Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Счетчики электрической энергии однофазные статические Энергия Плюс 181.07, Энергия Плюс 181.08, ГРСИ 55892-13
Номер госреестра:
55892-13
Наименование СИ:
Счетчики электрической энергии однофазные статические
Обозначение типа:
Энергия Плюс 181.07, Энергия Плюс 181.08
Производитель:
ООО "Энергия Плюс", г.Грозный
Межповерочный интервал:
16 лет
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
09.12.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53436
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Счетчики электрической энергии однофазные статические
Энергия Плюс 181.07, Энергия Плюс 181.08
Назначение средства измерений
Счетчики электрической энергии однофазные статические Энергия Плюс 181.07, Энергия
Плюс 181.08 (далее – счетчики) являются многофункциональными 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 приложения С рисунок 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 и
Микроэлектроника»,использующиедляобмена информациейпротоколыобмена
ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС, например, маршрутизатор каналов связи РиМ
099.02.
Лист № 2
Всего листов 14
Приработесчетчиковвавтономномрежимедлясчитыванияинформациии
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.
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 идругих 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.
Оптопортсчетчиков 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 отсетивыполняетсяавтоматическивслучаепревышения
максимального тока счетчика на 3-5 %, при превышении установленного порога мощности для
отключения нагрузки (далее - УПМк), если эта функция задана при 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 счетчика при наличии разрешения, полученного от устройств
АС. Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк, разрешение на
подключениеот устройств АС нетребуется.
Дисплей счетчиков выполнен на многофункциональном жидкокристаллическом индикаторе,
который отображает все измеряемые величины и позволяетидентифицировать 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.
Лист № 3
Всего листов 14
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.
Таблица 1
УсловноеБазовый/
обозначениемакси-
исполнения мальный
счетчикаток, А
Класс точностиИнтерфейсыУКН
при измерении
активной /
Опто-PLC RS-485
реактивной энергии
порт
Штрих-код по
EAN-13
Код типа
счетчика
Энергия5 / 801 / 2
Плюс181.07
+++нет
4623720606978
18107
Энергия5/ 801 / 2
Плюс181.08
+++есть
4623720606985
18108
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.
Тарификация
Потарифно
Нетарифицируется
Нетарифицируется
Функциональные возможности счетчиков:
Перечень величин, измеряемых счетчиком, приведен в таблице 2.
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***
Среднеезначениеактивной мощности напрограммируемом интервале
(активнаяинтервальная мощность, Ринт) **
Максимальноезначение средней активной мощности напрограммируемом
интервале втекущем отчетном периоде (текущая максимальнаяинтервальная
мощность, Ринт макс)
Лист № 4
Всего листов 14
Тарификация
Окончание таблицы 2
Наименование измеряемой величины
Максимальноезначение средней активной мощности запрошедщий отчетный
период (максимальнаяинтервальная мощность на РДЧ, Ррдч)
Ток, среднеквадратическое (действующее) значение *
Удельнаяэнергия 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), определяютсякак 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 значение средней 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.
Коэффициент мощности cosφ определяется по формуле
cos φ = Р / SQRT (P
2
+ Q
2
),(3)
гдеcos φ -расчетное значение коэффициента мощности;
Лист № 5
Всего листов 14
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
гдеWуд - 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 АС по интерфейсам RS-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 интерфейсам RS-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.
н) сохранение показаний на РДЧ в «Месячном журнале» за месяц, 36 записей (36 месяцев):
-
активной энергии по каждому из используемых тарифов на РДЧ;
-
реактивной энергии на РДЧ (емкостная);
Лист № 6
Всего листов 14
-
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.
о) 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.
п) ведение журнала «Профиль мощности» с интервалом15, 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).
р) 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.
данных
Таблица 3 - Функциональные возможности интерфейсов
Направление
обмена
Параметр
RS-485, Опто-
PLCпорт
Передача
Тип*
++
++
+ -+
+
Заводской номер*
ИдентификаторПО
Версиясчетчика*
Показания
Тарифицируемые
- текущие поактивнойэнергии (покаждомутарифу) *
- наРДЧпоактивной энергии (покаждомутарифу) *
+ +
+ +
Нетарифицируемые
-текущие поактивной энергии (суммарнопотарифам)* + +
-текущие поиндуктивной реактивной энергии * + +
-наРДЧпоиндуктивнойреактивной энергии * + +
-текущие поемкостной реактивнойэнергии * + +
-наРДЧпоемкостнойреактивнойэнергии * + +
- текущая активнаямощность (помодулю) * + +
- текущаяреактивнаямощность (синдикацией индуктивная /емкостная) * + +
Лист № 7
Всего листов 14
RS-485, Опто-
PLCпорт
+ +
+ +
+ +
+ +
++
+ -+
-++
++
++
++
++
+ -+
-
Продолжение таблицы 3
НаправлениеПараметр
обмена
-текущаяполнаямощность*
-текущеезначениемаксимумасреднейактивноймощностина
программируемом интервале (Ринтмакс)*
-дата, времяфиксацииРинтмакс*
-максимальноезначениеактивноймощностинапрограммируемом
интерваленаРДЧ (Ррдч)*
-дата, времяфиксацииРрдч*
-текущеезначениеудельнойэнергии потерь вцепитока *
- значение удельнойэнергии потерьнаРДЧ *
- напряжение, среднеквадратичноезначение*
- ток, среднеквадратичноезначение *
- частотасети *
- коэффициент мощности *
- температуравнутрикорпуса счетчика
-показанияЧРВ*
-показанияврежимеСК***
Журналысчетчика
Служебнаяинформация
- параметрысвязипоPLC
-адрес ирежимработыRS-485*,**
- параметрытарификации
+-
+-
+ +
Приемданных
икоманд
- значениеРДЧ*+-
- текущаянастройка выходаТМ+-
- статусЭПлК*+ +
-напряжение (состояние) элементапитания+-
Корректировка служебнойинформации
- параметровсвязипоPLC +
-- настройкаТМповидуэнергии +
-- адресаирежимаработыинтерфейсаRS-485 ** +
-- значениеРДЧ +
-- параметровтарификации (втомчислезначениеУПМк) +
-- синхронизацияЧРВ + -
- параметрыбезопасности+-
- параметрывыводанаиндикацию+-
+
-+
-
нагрузки
- разрешениенаподключение*
Управление-подключениенагрузки
к
оммутацией
- отключениенагрузки*
+-
Ретрансляция
данныхи
команд
+***-
* - доступно для вывода на дисплей счетчика. Остальное – только по интерфейсам в
зависимости от вариантов исполнения.
** - только по интерфейсу RS-485.
*** - по интерфейсу PLC
Лист № 8
Всего листов 14
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 Энергия Плюс 181.07:
Счетчик электрической энергии однофазный статический Энергия Плюс 181.07 ТУ 4228-
057-11821941-2012.
Счетчик электрической энергии однофазный статический Энергия Плюс 181.07 ТУ 4228-057-
11821941-2012 с креплением на DIN-рейку.
Фотография общего вида счетчиков с указаниемместа установки пломбы поверителя
приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 – Фотография общего вида и место установки пломбы поверителя счетчиков Энергия
Плюс 181.07 производства ООО «Энергия Плюс»
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.
Место установки пломбы
поверителя
Лист № 9
Всего листов 14
Таблица 4
ИдентификационноеНомерверсии Цифровойидентифи- ДругиеАлгоритмвычис-
наименование(идентификаци- катор программного идентификаци ленияцифрового
программного обеспечения онныйномер) обеспечения онные данные идентификатора
программного(контрольнаясуммапрограммного
обеспеченияисполняемого кода)обеспечения
РиМ 181.07 программа18107 v1.00 иИсполняемыйкод НеНеиспользуется
РМ181Ø7вышезащищен от считывания используются
ВНКЛ.411152.047-06 ПО имодификации
РиМ 181.08 программа18108 v1.00 и
РМ181Ø8выше
ВНКЛ.411152.047-07 ПО
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений – А по МИ 3286-2010.
5 А
см. таблицу 1
230
от 198 до 253
от 140 до 280
0,5
50
см. таблицу 1
20
25
4000
4,0
1,5
0,1
3,0
100
40
0,5
16
8
256
16
16
Метрологические и технические характеристики
Базовый ток, А
Максимальный ток, А
Номинальное напряжение, В
Установленный рабочий диапазон напряжения, В
Расширенный рабочий диапазон напряжения, В
Время, в течение которого счетчик выдерживает воздействие напряжения
1,7 U
ном
(400 В), без последующего ухудшения характеристик, ч, не менее
Номинальная частота, Гц
Класс точности при измерении активной/реактивной энергии
Стартовый ток, при измерении активной энергии, мА
Стартовый ток, при измерении реактивной энергии, мА
Постоянная счетчика, имп./(кВт·ч), имп./(квар·ч)
Мощность, потребляемая в цепи напряжения счетчика:
- полная мощность, ВА, не более
- активная мощность, Вт, не более
Полная мощность, потребляемая в цепи тока, ВА, не более
Активная мощность, дополнительно потребляемая встроенными
модулями связи, Вт, не более
Максимальная дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее
Время сохранения данных, лет, не менее
Суточный ход ЧРВ, с/сут, не более
Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, лет, не менее
Характеристики тарификатора
Количество тарифов
Количество тарифных зон
Таблица праздничных дней (для тарифного расписания)
Таблица переноса дней (для тарифного расписания)
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 № 10
Всего листов 14
0,7
167(193) х 128 х
Масса, кг, не более
Габаритные размеры, мм, не более
55
Установочные размеры, мм 92 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
контрастности дисплея счетчиков, при этом метрологические и функциональные характеристики
счетчиков сохраняются.
Счетчики соответствуют требованиям безопасности и электромагнитной совместимости,
установленным ГОСТ Р 52320-2005. Соответствие счетчиков требованиям безопасности и
электромагнитнойсовместимостиподтвержденосертификатамисоответствия
№ ТС RU С-RU.АЯ79.В.00315
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 № 11
Всего листов 14
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 Дополнительные погрешности, вызываемые изменениемвлияющих величин по
отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ Р 52322-2005и 8.5
ГОСТ Р 52425-2005, не превышают пределов для счетчиков соответствующего класса точности в
соответствии с таблицей 8 ГОСТ Р 52322-2005при измерении Ртек, и таблицей 8
ГОСТ Р 52425-2005 при измерении Qтек.
Таблица 6
Ток, от Iбсos φПределыдопускаемой основной погрешности при измерении Ртек,
Ринт макс, Р рдч %
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 б sin φПределы допускаемой основной погрешности, при измерении Qтек, %
0,10 1 ±2,2
1,00 1 ±2,0
I макс 1 ±2,0
0,20 инд0,5 ±2,2
1,00 инд0,5 ±2,0
I макс инд0,5 ±2,0
0,20 инд0,5 ±2,2
1,00 емк 0,5 ±2,0
I макс емк 0,5 ±2,0
0,20 инд0,25 ±3,1
1,00 инд0,25 ±2,6
I макс инд0,25 ±2,5
0,20 емк 0,25 ±3,1
1,00 емк 0,25 ±2,6
I макс емк 0,25 ±2,5
Лист № 12
Всего листов 14
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 IбПределыдопускаемой относительнойпогрешности приизмерениисреднеквадратических
значенийтока, %
0,1±2,0
0,2±1,0
1,0±1,0
I макс±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 среднеквадратическихПределы допускаемой основной относительной
значений фазногонапряжения, В погрешности при измерениинапряжения , %
От 140 до 280±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
7.1Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении удельной
энергии потерь в цепи тока δ
I
приведены в таблице 10
Таблица 10
Ток, от IбПределыдопускаемой относительнойпогрешности приизмерениисреднеквадратических
значенийтока, %
0,1±4,0
0,2±2,0
1,0±2,0
I макс±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 № 13
Всего листов 14
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на корпус счетчиков методом шелкографии.
В эксплуатационной документации на титульных листах изображение Знака наносится
печатным способом.
Комплектность средства измерений
Комплект поставки счетчиков приведен в таблице 11
Таблица 11
ОбозначениеНаименование
Счетчик электрической энергии однофазный в упаковке
Паспорт
ВНКЛ.411152.050 РЭ Руководство по эксплуатации
ВНКЛ.411152.050 ДИ Методикаповерки
ВНКЛ.426487.030Терминал мобильныйРиМ 099.01
Программа Crowd_Pk.exe
Количество
1 шт.
5)
1 экз.
*, **, ****
*,***, ****
1 компл. *
*, ****
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.exeв составе Терминала
мобильногоРиМ 099.01
5)
счетчики по требованию заказчика могут поставляться в исполнении с креплением на DIN-
рейку.
Поверка
Поверка осуществляется в соответствии с документом ВНКЛ.411152.050 ДИ «Счетчики
электрической энергии однофазные статические Энергия Плюс 181.07, Энергия Плюс 181.08.
Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ СНИИМ 15.10.2013 года.
Перечень основных эталонных средств измерений приведен в таблице 12.
Таблица 12
№ п/пНаименованиеМетрологические характеристики
1Установка УППУ-МЭ3.1, класс точности 0,05220/380 В, (0,01– 100)А, ПГ ±(0,03–0,06)%.
2Секундомер СО-СПР(0,2 – 60) мин.; цена деления 0,2 с; ПГ ±1с/ч.
3Модем технологический РМ 056.01-01Считывание информации со счетчиков
4Терминал мобильный РиМ 099.01Визуализация информации
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведен в документе «Счетчики электрической энергии однофазные
статические Энергия Плюс 181.07, Энергия Плюс 181.08. Руководство по эксплуатации
ВНКЛ.411152.050 РЭ».
Лист № 14
Всего листов 14
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам
электрической энергии однофазным статическим Энергия Плюс 181.07, Энергия Плюс 181.08.
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 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
3. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
4. ГОСТ 8.551-86 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный
специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений электрической
мощности и коэффициента мощности в диапазоне частот от 40 до 20000 Гц.
5. «Счетчики электрической энергии однофазные статические Энергия Плюс 181.07, Энергия
Плюс 181.08. Технические условия ТУ-4228-057-11821941-2012».
6. «Счетчики электрической энергии однофазные статические Энергия Плюс 181.07, Энергия
Плюс 181.08. Методика поверки. ВНКЛ.411152.050 ДИ».
Рекомендациипообластямприменениявсферегосударственногорегулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергия Плюс»
Адрес:364031, ЧР, г. Грозный, ул. Старосунженская, 29
Тел: 8-(8712)-29-59-93
Факс: 8-(8712)-22-31-20
e-mail:
Заявитель
Закрытое акционерное общество «Радио и Микроэлектроника»
(ЗАО «Радио и Микроэлектроника)
Адрес: 630082,г.Новосибирск, ул. Дачная 60
Тел: (383) 209-22-36
Факс: (383) 209-22-35
e-mail:
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:
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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 16150-07 | Счетчики горячей и холодной воды турбинные | Н | ООО "Эльстер Метроника", г.Москва | 4 года - для гор.воды; 6 лет - хол. | Перейти |
| 33786-20 | Счетчики электрической энергии трехфазные электронные | Альфа А1140 | ООО "Систем Сенсор Технологии", Липецкая обл., с.Казинка | 16 лет | Перейти |
| 73049-18 | Счетчики жидкости лопастные | MKA 2290, MKA 3350 | Фирма "Alfons Haar Maschinenbau GmbH & Co. KG", Германия | 1 год | Перейти |
| 75569-19 | Счетчики холодной и горячей воды | СВМТ | ООО ПКФ "Бетар", г.Чистополь | 6 лет | Перейти |
| 42147-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/6 кВ "Саранская" - АИИС КУЭ ПС 220/110/6 кВ "Саранская " | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений