ГРСИ 77036-19: Счетчики электрической энергии многофункциональные

Приложение к свидетельству № 76001

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 25

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Счетчики электрической энергии многофункциональные – измерители ПКЭ

ТЕ3000

Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии многофункциональные

–

измерители ПКЭ ТЕ3000

(далее счетчики) предназначены:

-

для измерения и многотарифного учета активной и реактивной энергии в двух направ-

лениях и четырехквадрантной реактивной энергии (восемь каналов учета);

-

для измерения и учета не тарифицированной активной и реактивной энергии с учетом

потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе и энергии в каждой фазе сети;

-

для измерения параметров трехфазной электрической сети;

-

для измерения и непрерывного мониторинга параметров качества электрической энер-

гии (ПКЭ) и ведения статистики показателей качества с формированием суточных протоколов.

&

Описание средства измерений

Принцип действия счетчиков электрической энергии многофункциональных

–

измерите-

лей ПКЭ ТЕ3000 основан на цифровой обработке входных аналоговых сигналов с применением

алгоритма быстрого преобразования Фурье. Измерительная часть счетчиков выполнена на ос-

нове многоканального аналого-цифрового преобразователя (АЦП).

АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока парал-

лельно по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоро-

стному последовательному каналу микроконтроллеру.

Микроконтроллер, по выборкам мгновенных значений одного из каналов напряжения,

вычисляет значение периода основной частоты сигнала. В измерительном окне, равном одному

периоду сигнала, с использованием алгоритма быстрого преобразования Фурье (БПФ), вычис-

ляетсякомплексныйспектрвходныхсигналовпоканаламнапряженияитока

(формулы (1), (2))

U

=

БПФ(u),(1)

&

& &

&

å

I

=

БПФ(i)

,(2)

гдеu, i- массивы выборок мгновенных значений напряжений и токов;

U

, I - массивы комплексных спектральных составляющих напряжений и токов.

На основании спектральных составляющих вычисляются значения активной, реактивной

и полной мощности (формулы (3) – (5)), которые используются для подсчета активной и реак-

тивной энергии. Так же на одном периоде сигнала измеряются мгновенные значения парамет-

ров трехфазной сети с программируемым временем усреднения.

S

=

U

×

I

*

, (3)

P

=

40

Re(S)

, (4)

i

=

1

&

å

Q

=

40

Im(S)

(5)

i

=

1

Лист № 2

Всего листов 25

Для измерения параметров сети и показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по

ГОСТ 30804.4.30-2013, ГОСТ 30804.4.7-2013 вычисляется комплексный спектр входных сигна-

лов в измерительном окне, равном десяти периодам основной частоты. При этом расстояние

между спектральными составляющими составляет 1/10 частоты основной гармоники. По спек-

тру сигналов рассчитываются:

-

среднеквадратические значения напряжений и токов по формулам (6), (7);

-

среднеквадратические значения напряжений n-ой гармонической и m-ой интергармо-

нической составляющей (n=2-40, m=1-39)по формулам (8), (9);

-

коэффициенты гармонических и

интергармонических составляющих

напряжений по

формулам (10), (11);

-

суммарныекоэффициентыгармоническихсоставляющихнапряженийпо

формуле (12);

-

коэффициенты несимметрии по обратной и нулевой последовательностям по форму-

лам (13), (14).

U

скз

=

å

2

400

U

i

,(6)

i

=

1

I

скз

=

å

2

400

I

i

,(7)

i

=

1

222

U

(n)

=

U

n

´

10

-

1

+

U

n

´

10

+

U

n

´

10

+

1

,(8)

22

U

isg(m)

=

U

m

´

10

+

2

+

...

+

U

m

´

10

+

8

,(9)

U

(n)

U(n)

(1)

K

=

,

(10)

U

isg(n)

Uisg(n)

(1)

K

=

,

(11)

2

U

(1)

å

40

U

(n)

n

=

2

K

U

=

,

(12)

U2

K

2U

=

U1

,(13)

U0

K

0U

=

U1

,(14)

гдеi- номер спектральной составляющей;

U(n)- среднеквадратическое значение n-ой гармонической составляющей напряжения;

n- номер гармонической составляющей;

10- число периодов основной частоты в измерительном окне (для систем электро-

снабжения с частотой 50 Гц);

Uisg(m)- среднеквадратическое значение m-ой интергармонической составляющей на-

пряжения;

m- номер интергармонической составляющей;

U(1)- среднеквадратическое значение напряжения основной частоты;

Ku- суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения;

U1, U2, U0 – среднеквадратическое значение напряжений прямой, обратной и нулевой

последовательностей соответственно.

Расчет параметров, связанных с током, производится аналогично описанному выше.

Лист № 3

Всего листов 25

I

IU

ç

÷

ç

÷

æö

ç

÷

ç

÷

ç

÷

ç

÷

æöæö

U

II

ç

÷

èø

æö

ç

÷

ç

÷

èøèø

æöæö

Вычисление активной и реактивной мощности потерь в каждой фазе производится на

основе измерений текущих значений напряжений и токов в каждой фазе сети по формулам

(15), (16)

222

P

п

=

è

I

н

ø

×

P

п.л.ном

+

è

I

н

ø

×

P

п.н.ном

+

è

U

н

ø

×

P

п.хх.ном

,(15)

224

Q

п

=

ç

I

н

÷

×

Q

п.л.ном

+

ç

I

н

÷

×

Q

п.н.ном

+

ç

U

н

÷

×

Q

п.хх.ном

,(16)

гдеI- среднеквадратическое значение тока;

U- среднеквадратическое значение фазного напряжения;

P

п.л.ном

- номинальная активная мощность потерь в линии электропередачи;

P

п.н.ном

- номинальная активная мощность нагрузочных потерь в силовом транс-

форматоре;

P

п.хх.ном

- номинальная активная мощность потерь холостого хода в силовом

трансформаторе;

Q

п.л.ном

- номинальная реактивная мощность потерь в линии электропередачи;

Q

п.н.ном

- номинальная реактивная мощность нагрузочных потерь в силовом

трансформаторе;

Q

п.хх.ном

- номинальная реактивная мощность потерь холостого хода в силовом

трансформаторе.

Номинальные мощности потерь вводятся в счетчик как конфигурационные параметры и

представляют собой мощность потерь в одной фазе, приведенную к входу счетчика при номи-

нальном токе и номинальном напряжении счетчика.

Счетчик является

двунаправленным измерителем и измеряет проекции вектора

полной

мощности

на активную и

реактивную оси круга

мощностей, приведенного на рисунке 1. При

этом образуются четыре канала измерения и учета:

-

P+ - активная мощность прямого направления – проекция вектора полной мощности 1-

го квадранта (индуктивная нагрузка) или 4-го квадранта (емкостная нагрузка);

-

P- - активная мощность обратного направления – проекция вектора полной мощности

3-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 2-го квадранта (емкостная нагрузка);

-

Q+ - реактивная мощность прямого направления – проекция вектора полной мощности

1-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 2-го квадранта (емкостная нагрузка);

-

Q- - реактивная мощность обратного направления – проекция вектора полной мощно-

сти 3-го квадранта (индуктивная нагрузка) или 4-го квадранта (емкостная нагрузка).

Q+, R+

Q-, R-

S

Q+

III

P-, A-P+, A+

III IV

P+

Рисунок 1 – Круг мощностей

Лист № 4

Всего листов 25

Кроме того, счетчик ведет учет реактивной энергии в каждом квадранте, образуя еще че-

тыре канала учета:

-

реактивной энергии 1-го квадранта R1;

-

реактивной энергии 2-го квадранта R2;

-

реактивной энергии 3-го квадранта R3;

-

реактивной энергии 4-го квадранта R4;

При этом:

-

суммаR1+R2 соответствует реактивной энергии прямого направления R+;

-

суммаR3+R4 соответствует реактивной энергии обратного направления R-.

Знаки однофазных измерений активной и реактивной мощности всегда соответствуют

реальному направлению потока мощности в каждой фазе сети, если счетчики включены по схе-

мам, приведенным в руководстве по эксплуатации часть 1 с соблюдением подключения начала

и конца обмоток измерительных трансформаторов. Это дает возможность использовать счетчик

для контроля правильности подключения к сети. При этом:

-

прямому направлению (от генератора) активной энергии А+ (мощности P+) соответст-

вует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 0° до 90° (1-й квадрант, индук-

тивная нагрузка, импорт) и от 270° до 360° (4-й квадрант, емкостная нагрузка, импорт);

-

обратному направлению (к генератору) активной энергии А- (мощности P-) соответст-

вует фазовый сдвиг между током и напряжением в каждой фазе от 180° до 270° (3-й квадрант, ин-

дуктивная нагрузка, экспорт) и от 90° до 180° (2-й квадрант, емкостная нагрузка, экспорт);

-

прямому направлению

(от генератора) реактивной энергии R+ (мощности Q+) соот-

ветствует фазовый сдвиг междутоком и напряжением в каждой фазе от 0° до 180° (импорт);

-

обратному направлению

(к генератору)

реактивной энергии

R-

(мощности Q-) соот-

ветствует фазовый trial междутоком и напряжением в каждой фазе от 180° до 360° (экспорт).

Вычисление мощностей трехфазной системы производится суммированием соответст-

вующих мощностей однофазных измерений. Знаки трехфазных измерений мощности и знаки

каналов учета трехфазной энергии формируются

по-разному,

в зависимости

от конфигурации

счетчика. Различаются следующие режимы работы счетчика в зависимости от конфигурации:

-

двунаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности, 4 ка-

нала (режим по умолчанию);

-

однонаправленный режим измерения активной и реактивной энергии и мощности (по

модулю) 3 канала в прямом направлении (конфигурируемый);

-

двунаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и

мощности, 4 канала в обратном направлении (конфигурируемый);

-

однонаправленный реверсный режим измерения активной и реактивной энергии и

мощности (по модулю) 3 канала в обратном направлении (конфигурируемый).

В таблицах 1 - 4 приведены знаки направления активной и реактивной мощности одно-

фазных и трехфазных измерений и каналы учета энергии в зависимости от положения вектора

полной мощности и конфигурирования счетчика.

Таблица 1 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в двунаправленном

режиме

Двунаправленный режим (4 канала)

КвадрантКанал учетаЗнак мощностиЗнак мощностиКаналы

вектора энергии трехфаз- трехфазных изме- однофазных изме- телеметрии

полной ных измерений рений рений

мощности Sактив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.

I А+ R+

II А- R+

III А- R-

IV А+ R-

P+Q+P+Q+

P-Q+ P-Q+

P- Q- P- Q-P+

Q-P+ Q-

имп. А+ имп. R+

имп. А- имп. R+

имп. А- имп. R-

имп. А+ имп. R-

Лист № 5

Всего листов 25

Таблица 2 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в однонаправленном

режиме

Однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в прямом направлении)

КвадрантКанал учетаЗнак мощностиЗнак мощностиКаналы

вектораэнергии трехфаз- трехфазных изме- однофазных изме-телеметрии

полной ных измеренийренийрений

мощности S

актив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.

I А+ R+

II А+ R-

III А+ R+

IV А+ R-

P+Q+P+Q+

P+ Q- P-Q+

P+Q+ P- Q-P+

Q-P+ Q-

имп. А+ имп. R+

имп. А+ имп. R-

имп. А+ имп. R+

имп. А+ имп. R-

Таблица 3 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном

двунаправленном режиме

Реверсный двунаправленный режим (4 канала учета с инверсией знака направления)

КвадрантКанал учетаЗнак мощностиЗнак мощностиКаналы

вектораэнергии трехфаз- трехфазных изме- однофазных изме-телеметрии

полной ных измеренийренийрений

мощности Sактив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.

I А- R-II

А+ R-III

А+ R+ IV

А- R+

P-Q-P+Q+

P+Q- P-Q+

P+ Q+ P- Q-P-

Q+P+ Q-

имп. А- имп. R-

имп. А+ имп. R-

имп. А+ имп. R+

имп. А- имп. R+

Таблица 4 - Знаки мощностей однофазных и трехфазных измерений в реверсном

однонаправленном режиме

Реверсный однонаправленный режим (3 канала учета по модулю в обратном направлении)

КвадрантКанал учетаЗнак мощностиЗнак мощностиКаналы

вектораэнергии трехфаз- трехфазных изме- однофазных изме-телеметрии

полной ных измеренийренийрений

мощности Sактив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.актив.реактив.

I А- R-II

А- R+ III

А- R-IV

А- R+

P-Q-P+Q+

P- Q+ P-Q+

P-Q- P- Q-P-

Q+P+ Q-

имп. А- имп. R-

имп. А- имп. R+

имп. А- имп. R-

имп. А- имп. R+

По полученным значениям активной и реактивной мощности трехфазной системы фор-

мируются импульсы телеметрии на двух конфигурируемых испытательных выходах счетчика.

Импульсы телеметрии имеют максимальную длительность 150 мс, а частота их следования

пропорциональна соответствующей мощности.

Сформированные импульсы подсчитываются контроллером и сохраняются в

регистрах

текущих значений энергии и профиля мощности по каждому виду энергии (мощности) и

направлению до свершения события. По свершению события, текущие значения энергии или

мощности добавляются в соответствующие энергонезависимые регистры учета энергии и мас-

сивы профиля мощности. При этом, в качестве события выступает время окончания текущего

тарифа или время окончания интервала интегрирования мощности для массива профиля, опре-

деляемое по встроенным энергонезависимым часам реального времени.

При учете потерь импульсы телеметрии формируются с учетом мощности потерь

P

S

=P±P

п

, Q

S

=Q±Q

п

, подсчитываются контроллером

и

отдельно сохраняются в регистрах

теку-

щих значений энергии и профиля мощности с учетом потерь по каждому виду энергии (мощно-

сти) и направлению до свершения события. Знак учета потерь является конфигурационным па-

раметром счетчика и зависит от расположения точки учета и точки измерения.

Лист № 6

Всего листов 25

Счетчики выпускаются в различных модификациях, которые отличаются классом точно-

сти, номинальными напряжениями, номинальными токами, наличием интерфейса Ethernet и ти-

пом установленного сменного дополнительного интерфейсного модуля. Варианты исполнения

счетчиков приведены в таблице 5. Варианты исполнения сменных дополнительных интерфейс-

ных модулей приведены в таблице 6.

Вариант

исполнения

3

´

(120-230)/

(208-400)

3

´

(57,7-115)/

(100-200)

3

´

(120-230)/

(208-400)

Таблица 5 – Варианты исполнения счетчиков

Номи-

нальный

Условное обозна-(макси-Номинальное

чение счетчика маль- напряжение, В

ный)

ток, А

ТЕ3000.005(10)

ТЕ3000.015(10)

ТЕ3000.025(10)

Класс точно- Нали-

сти измере- чие

ния актив- интер-

ной/реак- фейса

тивной энер-Ether-

гии net

0,2S/0,5есть

0,5S/1,0есть

0,2S/0,5 нет

ФРДС.411152.005

-01

-02

3

´

(57,7-115)/

(100-200)

ТЕ3000.035(10)

ТЕ3000.045(10)

ТЕ3000.055(10)

ТЕ3000.065(10)

ТЕ3000.075(10)

ТЕ3000.08 1(2)

ТЕ3000.09 1(2)

ТЕ3000.10 1(2)

ТЕ3000.11 1(2)

ТЕ3000.12 1(2)

ТЕ3000.13 1(2)

ТЕ3000.14 1(2)

ТЕ3000.15 1(2)

0,5S/1,0нет-03

0,2S/0,5 есть-04

0,5S/1,0 есть-05

0,2S/0,5нет-06

0,5S/1,0нет-07

0,2S/0,5 есть-08

0,5S/1,0 есть-09

0,2S/0,5нет-10

0,5S/1,0нет-11

0,2S/0,5 есть-12

0,5S/1,0 есть-13

0,2S/0,5нет-14

0,5S/1,0нет-15

Таблица 6 – Типы устанавливаемых сменных дополнительных интерфейсных модулей

Условное обозна-Наименование

чение модуля

01Коммуникатор GSM ТЕ101.02.01, С-1.02.01 (сеть 2G)

02 Модем PLC

03 Модем PLC

M-2.01(Т).01 (однофазный)

M-2.01(Т).02 (трехфазный)

04Коммуникатор 3G ТЕ101.03.01, С-1.03.01 (сеть 2G+3G)

05Модем Ethernet М-3.01(Т).ZZ

06Модем ISM М-4.01(Т).ZZ (430 МГц)

07Модем ISM М-4.02(Т).ZZ (860 МГц)

08Модем ISM М-4.03(Т).ZZ (2400 МГц)

09Модем оптический М-5.01(Т).ZZ

10Коммуникатор Wi-Fi ТЕ102.01.ZZ, C-2.01.ZZ

11Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01, С-1.04.01 (сеть 2G+3G+4G)

12Коммуникатор 4G ТЕ101.04.01/1, С-1.04.01/1 (сеть 2G+4G)

13Коммуникатор NBIoT ТЕ101.01.01 (сеть 2G+4G NBIoT)

14Коммуникатор NBIoT ТЕ101.01.01/1 (сеть 4G только NBIoT)

15Модем LoRaWAN M-6(Т).ZZ.ZZ

16Модем Bluetooth M-7(Т).ZZ.ZZ

Лист № 7

Всего листов 25

Продолжение таблицы 6

Условное обозна-Наименование

чение модуля

Примечания

1 ZZ – вариант исполнения интерфейсного модуля

2 В счетчики могут устанавливаться дополнительные интерфейсные модули, не приведен-

ные в таблице 3 со следующими характеристиками:

-

при питании от внутреннего источника счетчика с напряжением 12 В потребляемый

ток не должен превышать 200 мА;

-

при питании от внешнего источника величина напряжения изоляции цепей интер-

фейса RS-485 модуля от цепей электропитания должна быть 4000 В (среднеквадратическое зна-

чение в течение 1 минуты).

Счетчики, независимо от варианта исполнения, имеют два интерфейса

RS-485,

оптиче-

ский интерфейс и блок резервного питания. Все интерфейсы независимые, равноприоритетные

и гальванически изолированы друг от друга и силовой сети.

Запись счетчика при его заказе и в конструкторской документации другой продукции

должна содержать: наименование «Счётчик электрической энергии многофункциональный –

измеритель ПКЭ», условное обозначения счетчика, условное обозначение устанавливаемого

дополнительного интерфейсного модуля и

номера технических условий. Пример записи счёт-

чика-«Счётчикэлектрическойэнергиимногофункциональный-измерительПКЭ

ТЕ3000.ХX.YY ФРДС.411152.005ТУ». Где ХХ – вариант исполнения счетчика в соответствии с

таблицей

5. YY – условное обозначение дополнительного интерфейсного модуля в соответст-

вии с таблицей 6. Если в счетчик не устанавливается дополнительный сменный интерфейсный

модуль, то поле YY должно оставаться пустым.

Подключение счетчиков к сети производится через измерительные трансформаторы на-

пряжения и тока. Счетчики с номинальным напряжением 3×(57,7-115)/(100-200) В могут ис-

пользоваться на подключениях с номинальными фазными напряжениями из ряда: 57,7; 63,5;

100; 110; 115 В. Счетчики с номинальным напряжением 3×(120-230)/(208-400) В могут исполь-

зоваться как с измерительными трансформаторами напряжения, так и без них на подключениях

с номинальными фазными напряжениями из ряда: 120, 127, 173, 190, 200, 220, 230 В.

Тарификация и архивы учтенной энергии

Счетчики ведут многотарифный учет активной

и реактивной энергии прямого и обрат-

ного направления и четырехквадрантной реактивной энергии в восьми тарифных зонах (тарифы

Т1-Т8 и сумма по всем тарифам), по восьми типам дней (понедельник, вторник, среда, четверг,

пятница, суббота, воскресение, праздник) в двенадцати сезонах. Сезоном является календарный

месяц года. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут. Чередование тарифных зон в сутках

ограничено числом десятиминутных интервалов в сутках и составляет 144 интервала.

Тарификатор счетчика использует активное тарифное расписание, расписание празднич-

ных дней и список перенесенных дней. Список перенесенных дней позволяет изменить тарифи-

кацию по типу дня, не изменяя тарифного расписания (например, рабочая суббота, которая

должна тарифицироваться как вторник). Кроме активного тарифного расписания в счетчик мо-

жет быть введено пассивное тарифное расписание, которое вступает в силу (становится актив-

ным) или по интерфейсной команде или по заданному времени.

Счетчик ведет нетарифицированный раздельный учет энергии (активной в двух направ-

лениях и четырехквадрантной реактивной энергии) по каждой фазе сети, нетарифицированный

учет энергии с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи и силовом

трансформаторе и нетарифицированный учет числа импульсов, поступающих от внешних уст-

ройств по цифровым входам. При этом формируются следующие архивы ученной энергии, дос-

тупные через интерфейсы связи:

-

всегоот сброса (нарастающий итог);

-

за текущий год и 9 предыдущих лет;

Лист № 8

Всего листов 25

-

на начало текущего года и 10 предыдущих лет;

-

за текущий месяц и 35 предыдущих месяцев;

-

на начало текущего месяцаи 36 предыдущих месяцев;

-

за текущие сутки и 123 предыдущих суток;

-

на начало текущих суток и 124 предыдущих суток.

Профили мощности нагрузки

Счетчики ведут два базовых

четырехканальных

независимых массива профиля мощно-

сти с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной

мощности прямого и обратного направления (четыре канала в каждом массиве). Если счетчики

используются на подключениях с номинальными напряжениями 3×(100-115/173-200) В, то вре-

мя интегрирования может программироваться только в диапазоне от 1 до 30 минут.

Каждый базовый массив профиля мощности может конфигурироваться для ведения

профиля мощности нагрузки с учетом активных и реактивных потерь в линии электропередачи

и силовом трансформаторе со временем интегрирования от 1 до 30 минут.

Глубина хранения каждого базового массива профиля составляет:

-

114 суток при времени интегрирования 30 минут;

-

170 суток при времени интегрирования 60 минут.

Счетчики, наряду с двумя базовыми массивами профиля мощности нагрузки, ведут два не-

зависимых массива профиля параметров (далее - расширенные массивы профиля или 3-й и

4-й массивы профиля) с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут.

Каждый расширенный массив профиля может конфигурироваться в части выбора количества и

типа профилируемых параметров, а также формата хранения данных. Число каналов расширен-

ного массива профиля может программироваться в диапазоне от 1 до 48, а типы профилируе-

мых параметров выбираться из таблиц 7 и 8 (кроме коэффициентов мощности, даты и времени).

Кроме того, в расширенных массивах могут профилироваться все четыре мощности, как и в базо-

вых массивах без ограничений по времени интегрирования для структур данных 02, 04 - 06.

Таблица 7 – Типы профилируемых параметров для расширенного массива профиля

Наименование параметраОбозначение

Напряжение в фазе 1U

1

Напряжение в фазе 2U

2

Напряжение в фазе 3U

3

Напряжение прямой последовательности U

1(1)

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения в фазе 1 Ku

1

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения в фазе 2 Ku

2

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения в фазе 3 Ku

3

Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности К

0U

Межфазное напряжение межу фазами 1 и 2 U

12

Межфазное напряжение между фазами 2 и 3 U

23

Межфазное напряжение между фазами 3 и 1 U

31

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности К

2U

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения между Ku

12

фазами 1 и 2

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения междуKu

23

фазами 2 и 3

Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения междуKu

31

фазами 3 и 1

Частота сетиF

Ток в фазе 1I

1

Ток в фазе 2I

2

Ток в фазе 3I

3

Ток нулевой последовательности I0

(1)

Лист № 9

Всего листов 25

Продолжение таблицы 7

Наименование параметра

Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока в фазе 1

Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока в фазе 2

Суммарный коэффициент гармонических составляющих тока в фазе 3

Коэффициент несимметрии тока по нулевой последовательности

Коэффициент несимметрии тока по обратной последовательности

Температура внутри счетчика

Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 1

Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 2

Положительное отклонение фазного напряжения по фазе 3

Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 12

Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 23

Положительное отклонение междуфазного напряжения фаз 31

Положительное отклонение частоты

Отрицательное отклонение частоты

Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 1

Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 2

Отрицательное отклонение фазного напряжения по фазе 3

Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 12

Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 23

Отрицательное отклонение междуфазного напряжения фаз 31

Обозначение

K

I1

K

I2

K

I3

К

0I

К

2I

T

δU

1(+)

δU

2(+)

δU

3(+)

δU

12(+)

δU

23(+)

δU

31(+)

δf

(+)

δf

(-)

δU

1(-)

δU

2(-)

δU

3(-)

δU

12(-)

δU

23(-)

δU

31(-)

Регистрация максимумов мощности нагрузки

Счетчики могут использоваться как регистраторы максимумов мощности (активной, ре-

активной, прямого и обратного направления) по каждому массиву профиля мощности с исполь-

зованием двенадцатисезонного расписания утренних и вечерних максимумов.

Максимумы мощности фиксируются в архивах счетчика:

-

от сброса (ручной сброс или сброс по интерфейсномузапросу):

-

за текущий и каждый из двенадцати предыдущих месяцев.

В архивах максимумов фиксируется значение максимума мощности и время, соответст-

вующее окончанию интервала интегрирования мощности соответствующего массива профиля.

Если массив профиля мощности сконфигурирован для мощности с учетом потерь, то в архивах

максимумов фиксируется максимальная мощность с учетом потерь.

Измерение параметров сети и показателей качества электрической энергии.

Счетчики измеряют мгновенные значения (время интегрирования от 0,2 до 5 секунд с

шагом 200 мс) физических величин, характеризующих трехфазную электрическую сеть, и мо-

гут использоваться как измерители или датчики параметров, приведенных в таблице 8, с нор-

мированными метрологическими характеристиками. Все измеряемые параметры сети доступны

через интерфейсы связи и могут отображаться на индикаторе счетчика в режиме вспомогатель-

ных параметров с разрешающей способностью, приведенной в таблице 8.

Примечание

По каждой фазе сети и

сумме фаз

Таблица 8 – Измеряемые параметры

Наименование параметра

Активная мощность, Вт

Реактивная мощность, вар

Полная мощность, В

×

А

Активная мощность потерь, Вт

Реактивная мощность потерь, вар

Коэффициент активной мощности cos φ

Коэффициент реактивной мощности sin φ

Коэффициент реактивной мощности tg φ

Цена ед. мл. раз-

ряда индикатора

0,01

0,001

0,01

Лист № 10

Всего листов 25

Наименование параметра

Примечание

Продолжение таблицы 8

По каждой фазе сети

По каждой паре фаз

По каждой фазе сети

Цена ед. мл. раз-

ряда индикатора

0,01

0,0001

0,01

По каждой фазе сети

Фазное напряжение, В

Межфазное напряжение, В

Напряжение прямой последовательности, В

Ток, А

Ток нулевой последовательности, А

Частота сети, Гц

Суммарный коэффициент гармонических со-

ставляющих токов, %

Коэффициент несимметрии тока по нулевой

и обратной последовательностям, %

0,01

Счетчики ведут измерение

параметров показателей качества электроэнергии в соответ-

ствии с ГОСТ 30804.4.30-2013 для класса измерений S и ГОСТ 30804.4.7-2013 класса II. Изме-

ряемые параметры, объединенные на интервале времени 3 секунды, приведены в таблице 7.

Кроме параметров, приведенных в таблице 7, к измеряемым параметрам КЭ относятся:

-

коэффициенты гармонических составляющих фазных, междуфазных напряжений и

токов порядка n (n=2-40);

-

коэффициенты интергармонических составляющих фазных, междуфазных напряже-

ний и токов порядка n (n=1-39);

-

характеристики провалов, прерываний напряжения и перенапряжений.

Счетчики ведут профиль ПКЭ по 40 параметрам, приведенным в таблице 5, объединен-

ным на интервале времени 10 минут (по умолчанию).

Счетчики ведут непрерывный мониторинг ПКЭ в соответствии с ГОСТ 33073-2014 по

следующим показателям:

-

отклонение частоты;

-

положительное и отрицательное отклонение фазных (или междуфазных) напряжений;

-

суммарный коэффициент гармонических составляющих фазных (или междуфазных)

напряжений;

-

коэффициенты гармонических составляющих фазных (или междуфазных) напряжений

порядка n (n=2-40);

-

коэффициенты интергармонических составляющих фазных (или междуфазных) на-

пряжений порядка n (n=1-39);

-

коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательности;

-

характеристики провалов, перенапряжений и прерываний напряжения.

Счетчики ведут суточные статистические таблицы ПКЭ с формированием протокола ис-

пытаний по ГОСТ 33073-2014 для каждых календарных суток, глубиной 40 суток.

Испытательные выходы и цифровые входы.

В счетчиках функционируют два изолированных испытательных выхода основного

пе-

редающего устройства. Каждый испытательный выход может конфигурироваться:

-

для формирования импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной,

реактивной, прямого и обратного направления, и четырехквадрантной реактивной, в том числе и с

учетом потерь);

-

для формирования сигналов индикации превышения программируемого порога мощ-

ности (активной, реактивной, прямого и обратного направления);

-

для формирования сигналов телеуправления;

-

для проверки точности хода встроенных часов реального времени (только канал 0);

-

для формирования сигнала управления нагрузкой по различным программируемым

критериям (только выход канала 0).

Лист № 11

Всего листов 25

В счетчиках функционируют два цифровых входа, которые могут конфигурироваться:

-

для управления режимом поверки (только первый цифровой вход).

-

для счета нарастающим итогом количества импульсов, поступающих от внешних уст-

ройств (по переднему, заднему фронту или обоим фронтам);

-

как вход телесигнализации.

Управление нагрузкой.

Счетчики позволяют формировать сигнал управления нагрузкой на конфигурируемом

испытательном выходе (канал 0) по различным программируемым критериям для целей управ-

ления нагрузкой внешним силовым отключающим устройством и могут работать в следующих

режимах:

-

в режиме ограничения мощности нагрузки;

-

в режиме ограничения энергии за сутки;

-

в режиме ограничения энергии за расчетный период;

-

в режиме контроля напряжения сети;

-

в режиме контроля температуры счетчика;

-

в режиме управления нагрузкой по расписанию;

-

в режиме управления нагрузкой по наступлению сумерек.

Указанные режимы могут быть разрешены или запрещены в любых комбинациях.

Независимо от установленных режимов,

сигнал управления нагрузкой формируется по

интерфейсной команде оператора.

Журналы счетчиков.

Счетчики ведут

журналы событий, журналы показателей качества электрической энер-

гии, журналы провалов и перенапряжений, журналы превышения порога мощности и статус-

ный журнал.

В журналах событий фиксируются времена начала/окончания событий. Каждое событие

фиксируется в отдельном журнале. Перечень

журналов и глубина хранения каждого журнала

приведены в таблице 9.

Название журнала событий

Таблица 9 - Журналы событий

Журнал вскрытия крышки зажимов

Глубина хранения

событий записей

100 50

Журнал перепрограммирования счетчика (фиксация факта связи со счет-5050

чиком, приведший к изменению данных)

Журнал вскрытия корпуса10050

Дата и время последнего программирования 1 1

Журнал неправильного чередования фаз10050

Журнал инициализации счетчика100 100

Журнал сброса показаний 1010

Журнал выключения/включения счетчика10050

Журнал выключения/включения фазы 110050

Журнал выключения/включения фазы 210050

Журнал выключения/включения фазы 310050

Журнал перехода не резервное питание10050

Журнал

отклонения

коэффициента мощности от нормированного значе-10050

ния (tg

j

)

Журнал воздействия повышенной магнитной индукции10050

Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 1 4020

Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 2 4020

Журнал наличия тока при отсутствии напряжения в фазе 3 4020

Журнал коррекции тарифного расписания 1010

Лист № 12

Всего листов 25

Название журнала событий

Продолжение таблицы 9

Журнал коррекции расписания праздничных дней

Глубина хранения

событий записей

10 10

Журнал коррекции расписания управления нагрузкой5050

Журнал коррекции списка перенесенных дней1010

Журнал коррекции расписания утренних и вечерних максимумов мощно-1010

сти

Журнал инициализации массива профиля 1,2,3,4 (4 журнала)4040

Журнал сброса максимумов по первому, второму и третьему массиву про-3030

филя (3 журнала)

Журнал несанкционированного доступа к счетчику1010

Журнал управления нагрузкой5050

Журнал изменения состояний выходов телеуправления и входов телесиг- 100 100

нализации

Журнал изменений коэффициентов трансформации1010

Журнал изменений параметров измерителя качества1010

Журнал изменений параметров измерителя потерь1010

Журнал превышения максимального тока в фазах 1,2,3 (3 журнала) 12060

Журнал обновления метрологически не значимой части ПО2020

Журнал перепрограммирования параметров счетчика по протоколу СЭТ 100 100

Журнал изменение знака направления активной мощности по фазе 1,2,3 (3 300 150

журнала)

Журнал времени калибровки счётчика1010

Журнал перепрограммирования параметров счетчика через протокол 100 100

СПОДЭС

Журнал HDLC коммуникаций100100

В журналах показателей качества электроэнергии фиксируются времена выхода/возврата

за установленные границы параметров КЭ, усредненные в интервале времени (по умолчанию):

-

10 секунд для частоты сети;

-

10 минут для остальных параметров.

Перечень журналов ПКЭ и глубина хранения каждого журнала приведены в

таблице 10.

Таблица 10 – Журналы ПКЭ

Название журнала ПКЭ

Глубина хранения

событий записей

1200 600

1200600

200100

Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ* фаз-

ных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений. Положи-

тельные и отрицательные отклонения напряжений (12 журналов)

Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ* фаз-

ных (фазы 1,2,3) и междуфазных (фазы 12, 23, 31) напряжений

(12 журналов)

Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ напря-

жения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)

Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ напря-

жения прямой последовательности U1(1) (2 журнала)

Журналы выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы ПДЗ частоты

сети. Отклонение частоты (2 журнала)

200100

Лист № 13

Всего листов 25

Продолжение таблицы 10

Название журнала ПКЭ

Глубина хранения

событий записей

200 100

600300

10050

5050

Журнал выхода/возврата за верхнюю и нижнюю границы НДЗ частоты

сети. Отклонение частоты (2 журнала)

Время выхода/возврата за границу ПДЗ суммарного коэффициента гар-

монических составляющих фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных

(фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов)

Время выхода/возврата за границу НДЗ суммарного коэффициента гар-

монических составляющих фазных (фазы 1,2,3) и междуфазных

(фазы 12, 23, 31) напряжений (6 журналов)

Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несимметрии

напряжения по нулевой последовательности K0u

Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несимметрии

напряжения по нулевой последовательности K0u

Журнал выхода/возврата за границу ПДЗ коэффициента несимметрии

напряжения по обратной последовательности K2u

Журнал выхода/возврата за границу НДЗ коэффициента несимметрии

напряжения по обратной последовательности K2u

Журнал положительного и отрицательного

отклонения

фазных

или ме-

ждуфазных напряжений за расчетный период

* ПДЗ – предельно допустимое значение (граница 100 %);

НДЗ – нормально допустимое значение (граница 95 %)

Журналы провалов, прерываний напряжений и перенапряжений относятся к журналам

ПКЭ, но выделены в отдельную группу. В журналах провалов и перенапряжений фиксируется

остаточное напряжение и длительность провала напряжения, величина и длительность перена-

пряжения для каждой фазы сети и

трехфазной

системы. Кроме журналов ведется статистиче-

ская таблица параметров провалов, прерываний напряжений и перенапряжений для каждой фа-

зы сети и трехфазной системы. Статистические таблицы могут очищаться по интерфейсному

запросу с фиксацией факта и времени очистки в журналах очистки статистики.

Перечень журналов провалов и перенапряжений и глубина хранения каждого журнала

приведены в таблице 11.

Таблица 11 – Журналы провалов и перенапряжений

Название журнала

Глубина хранения

событий записей

50 50

150 150

10 10

3030

Журнал провалов и перенапряжений в 3-х фазной системе

Журналы провалов и перенапряжений в фазах 1,2,3 (3 журнала)

Журнал очистки статистической таблицы провалов и перенапряжений в

3-х фазной системе

Журналы очистки статистических таблиц провалов и перенапряжений в

фазах 1,2,3 (3 журнала)

Журнал прерывания напряжения (выхода/возврата напряжения во всех

трех фазах за заданный порог)

10050

В журналах превышения порога мощности фиксируется время выхода/возврата за уста-

новленную границу среднего значения активной и реактивной мощности прямого и обратного

направления из первого, второго или третьего массива профиля

мощности. Глубина хранения

журнала по каждой мощности 50 записей с фиксацией 100 событий.

Лист № 14

Всего листов 25

В статусном журнале фиксируются ошибки в работе счетчика, выявленные системой не-

прерывной диагностики. При обнаружении ошибки устанавливается позиционный флаг ошибки

в слове состояния счетчика, которое фиксируется в статусном журнале со штампом времени

возникновения ошибки. По измененному слову состояния подключается система

реанимации, стремящаяся устранить возникшую ошибку. Если это удалось, то в слове состоя-

ния снимается флаг ошибки и измененное слово состояния записывается в статусный журнал

Устройство индикации.

Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор

с подсветкой (ЖКИ) для отображе-

ния учтенной энергии и измеряемых величин и три кнопки управления режимами индикации.

Индикатор счетчика может работать в одном из четырех режимов:

-

в режиме индикации текущих измерений;

-

в режиме индикации основных параметров;

-

в режиме индикации вспомогательных параметров;

-

в режиме индикации технологических параметров.

Счетчики в режиме индикации текущих измерений позволяют отображать на табло ЖКИ

текущее значение активной или реактивной учтенной энергии нарастающего итога, текущего

направления по текущему тарифу.

Счетчики в режиме индикации основных параметров позволяют отображать на табло

ЖКИ архивные данные:

-

учтенную активную и реактивную энергию прямого и обратного направления и четы-

рехквадрантную реактивную энергию по каждомутарифу и сумме тарифов;

-

энергию с учетом потерь в линии передачи и силовом трансформаторе;

-

число импульсов от внешних датчиков, посчитанных по цифровым входам 1 и 2.

Все перечисленные выше данные отображаются из ранее сохраненных архивов:

-

всего от сброса показаний (нарастающий итог);

-

за текущий и предыдущий год;

-

за текущий и предыдущий месяц;

-

за текущие и предыдущие сутки;

-

на начало текущего года;

-

на начало текущего и предыдущего месяца;

-

на начало текущих и предыдущих суток.

Кроме перечисленных выше данных в режиме индикации основных параметров ото-

бражаются значения и время фиксации утренних и вечерних максимумов мощности по перво-

му, второму и третьему массиву профиля мощности.

Счетчики в режиме индикации вспомогательных параметров позволяют отображать на

индикаторе измеренные мгновенные значения физических величин, указанных в таблице 8.

Счетчики в режиме индикации технологических параметров позволяют отображать на

индикаторе:

-

версию программного обеспечения (ПО) счетчика (20.00.ХХ);

-

контрольную сумму метрологически значимой части ПО (5C4F);

-

производительность системы;

-

размер свободной динамической памяти;

-

короткий сетевой адрес счетчика.

Интерфейсы связи.

Счетчики имеют четыре равноприоритетных, независимых, гальванически изолирован-

ных интерфейса связи: оптический интерфейс (ГОСТ IEC 61107-2011), два интерфейса

RS-485 и опционально интерфейс Ethernet.

В счетчики могут устанавливаться сменные дополнительные интерфейсные модули в соот-

ветствии с таблицей 6 для обеспечения удаленного доступа к интерфейсу RS-485 счетчика через

соответствующие сети. При этом счетчик становится коммуникатором и к его интерфейсу RS-485

могут быть подключены другие счетчики объекта без дополнительных интерфейсных модулей, об-

разуя локальную сеть объекта, с возможностью удаленного доступа к каждомусчетчикуобъекта.

Лист № 15

Всего листов 25

Счетчики через любой интерфейс связи обеспечивают возможность: дистанционного

управления функциями, программирования (перепрограммирования) режимов и параметров,

считывания параметров и данных.

Счетчики через любой интерфейсы связи поддерживают следующие протоколы обмена:

-

ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02 - совместимый протокол;

-

СПОДЭС (DLMS/COSEM) с транспортным уровнем HDLC;

-

WRAPPER (DLMS/COSEM, СПОДЭС)

-

ModBus RTU и ModBus TCP;

-

Канальный пакетный протокол системы «Пирамида».

Работа со счетчиками через интерфейсы связи может производиться с применением про-

граммного обеспечения «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Доступ к параметрам и данным со стороны интерфейсов связи защищен паролями на

чтение и программирование и управления нагрузкой (три уровня доступа). Метрологические

коэффициенты и заводские параметры защищены аппаратной перемычкой

и не доступны без

снятия пломб предприятия-изготовителя и нарушения знака поверки.

Защита от несанкционированного доступа

Для защиты от несанкционированного доступа в счетчиках предусмотрена установка

пломб ОТК предприятия-изготовителя и организации, осуществляющей поверку счетчика.

После установки на объект счетчики должны пломбироваться пломбами обслуживаю-

щей организации.

Кроме механического пломбирования

в счетчиках предусмотрено электронное пломби-

рование корпуса счетчика и крышки зажимов. При этом факт и время вскрытия крышек фикси-

руется в соответствующих журналах событий счетчика.

Счетчики содержат измеритель магнитного поля на основе датчика с заявленными мет-

рологическими характеристиками для фиксации факта, величины и времени воздействия на

счетчик переменного или постоянного магнитного поля повышенной индукции внешнего про-

исхождения, превышающей установленное пороговое значение. Время начала и окончания воз-

действия фиксируется в журнале событий счетчика, а факт воздействия индицируется на ЖКИ.

Общий вид счетчика, схема пломбирования

от несанкционированного доступа

и обозна-

чение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 1.

Лист № 16

Всего листов 25

Рисунок 1 - Общий вид счетчика, схема пломбирования

от несанкционированного доступа

и обо-

значение места нанесения знака поверки

Пломбы

крышки зажимов

обслуживающей

организации

Пломба со

знаком

поверки

Пломба

с оттиском

клейма ОТК

Пломба со

знаком

поверки

Лист № 17

Всего листов 25

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) счетчиков имеет структуру с разделением на метроло-

гически значимую и метрологически незначимую части. Каждая

структурная часть

исполняе-

мого кода программы во внутренней памяти микроконтроллера защищается циклической

контрольной суммой, которая непрерывно контролируется системой диагностики счетчиков.

Метрологические характеристики счетчиков напрямую зависят от калибровочных коэф-

фициентов, которые записываются в память счетчиков на предприятии-изготовителе на стадии

калибровки. Калибровочные коэффициенты защищаются циклическими контрольными сумма-

ми, которые непрерывно контролируется

системой диагностики счетчиков. Массивы калибро-

вочных коэффициентов защищены аппаратной перемычкой защиты записи и не доступны для

изменения без вскрытия счетчиков.

При обнаружении ошибок контрольных сумм (КС) системой диагностики устанавлива-

ются флаги ошибок в слове состояния счетчиков с записью события в статусный журнал и ото-

бражением сообщения об ошибке на ЖКИ:

-

Е-09- ошибка КС метрологически незначимой части программы;

-

Е-10- ошибка КС массивакалибровочных коэффициентов;

-

E-15- ошибка КС метрологически значимой части программы.

Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния программного обеспе-

чения.

Конструкция счетчиков исключает возможность несанкционированного влияния на ПО

счетчика и измерительную информацию.

Версия ПО счетчиков и цифровой идентификатор ПО могут отображаться на ЖКИ в

кольце индикации технологических параметров.

Уровеньзащитыпрограммногообеспечения«высокий»всоответствиис

Р 50.2.077-2014.

CRC 16 ModBus RTU

Таблица 12 – Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

te3000.hex

20.00.ХХ

5C4F

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного

обеспечения

Примечание - Номер версии ПО состоит из трех полей, каждое поле содержит два символа:

- первое поле - код устройства (20 – ТЕ3000);

- второе поле – номер версии метрологически значимой части ПО;

- третье поле – номер версии метрологически незначимой части ПО.

Метрологические и технические характеристики

0,2S или 0,5S;

0,5*

1,0

Значение

1 (2) или 5 (10)

Таблица 13 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении в

соответствии с вариантом исполнения:

-

активной энергии по ГОСТ 31819.22-2012

-

реактивной энергии

-

реактивной энергии по ГОСТ 31819.23-2012

Номинальный (максимальный) ток (I

ном

/

I

макс

)

, А

Максимальный ток в течение 0,5 с, А

20I

макс

1 или 5

Стартовый ток (чувствительность) (0,001I

ном

), мА

Номинальное напряжение (U

ном

), В

3×(57,7-115)/(100-200);

3×(120-230)/(208-400)

Лист № 18

Всего листов 25

3×(46-138)/(80-240);

3×(96-276)/(166-480)

от 90 до 276

±

0,2 или

±

0,5;

±

0,3 или

±

0,6;

±

0,4 или

±

1,0;

±

0,5 или

±

1,0;

±

0,5 или

±

1,0

±

0,5 или

±

1,0;

±

0,6 или

±

1,0;

±

1,0 или

±

1,5;

±

1,0 или

±

1,5;

±

1,0 или

±

1,5;

- коэффициента реактивной мощности, δk

tg

- мощности активных потерь,

d

Pп

- мощности реактивных потерь,

d

Qп

d

Q

;

(δ

p

+δ

s

);

(δ

Q

+δ

s

);

(δ

Q

+δ

p

);

(2

d

i

+ 2

d

u

);

(2

d

i

+ 4

d

u

);

п

Р

d

Р

×

Р

±

Р

п

+

d

Рп

×

Р

±

Р

п

;

0,01 (0,03);

0,02 (0,05);

0,03 (0,05);

0,05 (0,07)

Значение

Продолжение таблицы 11

Наименование характеристики

Установленный рабочий диапазон напряжений от 0,8Uном до

1,2Uном, В:

- для счетчиков с U

ном

3

´

(57,7-115)/(100-200) В

- для счетчиков с U

ном

3×(120-230)/(208-400) В

Диапазон входных напряжений резервного источника питания

(переменного или постоянного тока), В

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измере-

ния, %:

-

активной мощности (прямого и обратного направления при актив-

ной, индуктивной и емкостной нагрузках в зависимости от класса

точности 0,2S или 0,5S),

d

P

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, cos

j

=1;

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, cos

j

=0,5;

при 0,01I

ном

£

I

<

0,05I

ном

, cos

j

=1;

при 0,02I

ном

£

I

<

0,05I

ном

, cos

j

=0,5;

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, cos

j

=0,25

- реактивной мощности (прямого и обратного направления при актив-

ной, индуктивной и емкостной нагрузках в зависимости от класса

точности 0,5 или 1),

d

Q

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, sin

j

=1;

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, sin

j

=0,5;

при 0,01I

ном

£

I

<

0,05I

ном

, sin

j

=1;

при 0,02I

ном

£

I

<

0,05I

ном

, sin

j

=0,5;

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

,

sin

j

=0,25;

- полной мощности,

d

S

(аналогично реактивной мощности)

- коэффициента активной мощности, δk

Р

- коэффициента реактивной мощности, δk

Q

п

Q

d

Q

×

Q

±

Q

п

+

d

Qп

×

Q

±

Q

п

- активной энергии и мощности с учетом потерь (P+P

п

) прямого и об-

ратного направления,

d

P+Pп

- реактивной энергии и мощности с учетом потерь (Q+Q

п

) прямого и

обратного направления,

d

Q+Qп

Средний температурный коэффициент в диапазоне температур от

–40 до +60

°

С, %/К, при измерении:

- активной энергии и мощности для классаточности 0,2S (0,5S)

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, cos

j

=1

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, cos

j

=0,5

- реактивной энергии и мощности для классаточности 0,5 (1,0)

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, sin

j

=1

при 0,05I

ном

£

I

£

I

макс

, sin

j

=0,5

Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включен-

ном и выключенном состоянии, c/сут

±

0,5

Лист № 19

Всего листов 25

±

0,1;

от 0,1U

ном н

до 1,5U

ном в

±0,2

от 0 до +50

от 0 до +90

от 0 до +50

от 0 до +90

±0,2

от 0 до 20

±0,15

от 0,1 до 50

от 0,05 до 50

Значение

±

0,22

50

от 42,5 до 57,5

±0,01

от -7,5 до +7,5

±0,01

±0,1;

±5

Продолжение таблицы 11

Наименование характеристики

Изменение точности хода часов в диапазоне рабочих температур,

c/

°

С /сут:

- во включенном состоянии в диапазоне температур от –40 до +60

°

С

- в выключенном состоянии в диапазоне температур от –40 до

+70

°

С

Номинальная частота сети, Гц

Диапазон измеряемых частот, Гц

Пределыдопускаемой абсолютнойпогрешности измерения частоты,Гц

Диапазон измерения отклонения частоты от 50 Гц, Гц

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения откло-

нения частоты, Гц

Диапазон измерения среднеквадратического значения напряжения, В:

- фазного напряжения (U

A

, U

B

, U

C

)

- фазного напряжения основной частоты (U

A(1)

, U

B(1)

, U

C(1)

)

- междуфазного напряжения (U

AB

, U

BC

, U

CA

)

- междуфазного напряжения основной частоты (U

AB(1)

, U

BC(1)

, U

CA(1)

)

- напряжения прямой последовательности (U

1

)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения сред-

неквадратического значения напряжения, %

Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадрати-

ческого значения фазного и междуфазного напряжения (δU

(+)

), %

Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратиче-

ского значения фазного и междуфазного напряжения (δU

(-)

), %

Диапазон измерения положительного отклонения среднеквадрати-

ческого значения фазного и междуфазного напряжения (δU

(+)

), %

Диапазон измерения отрицательного отклонения среднеквадратиче-

ского значения фазного и междуфазного напряжения (δU

(-)

), %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения положи-

тельного и отрицательного отклонений среднеквадратического зна-

чения фазного и междуфазного напряжения, %

Диапазон измерения коэффициента несимметрии напряжения по

нулевой (К

0U

) и обратной (К

2U

) последовательностям, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения коэф-

фициента несимметрии напряжения, %

Диапазон измерения суммарного коэффициента гармонических со-

ставляющих фазных (К

UA

, К

UB

, К

UC

) и междуфазных (К

UAB

, К

UBC

,

К

UCA

) напряжений, %

Пределы допускаемой погрешности измерения суммарного коэффи-

циента гармонических составляющих фазных и междуфазных на-

пряжений, %:

- при К

u

< 1 %, (∆)**

- при К

u

≥ 1 %, (δ)***

Диапазон измерения коэффициента n-ой гармонической составляю-

щей фазного (К

UA(n)

, К

UB(n)

, К

UC(n)

) и междуфазного (К

UAB(n)

, К

UBC(n)

,

К

UCA(n)

) напряжения, (n=2 – 40), %

Пределыдопускаемой погрешности измерениякоэффициента n-ой гар-

монической составляющейфазного и междуфазногонапряжения, %:

- при К

u

< 1 %, (∆)**

- при К

u

≥ 1 %, (δ)***

±0,05;

±5

Лист № 20

Всего листов 25

от 0,05 до 50

от -180 до +180

±0,2

от -180 до +180

±0,5;

±5

от 0,01I

ном

до 2I

ном

±0,2;

±(0,2+0,02·|I

ном

/I-1|)

от 0,01I

ном

до 2I

ном

±0,2;

±(0,2+0,02·|I

ном

/I

(1)

-1|)

от 0,01I

ном

до 2I

ном

±0,2;

±(0,2+0,02·|I

ном

/I

1

-1|)

от 0 до 50

±0,3

от 0,1 до 60

Значение

±0,05;

±5

Продолжение таблицы 11

Наименование характеристики

Диапазон измерения коэффициента n-ой интергармонической со-

ставляющей фазного (К

UAisg (n)

, К

UBisg (n)

, К

UCisg (n)

) и междуфазного

(К

UABisg (n)

, К

UBCisg (n)

, К

UCAisg (n)

) напряжения, (n=1 – 39), %

Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента n-ой

интергармонической составляющей фазного и междуфазного на-

пряжения, %:

- при К

u

< 1 %, (∆)**

- при К

u

≥ 1 %, (δ)***

Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазными напря-

жениями основной частоты (φ

U

) в диапазоне напряжений

от 0,8U

ном н

до 1,5U

ном в

,

°

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фа-

зового сдвига между фазными напряжениями основной частоты,

°

Диапазон измерения угла фазового сдвига между фазным напряже-

нием и током основной частоты (φ

UI

),

°

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения угла фа-

зового сдвига между фазным напряжением и током основной часто-

ты,

°

:

- при 0,1I

ном

≤ I ≤ 2I

ном

- при 0,01I

ном

≤ I ≤ 0,1I

ном

Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов

(I), А

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения сред-

неквадратического значения фазных токов, %:

- при 0,05I

ном

≤ I ≤ 2I

ном

- при 0,01I

ном

≤ I < 0,05I

ном

Диапазон измерения среднеквадратического значения фазных токов

основной частоты (I

(1)

), А

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения сред-

неквадратического значения фазных токов основной частоты, %:

- при 0,05I

ном

≤ I ≤ 2I

ном

- при 0,01I

ном

≤ I < 0,05I

ном

Диапазон измерения среднеквадратического значения тока прямой

(I

1

) последовательности основной частоты, А

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения сред-

неквадратического значения тока прямой (I

1

) последовательности

основной частоты, %:

- при 0,05I

ном

≤ I ≤ 2I

ном

- при 0,01I

ном

≤ I < 0,05I

ном

Диапазон измерения коэффициента несимметрии тока по нулевой

(К

0I

) и обратной (К

2I

) последовательностям в диапазоне токов от

0,05I

ном

до 2I

ном

, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения коэф-

фициента несимметрии тока по нулевой и обратной последователь-

ностям, %

Диапазон измерения суммарного коэффициента гармонических со-

ставляющих фазных токов (К

I

), %

Лист № 21

Всего листов 25

±0,5;

±5

от 0,05 до 50

±0,5;

±5

от 0,05 до50

±0,5;

±5

±0,02

±1,0

от 0,01 до 60

±

0,02

от 110 до 150

±

1,0

0,05 δ

д

(t-t

23

)****

25000;

5000;

6250;

1250;

800000;

160000;

Продолжение таблицы 11

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой погрешности измерения суммарного коэффи-

циента гармонических составляющих фазных токов, %:

- при K

I

< 3 %, (∆)**

- при K

I

≥ 3 %, (δ)***

Диапазон измерения коэффициента n-ой гармонической составляю-

щей тока К

I(n)

, (n=2 – 40), %

Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента n-ой

гармонической составляющей тока, %:

- при К

I(n)

< 3 %, (∆)**

- при К

I(n)

≥ 3 %, (δ)***

Диапазон измерения коэффициента интергармонической составляю-

щей фазного тока порядка n (K

IAisg(n)

, K

IBisg(n)

, K

ICisg(n)

), (n=1…39), %

Пределы допускаемой погрешности измерения коэффициента ин-

тергармонической составляющей фазного тока порядка n, %:

от 0,01 до 60

от 10 до 100

- при К

I(n

)

< 3 %, (∆)**

- при К

I(n)

≥ 3 %, (δ)***

Диапазон измерения длительности провала напряжения (∆t

п

), с

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения дли-

тельности провала напряжения, с

Диапазон измерения глубины провала напряжения (δU

п

), %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения глубины

провала напряжения, %

Диапазон измерения длительности временного перенапряжения

(∆t

пер u

), с

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения дли-

тельности временного перенапряжения, с

Диапазон измерения значения перенапряжения, (δU

пер

), % опорного

напряжения

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения значе-

ния перенапряжения, % опорного напряжения

Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерения час-

тоты, напряжения и тока в диапазоне температур от –40 до +60

°

С,

d

t

д

, %

Постоянная счетчиков, имп./(кВт

×

ч), имп./(квар

×

ч):

- режим испытательных выходов А

для счетчиков с U

ном

3

´

(57,7-115)/(100-200) В

I

ном

=1 А

I

ном

=5А

для счетчиков с U

ном

3×(120-230)/(208-400) В

I

ном

=1 А

I

ном

=5А

- режим испытательных выходов В

для счетчиков с U

ном

3

´

(57,7-115)/(100-200) В

I

ном

=1 А

I

ном

=5А

для счетчиков с U

ном

3×(120-230)/(208-400) В

I

ном

=1 А

I

ном

=5А

200000;

40000

Лист № 22

Всего листов 25

Продолжение таблицы 11

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия измерений:

- температура окружающего воздуха, °С23±2;

- относительная влажность, % от 30 до 80;

- давление, кПа от 84 до 106

* в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при

измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пре-

делам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по

ГОСТ 31819.22-2012.

** где ∆ – абсолютная погрешность.

*** где

d

- относительная погрешность.

**** где

d

д – пределы допускаемой основной погрешности измеряемой величины, t – темпе-

ратура рабочих условий, t

23

– температура 23

°

С.

35;

15;

50;

20;

Значение

8;

0,01

8;

144;

8;

12

1,1 (1,2);

1,2 (1,3);

1,6 (1,8)

0,5;

1;

1500

0,1

Таблица 14 – Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Жидкокристаллический индикатор:

- число индицируемых разрядов

- цена единицы младшего разряда при отображении энергии и коэффи-

циентах трансформации равных 1, кВт

×

ч (квар

×

ч)

Тарификатор:

- число тарифов

- число тарифных зон в сутках с дискретностью 10 мин

- число типов дней

- число сезонов

Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной це-

пью напряжения счетчика, Вт (В

×

А), не более:

при 57,7 В

при 115 В

при 120 В

при 230 В

При работе от источника резервного питания с установленным флагом

«Резервное питание» для каждой параллельной цепи напряжения:

- ток потребления, мА, не более

- входное сопротивление, МОм

- входная емкость, пФ

Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В

×

А,

не более

Максимальный ток потребления от резервного источника питания пе-

ременного и постоянного тока в диапазоне напряжений от 90 до

276 В, мА, не более

- счетчики без дополнительного интерфейсного модуля

при = 90 В

при = 276 В

при

~

90 В

при

~

276 В

- счетчики с дополнительным интерфейсным модулем (ток 200 мА)

при = 90 В

при = 276 В

при

~

90 В

при

~

276 В

80;

30;

90;

40

Лист № 23

Всего листов 25

- режим порта

2;

30;

50;

Значение

9600, НЕЧЕН;

от 300 до 115200

Продолжение таблицы 12

Наименование характеристики

Скорость обмена информацией, бит/с:

- по оптическомупорту

- по интерфейсуRS-485

Параметры Ethernet-интерфейса:

- спецификация

- число TCP- портов

100Base-T;

4;

клиент или сервер

TCP/IP;

100

5

50;

200

2;

от 4 до 30;

от 0 до 1,5;

- скорость обмена, Мбит/c

Начальный запуск счетчика, с, менее,

Характеристики испытательных выходов:

- количество выходов изолированных конфигурируемых

- максимальное напряжение в состоянии «разомкнуто», В

- максимальный ток в состоянии «замкнуто», мА

- выходное сопротивление:

- в состоянии «разомкнуто», кОм, не менее

- в состоянии «замкнуто», Ом, не более

Характеристики цифровых входов:

- количество цифровых входов

- напряжение присутствия сигнала, В

- напряжение отсутствия сигнала, В

Сохранность данных при прерываниях питания, лет:

- информации, более

- внутренних часов (питание от литиевой батареи), не менее

Самодиагностика

40;

16

Циклическая, непре-

рывная

от –40 до +60;

90;

от 70 до 106,7

Рабочие условия эксплуатации:

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность при 30 °С, %

- давление, кПа

Габаритные размеры, мм, не более

- высота

- ширина

- длина

Масса, кг, не более

Средний срок службы, лет

Средняя наработка до отказа, ч

Время восстановления, ч

299;

170;

101;

1,65

30

220000

2

Знак утверждения типа

наносится на панели счетчиков методом офсетной печати. В эксплуатационной документации

знак утверждения типа наносится на титульных листах типографским способом.

Лист № 24

Всего листов 25

Комплектность средства измерений

1 шт.

ФРДС.411152.005РЭ1*

1 экз.

ФРДС.411152.005РЭ2*

1 экз.

ФРДС.411152.005РЭ3*

1 экз.

ФРДС.00004-01*

1 шт.

Таблица 15 - Комплектность средства измерений

Наименование

Количество

Обозначение

Согласно таблицы 5

Счетчик электрической энергии многофунк-

циональный - измеритель ПКЭ ТЕ3000__.__

(одно из исполнений)

Формуляр

Руководство по эксплуатации. Часть 1

ФРДС.411152.005ФО

ФРДС.411152.005РЭ

1 экз.

Руководство по эксплуатации. Часть 2. Мето-

дика поверки

Руководство по эксплуатации. Часть 3. Дис-

танционный режим

Руководство по эксплуатации. Часть 4. Изме-

рение и учет потерь

Программноеобеспечение«Конфигуратор

СЭТ-4ТМ», версия не ниже 18.11.19

Индивидуальная упаковка

ФРДС.411915.007

1 шт.

Примечания:

1 Позиции, помеченные знаком *, поставляются по отдельному заказу.

2 Ремонтная документация разрабатывается и поставляется по отдельному договору с ор-

ганизациями, проводящими послегарантийный ремонт счетчиков.

Поверка

осуществляется по документу ФРДС.411152.005РЭ1 «Счетчик электрической энергии много-

функциональный – измеритель ПКЭ ТЕ3000. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика

поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2019 г.

Основные средства поверки:

- калибратор переменного тока «Ресурс-К2» (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде № 31319-12);

- ваттметр-счетчик электрической энергии трехфазный эталонный ЦЭ7008 (регистраци-

онный номер в Федеральном информационном фонде № 27558-11);

- частотомер электронно-счетный Ч3-63 (регистрационный номер в Федеральном ин-

формационном фонде № 9084-83);

- секундомер механический СОСпр-2б-2 (регистрационный номер в Федеральном ин-

формационном фонде № 11519-11).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение мет-

рологических характеристик поверяемых счетчиков с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на навесную пломбу, расположенную в месте крепления нижней

части крышки счетчика к основанию.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам

электрической энергии многофункциональным – измерителям ПКЭ ТЕ3000

ГОСТ 31818.11-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической

энергии.

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

Лист № 25

Всего листов 25

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электро-

магнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего на-

значения.

ГОСТ 33073-2014 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электро-

магнитная. Контроль и мониторинг качества электрической энергии в системах электроснабже-

ния общего назначения.

ГОСТ 30804.4.7-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Общее ру-

ководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем элек-

троснабжения и подключаемых к ним технических средств.

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств

электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

ФРДС.411152.005ТУ.Счетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональные

– измерители ПКЭ ТЕ3000. Технические условия.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ТехноЭнерго» (ООО «ТЭ»)

ИНН 5261055814

Адрес: 603152, г. Нижний Новгород, ул. Кемеровская, д. 3, офис 9

Телефон (факс): (831) 218-04-50

Web-сайт: te-nn.ru

Е-mail:

info@te-nn.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-

зации, метрологии и испытаний в Нижегородской области» (ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)

Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1

Телефон: 8-800-200-22-14

Web-сайт:

www.nncsm.ru

Е-mail:

mail@nncsm.ru

Регистрационный номер 30011-13 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения

единства измерений Росаккредитации.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииА.В. Кулешов

М.п.« ___ » _______________ 2019 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
59447-14	Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности	TPP Smart Metering SE	ООО "ТелеПозиционный Проект" (ТПП), г.С.-Петербург	4 года	Перейти
37755-08	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Топливные системы"	Нет данных	ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург	4 года	Перейти
13957-94	Измерители артериального давления и частоты сердечных сокращений цифровые	ИАД-200	АО "Протон", г.Орел	1 год	Перейти
21762-01	Регистраторы многофункциональные	Daqstation серий DX200, DX200C, DX100, DX100L	Фирма "Yokogawa Electric Corporation", Япония	2 года	Перейти
8734-82	Измерители неоднородностей кабеля	ИНК-КС	Нет данных	Нет данных	Перейти

Заказать поверкуСчетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ ТЕ3000ГРСИ 77036-19

Заказать поверку
Счетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ ТЕ3000
ГРСИ 77036-19