Приложение к свидетельству № 53033
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 18
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2
Назначение средства измерений
Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2 (далее –
ИПУЭ) являются многофункциональными приборами и предназначены для измерения активной,
реактивной электрической энергии, а также активной, реактивной и полной мощности в
трехфазных трехпроводных электрических сетях переменного тока промышленной частоты
напряжением 6/ 10 кВ.
ИПУЭзаменяютсобойинформационно-измерительныекомплексыточекучета
электрической энергии (ИИК): измерительныетрансформаторы токаи напряженияи
подключенный к их вторичным обмоткам трехфазный счетчик электрической энергии.
ИПУЭ выполняют учёт потребления активной электрической энергии прямого (импорт) и
обратного (экспорт) направления (импорт – многотарифный учет, экспорт не тарифицируется),
учет реактивной энергии с учетом направления.
ИПУЭизмеряютсреднеквадратические(действующие)значенияфазныхтоков,
среднеквадратические значения линейных напряжений, частоту, значения активной, реактивной и
полной мощностей (суммарно по фазам), удельную энергию потерь в цепях тока, коэффициента
реактивной мощности цепи tg φ, коэффициента мощности cos φ.
ИПУЭизмеряютпараметрыпоказателейкачестваэлектрическойэнергиипо
установившемуся отклонению напряжения δUu и отклонению частоты Δfв соответствии с
ГОСТ Р 54149-2010 и ГОСТ Р 51317.4.30-2008 .
ИПУЭ определяют показатели качества электроэнергиисогласно ГОСТ Р 54149-2010,
ГОСТ Р 51317.4.30-2008 :
·
длительность провала напряжения Δt
П
в интервале от 1 до 60 с;
·
остаточное напряжение провала напряжения δU
П
;
·
длительность перенапряжения Δt
ПЕР
U в интервале от 1 до 60 с;
·
напряжение прямой и обратной последовательности U
1
, U
2
;
·
токи прямой и обратной последовательности I
1
, I
2
;.
·
коэффициенты несимметрии по обратной последовательности напряжения и тока K
2U
K
2I
.
Описание средства измерений
ИПУЭ состоит из двух однофазных 4-х квадрантных датчиков измерения активной и
реактивной энергии РиМ 384.01 (РиМ 384.02)соответствующего исполнения (далее ДИЭ),
включенных по схеме Арона.
Принцип действия ДИЭ основан на цифровой обработке аналоговых входных сигналов тока
и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП. Остальные
параметры, измеряемые ИПУЭ, определяются расчетным путем по измеренным значениям тока,
напряжения и угла между ними.
Цифровойсигнал,пропорциональныймгновенноймощности,обрабатывается
микроконтроллером ДИЭ. По полученным значениям мгновенной активной и реактивной
мощности формируются накопленные значения количества потребленной активной и реактивной
электрической энергии, учет активной и реактивной энергии ведется по 4 квадрантам.
РасположениеквадрантовсоответствуетгеометрическомупредставлениюС.1
ГОСТ Р 52425-2005.
Лист № 2
Всего листов 18
Каждый ДИЭ оснащен гальванически развязанным интерфейсами:
-
F1 (радиоканал на частоте 433,92 МГц);
-
RF2 (служебный радиоканал на частоте 2,4 ГГц);
-
GSM/GPRS;
-
GPS/GLONASS (синхронизация времени и определения фазовых сдвигов).
Интерфейс RF1 предназначен для считывания информации и обмена данными с устройствами
автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АС) на расстоянии до 100 м.
Протокол обмена ВНКЛ.411711.004 ИС.
Интерфейс GSM/GPRS предназначен для подключения к информационным сетям АС.
Интерфейс RF2 -служебный, предназначен только для обмена данными между ДИЭ.
Каждый ДИЭ ведет свои журналы и журналы суммарного потребления и общих параметров
сети, используя информацию, полученную от другого ДИЭ.
При работе ДИЭ в составе ИПУЭ один из ДИЭ является ведущим (master), другой – ведомым
(slave), что задаетсяпри конфигурировании ИПУЭ. ДИЭ - masterвыполняет вычисления
значений измеряемых величин ИПУЭ в целом, используя данные, полученные от ДИЭ-slave по
правилам схемы Арона.
Обращение со стороны GSM/GPRS или RF1 может осуществляться к любому ДИЭ, при этом
будут получены общие для ИПУЭ данные. Такое решение позволяет повысить надежность работы
ИПУЭ.
Показания ИПУЭ считываются при помощи специализированных устройств АС: терминала
мобильного РиМ 099.01 (далее – МТ) по интерфейсу RF1 или по GSM/GPRS каналам связи с
передачей данных на сервер АС.
Показания ИПУЭ выводятся в рабочее окно программы МТ. При считывании данных при
помощи МТ или по каналу GSM/GPRS на сервер АС передаются следующие данные - потребление
активной и реактивной энергии, в том числе на РДЧ, ПКЭ, напряжение, ток, активная мощность,
реактивная мощность, полная мощность, коэффициент мощности, частота сети, температура внутри
корпуса ДИЭ (подробнее см. руководство по эксплуатации МТ).
Информация на МТ отображается на языке, определяемом в договоре на поставку. По
умолчанию – на русском языке.
Тарификатор ИПУЭ работает по сигналам времени спутников GPS/GLONASS, и реализует
многотарифный учет активной электрической энергии по временным тарифным зонам.
При превышении установленного порога мощности нагрузки(УПМт)ИПУЭ реализует
учет по специальному тарифу, если эта функция активирована при конфигурировании.
При превышении установленного контрольного порога мощности нагрузки (УПМк) ИПУЭ
посылает по интерфейсам RF1 и GSM/GPRS сообщение, которое может быть использовано для
принятия управленческих решений или для управления исполнительными устройствами.
Для конфигурирования, параметрирования и локального обмена данными в ИПУЭ
используются:
-
интерфейс RF1, который совместно с МТ работает на расстоянии до 100 м от ИПУЭ;
-
интерфейс GSM/GPRS.
Для хранения эфемерид спутников в ДИЭ применен ионистор со сроком эксплуатации не
менее 30 лет, поэтому замена встроенной электрической батареи (ионистора) в течение срока службы
не требуется.
ИПУЭ начинают нормально функционировать не более чем через 5 с после подачи
номинального напряжения. Синхронизация времени производится после захвата спутников
GPS/GLONASS.
Измерительная информация в ИПУЭ недоступна для корректировки при помощи внешних
программ,втомчислеприпомощипрограммконфигурирования,исохраняетсяв
энергонезависимой памяти не менее 40 лет при отсутствии сетевого напряжения.
ИПУЭ выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени (режим
Стоп-кадр, СК).
Лист № 3
Всего листов 18
ИПУЭобеспечиваетконтрольправильностиподключенияизмерительныхцепей
конструктивно за счет того, что первичные преобразователи каждого ДИЭ - датчики напряжения и
тока размещены в общем корпусе с измерителем, что исключает возможность воздействия на
измерительные цепи.
Основные характеристики ИПУЭ в приведены в таблице 1.
Таблица 1
УсловноеIном/Uном, Кл. точности Постоянная , Стартовыйток Штрих-код по Код типа
обозначение Iмакс, кВизмеренияимп./кВт*чприEAN-13
исполненияАактивной/имп./квар*чизмерении
ИПУЭ реактивной энергии
энергии активной/
реактивной
мА
РиМ 384.01/220/1006
0,5S/1,0500
20/404607134511394 38401*
РиМ 384.02/220/10010
0,5S/1,0500
20/404607134511400 38402*
*код типа, возвращаемый по интерфейсам каждымДИЭ
Количество тарифов и тарифное расписание ИПУЭ задаются встроенным тарификатором.
Синхронизации текущего времени тарификатора ИПУЭ выполняетсяпри помощи
встроенного модуля GPS/GLONASS.
Количество тарифов и тарифное расписание доступны для установки и корректировки
дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации ИПУЭпо интерфейсамRF1,
GSM/GPRS (см. таблицу 3).
ИПУЭ 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 информация недоступна корректировке, служебная информация ИПУЭ
защищена системой паролей.
Тарификация
Потарифно
Не тарифицируется
Функциональные возможности ИПУЭ:
Перечень величин, измеряемых ИПУЭ, приведен в таблице 2.
Таблица 2
Наименование измеряемой величины
Энергия
активная (по 4 квадрантам):суммарнопо фазам
реактивная (по 4 квадрантам)суммарнопо фазам
Удельная энергия потерь вцепях тока* суммарнопо фазам
Мощность*
активная (по 4 квадрантам):суммарнопо фазам
реактивная мощность (по 4 квадрантам): суммарно по фазам
полная (по модулю)**** суммарно по фазам
Максимальноесреднеезначениеактивноймощностинапрограммируемом
интервале** (активнаяпиковаямощность, Ринт.макс)суммарнопо фазам
Максимальное значение среднейактивной мощностина месячноминтервале
(максимальная пиковая на Ррдч)*** суммарно по фазам
Ток, среднеквадратическое (действующее) значение * пофазно
Линейное напряжение, среднеквадратическое (действующее) значение*
пофазно
Лист № 4
Всего листов 18
Окончание таблицы 2
Наименование измеряемой величиныТарификация
Частота питающей сети*
Коэффициент реактивной мощностицепи (tg φ)суммарно по фазам
Коэффициент мощности (cos φ)**** суммарнопо фазам
Длительность провалов напряжения Δt
П
5)
/перенапряжений Δt
ПЕР
U
5)
/
остаточное напряжение провала напряжения δU
П
;****
Напряжение прямой и обратной последовательности U
1
, U
2
****
5)
токи прямой и обратной последовательности I
1
, I
2
****
Коэффициенты несимметрии по обратной последовательности напряжения и тока
K
U2
K
I2
****
5)
Температуравнутри корпуса ДИЭ****
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 Р 54149-2010
** Длительность интервала интегрирования программируется от 1 до 60 минут.
*** С фиксацией даты и времени
**** Для технического учета
5)
В интервале от 1 до 60 с
Активная и реактивная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее – текущая
мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно) определяютсякак 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.
Средняя активная мощность на программируемом интервале (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.
Лист № 5
Всего листов 18
Удельная энергия потерь в цепях тока определяется по формуле
T
Wуд= (10
-3
/3600) х ∫ (I
А
2
+I
B
2
+ I
С
2
) dt ,(3)
0
где Wуд - расчетное значение удельной энергии потерь в цепях тока, кА
2
• ч;
I–действующее (среднеквадратичное) значение тока, А ;
T – время работы ИПУЭ, 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 / S,(5)
где cos φ -расчетное значение коэффициента мощности;
S - значение текущей полной мощности, вар;
P –значение текущей активной мощности, Вт;
SQRT – функция, возвращающая квадратный корень числа.
ИПУЭ определяет суммарное значение cos φ и tg φ как среднее геометрическое фазных
значений соответствующих величин.
Показатели качества электрической энергии (длительность провала напряженияΔtП;
остаточное напряжение провала напряженияδUП, длительность перенапряженияΔtПЕРU;
напряжение прямой и обратной последовательности U1, U2; токи прямой и обратной
последовательности I
1
,I
2
;. коэффициенты несимметрии по обратной последовательности
напряжения и тока K
2U
K
2I
) определяются в соответствии сГОСТ Р 54149-2010, и
ГОСТ 51317.4.30-2008.
Основные функциональные возможности ИПУЭ
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 –пароль доступа и аппаратная защита памяти метрологических
коэффициентов;
в) самодиагностика – ИПУЭ формируют и передают код режима работы (статус),
отражающий наличие фаз сети, характеристики тарифного расписания и отображения
информации,исправноститарификатора.События,связанныесизменениемстатуса,
регистрируются в соответствующем журнале ИПУЭ с указанием времени наступления события;
г)обмен данными с устройствами АС по интерфейсу RF1(см. таблицу 3), скорость
обмена от 9600 до 38400 Бод;
д) обмен данными с устройствами АС по интерфейсу GSM/GPRS , скорость обмена от
9600/115200 Бод (см. таблицу 3).
е) реализация многотарифного учета с использованием GPS/GLONASS;
ж) конфигурирование ИПУЭ по интерфейсам RF1, GSM/GPRS с использованием устройств
АС;
з) дистанционноеуправлениевнешнимиустройствами(втомчисле
отключением/подключением абонента) - по интерфейсу RF1 при помощи устройств АС и SMS
сообщений;
Лист № 6
Всего листов 18
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 не менее 3672 байт (36 записей
,
36 месяцев) - фиксация значений
потребления по всем видам энергии (на РДЧ), максимальное значение средней активной
мощности на программируемом интервале за прошедший отчетный перид (Ррдч) с датойи
временем фиксации, количество часов работы ИПУЭ;
- суточного потребления не менее 17484 байт (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 ИПУЭ в течение суток;
- профилей нагрузки не менее 232128 байт (8928 записей, 6 месяцев при 30 минутном
интервале)- фиксация значений потребления по всем видам энергии через выбранный интервал
времени. Длительность интервала времени для фиксации нагрузкивыбирается из ряда
1,2,3,4,5,6,10,12,15,20,30,60 минут;
-
- событий, состоящий из ряда поджурналов в которых отражены события, связанные с
отсутствием напряжения, перепрограммирования служебных параметров и т.д. – не менее
5120 записей, в т.ч.:
-
журнал «Коррекций» - 11264 байт (1024 записи), фиксация фактов связи со счетчиком для
изменений служебных параметров, текущих значений даты/времени и получения системных
параметров;
-
журнал «Вкл/Выкл» (включений/выключений) – 5632 байт (512 записей), фиксация
времени включения/отключения сетевого питания;
-
журнал отклонений по «tg φ» - 7680 байт (512 записей), фиксация времени перехода через
порог и возвращения в норму значения tg φ;
-
журнал ПКЭ (качества сети) – 7168 байт (1024 записи) фиксация времени выхода за
пределы частоты (± 0,2 Гц, ± 0,4 Гц) и напряжения ± 10 %) согласно ГОСТ Р 54149-2010;
-
журнал «Провалов/перенапряжений» - 15360 байт (1024 записи), фиксация времени и
длительности провалов/перенапряжений;
-
журнал «Самодиагностики» - 11264 байт (1024 записи), фиксация изменения статуса
режима и попытки несанкционированного доступа (неправильный пароль) и др.
л) при наступлении событий«Отсутствие напряжения», «Коррекция служебных
параметров», «Отсутствие связи между ДИЭ» по интерфейсу RF2, «Превышение установленного
порога мощности нагрузки», «Нет захвата спутников GPS», « Нет соответствия служебных данных
между ДИЭ» ИПУЭ выступает как инициатор связи, посылая соответствующие сообщения по
интерфейсам RF1, GSM/GPRS.
Лист № 7
Всего листов 18
Все события привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке при помощи внешних
программ.
Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов ИПУЭ (ДИЭ)
Направле- ПараметрRF1,
ние обмена GSM/GP
RS
Передача Тип+
данныхЗаводскойномер+
ИдентификаторПО+
Идентификатор метрологическизначимойчастиПО
Показания
Тарифицируемые
- текущие поактивнойэнергии (суммарнопофазам, потарифно, поквадрантно)+
- на РДЧпоактивнойэнергии (суммарнопофазам, потарифно, поквадрантно)+
Нетарифицируемые
текущие поактивнойэнергии (суммарнопофазам, тарифам, поквадрантно)+
на РДЧпоактивнойэнергии (суммарнопофазам, тарифам, поквадрантно)+
-текущие пореактивнойэнергии (суммарнопофазам, поквадрантно)+
-на РДЧпореактивнойэнергии (суммарнопофазам, поквадрантно)+
-текущеезначение удельнойэнергиипотерь вцепитока (суммарнопофазам)+
- значение удельнойэнергии потерь вцепитока (суммарнопофазам) на РДЧ+
- текущаяактивнаямощность( суммарнопофазам, поквадрантно)+
- текущаяреактивнаямощность (суммарнопофазам, поквадрантно)+
-текущеезначениесреднейактивноймощностина программируемоминтервале+
суммарнопофазам (Ринт), поквадрантно
- значениеактивноймощностина программируемоминтервалесуммарнопо+
фазамна РДЧ (Ррдч), поквадрантно
- текущаяполнаямощность (помодулю, суммарнопофазам)+
-линейное (междуфазное) напряжение, среднеквадратичноезначение+
- ток, среднеквадратичноезначение (пофазно)+
- частотасети+
- текущеезначение tg φ (суммарно)+
- текущеезначение cos φ (суммарно)+
- температуравнутрикорпуса ДИЭ+
Лист № 8
Всего листов 18
ние обмена
Окончание таблицы 3
Направле- Параметр
Напряжение прямой последовательности
RF1,
GSM/G
PRS
+
Коэффициенты несимметрии по обратной последовательности напряжения и
тока
+
ЖурналыИПУЭ
+
Служебнаяинформация
+
СтатусДИЭ(master-slave)
- параметрысвязипо RF
+
- параметрытарификации (в.т.ч. значениеУПМт)
+
Корректировкаслужебнойинформации
- корректировкастатусаДИЭ(master илиslave)+
- параметровсвязипо RF+
Прием- параметрытарификации+
данных и -параметрыконфигурирования+
команд
ИПУЭоснащены оптическимиспытательным выходомТМ,предназначенным для
проведения поверки ДИЭ при измерении активной и реактивной энергии. Конфигурирование
испытательного выхода по виду измеряемой энергии (активной или реактивной, или в служебный
режим контроля тарификатора) выполняется программно. Оптический испытательный выход
соответствует требованиям ГОСТ Р 52320-2005.
Степень защиты оболочек корпуса ДИЭ IP65 по ГОСТ 14254-96. Корпус каждого ДИЭ
пломбируется пломбой поверителя. Пломбирование ДИЭ осуществляется навесной пломбой на
выступах основания и крышки корпуса.
ПримерзаписипризаказеРиМ384.02/2:«ИПУЭРиМ384.02/2
ТУ 4228-061-11821941-2013».
Фотография общего вида ДИЭ ИПУЭ с указанием места установки пломбы поверителя
приведена на рисунке 1.
Схема расположения ИПУЭ на ВЛ приведена на рисунке 2
Лист № 9
Всего листов 18
Рисунок 1 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя ДИЭ
РиМ 384.02. Корпус внешний не показан.
Место установки пломб
поверителя ( 2 пломбы с
двух сторон корпуса)
Лист № 10
Всего листов 18
Рисунок 2 –Схема установки ИПУЭ на опоре ВЛ совместно с устройством защиты от
перенапряжений типа УЗПН. ДИЭ показаны с установленным внешним корпусом
Программное обеспечение
Интегрированноепрограммное обеспечение ПО записано в запоминающее устройство
контроллера каждого ДИЭ.
Модуль РМ 384 является метрологически значимым, поскольку определяет метрологические
характеристики ДИЭ и обеспечивает совместную работу двух ДИЭ в составе ИПУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений А по МИ 3286-2010.
Идентификационные данные метрологически значимогопрограммного обеспечения
приведены в таблице 4.
Таблица 4
ИдентификационноеНомер версииЦифровой иден-ДругиеАлгоритм
наименование (идентификаци- тификаторидентифи- вычисления
программногоонный номер) программногокацион-ные цифрового
обеспеченияпрограммногообеспеченияданныеидентификатора
обеспечения (контрольная сумма программного
исполняемого кода)обеспечения
РМ 384 программа38401версия Исполняемыйкод - Не используется
ВНКЛ.411152.048 ПО1.01 ивышезащищен от
считыванияи
модификации
РМ 384 -01 программа38402версия Исполняемыйкод -Не используется
ВНКЛ.411152.048-011.01 ивышезащищен от
ПОсчитыванияи
модификации
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений – А по МИ 3286-2010.
Лист № 11
Всего листов 18
Метрологические и технические характеристики
Номинальный ток, А20
Максимальный ток, А100
Номинальное напряжение, В см.табл.1
Установленный диапазон линейного напряжения, В от 0,9 до 1,1Uном
Расширенный диапазон линейного напряжения, В от 0,8 до 1,20 U ном
Номинальная частота, Гц50
Класс точности при измерении активной/реактивной энергии см.табл.1
Стартовый ток, активный/реактивный, мА см.табл.1
Постоянная, имп./(кВт·ч) [имп./(квар·ч)] см.табл.1
Полная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, ВА, не более40,0
Активная мощность, потребляемая каждой цепью напряжения, Вт, не более4,0
Мощность, дополнительно потребляемая встроенными модулями связи, Вт, не более3,0
Цена единицы разряда счетного механизма при измерении активной (реактивной) энергии:
-
старшего, МВт·ч (Мвар·ч) см.табл.5
младшего, МВт·ч (Мвар·ч) см.табл.5
-
Цена единицы разряда счетного механизма при измерении активной (реактивной,
полной*) мощности:
-
старшего, Вт (вар, ВА) см. табл.5
-
младшего, Вт (вар, ВА) см. табл.5
Дальность действия интерфейса RF1, м, не менее100
Погрешность установки времени тарификатора от спутников GPS/GLONASS, c, не более 0,01
Время сохранения эфемерид спутников GLONASS при отсутствии напряжения сети,
часов, не менее.48
Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, часов, не менее48
Характеристики тарификатора:
-
количество тарифов8
-
количество тарифных зон, не более.256
-
таблица праздничных дней (для тарифного расписания)16
-
таблица переноса дней (для тарифного расписания)16
Время сохранения данных в энергонезависимой памяти, лет, не менее40
Масса каждого ДИЭ, кг, не более.2,3
Габаритные и установочные размеры ДИЭ, мм, не более см. рисунок 3
Средняя наработка до отказа, То, ч, не менее.180 000
Средний срок службы Тсл, лет, не менее30
*для технического учета
Лист № 12
Всего листов 18
Без внешнего корпуса
С внешним корпусом
Рисунок 3 – Габаритные и установочные размеры ДИЭ
Лист № 13 Trial
листов 18
Условия эксплуатации ИПУЭ: У1 по ГОСТ 15150-69 - на открытом воздухе при температуре
окружающего воздуха от минус 40 до 55 °С, верхнем значении относительной влажности
окружающего воздуха 100 % при температуре 25 °С, атмосферном давлении от 70 до 106,7 кПа (от
537 до 800 мм рт. ст.).
ИПУЭ соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости,
установленным ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ 1516.3 - 96 для оборудования классов 6 и 10
(конденсаторы связи), ГОСТ Р 51317.6.5-2006 (категория G) соответственно исполнению ИПУЭ.
СоответствиеИПУЭтребованиямбезопасностииэлектромагнитнойсовместимости
подтверждено сертификатом соответствия № ТС RU C-RU.АЯ79.В.00292.
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 единицаЦенаединицы
старшего/младшего разряда
МВт
·
ч
Мвар
·
ч
Вт
вар
ВА
А
10
5
/ 10
-2
10
5
/ 10
-2
10
6
/ 0,1
10
6
/ 0,1
10
6
/ 0,1
10
2
/ 0,001
В
10
4
/ 1
Гц
кА
2
·
ч
безразм.
10 / 0,01
10
4
/ 0,001
10
3
/ 0,0001
Активная энергия
Реактивная энергия
Активная мощность
Реактивная мощность
Полная мощность
Ток, среднеквадратическое
(действующее) значение
Напряжение, среднеквадратическое
(действующее) значение
Частота сети
Удельная энергия потерь в цепях тока
Коэффициент реактивной мощности
цепи (tg φ)
Коэффициент мощности (cos φ)
Длительность провалов/перенапряжений
10
0
/ 0,001
сетевого 10
2
/ 1
Температура внутри корпуса ДИЭ
Напряжение прямой последовательности
Коэффициенты несимметрии по
обратной последовательности
напряжения и тока
безразм.
Период
напряжения
° С
В
%
10 / 1
-
-
Показатели точности
1 При измерении энергии (активной и реактивной)
ИПУЭ соответствуют требованиям точности ГОСТ Р 52323-2005 при измерении активной
энергии, и ГОСТ Р 52425-2005 при измерении реактивной энергии с уточнениями:
При измерении реактивной энергии требования к точности установлены в диапазоне токов
как для счетчиков включаемых через трансформатор.
Лист № 14
Всего листов 18
2 При измерении мощности(активной Ртек и реактивной Qтек) с периодом
интегрирования 1 с
2.1 Пределы допускаемой основной погрешности δр при измерении Ртекприведены в
таблице 6.
2.2 Пределы допускаемой основной относительной погрешности δq при измерении Qтек
приведены в таблице 7.
2.3 Дополнительные относительные погрешности, вызываемые изменениемвлияющих
величин по отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52323-2005 и 8.5
ГОСТ Р 52425-2005, не превышают пределов допускаемых погрешностей 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
Ток, отсos φ
Iном
погрешности при измерении Ртек, Ринт,
Пределыдопускаемой основной
Ринт макс, Ррдч, %
±1,0
±1,0
±1,0
±1,5
±1,1
±1,1
±1,1
±1,5
±1,1
±1,1
±1,1
0,05 1
1,00 1
I макс 1
0,05 инд 0,5
0,10 инд 0,5
1,00 инд 0,5
I макс инд 0,5
0,05 емк 0,8
0,10 емк 0,8
1,00 емк 0,8
I макс емк 0,8
Таблица 7
Ток,sin φ
от I б
Пределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %
0,05 1
1,00 1
I макс 1
0,05 инд 0,5
0,10 инд 0,5
1,00 инд 0,5
I макс инд 0,5
0,05 емк0,5
0,10 емк0,5
1,00 емк0,5
I макс емк0,5
0,10 инд 0,25
I макс инд 0,25
0,20 емк0,25
I макс емк0,25
±1,5
±1,5
±1,5
±2,0
±1,5
±1,5
±1,5
±2,0
±1,5
±1,5
±2,0
±2,0
±2,0
±2,0
±2,0
Лист № 15
Всего листов 18
3 При измерении средней активной мощности на программируемом интервале (Ринт),
максимального значения средней 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 Дополнительные погрешности, вызываемыя изменением влияющих величин по отношению
к нормальным условиям, приведенным в ГОСТ Р 52323-2005, не превышают пределов для счетчиков
соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52323-2005.
4 При измерении среднеквадратических значений тока
4.1 Пределыдопускаемойосновнойотносительнойпогрешностиприизмерении
среднеквадратических значений тока δ
I
приведены в таблице 8.
Таблица 8
Ток, отI номПределыдопускаемойотносительной погрешностиприизмерениисреднеквадратических
значенийтока, %
0,05 ±1,0
I макс ±1,0
5 При измерении среднеквадратических значений линейных (междуфазных) напряжений
5.1 Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении среднеквадратического
значения линейного напряжения приведены в таблице 9.
Таблица 9
Диапазон измеряемыхсреднеквадратическихПределыдопускаемойосновнойотносительной
значений линейного напряжения, % от Uном погрешностиприизмерении напряжения , %
От 0,8 до 1,2±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 IномПределыдопускаемойотносительной погрешностиприизмеренииудельнойэнергии
потерьвцепяхтока, %
0,05± 2,0
0,10± 2,0
I макс± 2,0
8 При измерении коэффициента реактивной мощности цепи (tg φ)
8.1 Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении tg φ указаны в
таблице 11.
Таблица 11
Ток, от IномДиапазон измеряемых значений tg φПределы допускаемой основной
погрешности, при измерении tg φ, %,
0,05От 0,57 до 0,75± 2,5
0,2 От 0,25 до 0,75± 1,9
1,0 От 0,25 до 0,75± 1,9
I макс От 0,25 до 0,75± 1,9
Лист № 16
Всего листов 18
8.2 Пределы дополнительных погрешностей при измерении tg φ определяются по формуле:
δ tgi = ±SQRT(δ рi
2
+ δ qi
2
),(6)
где δtgi – расчетное значение пределов допускаемой дополнительнойпогрешности при
измерении tg φ, вызываемой i – влияющей величиной, %;
δ рi – пределы допускаемой дополнительнойпогрешности при измерении активной
энергии, вызываемой i – влияющей величиной в соответствии с 8.2 ГОСТ Р 52323-2005, %;
δ qi – пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении
реактивнойэнергии,вызываемойi–влияющейвеличиной,всоответствиис8.2
ГОСТ Р 52425-2005, %.
ДИЭ методом шелкографии.
листах изображение Знака наносится
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на корпус каждого
В эксплуатационной документации на титульных
печатным способом.
Комплектность средства измерений
Комплект поставки ИПУЭ приведен в таблице 12
Таблица 12
ОбозначениеНаименованиеКоличество
ДИЭ соответствующего исполнения2 шт.
ВНКЛ.418132.043Корпус внешний2 шт.
Пломба пластиковая номерная2 шт.
Комплект монтажных частей2 компл.
5)
ПаспортДИЭ2 экз.
ПаспортИПУЭ1 экз.
ВНКЛ.411152.048 РЭ Руководство по эксплуатации1 экз.
ВНКЛ.411152.048 ДИ Методика поверки*,***, ****,
ВНКЛ.426487.030Терминалмобильный РиМ 099.011 компл. *
Программа Setting_384.exe*, ****
ВНКЛ. 411919.005Адаптерсетевогопитания1*
*- поставляется по отдельному заказу.
**- поставляется по требованиюорганизаций, производящих ремонт и эксплуатацию ИПУЭ.
***- поставляетсяпо требованиюорганизаций, производящих поверку ИПУЭ.
**** - поставляется на CD всоставеТерминала мобильного РиМ 099.01.
5)
В комплекте монтажных частейгерметичный изолированный прокалывающий зажим ENSTO
SLIW11.1 (или аналогичный по параметрам) – 3 шт., ключ шестигранный 1 шт., скотч алюминиевый
50 х300–3 шт., комплектцентрирующихвтулок, смазкасиликоновая (шприц 5 г)-1 шт.
Лист № 17
Всего листов 18
Поверка
ПоверкаосуществляетсявсоответствиисдокументомВНКЛ.411152.048ДИ
«Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2. Методика поверки»,
утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» 15 октября 2013 года.
Перечень основных средств поверки приведен в таблице 13.
Таблица 13
№ п/пНаименованиеМетрологические характеристики
1 Прибор электроизмерительный эталонный Класс точности 0,05. Измерение активной,
многофункциональный Энергомонитор - реактивной, полной мощности, частоты,
3.1К-05показателейкачестваэлектроэнергии,
среднеквадратических значенийтока,
напряжения.
2 Калибратор фиктивной мощности для Номинальное напряжение 57,7/220 / 380
поверки счетчиков электрической энергии В, ток 0,001 – 100 А, частота от 45 до 55
КФМ-06.1.100Гц, Класс точности 0,05.
3Трансформатор напряжения незаземляемый10000В/100В,наибольшеерабочее
НОЛ.08-10напряжение 12 кВ, КТ 0,2-0,5
4Трансформатор напряжения измерительный10000В / 100В, 5 ВА, КТ 0,1
лабораторный незаземляемый НЛЛ-10
5Секундомер СО-СПР(0,2 – 60) мин; цена деления 0,2 с; ПГ
±1с/ч.
6Терминал мобильный РиМ 099.01Визуализация информации
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведен в документе «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии
РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2. Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.048 РЭ».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к интеллектуальным
приборам учета электроэнергии РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2
1 ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.
2 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.
3 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
4 ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ.
Требования к электрической прочности изоляции.
5 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.
6 «ИнтеллектуальныеприборыучетаэлектроэнергииРиМ384.01/2,
РиМ 384.02/2.Технические условия ТУ-4228-061-11821941-2013».
7 «Интеллектуальные приборы учета электроэнергии РиМ 384.01/2, РиМ 384.02/2.
Методика поверки. ВНКЛ.411152.048 ДИ».
Лист № 18
Всего листов 18
Рекомендациипообластямприменениявсферегосударственногорегулирования
обеспечения 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) 2-19-53-13
факс: (383) 2-09-22-19,
e-mail:rim@zao-rim.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП «Сибирский государственный научно-исследовательский институт метрологии»
Адрес: 630004 г.Новосибирск, пр.Димитрова, 4
Тел.8(383) 210-16-18 e-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 метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____» _________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru