжения, Вот 198 до 253
Расширенный рабочий диапазон напряжения, Вот 140 до 280
Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие напряжения
1,7 U
ном
(400 В), без последующего ухудшения характеристик, ч, не менее0,5
Номинальная частота, Гц50
Класс точности при измерении активной/реактивной энергиисм. таблицу 1
Стартовый ток, при измерении активной энергии, мА20
Стартовый ток, при измерении реактивной энергии, мА25
Постоянная счетчика, имп./(кВт·ч), имп./(квар·ч)4000
Мощность, потребляемая в цепи напряжения счетчика:
- полная мощность, ВА, не более 4,0
- активная мощность, Вт, не более 1,5
Полная мощность, потребляемая в цепи тока, ВА, не более0,1
Активная мощность, дополнительно потребляемая встроенными
модулями связи, Вт, не более3,0
Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее100
Время сохранения данных, лет, не менее40
Суточный ход ЧРВ, с/сут, не более0,5
Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, лет, не менее16
Характеристики тарификатора
Количество тарифов8
Количество тарифных зон256
Таблица праздничных дней (для тарифного расписания)16
Таблица переноса дней (для тарифного расписания)16
Характеристики УКН счетчиков
коммутируемый ток не более 80 А при напряжении не более 253 В
коммутируемый ток не более 75 А при напряжении не более 264 В
Лист № 11
Всего листов 15
Масса, кг, не более0,7
Габаритные размеры, мм, не более167(193) х 128 х 55
Установочные размеры, мм92 х (110-140)
или на DIN-рейку
Средняя наработка до отказа То, ч, не менее180000
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 излучения
и атмосферных осадков, при температуре окружающего воздуха от минус 40 до 70 °С, верхнем
значении относительной влажности воздуха 100 % при температуре окружающего 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
контрастностидисплеясчетчиков,приэтомметрологическиеифункциональные
характеристики счетчиков сохраняются.
Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости,
установленным ГОСТ Р 52320-2005. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и
электромагнитной совместимости подтверждено сертификатами соответствия РОССRU. АЯ79.В15950
и РОСС RU. АЯ79.В15951.
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
Активная энергия
Реактивная энергия
Активная мощность
Реактивная мощность
Полная мощность
Основ-
ная
единица
кВт
·
ч
квар
·
ч
Вт
кВт
вар
квар
ВА
кВА
А
Цена единицы старшего/младшего разряда
При выводе При считывании по интерфейсам
на дисплей
ОптопортPLCRS-485
10
5
/ 0,0110
5
/ 0,0110
5
/ 0,001 10
5
/ 0,001
10
5
/ 0,0110
5
/ 0,0110
5
/ 0,001 10
5
/ 0,001
10
4
/ 0,1
10
4
/ 0,0110
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
10
4
/ 0,1
10
4
/ 0,0110
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
10
4
/ 0,1
10
4
/ 0,0110
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
10
1
/ 0,0110
1
/ 0,0110
1
/ 0,001 10
1
/ 0,001
В
10
2
/ 0,0110
2
/ 0,0110
2
/ 0,0110
2
/ 0,01
Гц
безразм
кА
2
ч
10
1
/ 0,0110
1
/ 0,0110
1
/ 0,0110
1
/ 0,01
1 / 0,011 / 0,011 / 0,0011 / 0,001
10
5
/ 0,0110
5
/ 0,0110
5
/ 0,001 10
5
/ 0,001
Ток, среднеквадратическое
(действующее) значение
Напряжение,
среднеквадратическое
(действующее) значение
Частота сети
Коэффициент мощности cosφ
Удельная энергия потерь в цепи
тока
Температура внутри корпуса
счетчика
° С
-10
1
/ 110
1
/ 110
1
/ 1
Лист № 12
Всего листов 15
Показатели точности
1 При измерении энергии (активной и реактивной)
Счетчики соответствуют требованиям точности ГОСТ Р 52322-2005 при измерении
активной энергии, и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии (в зависимости
от варианта исполнения).
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
(в зависимости от варианта исполнения) приведены в таблице 7.
2.3 Дополнительныепогрешности,вызываемыеизменениемвлияющихвеличин
по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005 и 8.5
ГОСТ Р 52425-2005, не превышают пределов для счетчиков соответствующего класса точности
в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322-2005 при измерении Ртек, и таблицей 8
ГОСТ Р 52425-2005 при измерении Qтек.
Пределы допускаемой основной погрешности при измерении Ртек,
Ринт макс, Р рдч %
Таблица 6
Ток, от Iбсos φ
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 7
Ток, от I sin φПределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %
б
0,10 1 ±2,2
1,00 1 ±2,0
I макс 1 ±2,0
0,20 инд 0,5 ±2,2
1,00 инд 0,5 ±2,0
I макс инд 0,5 ±2,0
0,20 инд 0,5 ±2,2
1,00 емк 0,5 ±2,0
I макс емк 0,5 ±2,0
0,20 инд 0,25 ±3,1
1,00 инд 0,25 ±2,6
I макс инд 0,25 ±2,5
0,20 емк 0,25 ±3,1
1,00 емк 0,25 ±2,6
I макс емк 0,25 ±2,5
Лист № 13
Всего листов 15
3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Р инт),
максимальной средней активной мощности на программируемом интервале за текущий период
(Ринт макс) и максимальной средней активной мощности на программируемом интервале
на РДЧ (Р рдч)
3.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении Р инт,
Р инт макс и Р рдч приведены в таблице 6.
3.2 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по
отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005, не превышают
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, от Iб
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении
среднеквадратических значений тока, %
0,1
0,2
1,0
I макс
±2,0
±1,0
±1,0
±1,0
5 При измерении среднеквадратических значений напряжения
5.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратических
значений напряжения приведены в таблице 9.
Таблица 9
Диапазон измеряемых среднеквадратических
значений фазного напряжения, В
От 140 до 280
Пределы допускаемой основной
относительной погрешности 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 основной относительной погрешности при измерении удельной
энергии потерь в цепи тока δ
I
приведены в таблице 10
Таблица 10
Ток, от Iб
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении
среднеквадратических значений тока, %
0,1
0,2
1,0
I макс
±4,0
±2,0
±2,0
±2,0
8 При измерении температуры внутри корпуса счечтика
8.1 Пределы абсолютной погрешности при измерении частоты напряжения сети ± 5 ° С.
8.2 Диапазон измеряемых температур от минус 40 до 85 ° С.
Лист № 14
Всего листов 15
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 11.
Таблица 11
ОбозначениеНаименованиеКоличество
Счетчик электрической энергии однофазный в упаковке1 шт.
5)
Паспорт1 экз.
ВНКЛ.411152.047 РЭ Руководство по эксплуатации*, **, ****
ВНКЛ.411152.047 ДИ Методика поверки*,***, ****
ВНКЛ.426487.030Терминал мобильный РиМ 099.011 компл. *
Программа Crowd_Pk.exe *, ****
Программа Setting_Rm_181.exe *, ****
Программа Optoport.exe *, ****
* 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_181.exe, Optoport.exe в составе Терминала
мобильного РиМ 099.01
5)
счетчики по требованию заказчика могут поставляться в исполнении с креплением
на DIN-рейку.
Поверка
осуществляется по документу ВНКЛ.411152.047 ДИ «Счетчики электрической энергии
однофазные статические РиМ 181.01, РиМ 181.02, РиМ 181.03, РиМ 181.04, РиМ 181.05, РиМ
181.06, РиМ 181.07, РиМ 181.08. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ
04.04.2013 года.
Основные средства поверки приведены в таблице 12.
Таблица 12
№ п/пНаименование
1Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности 0,05
2Секундомер СО-СПР
3Модем технологический РМ 056.01-01
4Терминал мобильный РиМ 099.01
Метрологические характеристики
220/380 В, (0,01-100)А, ПГ ±(0,03-0,06)%.
(0,2 - 60) мин.; ценаделения0,2 с; ПГ ±1с/ч.
Считывание информации со счетчиков
Визуализация информации
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Лист № 15
Всего листов 15
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам
электрической энергии однофазным статическим РиМ 181.01, РиМ 181.02, РиМ 181.03,
РиМ 181.04, РиМ 181.05, РиМ 181.06, РиМ 181.07, РиМ 181.08.
«Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 181.01, РиМ 181.02,
РиМ 181.03, РиМ 181.04, РиМ 181.05, РиМ 181.06, РиМ 181.07, РиМ 181.08. Технические
условия ТУ-4228-057-11821941-2012».
ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.
ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ8.551-86Государственнаясистемаобеспеченияединстваизмерений.
Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств
измерений электрической мощности и коэффициента мощности в диапазоне частот от 40
до 20000 Гц.
«Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 181.01, РиМ 181.02,
РиМ 181.03, РиМ 181.04, РиМ 181.05, РиМ 181.06, РиМ 181.07, РиМ 181.08. Методика поверки.
ВНКЛ.411152.047 ДИ».
Изготовители
Акционерное общество «Радио и Микроэлектроника» (АО «РиМ»)
ИНН 5408110390
Адрес: 630082 г. Новосибирск, ул. Дачная 60
Тел.: (383) 2-26-83-13; факс: (383) 2-26-83-13
Е-mail:
rim@zao-rim.ru
Общество с Ограниченной Ответственностью «РИМ-РУС» (ООО «РИМ-РУС»)
Адрес: 390047 г. Рязань, Куйбышевское шоссе, д. 25
Тел: (4912) 24-06-31; факс: (4912) 24-06-31
Е-mail:
rim-rus62@mail.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП «Сибирский государственный научно-исследовательский институт
метрологии»
Адрес: 630004 г.Новосибирск, пр.Димитрова, 4
Тел.: (383) 210-16-18
Е-mail:
evgrafov@sniim.nsk.ru
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30007-09 от 12.12.2009 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru