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 РиМ 189.1Х: РиМ 189.11, РиМ 189.12, РиМ 189.13 РиМ 189.14, РиМ 189.15, РиМ 189.16, РиМ 189.17, РиМ 189.18, ГРСИ 56546-14
Номер госреестра:
56546-14
Наименование СИ:
Счетчики электрической энергии однофазные статические
Обозначение типа:
РиМ 189.1Х: РиМ 189.11, РиМ 189.12, РиМ 189.13 РиМ 189.14, РиМ 189.15, РиМ 189.16, РиМ 189.17, РиМ 189.18
Производитель:
АО "Радио и Микроэлектроника" (РиМ), г.Новосибирск
Межповерочный интервал:
16 лет
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
19.12.2023
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 54173/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакциях, утвержденных приказами Росстандарта № 922 от 11.07.2016 г.,
№ 2618 от 01.11.2019 г.)
энергии однофазные статические РиМ 189.1Х:
РиМ 189.13 РиМ 189.14, РиМ 189.15, РиМ 189.16,
Счетчикиэлектрической
РиМ 189.11, РиМ 189.12,
РиМ 189.17, РиМ 189.18
Назначение средства измерений
Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х (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 фазного напряжения, тока нагрузки
(фазного тока), значения частоты сети, коэффициента мощности cos φ, а также (в зависимости от
варианта исполнения) среднеквадратическое значение тока в нулевом проводе.
Счетчики измеряют параметры качества электрической энергии по ГОСТ 32144-2013,
ГОСТ 30804.4.30-2013:
- установившееся отклонение напряжения основной частоты δUy;
- отклонение частоты Δf.
Описание средства измерений
Принцип действия счетчиков основан на цифровой обработке аналоговых входных
сигналов тока и напряжения при помощи специализированных микросхем с встроенным АЦП.
Цифровойсигнал,пропорциональныймгновенноймощности,обрабатывается
микроконтроллером. По полученным значениям мгновенной активной мощности формируются
накопленные значения количества активной электрической энергии (импорт и экспорт, импорт
- потарифно, экспорт – без тарификации), и реактивной энергии (импорт/экспорт, без
тарификации). Расположение квадрантов соответствует геометрическому представлению С.1
ГОСТ 31819.23-2012.
Счетчики оснащены интерфейсами RF (радиоканал), PLC (по силовой сети) 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).
Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены устройством коммутации
нагрузки (далее – УКН) и позволяют выполнять отключение/подключение абонента
автоматически (в случае превышения установленного порога мощности коммутации нагрузки -
УПМк, при превышении тока нагрузки максимального тока счетчика, при превышении
напряжения, а также при наличии фазного тока при отсутствии фазного напряжения) или
дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF.
Счетчики (в зависимости от варианта исполнения) оснащены дополнительным датчиком
тока (ДДТ) и измеряют среднеквадратическое значение тока в нулевом проводе.
Счетчики реализуют дополнительную функцию – отдельный учет потребленной
активной электрической энергии при превышении установленного порога активной мощности
(далее – УПМт).
Счетчики размещаются непосредственно на отводе воздушной линии к абоненту, в
месте, недоступном для абонента, что исключает возможность скрытого подключения нагрузки.
Лист № 2
Всего листов 16
Показания счетчиков считываются дистанционно по интерфейсам RF и PLC.
Интерфейс PLC предназначен для обмена данными по силовой сети. Интерфейс RF
предназначен для обмена данными по радиоканалу. Интерфейсы RF и PLC обеспечивают
резервирование обмена данными при работе счетчиков в составе АС. В качестве устройств АС
могут использоваться устройства разработки АО «Радио и Микроэлектроника», использующие
для обмена информацией протоколы обмена ВНКЛ.411152.029 ИС и ВНКЛ.411711.004 ИС,
например маршрутизатор каналов связи РиМ 099.02.
При работе счетчиков в автономном режиме для считывания информации и
конфигурирования счетчиков по интерфейсам (с учетом функциональных возможностей
интерфейсов, таблица 1) предназначен терминал мобильный РиМ 099.01 (далее – МТ),
представляющий собой персональный компьютер (ноутбук) с комплектом аппаратных средств
для подключения интерфейсов 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. Информация отображается на русском языке.
Считывание информации по интерфейсу RF выполняется при помощи дистанционного
дисплея РиМ 040.03 (далее – ДД). ДД используется непосредственно абонентом и выполняет
функцию визуализации измерительной информации, считанной со счетчика. Информация
отображается на дисплее ДД на русском языке. ДД считывает информацию только с того
счетчика, номер которого занесен в ДД в процессе его конфигурирования. Питание ДД (в
зависимости от варианта исполнения) осуществляется от двух элементов питания типа АА 1,5 В
или сетевого напряжения. Считанная информация в ДД недоступна корректировке.
ДД(взависимостиотвариантаисполнения)оснащеныоптопортомпо
ГОСТ IEC 61107-2011, интерфейсом RS-485, а также подсветкой дисплея.
Интерфейсы PLC, RF предназначены как для считывания информации со счетчиков
(измерительной информации - данных о потреблении электроэнергии, в том числе потарифно,
других измеряемых и служебных параметров), так и для конфигурирования счетчика (т.е.
синхронизации ЧРВ, задания тарифного расписания, активирования функции отдельного учета
при превышении УПМт, регистрации номера счетчика в ДД, задания параметров адресации по
PLC и RF и других служебных параметров).
Считывание информации и конфигурирование счетчиков по интерфейсам PLC и RF
выполняются с использованием программы Crowd_Pk.exe.
Примечание – Регистрация номера счетчика в ДД выполняется также вручную при помощи
кнопки управления ДД.
Измерительная информация 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 напряжения питания счетчика.
Счетчики выполняют фиксацию показаний на заданный произвольный момент времени
(режим Стоп-кадр, СК). Эти данные доступны для считывания по интерфейсам счетчика.
Счетчики, оснащенные УКН, выполняют ограничение потребления мощности путем
коммутации нагрузки абонента (отключение/подключение). Отключение абонента от сети
выполняется автоматически (в случае превышения УПМк, при превышении максимального
тока счетчика более чем на 5 %, превышении номинального напряжения на 15 %, а также при
обрыве нулевого провода (наличие тока при отсутствии фазного напряжения) или
дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF. Подключение абонента
к сети выполняется дистанционно при помощи устройств АС по интерфейсам PLC или RF, или
при помощи ДД. Если отключение абонента произошло автоматически по превышению УПМк,
разрешение на подключение не требуется, включение возможно после снижения мощности нагрузки
нижеУПМки не ранее,чем через1минутупослеотключения.
Основные характеристики исполнений счетчиков РиМ 189.1Х приведены в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 16
Интер-Штрих-код по
фейсы EAN-13
Код типа
счетчика
ITF**
Таблица 1
УсловноеБазовый/ Измерение УКНКлассКоличе-
обозначение максима-тока точности при ство
льный ток, нулевогоизмерениитарифов/
Апровода активной/ тариф-
(наличиереактивнойных зон
ДДТ) энергии
РиМ 189.115/100НетНет1/ 28/256
PLC, RF 4607134511417
PLC, RF 4607134511424
PLC, RF 4607134511431
PLC, RF 4607134511448
PLC, RF 4607134511455
PLC, RF 4607134511462
PLC, RF 4607134511479
PLC, RF 4607134511486
18911
18912
18911
18912
18915
18916
18915
18916
РиМ 189.125/80НетЕсть1/ 2
РиМ 189.13 5/100НетНет 1/ 2*
РиМ 189.145/80НетЕсть 1/ 2*
РиМ 189.15 5/100 ЕстьНет1/ 2
РиМ 189.165/80 ЕстьЕсть1/ 2
РиМ 189.17 5/100 ЕстьНет 1/ 2*
РиМ 189.185/80 ЕстьЕсть 1/ 2*
* для технического учета
** код, возвращаемый счетчиком при обмене по интерфейсам
Значение числа Х в обозначении счетчика определяется как десятичное число,
отображающее код оснащенности счетчика, исходя из таблицы 2.
0-нет
1-имеется
0-нет
1-имеется
Таблица 2
Наличие ДДТ
Наличие УКН
Значение числа Х в
обозначении
исполнения
счетчика
0
0
0
0
1
1
1
1
Класс точности при
измерении реактивной
энергии
1-для технического учета
0-класс точности 2
0
0
1
1
0
0
1
1
0
1
0
1
0
1
0
1
1
2
3
4
5
6
7
8
Количествотарифовитарифноерасписаниесчетчиковзадаютсявстроенным
тарификатором, имеющим встроенные энегонезависимые часы реального времени (далее -
ЧРВ), обеспечивающими ведение даты и времени, допускающими ручную и автоматическую
коррекцию, а также поддерживающими функцию автоматического переключения на
летнее/зимнее время. Количество тарифов и тарифное расписание, а также перечень значений
измеряемых и служебных величин, выводимых на дисплей МТ или ДД, доступны для
установки и корректировки дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации
счетчиков по интерфейсам RF или PLC (см. таблицу 3).
Счетчики ведут журналы, в которых накапливается измерительная и служебная
информация (результаты автоматической самодиагностики счетчика с формированием
обобщенного сигнала-статуса, результаты тестирования памяти, дата и время включения и
выключения сети, корректировки (перепрограммирования) служебных параметров, время
фиксации максимальной средней активной мощности, значений измеряемых величин на
расчетный день и час (РДЧ) и др.). В журнале событий выделены отдельные разделы для
фиксации групп событий. Счетчики формируют профили параметров, в том числе активной
мощности, напряжения и др, с программируемым временем интегрирования. Подробное
описание журналов счетчиков приведено в руководстве по эксплуатации.
Лист № 4
Всего листов 16
Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти и недоступна
корректировке. Служебная информация счетчиков защищена системой паролей, в том числе
при считывании.
Перечень величин, измеряемых счетчиками приведен в таблице 3.
Таблица 3
Наименование измеряемой величиныТарификация
Энергия
6)
активная импорт (1и 4квадрант)Потарифно
активная экспорт (2и 3квадрант)Нетарифицируется
реактивнаяимпорт (1и 2квадрант) Нетарифицируется
реактивная экспорт (3и 4квадрант) Нетарифицируется
Мощность*
активная импорт (1и 4квадрант,положительная)
активная экспорт (2и 3квадрант,отрицательная)
реактивнаяимпорт (1и 2квадрант,положительая)
реактивная экспорт (3и 4квадрант,отрицательная)
полная мощность ****
Ток,среднеквадратическое(действующее)значение (фазный) *
Ток нулевогопровода, среднеквадратическое(действующее)значение *
Напряжение,среднеквадратическое(действующее)значение (фазное)***
Установившееся отклонение напряжения основной частоты
5)
Частотасети***
Отклонение частоты
5)
Среднеезначениеактивноймощностинапрограммируемоминтервале**
(активнаяинтервальнаямощность,Ринт)
Максимальное значение средней активной мощности на
программируемом интервале в текущем отчетном периоде (максимальная
активнаяинтервальнаямощность,Ринт макс)
Максимальноезначение среднейактивной мощностина программируемом
интервалезапрошедший отчетныйпериод
(максимальнаяинтервальная мощностьна РДЧ, Ррдч)
Коэффициент мощности cosφ****
Температуравнутри корпуса счетчика****
* Время интегрирования значений (период измерения) токов, мощностей составляет 1 с
(50 периодов сетевого напряжения).
** Длительность интервала интегрирования программируется (устанавливается из ряда:
1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 мин).
*** Длительность интервала интегрирования при измерении частоты 10 с в соответствии с
требованиями класса S по ГОСТ 30804.4.30-2013. Время интегрирования значений (период
измерения) напряжений 10 периодов напряжения в соответствии с требованиями класса S по
ГОСТ 30804.4.30-2013.
**** Для технического учета.
5)
Устреднение в соответствии с требованиями класса S по ГОСТ 30804.4.30-2013.
6)
Импорт-прием, экспорт-отдача
Активная и реактивная мощность с периодом интегрирования 1 с (далее – текущая
мощность, активная Ртек или реактивная Qтек соответственно), определяются как активная
(реактивная) энергия, потребленная за 1 с.
Лист № 5
Всего листов 16
с периодом интегрирования
1 с (далее – полная мощность)
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, В∙А;
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∙ ∫ Ртек dt,(2)
0
где Ринт – расчетное значение средней активной мощности;
Pтек – измеренное значение текущей активной мощности, Вт;
Т – длительность 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.
Установившееся отклонение напряжения основной частоты определяют по 5.13
ГОСТ 30804.4.30-2013 относительно номинального (230 В) или заданного (согласованного)
напряжения (задается программно в диапазоне от 200 до 240 В).
Отклонение частоты определяют по 4.2.1 ГОСТ 32144-2013.
Коэффициент мощности соs φ определяется по формуле
соs φ= P / S,(3)
где Р – текущее значение активной мощности, Вт;
S – текущее значение полной мощности, В∙А.
Функциональные возможности счетчиков:
а) измерение активной энергии
– импорт:- текущей потарифно;
-суммарно по тарифам;
- на РДЧ (потарифно и суммарно по тарифам);
– экспорт:- текущей без тарификации;
- на РДЧ;
б) измерение реактивной энергии (импорт/экспорт):
– текущей;
– на РДЧ;
в) измерение активной, реактивной и полной* мощности с периодом интегрирования
1 с (текущей мощности);
г) измерениесреднейактивноймощностинапрограммируемоминтервале
(Р инт), с длительностью интервала от 1 до 60 мин;
д) измерение максимальной средней активной мощности на программируемом
интервале в текущем отчетном периоде (Ринт макс) с фиксацией даты/времени максимума;
е) измерение максимальной средней активной мощности на программируемом
интервале в прошедшем отчетном периоде Р рдч с фиксацией даты/времени максимума;
ж) измерение среднеквадратического (действующего) значения напряжения (фазного) с
усреднением по ГОСТ 30804.4.30-2013 на интервале 10 периодов сетевого напряжения;
з) определение количества минутных значений напряжения, лежащих за пределами
нормальных (предельных) норм качества электричества в течение суток;
и) измерениесреднегозначениячастотысетинаинтервале10 спо
ГОСТ 30804.4.30-2013;
Лист № 6
Всего листов 16
к) определение количества 10-секундных отсчетов частоты, лежащих за пределами
нормальных (предельных) норм показателей качества электроэнергии в течение суток;
л) фиксация показаний счетчиков по активной энергии в режиме «Стоп-кадр» в
установленный момент времени относительно времени посылки запроса;
м) обмен данными с устройствами АС
– по интерфейсу PLC (скорость обмена не менее 1200 бит/с);
– по интерфейсу RF (скорость обмена не менее 4800 бит/с);
Подробное описание параметров обмена данными с устройствами АС приведено в
Руководстве по эксплуатации.
н) ретрансляция данных и команд. Счетчики могут использоваться как независимые
ретрансляторы по PLC и RF;
о) автоматическое отключение абонента от сети (только для счетчиков, оснащенных
УКН).
– по превышению УПМк;
– при превышении тока нагрузки максимального тока счетчика на 5 %;
– при превышении 1,15 номинального напряжения;
– при наличии фазного тока при отсутствии фазного напряжения;
п) дистанционное управление отключением/подключением абонента (только для
счетчиков, оснащенных УКН):
– при помощи устройств АС по интерфейсам RF - PLC;
– при помощи ДД по интерфейсу RF (только включение при наличии разрешения от
устройств АС).
р) сохранение показаний счетчиков в журналах ежесуточно и на РДЧ;
с) ведение Профилей нагрузки и напряжения с программируемым интервалом из
ряда 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 20, 30, 60 мин;
т) ведение журнала Событий, в котором отражены события, связанные с отсутствием
напряжения, коммутацией нагрузки, перепрограммированием служебных параметров, а также
аварийной ситуации - обрывом нулевого провода и воздействием магнитного поля.
Все события в журналах привязаны ко времени. Журналы недоступны корректировке
при помощи внешних программ. Подробное описание журналов и профилей счетчиков
приведено в Руководстве по эксплуатации.
Счетчики оснащены оптическими испытательными выходами ТМА и ТМР для активной
и реактивной энергии соответственно, характеристики оптических испытательных выходов
соответствуют ГОСТ 31818.11-2012. Испытательные выходы ТМА и ТМР являются
индикаторами работоспособного состояния счетчика.
Счетчики оснащены дополнительными электрическими испытательными выходами.
Электрические испытательные выходы реализованы в виде устройства «Электрический
испытательный выход» ВНКЛ.426476.022 и предназначены для проведения поверки счетчиков
при измерении активной и реактивной энергии. Электрические испытательные выходы
соответствуют требованиям ГОСТ 31818.11-2012, МЭК 62053-31 (1998).
Счетчики (в том числе ДДТ) выполнены в пластмассовом герметичном корпусе, степень
защиты оболочек IP 65 по ГОСТ 14254-96. Внутренняя полость счетчика (в том числе ДДТ)
полностью залита компаундом.
Счетчики, оснащенные ДДТ, выпускаются в двух исполнениях корпуса: в корпусах
типа 1 и типа 2, различающихся способом соединения основного блока счетчика и блока ДДТ.
Межблочное соединение для счетчиков в корпусе типа 1 выполнено кабелем в
антивандальном исполнении, у счетчиков в корпусе типа 2 основной блок счетчика и ДДТ
соединены вплотную при помощи пластмассовой стяжки, обеспечивающей механическую
прочность соединения.
Счетчики выдерживают воздействие солнечной радиации.
Пломбирование счетчиков пломбой поверителя осуществляется навесной пломбой на
выступах основания и крышки корпуса счетчика. Корпус ДДТ пломбируется отдельной
пломбой поверителя.
Лист № 7
Всего листов 16
Общий вид счетчиков и схема пломбировки от несанкционированного доступа
представлены на рисунках 1, 2, 3, 4, 5, 6.
Рисунок 1– Общий вид исхемапломбировки от несанкционированного доступа счетчиков
РиМ 189.11
Место установки
пломбы поверителя
Лист № 8
Всего листов 16
Рисунок 2– Общий вид исхемапломбировки от несанкционированного доступа счетчиков
РиМ 189.12
Рисунок 3– Общий вид исхемапломбировки от несанкционированного доступа счетчиков
РиМ 189.15вкорпусе типа 1
Место установки
пломбы поверителя
Места установки
пломб поверителя
Лист № 9
Всего листов 16
Рисунок 4– Общий вид исхемапломбировки от несанкционированного доступа счетчиков
РиМ 189.16вкорпусе типа 1
Места установки
пломб поверителя
Рисунок 5– Общий вид исхемапломбировки от несанкционированного доступа счетчиков
РиМ 189.15вкорпусе типа 2
Места установки
пломб поверителя
Лист № 10
Всего листов 16
Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.12 без комплекта монтажных частей и ДД:
«СчетчикэлектрическойэнергииоднофазныйстатическийРиМ 189.12
ТУ 4228-062-11821941-2013».
Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.15 с дистанционным дисплеем и
комплектом монтажных частей в корпусе типа 1. «Счетчик электрической энергии однофазный
статический РиМ 189.15 ТУ 4228-062-11821941-2013, с комплектом монтажных частей в
корпусе типа 1».
Пример записи при заказе счетчика РиМ 189.16 с дистанционным дисплеем и
комплектом монтажных частей в корпусе типа 2 «Счетчик электрической энергии однофазный
статический РиМ 189.16 ТУ 4228-062-11821941-2013, с комплектом монтажных частей в
корпусе типа 2»
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 защищен от несанкционированного доступа пломбой поверителя.
Уровень защиты ПО – «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице
4.
Рисунок 6 – Общий вид исхемапломбировки от несанкционированного доступа счетчиков
РиМ 189.16 в корпусе типа 2
Места установки
пломб поверителя
Лист № 11
Всего листов 16
Таблица 4 – Идентификационные данные ПО
ИдентификационныЗначение
е данные (признаки)
Наименование ПОРиМ 189.1ХРиМ 189.1Х-01РиМ 189.1Х-02РиМ 189.1Х-03
программа программа программа программа
ИдентификационноРМ18911РМ18912РМ18915РМ18916
е наименование ПО ВНКЛ.411152.05 ВНКЛ.411152.051 ВНКЛ.411152.051 ВНКЛ.411152.051
1ПО-01ПО-02ПО-03ПО
Номерверсии18911v1.00и18912 v1.00и18915 v1.00и18916 v1.00и
(иден- выше выше выше выше
тификационный
номер) ПО
ЦифровойИсполняемый кодзащищен от считыванияи модификации
идентификатор ПО
Исполнение РиМ 189.11 РиМ 189.12 РиМ 189.15 РиМ 189.16
счетчиков РиМ 189.13 РиМ 189.14 РиМ 189.17 РиМ 189.18
Метрологические и технические характеристики
Значение
5
таблица 1
230
от 198 до 253
от 140 до 280
от 0 до 400
50
таблица 1
20
25
4000
Таблица 5 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Базовый ток, А
Максимальный ток, А
Номинальное напряжение, В
Установленный рабочий диапазон напряжения, В
Расширенный рабочий диапазон напряжения, В
Предельный рабочий диапазон напряжения, В
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, В∙А, не более
- активная мощность, Вт, не более
Полная мощность, потребляемая в цепи тока, В∙А, не более
Суточный ход (точность хода) ЧРВ, с/сут, не более
10,0
1,5
0,1
±0,5
Значение
100
100
25
Таблица 6 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Дальность обмена по интерфейсу PLC, м, не менее
Дальность действия интерфейса RF, м, не менее
Максимальное расстояние между счетчиком и ДДТ при считывании
показаний и подключении нагрузки, м, не менее
Время сохранения данных, лет, не менее
Время автономности ЧРВ при отсутствии напряжения сети, ч, не
менее
40
60
Лист № 12
Всего листов 16
ДДТ
Счетчика в корпусе типа 2
Значение
8
256
16
16
80
264
Продолжение таблицы 6
Наименование характеристики
Характеристики тарификатора:
- количество тарифов
- количество тарифных зон
- таблица праздничных дней (для тарифного расписания)
- таблица переноса дней (для тарифного расписания)
Характеристики УКН счетчиков
- коммутируемый ток, А, не более
- при напряжении, В, не более
Габаритные размеры, мм, не более:
Счетчика (основного блока)
высота ширина длина
170 90 130
высота ширина длина
140 90 130
высота ширина длина
285 90 130
65
0,30
0,75
от 7 до 12
Масса, кг, не более
- счетчика (основного блока)
- ДДТ
- счетчика в корпусе типа 2
Установочные размеры: наружный диаметр фазного/нулевого
провода, мм
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, лет
Средняя наработка до отказа, ч
от -45 до +70
95
70,0 до 106,7
30
180000
Основные единицы для измеряемых и расчетных значений величин и цена единицы
старшего и младшего разряда счетного механизма приведены в таблице 7.
Цена единицы старшего/младшего разряда
Таблица 7
Измеряемая величина
Основная
единица
кВт·ч
квар·ч
кВт
квар
кВ·А
А
При выводе на При считывании по интерфейсам
дисплей ДДRFPLC
10
5
/ 0,01 10
5
/ 0,001 10
5
/ 0,001
10
5
/ 0,01 10
5
/ 0,001 10
5
/ 0,001
10
2
/ 0,01 10
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
10
2
/ 0,01 10
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
10
2
/ 0,01 10
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
10
2
/ 0,1 10
2
/ 0,001 10
2
/ 0,001
Активная энергия
Реактивная энергия
Активная мощность
Реактивная мощность
Полная мощность
Ток, среднеквадратическое
(действующее) значение
Напряжение,
среднеквадратическое
(действующее) значение
В
10
2
/ 0,0110
2
/ 0,00110
2
/ 0,001
Лист № 13
Всего листов 16
Продолжение таблицы 7
Измеряемая величина
Основная
единица
Частота сети
Коэффициент мощности cosφ
Температуравнутри корпуса
счетчика
Гц
-
° С
Цена единицы старшего/младшего разряда
При выводе на При считывании по интерфейсам
дисплей ДДRFRF
10 / 0,01 10 / 0,001 10 / 0,001
1 / 0,01 1 / 0,001 1 / 0,001
10 / 110 / 110 / 1
Показатели точности
1 При измерении энергии (активной и реактивной)
Счетчики соответствуют требованиям точности раздела 8 ГОСТ 31819.21-2012 при
измерении активной энергии, и раздела 8 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной
энергии.
2 При измерении мощности (активной и реактивной) с периодом интегрирования 1 с.
2.1 Допускаемая основная погрешность δр при измерении Ртек не превышает пределов
допускаемой основной погрешности измерения активной энергии в соответствии с 8.1
ГОСТ 31819.21-2012 для счетчиков класса точности 1,0.
2.2 Допускаемая основная погрешность δq при измерении Qтек не превышает пределов
допускаемой основной погрешности измерения реактивной энергии в соответствии с 8.1
ГОСТ 31819.23-2012 для счетчиков класса точности 2,0.
2.3 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по
отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21-2012 и 8.5
ГОСТ 31819.23-2012, не превышают пределов дополнительных погрешностей для счетчиков
соответствующего класса точности в соответствии с таблицей 8 ГОСТ 31819.21-2012 при
измерении Ртек и таблицей 8 ГОСТ 31819.23-2012 при измерении Qтек.
3 При измерении максимальной средней активной мощности на программируемом
интервале (Р инт макс), максимальной средней активной мощности на РДЧ (Р рдч).
3.1 Допускаемая основная погрешность при измерении Ринт макс и Р рдч не превышает
пределов допускаемой основной погрешности измерения активной энергиии в с 8.1
ГОСТ 31819.21-2012 для счетчиков класса точности 1,0.
3.2 Дополнительные погрешности, вызываемые изменением влияющих величин по
отношению к нормальным условиям, приведенным в 8.5 ГОСТ 31819.21-2012 не превышают
пределов дополнительных погрешностей для счетчиков соответствующего класса точности в
соответствии с таблицей 8 ГОСТ 31819.21-2012.
4 При измерении среднеквадратических значений тока
4.1 Допускаемая относительная погрешность при измерении среднеквадратических
значений фазного тока δIф не превышает значений, приведенных в таблице 8.
Таблица 8
Ток,отI
б
0,1
1,0
I
макс
Пределыдопускаемойотносительной погрешностиприизмерении среднеквадратических
значенийфазноготока,%
±0,5
±0,5
±0,5
измерении
значений,
4.2 Допускаемаяосновнаяотносительнаяпогрешностьпри
среднеквадратических значений тока нулевого провода δIн не превышает
приведенных в таблице 9
Лист № 14
Всего листов 16
Таблица 9
Ток,отI
б
0,1
1,0
I
макс
Пределыдопускаемойотносительной погрешностиприизмерении среднеквадратических
значенийтоканулевогопровода,%
±0,5
±0,5
±0,5
5 При измерении среднеквадратических значений напряжения
5.1 Допускаемаяосновнаяотносительнаяпогрешностьприизмерении
среднеквадратических значений фазного напряжения не превышает пределов, приведенных в
таблице 10.
Таблица 10
Диапазон измеряемых среднеквадратических
значений фазногонапряжения,В
от 140 до 280
Пределыдопускаемойосновной относительной
погрешностиприизмерении напряжения, %
±0,5
6 При измерении частоты напряжения сети
6.1 Абсолютная погрешность при измерении частоты сети не превышает ±0,03 Гц.
6.2 Диапазон измеряемых частот от 42,5 до 57,5 Гц по классу S ГОСТ 30804.4.30-2013.
7 При измерении показателей качества электроэнергии
7.1 Допускаемаяотносительнаяпогрешностьприизмеренииустановившегося
отклонения напряжения основной частоты не превышает пределов, приведенных в таблице 11.
Таблица 11
Диапазон измеряемыхзначений
установившегосяотклонения напряжения (от
номинального или установленного), В
от минус 90 до минус 80
Пределыдопускаемойосновной относительной
погрешностиприизмерении установившегося
отклонения напряжения, %
±0,5
не превышает
30804.4.3-2013,
7.2 Абсолютная погрешность при измерении отклонения частоты
±0,03 Гц.
7.3 Влияющие величины в соответствиис требованиями 6.1 ГОСТ
класс S.
Знак утверждения типа
наносится на корпус счетчиков методом шелкографии или другим способом, не ухудшающим
качество и на титульные листы эксплуатационной документации печатным способом.
Комплектность средства измерений
Таблица 12 – Комплектность счетчиков
НаименованиеОбозначениеКоличество
Счетчик электрической энергии однофазный − 1 шт.
статический
Паспорт−1 экз.
Дисплей дистанционный РиМ 040.03− 1 шт.
5)
Руководство по эксплуатации ВНКЛ.411152.051РЭ 1 экз.
1),2),4)
Методика поверки ВНКЛ.411152.051ДИ 1 экз.
1),3),4)
Комплект монтажных частей− 1 компл.
5)
Примечания:
1
)
поставляется по отдельному заказу;
2
)
поставляется по требованию организаций, производящих ремонт и эксплуатацию счетчиков;
Лист № 15
Всего листов 16
Продолжение таблицы 12
НаименованиеОбозначениеКоличество
3
)
поставляется по требованию организаций, производящих поверку счетчиков;
4
)
поставляется на электронном носителе;
5)
счетчики по требованию заказчика могут комплектоваться:
− ДДТ РиМ 040.03-ХХ (исполнения ДДТ в ТУ 4200 – 039– 11821941 – 2009)
− комплектом монтажных частей. В комплект монтажных частей входят: SLIW11.1-1 шт.
и (или) зажим анкерный DNS123- 1 шт. или 2 шт. в зависимости от исполнения счетчика, и
(или) изолированный прокалывающий зажим ENSTO SLIP12.1 - 1 шт.
Допускаетсяиспользоватьзажимыдругихтиповсаналогичнымитехническими
характеристиками.
Номенклатура комплекта поставки – количество поставляемых зажимов, исполнение ДДТ – по
требованию заказчика
Поверка
осуществляется по документу ВНКЛ.411152.051 ДИ «Счетчики электрической энергии
однофазные статические РиМ 189.1Х. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ СНИИМ
19 декабря 2013 г.
Основные средства поверки:
– установка поверочная универсальная «УППУ-МЭ3.1К» (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 39138-08), класс точности 0,05, с токовыми пределами до
100 А и пределами по напряжению до 480 В;
– секундомер механический типа СОСпр-2б (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 11519-01), диапазон измерений (0,2–60) мин, цена деления 0,2 с, пределы
допускаемой абсолютной погрешности измерений ±1 с/ч.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на пломбу, установленную поверителем и на свидетельство о
поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам
электрической энергии однофазным статическим РиМ 189.1Х
ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств
электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии
ГОСТ 31818.11-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической
энергии
ГОСТ 31819.21-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности
1 и 2
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии
ГОСТ 8.551-2013 Государственнаясистемаобеспеченияединстваизмерений.
Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и
электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц
«Счетчики электрической энергии однофазные статические РиМ 189.1Х. Технические
условия ТУ 4228-062-11821941-2013»
Лист № 16
Всего листов 16
Изготовитель
Акционерное общество «Радио и Микроэлектроника» (АО «РиМ»),
ИНН 5408110390
Адрес: 630082, Новосибирская обл., г. Новосибирск, ул. Дачная 60/1, офис 307
Телефон: (383) 219-53-13, факс: (383) 219-53-13
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный
ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институтметрологии
(ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, Новосибирская обл., г. Новосибирск, проспект Димитрова, д.4
Телефон: (383) 210-16-18, факс: (383) 210-13-60
Web-сайт: sniim.ru
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 22851-07 | Счетчики горячей и холодной воды крыльчатые многоструйные | М | ООО "Эльстер Метроника", г.Москва | 4 года - для гор.воды; 6 лет - хол. | Перейти |
| 42202-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/10 кВ "Волна" - АИИС КУЭ ПС 220/35/10 кВ "Волна" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 14920-95 | Расходомеры-счетчики турбинные погружные | TMP | Фирма "Engineering Measurements Company" ("EMCO"), США | 2 года - для воды; 3 года - для пара; 4 года - для газа | Перейти |
| 12889-91 | Счетчики сжиженного газа | СЖГ-65 | НПО "Промприбор", Азербайджан, г.Баку | 1 год | Перейти |
| 83044-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "Разрез Распадский" филиал "Угольная шахта" | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир | 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